RU2422487C2 - Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе - Google Patents
Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2422487C2 RU2422487C2 RU2006129621/03A RU2006129621A RU2422487C2 RU 2422487 C2 RU2422487 C2 RU 2422487C2 RU 2006129621/03 A RU2006129621/03 A RU 2006129621/03A RU 2006129621 A RU2006129621 A RU 2006129621A RU 2422487 C2 RU2422487 C2 RU 2422487C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- poly
- composition
- particles
- delayed
- tackifying
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 127
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims abstract description 100
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 title claims abstract description 69
- 230000009471 action Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 85
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 77
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 62
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- PYOKUURKVVELLB-UHFFFAOYSA-N trimethyl orthoformate Chemical compound COC(OC)OC PYOKUURKVVELLB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- NDQXKKFRNOPRDW-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-triethoxyethane Chemical compound CCOC(C)(OCC)OCC NDQXKKFRNOPRDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- FGWYWKIOMUZSQF-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-triethoxypropane Chemical compound CCOC(CC)(OCC)OCC FGWYWKIOMUZSQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- HDPNBNXLBDFELL-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trimethoxyethane Chemical compound COC(C)(OC)OC HDPNBNXLBDFELL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- ZGMNAIODRDOMEK-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trimethoxypropane Chemical compound CCC(OC)(OC)OC ZGMNAIODRDOMEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- BFUFJIQCXYWATP-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-tripropoxypropane Chemical compound CCCOC(CC)(OCCC)OCCC BFUFJIQCXYWATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- BQIKKNNMJKMBEQ-UHFFFAOYSA-N 1-(1,1-dibutoxypropoxy)butane Chemical compound CCCCOC(CC)(OCCCC)OCCCC BQIKKNNMJKMBEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- JDQNNHFSSCEQPM-UHFFFAOYSA-N 1-(1,1-dipropoxyethoxy)propane Chemical compound CCCOC(C)(OCCC)OCCC JDQNNHFSSCEQPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- SGJBIFUEFLWXJY-UHFFFAOYSA-N 1-(dibutoxymethoxy)butane Chemical compound CCCCOC(OCCCC)OCCCC SGJBIFUEFLWXJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- RWNXXQFJBALKAX-UHFFFAOYSA-N 1-(dipropoxymethoxy)propane Chemical compound CCCOC(OCCC)OCCC RWNXXQFJBALKAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- FPIVAWNGRDHRSQ-UHFFFAOYSA-N 2-[di(propan-2-yloxy)methoxy]propane Chemical compound CC(C)OC(OC(C)C)OC(C)C FPIVAWNGRDHRSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- GKASDNZWUGIAMG-UHFFFAOYSA-N triethyl orthoformate Chemical compound CCOC(OCC)OCC GKASDNZWUGIAMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 83
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 38
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 21
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 19
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 16
- -1 alcohol orthoester Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 14
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 14
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 12
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 8
- 125000005396 acrylic acid ester group Chemical group 0.000 claims description 7
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical class CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 6
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 claims description 6
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 claims description 6
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 5
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 5
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 5
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 5
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 claims description 5
- GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 2-Ethylhexyl acrylate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C=C GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C(C)=C WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 125000005397 methacrylic acid ester group Chemical group 0.000 claims description 3
- NRZWYNLTFLDQQX-UHFFFAOYSA-N p-tert-Amylphenol Chemical compound CCC(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 NRZWYNLTFLDQQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001485 poly(butyl acrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 claims description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 claims description 2
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 claims description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000002817 coal dust Substances 0.000 claims description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000010439 graphite Substances 0.000 claims description 2
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000010445 mica Substances 0.000 claims description 2
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims 1
- 239000012928 buffer substance Substances 0.000 claims 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FPAFDBFIGPHWGO-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxomagnesium;hydrate Chemical compound O.[Mg]=O.[Mg]=O.[Mg]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O FPAFDBFIGPHWGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- UEVZIKFSVBYKAC-UHFFFAOYSA-N 1-(1,1-dibutoxyethoxy)butane Chemical compound CCCCOC(C)(OCCCC)OCCCC UEVZIKFSVBYKAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 description 51
- 150000002905 orthoesters Chemical class 0.000 description 27
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 description 15
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 11
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 9
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 7
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000002745 poly(ortho ester) Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 3
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 2
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O carboxymethyl-[3-(dodecanoylamino)propyl]-dimethylazanium Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC(O)=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 125000004985 dialkyl amino alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229940065514 poly(lactide) Drugs 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NOGFHTGYPKWWRX-UHFFFAOYSA-N 2,2,6,6-tetramethyloxan-4-one Chemical compound CC1(C)CC(=O)CC(C)(C)O1 NOGFHTGYPKWWRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JPSKCQCQZUGWNM-UHFFFAOYSA-N 2,7-Oxepanedione Chemical compound O=C1CCCCC(=O)O1 JPSKCQCQZUGWNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AFENDNXGAFYKQO-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxybutyric acid Chemical class CCC(O)C(O)=O AFENDNXGAFYKQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AURKDQJEOYBJSQ-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropanoyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CC(O)C(=O)OC(=O)C(C)O AURKDQJEOYBJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCAHUFWKIQLBNB-UHFFFAOYSA-N 3-(3-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COCCCOCCCO QCAHUFWKIQLBNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000247812 Amorphophallus rivieri Species 0.000 description 1
- 235000001206 Amorphophallus rivieri Nutrition 0.000 description 1
- 241000416162 Astragalus gummifer Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002752 Konjac Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000004820 Pressure-sensitive adhesive Substances 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 240000004584 Tamarindus indica Species 0.000 description 1
- 235000004298 Tamarindus indica Nutrition 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 229920001615 Tragacanth Polymers 0.000 description 1
- 235000009754 Vitis X bourquina Nutrition 0.000 description 1
- 235000012333 Vitis X labruscana Nutrition 0.000 description 1
- 240000006365 Vitis vinifera Species 0.000 description 1
- 235000014787 Vitis vinifera Nutrition 0.000 description 1
- GMACPFCYCYJHOC-UHFFFAOYSA-N [C].C Chemical compound [C].C GMACPFCYCYJHOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000679 carrageenan Substances 0.000 description 1
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 description 1
- 229920001525 carrageenan Polymers 0.000 description 1
- 229940113118 carrageenan Drugs 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007073 chemical hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 239000000412 dendrimer Substances 0.000 description 1
- 229920000736 dendritic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920000587 hyperbranched polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000000252 konjac Substances 0.000 description 1
- 235000010485 konjac Nutrition 0.000 description 1
- 150000002596 lactones Chemical class 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical class CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- YOURXVGYNVXQKT-UHFFFAOYSA-N oxacycloundecane-2,11-dione Chemical compound O=C1CCCCCCCCC(=O)O1 YOURXVGYNVXQKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 229920000141 poly(maleic anhydride) Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000196 tragacanth Substances 0.000 description 1
- 235000010487 tragacanth Nutrition 0.000 description 1
- 229940116362 tragacanth Drugs 0.000 description 1
- 238000005809 transesterification reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L zinc;1-(5-cyanopyridin-2-yl)-3-[(1s,2s)-2-(6-fluoro-2-hydroxy-3-propanoylphenyl)cyclopropyl]urea;diacetate Chemical compound [Zn+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CCC(=O)C1=CC=C(F)C([C@H]2[C@H](C2)NC(=O)NC=2N=CC(=CC=2)C#N)=C1O UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
- C09K8/703—Foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. Технический результат - улучшение гибкости и степени управления уплотнением. Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, способный активировать водный агент, повышающий клейкость, причем активатор замедленного высвобождения кислоты содержит, по меньшей мере, один материал, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетата; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетата; поли(ортоацетатов); ортоформиата; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; поли(ортоформиата); ортопропионата; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; поли(ортопропионата); и ортоэфира полифункционального спирта. Состав для обработки приствольной зоны для использования в подземном пласте при регулировании миграции частиц, содержащий жидкость на водной основе и указанное выше множество частиц. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 10 з.п. ф-лы.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам и композициям, предназначенным для уплотнения мелких частиц формации, уменьшения выноса расклинивающего наполнителя из трещины в скважину и уплотнения относительно неуплотненных частей в подземном пласте (что в настоящем документе называют «миграцией частиц»). Говоря более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций замедленного действия, повышающих клейкость, предназначенных для уменьшения миграции частиц в подземных пластах. Несмотря на пригодность для любых сфер применения при ведении подземных работ (таких как включающие карбонатные породы, песчаники, сланцы, угли и тому подобное) композиции и способы настоящего изобретения могут оказаться в особенности подходящими для использования в сферах применения при ведении подземных работ, связанных с угольным метаном («УМ»).
Гидравлический разрыв пласта представляет собой способ, обычно используемый для увеличения потока желательных флюидов из части подземного пласта. Традиционные операции при гидравлическом разрыве пласта включают размещение рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта в части подземного пласта при расходе и давлении, таких, чтобы внутри части подземной зоны образовались или увеличились бы трещины. Трещины имеют тенденцию к распространению в виде вертикальных и/или горизонтальных расколов, расходящихся по радиусу от буровой скважины. При таких обработках, как только гидравлическое давление будет сброшено, образованные трещины будут иметь тенденцию к обратному смыканию. Для предотвращения этого в трещинах зачастую размещают частицы материалов, известные под наименованием расклинивающего наполнителя, в результате их транспортирования в рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта в ходе, по меньшей мере, части операции по гидравлическому разрыву пласта. Частицы переносятся в созданные или природные трещины и образуют в них отложения таким образом, что, когда гидравлическое давление будет сброшено, частицы будут оказывать действие, предотвращающее полное смыкание трещины, и, таким образом, способствовать образованию подводящих каналов, через которые добываемые флюиды смогут перетекать в буровую скважину. Термин «трещина гидравлического разрыва пласта, заполненная расклинивающим наполнителем» в соответствии с его использованием в настоящем документе обозначает трещину (природного или иного происхождения) внутри части подземного пласта, которая содержит определенное количество частиц расклинивающего наполнителя. Термин «набивка из расклинивающего наполнителя» обозначает скопление массы частиц расклинивающего наполнителя в пределах трещины. В отсутствие частиц материалов трещины имеют тенденцию к смыканию и уменьшению проницаемости, достигаемой в результате проведения операции по гидравлическому разрыву пласта.
Нефтегазоносные скважины зачастую располагают в подземных зонах, которые содержат неуплотненные частицы (например, расклинивающий наполнитель или мелкие частицы продуктивной толщи), которые могут мигрировать внутри подземного пласта вместе с нефтью, газом, водой и/или другими желательными флюидами, добываемыми в скважине. Присутствие данных неуплотненных частиц в добываемых флюидах является невыгодным и нежелательным в том смысле, что частицы могут привести к истиранию насосного и другого добывающего оборудования и уменьшать возможные уровни добычи флюидов в продуктивных зонах. Частицы также могут оказывать негативное воздействие на проницаемость пласта. Неуплотненные подземные пласты включают такие структуры, которые содержат части, содержащие неплотно связанные частицы (например, расклинивающий наполнитель и мелкие частицы продуктивной толщи), и такие структуры, в которых сцементированные частицы имеют прочность сцепления, недостаточную для противодействия силам, создаваемым во время добычи флюидов через зоны.
Регулирование миграции частиц в сферах применения в случае угольного метана может оказаться в особенности важным. «Угольный метан» («УМ») представляет собой название, обычно даваемое метану, обнаруживаемому в угольных пластах. Количество метана, добываемого из угольного пласта, по меньшей мере, частично зависит от степени проницаемости, которую определяет количество трещин или кливажей в угольном пласте. Пласты, содержащие УМ, имеют тенденцию к обладанию низкой естественной проницаемостью. Данные пласты обычно также соотносятся с низкими температурами (например, меньшими 200°F) и низкими пластовыми давлениями (например, меньшими 1000 фунт/дюйм2 давления пластовых флюидов у забоя скважины). Высокие значения капиллярных сил в поровых пространствах имеют тенденцию к удержанию в них составов для обработки приствольной зоны. Из угля может образоваться угольная мелочь. Эта угольная мелочь или другие частицы могут мигрировать и закупоривать или частично закупоривать перфорационные каналы, кливажи, трещины, расклинивающий наполнитель и/или продуктивные зоны.
Один традиционный способ улавливания неуплотненных частиц в зонах подземного пласта включает размещение фильтрующего слоя, содержащего частицы гравия, в призабойной зоне, которая соседствует с зоной, представляющей интерес. Фильтрующий слой выступает в роли определенного физического барьера для транспортирования в буровую скважину неуплотненных частиц, которые могут быть получены вместе с добываемыми флюидами. Обычно такие так называемые «операции по получению гравийной набивки» включают закачку и размещение определенного количества желательных частиц в неуплотненном пласте в области, примыкающей к буровой скважине. Один обычный тип операции по получению гравийной набивки включает размещение в буровой скважине сетчатого фильтра для предотвращения выноса песка и заполнение кольцевого пространства между сетчатым фильтром и буровой скважиной гравием определенного размера, рассчитанного для предотвращения прохождения пластового песка. Сетчатый фильтр для предотвращения выноса песка в общем случае представляет собой сборный фильтр, используемый для удержания гравия, размещенного во время проведения операции по получению гравийной набивки. Для удовлетворения характеристикам используемой гравийной набивки может быть использован широкий ассортимент размеров и конфигураций сетчатого фильтра. Подобным же образом, для удовлетворения характеристикам неуплотненных частиц может быть использован широкий диапазон размеров гравия. Получающаяся в результате структура представляет собой барьер для миграции песка из пласта при одновременном все еще пропускании потока флюидов. При получении гравийной набивки гравий переносят в кольцевое пространство в форме суспензии вследствие перемешивания гравия с жидкостью, зачастую называемой «рабочей жидкостью для получения гравийной набивки». Иногда рабочие жидкости для получения гравийной набивки загущают при использовании подходящих гелеобразователей. Как только гравий будет размещен в буровой скважине, вязкость рабочей жидкости уменьшают и ее возвращают на поверхность. В определенных операциях по получению гравийной набивки, обычно называемых «операциями по высокоскоростному водному получению набивки», рабочая жидкость характеризуется пониженной вязкостью, а тем не менее транспортирование гравия обеспечивается, поскольку обработка проходит при высокой скорости. Гравийная набивка, помимо прочего, выступает в роли стабилизатора для пласта при одновременном оказании минимального негативного воздействия на производительность скважины. Гравий, помимо прочего, оказывает действие, предотвращающее закупоривание частицами сетчатого фильтра или их миграцию вместе с добываемыми флюидами, а сетчатый фильтр, помимо прочего, оказывает действие, предотвращающее попадание гравия в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Получение таких набивок может занять много времени и потребовать больших расходов.
Еще один способ, используемый для улавливания частиц в неуплотненных пластах, включает уплотнение неуплотненных частей подземных продуктивных зон с получением относительно стабильных проницаемых масс в результате нанесения смолы, после этого разделительной жидкости и затем катализатора. Такие способы могут оказаться проблематичными, если, например, между нанесением смолы и нанесением внешнего катализатора будут использовать недостаточное количество разделительной жидкости. В данном случае смола может вступить в контакт с внешним катализатором в самой буровой скважине, а не в неуплотненной подземной продуктивной зоне. Кроме того, существует неопределенность в отношении того, достигается ли надлежащая степень контакта между смолой и катализатором. В дополнение к этому, при введении смолы в контакт с внешним катализатором протекает экзотермическая реакция, которая в результате может привести к быстрому прохождению полимеризации, что потенциально нарушает эксплуатационные качества пласта в результате закупоривания поровых каналов. Наиболее желательным является равномерное размещение отверждаемой смолы в пластах, характеризующихся большими интервалами. Однако пласты зачастую демонстрируют широкий диапазон проницаемостей даже в пределах одного пластового резервуара, расположенного вдоль буровой скважины. Как следствие, вскрытия пластов, включающие уплотнение смолой, при использовании обычных методик обвода проводили с интервалами, меньшими 50 футов, а в более идеальном случае меньшими 30 футов. Кроме того, использование смол для уплотнения длинных или больших неуплотненных зон может оказаться непрактичным, по меньшей мере, отчасти вследствие высокой стоимости наиболее подходящих смол.
Еще один подобный способ в попытке уменьшения миграции частиц внутри зоны включает нанесение на неуплотненные частицы неводной композиции, повышающей клейкость. В то время как композиция отверждаемой смолы приводит к получению твердой массы, использование неводной композиции, повышающей клейкость, приводит к получению более податливой уплотненной массы.
Еще одной альтернативой является водная композиция, повышающая клейкость. Однако водным композициям, повышающим клейкость, свойствены свои собственные проблемы, включающие нижеследующее, но не ограничивающиеся только им: для достижения их оптимальных эксплуатационных характеристик требуется использование внешних активаторов и поверхностно-активных веществ.
Новой методикой, которая может оказаться подходящей для использования, является обработка с гидравлическим разрывом пласта, при которой рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта содержит подходящий сшивающий агент, который вступает в реакцию таким образом, чтобы при демонстрации замедленного действия обеспечить уплотнение частиц в пласте для предотвращения миграции частиц. Этого до сих пор не добивались, помимо прочего, вследствие ограничений, связанных с обычно используемыми кислотами и активаторами на основе ангидридов кислот.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам и композициям, предназначенным для регулирования миграции частиц. Говоря более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций замедленного действия, повышающих клейкость, предназначенных для регулирования миграции частиц в подземных пластах.
В одном варианте реализации настоящее изобретение предлагает композицию замедленного действия, повышающую клейкость, предназначенную для регулирования миграции частиц в подземных пластах, содержащую: водный агент, повышающий клейкость; и активатор замедленного высвобождения кислоты.
В еще одном варианте реализации настоящее изобретение предлагает состав для обработки приствольной зоны, предназначенный для использования в подземном пласте при регулировании миграции частиц, содержащий жидкость на водной основе и композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты.
В еще одном варианте реализации настоящее изобретение предлагает множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты.
Признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов в соответствующей области. Несмотря на возможность внесения специалистом в соответствующей области многочисленных изменений, такие изменения включаются в сущность изобретения.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
Настоящее изобретение относится к способам и композициям, предназначенным для регулирования миграции частиц. Говоря более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций замедленного действия, повышающих клейкость, предназначенных для регулирования миграции частиц в подземных пластах. Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения могут обеспечить уплотнение, стабилизацию и/или регулирование частиц (что в настоящем документе называется «стабилизацией» частиц и терминами, производными от него), присутствующих в подземном пласте, (например, расклинивающего наполнителя, мелких частиц продуктивной толщи и тому подобного). Это также может называться «регулированием мелких частиц». Композиции и способы настоящего изобретения могут оказаться в особенности подходящими для использования в сферах применения, связанных с УМ.
Одно из многих преимуществ настоящего изобретения заключается в том, что в случае использования водных агентов, повышающих клейкость, способы исключают потребность в отдельном кислотном активаторе, что улучшает гибкость и степень управления в операции. Кроме того, способы настоящего изобретения представляют собой вариант активации водного агента, повышающего клейкость, внутри скважины относительно управляемым способом с замедленным действием. Еще одно преимущество в череде многих преимуществ заключается в том, что получающиеся в результате стабилизированные массы обладают лучшей механической гибкостью в сопоставлении с массами, которые образуются при использовании отверждаемых смол. Для специалиста в соответствующей области после ознакомления с данным описанием станут очевидными и другие преимущества.
А. Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения
Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения содержат водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, для водного агента, повышающего клейкость. Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, также могут содержать воду, однако достаточное количество воды в композиции замедленного действия, повышающей клейкость, может присутствовать благодаря составу водного агента, повышающего клейкость, который обычно имеется в форме раствора. Активатор замедленного высвобождения кислоты, в композициях в желательный момент времени по истечении периода задержки обеспечивает образование кислоты, которая активирует водный агент, повышающий клейкость, делая для него возможной стабилизацию частиц внутри части подземного пласта. Термин «стабилизация» и его производные в соответствии с использованием в настоящем документе обозначают придание стабильности, блокирование на месте или, по меньшей мере, частичную иммобилизацию по месту в отношении частиц, так чтобы придать им сопротивление течению вместе с потоком добываемых флюидов. Данную стабилизацию можно называть «регулированием мелких частиц». Период задержки, помимо прочего, зависит от природы активатора замедленного высвобождения кислоты, состава жидкого носителя и окружающей среды, в которой их размещают.
Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения необязательно могут содержать дополнительные добавки, такие как гелеобразователи, буферные вещества, поверхностно-активные вещества, разжижители геля, ферменты, хелатообразователи, вещества, регулирующие пенообразование, кислоты или ингибиторы образования отложений. Например, буферное вещество может оказаться выгодным в случае желательности получения более длительного периода задержки до того, как активатор замедленного высвобождения кислоты, обеспечит образование кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость. Разжижители геля и ферменты могут оказаться выгодными для того, чтобы устранить какое-либо предшествующее нарушение эксплуатационных качеств пласта, обусловленное гелем, который может присутствовать в подземном пласте, например, в результате предшествующего проведения работы по гидравлическому разрыву пласта. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать, что совместимость любой данной добавки необходимо протестировать, обеспечивая отсутствие ее неблагоприятного воздействия на эксплуатационные характеристики агента, повышающего клейкость.
1. Подходящие водные агенты, повышающие клейкость
Водные агенты, повышающие клейкость, подходящие для использования в настоящем изобретении, способны подвергаться «активации» (например, дестабилизации, коалесценции и/или реакции) при использовании подходящего активатора на кислотной основе, превращающего агент в «активированный водный агент, повышающий клейкость», способный обеспечивать стабилизацию частиц в желательный момент времени. Активированный водный агент, повышающий клейкость, обладает способностью стабилизировать частицы. Такая активация может происходить до, во время или после того, как водный агент, повышающий клейкость, будет размещен в подземном пласте. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать то, что желательное замедление активации может составлять период времени, продолжительностью всего лишь в несколько минут, для времени закачки, необходимого для размещения состава для обработки приствольной зоны при проведении перемешивания во время закачки, до дней для получения состава для обработки приствольной зоны на стороне, а после этого его транспортирования к скважине. В предпочтительных вариантах реализации настоящего изобретения активация происходит по окончании периода задержки, продолжительность которого может находиться в диапазоне от приблизительно 15 минут до приблизительно 75 часов или более. Продолжительность предпочтительного периода задержки находится в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 12 часов.
Подходящими водными агентами, повышающими клейкость, в общем случае являются заряженные полимеры, которые включают соединения, которые при нахождении в водном растворителе или растворе вместе с активатором будут образовывать незатвердевающее покрытие, а при нахождении на частицах в пласте будут увеличивать критическую скорость непрерывного ресуспендирования частиц при их попадании в контакт с потоком воды. Критическая скорость ресуспендирования обозначает скорость в переходной точке между ламинарным и турбулентным типами течения жидкости. Водный агент, повышающий клейкость, может увеличивать степень контакта между зернами частиц внутри пласта (вне зависимости от того, будут ли это частицы расклинивающего наполнителя, мелкие частицы продуктивной толщи или другие частицы), содействуя уплотнению частиц с образованием сцепленной гибкой и проницаемой массы (в настоящем документе называемой «стабилизированной массой»), стабилизации индивидуальных частиц или кластеров частиц или уменьшению тенденции частиц к образованию оптимальной компоновки набивки (например, в целях повышения пористости или проницаемости).
Подходящие водные агенты, повышающие клейкость, включают любой полимер, который может связывать, коагулировать или флоккулировать частицы. Кроме того, подходящими могут оказаться и полимеры, которые функционируют в качестве клеев, склеивающих при надавливании. Примеры водных агентов, повышающих клейкость, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: полимеры акриловой кислоты; полимеры сложных эфиров акриловой кислоты; полимеры производных акриловой кислоты; гомополимеры акриловой кислоты; гомополимеры сложных эфиров акриловой кислоты (такие как поли(метилакрилат), поли(бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)); сополимеры сложных эфиров акриловой кислоты; полимеры производных метакриловой кислоты; гомополимеры метакриловой кислоты; гомополимеры сложных эфиров метакриловой кислоты (такие как поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексилметакрилат)); полимеры акриламидометилпропансульфоната; полимеры производных акриламидометилпропансульфоната; сополимеры акриламидометилпропансульфоната; и сополимеры акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната, их производные и их комбинации. Термин «производное» в соответствии с использованием в настоящем документе обозначает любое соединение, которое получают из одного из перечисленных соединений, например, в результате замены одного атома в соединении основы на другой атом или группу атомов. Способы определения подходящих водных агентов, повышающих клейкость, и дополнительное описание водных агентов, повышающих клейкость, можно обнаружить в патентной заявке США номер 10/864,061, поданной 9 июня 2004 года, и патентной заявке США номер 10/864,618, поданной 9 июня 2004 года, соответствующие описания которых включаются в настоящее описание в качестве ссылки.
Некоторые подходящие агенты, повышающие клейкость, описываются в патенте США № 5249627 авторов Harms et al., соответствующее описание которого включается в настоящее описание в качестве ссылки. В документе автора Harms описываются водные агенты, повышающие клейкость, которые включают, по меньшей мере, одного представителя, выбираемого из группы, состоящей из четвертичного бензил(радикал жирных кислот кокосового масла)ди(гидроксиэтил)амина, п-трет-амилфенола, сконденсированного с формальдегидом, и сополимера, содержащего от приблизительно 80% до приблизительно 100% С1-30 алкилметакрилатных мономеров и от приблизительно 0% до приблизительно 20% гидрофильных мономеров. В определенных вариантах реализации водный агент, повышающий клейкость, может включать сополимер, который содержит от приблизительно 90% до приблизительно 99,5% 2-этилгексилакрилата и от приблизительно 0,5% до приблизительно 10% акриловой кислоты. Подходящим гидрофильным мономером может являться любой мономер, который будет обеспечивать наличие полярных кислородсодержащих или азотсодержащих групп. Подходящие гидрофильные мономеры включают диалкиламиноалкил(мет)акрилаты и их четвертичные аддитивные и кислые соли, акриламид, N-(диалкиламиноалкил)акриламид, метакриламиды и их четвертичные аддитивные и кислые соли, гидроксиалкил(мет)акрилаты, ненасыщенные карбоновые кислоты, такие как метакриловая кислота или предпочтительно акриловая кислота, гидроксиэтилакрилат, акриламид и тому подобное. Данные сополимеры можно получить по любой подходящей методике проведения эмульсионной полимеризации. Способы получения данных сополимеров описываются, например, в патенте США № 4670501, соответствующее описание которого включается в настоящее описание в качестве ссылки.
Обычно наиболее подходящими водными агентами, повышающими клейкость, являются полимеры на растворной основе; обычно они доступны при концентрациях в диапазоне приблизительно от 20% до 40%. В определенных вариантах реализации водный агент, повышающий клейкость, представляет собой приблизительно 40%-ный раствор в воде, содержащий другие небольшие количества поверхностно-активных веществ или других добавок. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием легко станет предусматривать и высушенные полимерные композиции, а также разбавленные композиции (например, с концентрациями полимера, меньшими приблизительно 20%).
Водный агент, повышающий клейкость, необходимо включать в композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 10 % при расчете на объем водной композиции замедленного действия, повышающей клейкость. В предпочтительных вариантах реализации данное количество может находиться в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 5%.
2. Подходящие активаторы замедленного действия, высвобождающие кислоту
В способах настоящего изобретения активатор замедленного высвобождения кислоты по истечении определенного времени обеспечивает образование количества кислоты, достаточного для активации водного агента, повышающего клейкость, и, таким образом, стимулирования появления клейкости у водного агента, повышающего клейкость, так чтобы он смог обеспечить стабилизацию частиц внутри скважины. Таким образом, требование наличия раствора внешней кислоты для активации водного агента, повышающего клейкость, отсутствует.
Неограничивающие примеры кислотных активаторов замедленного высвобождения кислоты, которые можно использовать в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: сложные ортоэфиры, сложные поли(ортоэфиры), разлагающиеся полимеры и другие предшественники кислот (такие как инкапсулированные кислоты), которые высвобождают кислоту во время разложения. Количество активатора замедленного высвобождения кислоты, необходимое для активации водного агента, повышающего клейкость, стехиометрически соотносится с количеством присутствующего водного агента, повышающего клейкость.
А. Подходящие сложные ортоэфиры и сложные поли(ортоэфиры)
Сложные ортоэфиры и сложные поли(ортоэфиры), подходящие для использования в настоящем изобретении, будут обеспечивать замедленное образование кислот, что, помимо прочего, будет приводить к активации водного агента, повышающего клейкость.
Примеры подходящих сложных ортоэфиров обладают структурой, описываемой формулой: RC(OR')(OR'')(OR'''), где R', R'' и R''' не являются водородом, и R', R'' и R''' могут являться, а могут и не являться одной и той же группой. R', R'' или R''' могут содержать гетероатом, что может оказывать влияние на растворимость выбранного сложного ортоэфира при заданной сфере применения. Подходящие гетероатомы могут включать азот или кислород. Подходящие сложные поли(ортоэфиры) описываются в статье, озаглавленной Poly(orthoesters) - From Concept to Reality, BIOMACROMOLECULES, Vol.5, 1625 (2004), и в некоторых из ссылок, процитированных в ней, которые включаются в настоящее описание в качестве ссылки. Примеры подходящих сложных ортоэфиров и сложных поли(ортоэфиров) включают нижеследующие, но не ограничиваются только ими: ортоацетаты, такие как триметилортоацетат, триэтилортоацетат, трипропилортоацетат, триизопропилортоацетат, трибутилортоацетат и поли(ортоацетаты); ортоформиаты, такие как триметилортоформиат, триэтилортоформиат, трипропилортоформиат, триизопропилортоформиат, трибутилортоформиат и поли(ортоформиаты); и ортопропионаты, такие как триметилортопропионат, триэтилортопропионат, трипропилортопропионат, триизопропилортопропионат, трибутилортопропионат и поли(ортопропионаты). Подходящими сложными ортоэфирами также могут являться и сложные ортоэфиры полифункциональных спиртов, таких как глицерин и/или этиленгликоль. При выборе сложного ортоэфира необходимо обратить внимание на то, что определенные сложные ортоэфиры характеризуются низкими температурами вспышки. В результате переэтерификации вышеупомянутых сложных ортоэфиров при использовании широкого ассортимента спиртов, сахаров или полиолов можно синтезировать различные производные. Необходимо обратить внимание на то, что при синтезировании данных молекул после синтеза не должно оставаться каких-либо свободных спиртовых групп, которые могли бы дополнительно участвовать в переэтерификации и, возможно, разрушать молекулу. В зависимости от желательной сферы применения сложные ортоэфиры или сложные поли(ортоэфиры) могут являться растворимыми в воде, нерастворимыми в воде или твердыми. В общем случае растворимые в воде сложные ортоэфиры легко гидролизуются при более низких температурах в сопоставлении со сложными ортоэфирами, нерастворимыми в воде. В результате придания сложному ортоэфиру или сложному поли(ортоэфиру) большей гидрофобности (например, при использовании подходящих методик дериватизации) сложный ортоэфир можно сделать более подходящим для использования в сферах применения при повышенных температурах. Кроме того, сложные поли(ортоэфиры), полученные при использовании глицерина и триметилортоформиата, являются растворимыми в воде в зависимости от количества повторяющихся звеньев, и их можно использовать для сфер применения при пониженных температурах. Одним из преимуществ использования сложного поли(ортоэфира) в сопоставлении со сложным ортоэфиром является то, что он характеризуется повышенной температурой вспышки и повышенной вязкостью. Подобным же образом, можно синтезировать гидрофобные сложные поли(ортоэфиры), которые являются подходящими для сфер применения при повышенных температурах. Выбор того, какой конкретно сложный ортоэфир или сложный поли(ортоэфир) использовать, должен определяться такими соображениями, как параметры окружающей среды.
Для того чтобы сделать возможным гидролиз сложного ортоэфира или сложного поли(ортоэфира) с получением кислоты, может оказаться необходимым источник воды. Вода должна присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 2 молей воды на приблизительно каждый 1 моль сложного ортоэфира до избыточного количества воды. В случае сложных поли(ортоэфиров) оно должно базироваться на количестве молей повторяющихся звеньев сложного ортоэфира, доступных для реакции. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать, присутствует ли в буровой скважине либо в активаторе замедленного высвобождения кислоты, либо другим образом количество воды, подходящее для желательной сферы применения, или жидкость на водной основе необходимо добавить.
Композиции агента замедленного действия, повышающего клейкость, настоящего изобретения также могут содержать ингибитор, который может обеспечить замедленное образование кислоты из сложного ортоэфира или сложного поли(ортоэфира), а также может нейтрализовывать образующуюся кислоту в течение периода задержки для содействия получению более продолжительного периода задержки. Подходящие ингибиторы включают основания. Примеры определенных предпочтительных ингибиторов могут включать гидроксид натрия, гидроксид калия, амины, такие как гексаметилентетраамин, карбонат натрия и их комбинации. В определенных вариантах реализации в противоположность большому количеству относительно слабого основания предпочтительным является небольшое количество сильного основания.
Подходящие сложный ортоэфир или сложный поли(ортоэфир) могут иметь любую подходящую форму. Например, их можно использовать в твердой форме, в форме раствора, форме геля или форме эмульсии. В определенных сферах применения подходящей для использования может являться форма раствора, например, если желательной будет более быстрая активация водного агента, повышающего клейкость; в других сферах применения, например, если желательной будет более медленная активация, возможно использование твердой формы, формы геля или эмульсии. В случае формы раствора подходящие примеры растворителей включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: пропиленгликоль, простой пропиленгликольмонометиловый эфир, простой дипропиленгликольмонометиловый эфир и простой этиленгликольмонобутиловый эфир. В определенных вариантах осуществления выгодными могут оказаться смеси растворителей и воды, например, в случае сохранения солюбилизации сложного ортоэфира. Получения формы геля для композиции на основе сложного ортоэфира можно добиться благодаря гелеобразованию при использовании подходящих полимеров и/или поверхностно-активных веществ. В случае формы эмульсии подходящие эмульгаторы включают эмульгаторы, подобные “WS-44”, который коммерчески доступен от компании Halliburton Energy Services, Данкан, Оклахома. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать, какая композиция является подходящей для конкретной сферы применения.
Образованная кислота также может выступать в роли разжижителя геля для загущенного состава для обработки приствольной зоны, такого как рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта или рабочая жидкость для получения гравийной набивки.
b. Подходящие разлагающиеся полимеры
Подходящие разлагающиеся полимеры включают материалы, которые будут высвобождать кислоту во время разложения (например, в результате прохождения химического гидролиза). В настоящем документе полимер считается «разлагающимся», если разложение обусловливается, помимо прочего, прохождением химического и/или радикального процесса, такого как гидролиз или окисление. Разлагаемость полимера, по меньшей мере, отчасти зависит от структуры его основной цепи. Например, присутствие гидролизуемых и/или окисляемых связей в основной цепи зачастую приводит к получению материала, который будет разлагаться так, как это описывается в настоящем документе. Скорости, с которыми такие полимеры разлагаются, зависят от типа повторяющегося звена, состава, последовательности, длины, молекулярной геометрии, молекулярной массы, морфологии (например, степени кристалличности, размера сферолитов и ориентации), гидрофильности, гидрофобности, площади удельной поверхности и добавок. Кроме того, на то, как полимер будет разлагаться, может оказывать влияние окружающая среда, воздействию которой он подвергается, например температура, присутствие влаги, кислород, микроорганизмы, ферменты, значение рН и тому подобное.
Подходящие примеры разлагающихся полимеров, которые высвобождают кислоту во время разложения, которые можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: алифатические сложные полиэфиры; поли(лактиды); поли(гликолиды); поли(ε-капролактоны); поли(гидроксибутираты); поли(ангидриды); и алифатические поликарбонаты. Предпочтительным предшественником кислоты является соединение, которое обеспечивает образование уксусной кислоты в случае водных агентов, повышающих клейкость, на основе сложного поли(эфира акриловой кислоты). Предшественники кислоты, которые обеспечивают образование ацетатов, такие как этилортоацетат, могут оказаться предпочтительными в случае других водных агентов, повышающих клейкость.
Полиангидриды представляют собой еще один тип в особенности подходящего разлагающегося полимера, используемого в настоящем изобретении. Гидролиз полиангидрида протекает, помимо прочего, по концам цепи, имеющим свободные группы карбоновой кислоты, с получением карбоновых кислот в качестве конечных продуктов разложения. Время эрозии может варьироваться в широком диапазоне изменений в основной цепи полимера. Примеры подходящих полиангидридов включают поли(адипиновый ангидрид), поли(пробковый ангидрид), поли(себациновый ангидрид) и поли(додекандиоевый ангидрид). Другие подходящие примеры включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: поли(малеиновый ангидрид) и поли(бензойный ангидрид).
Физические свойства разлагающихся полимеров зависят от нескольких факторов, таких как состав повторяющихся звеньев, гибкость цепи, присутствие полярных групп, молекулярная масса, степень разветвленности, степень кристалличности, ориентация и тому подобное. Например, короткоцепочечные разветвления приводят к уменьшению степени кристалличности полимеров в то время, как длинноцепочечные разветвления приводят к уменьшению вязкости расплава и придают, помимо прочего, вязкость при растяжении, демонстрирующую способность к увеличению жесткости при натяжении. Свойства используемого материала можно дополнительно отрегулировать в результате перемешивания и сополимеризации его с другим полимером или в результате введения изменения в макромолекулярную архитектуру (например, сверхразветвленные полимеры, звездообразные полимеры или дендримеры и тому подобное). Свойства любого такого подходящего разлагающегося материала замедленного действия, высвобождающего кислоту, (например, гидрофобность, гидрофильность, скорость разложения и тому подобное) можно отрегулировать в результате введения избранных функциональных групп вдоль полимерных цепей. Например, поли(фениллактид) будет разлагаться приблизительно при 1/5 скорости от скорости для рацемического поли(лактида) при рН 7,4 при 55°С. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием будет способен определить функциональные группы, подходящие для введения в полимерные цепи при получении желательных физических свойств разлагающихся полимеров.
Также подходящими могут оказаться и смеси определенных разлагающихся материалов замедленного высвобождения кислоты. Один пример подходящей смеси материалов включает смесь поли(молочной кислоты) и поли(гликолида). Также могут оказаться подходящими и другие материалы, которые подвергаются разложению и обеспечивают образование кислоты, если продукты разложения не будут оказывать нежелательного воздействия либо на проводимую обработку подземного пласта, либо на подземный пласт.
При выборе подходящего активатора необходимо обратить внимание на продукты разложения, которые в результате будут образовываться. Данные продукты разложения также не должны оказывать негативного воздействия на другие операции или компоненты. Выбор разлагающегося материала, по меньшей мере, отчасти также может зависеть от условий в скважине, например, от температуры в буровой скважине. Например, как было обнаружено, лактиды являются подходящими для скважин с пониженными температурами, в том числе скважин с температурами в диапазоне от 60°F до 150°F, и, как было обнаружено, при температурах в буровой скважине, превышающих данный диапазон, подходящим является поли(лактид). Кроме того, для скважин с более высокими температурами может оказаться подходящей поли(молочная кислота).
При использовании в настоящем изобретении предпочтительный результат достигается, если активатор замедленного действия, высвобождающий кислоту, будет обеспечивать образование кислоты по истечении периода задержки в противоположность моментальному образованию. Еще более предпочтительные результаты получали тогда, когда кислота не высвобождалась до тех пор, пока обработку подземного пласта по существу не заканчивали, и это желательно для превращения состава для обработки приствольной зоны в жидкость с пониженной вязкостью.
c. Другие предшественники кислоты
Другие активаторы замедленного высвобождения кислоты, которые можно использовать в настоящем изобретении, включают материалы, у которых продукты термической деструкции или реакции включают кислоты. Примеры включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: сложные эфиры, лактоны, молочный ангидрид, малеиновый ангидрид и инкапсулированные кислоты.
В. Составы для обработки приствольной зоны, которые содержат композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения
Вследствие своей природы, позволяющей реализовать механизм замедленного действия, композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения можно использовать в связи с любым составом для обработки приствольной зоны в подземном пласте (например, с рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта). В соответствии с использованием в настоящем документе термин «обработка» или «проведение обработки» обозначает любую операцию при ведении подземных работ, в которой используют жидкость в связи с реализацией желательной функции и/или для достижения желательной цели. Термин «обработка» или «проведение обработки» не подразумевает какого-либо конкретного действия, оказываемого жидкостью или каким-либо ее конкретным компонентом. В одном варианте реализации композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно добавлять к рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, а после этого размещать вместе с рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта внутри скважины во время проведения операции по гидравлическому разрыву пласта. Желательный активатор, высвобождающий кислоту, будет обеспечивать образование кислоты в желательный момент времени после того, как рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта будет размещена в желательной части подземного пласта. Кислота может выступать в роли разжижителя геля для рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, а также в качестве активатора для агента замедленного действия, повышающего клейкость, содержащегося в композиции замедленного действия, повышающей клейкость. Еще одним примером является рабочая жидкость для получения гравийной набивки. Композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно добавлять к рабочей жидкости для получения гравийной набивки и вводить в подземный пласт вместе с рабочей жидкостью. Кислота может выступать в роли разжижителя геля для рабочей жидкости для получения гравийной набивки (например, если рабочую жидкость для получения гравийной набивки загущают при использовании подходящего гелеобразователя), а также активатора для агента замедленного действия, повышающего клейкость, содержащегося в композиции замедленного действия, повышающей клейкость. Другие обработки, в которых композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения, можно вводить в подземный пласт, включают исправительные обработки или обработки скелета породы.
Подходящие водные составы для обработки приствольной зоны включают пресную воду, соленую воду, рассол, морскую воду или любую другую жидкость на водной основе, которая не будет неблагоприятным образом вступать в реакцию с другими компонентами, используемыми в соответствии с данным изобретением, или с подземным пластом. Необходимо обратить внимание на то, что, если состав для обработки приствольной зоны будет содержать большие концентрации солей, то тогда данные соли будут иметь возможность выступать в роли активатора для водного агента, повышающего клейкость, что может оказаться нежелательным.
В определенных вариантах осуществления состав для обработки приствольной зоны может быть вспененным. Собственно говоря, одно преимущество использования вспененного варианта в сопоставлении с невспененным вариантом заключается в том, что используется меньше жидкости на водной основе. Это может оказаться существенным в подземных пластах, которые являются водовосприимчивыми. В определенных вариантах реализации вспененные составы для обработки приствольной зоны характеризуются качеством пены, равным приблизительно 30% или более. Предпочтительный уровень качества пены равен приблизительно 50% или более. Сюда могут быть включены смешанные рабочие жидкости. В таких вариантах реализации состав для обработки приствольной зоны содержит пенообразователь и необязательно подходящее поверхностно-активное вещество.
Выбор того, пользоваться поверхностно-активным веществом или нет, по меньшей мере, отчасти будет определяться минералогией пласта. В общем случае поверхностно-активное вещество может способствовать облегчению нанесения на частицы покрытия, образуемого композицией замедленного действия, повышающей клейкость. Например, водные агенты, повышающие клейкость, используемые в данном изобретении, содержат заряженные полимеры, которые предпочтительно прикрепляются к частицам, несущим противоположный заряд. Например, гидрофобный полимер, несущий отрицательный заряд, предпочтительно будет прикрепляться к поверхностям, характеризующимся дзета-потенциалом в диапазоне от положительного до нейтрального, и/или к гидрофильной поверхности. Поэтому в конкретных вариантах осуществления для облегчения нанесения на частицы внутри пласта водного агента, повышающего клейкость, возможно включение катионного поверхностно-активного вещества. Как должен понимать специалист в соответствующей области, также возможно использование и амфотерных и цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ до тех пор, пока условия, воздействию которых они будут подвергаться во время использования, будут такими, что они будут иметь желательный заряд. Например, в конкретных вариантах осуществления возможно использование смесей катионных и амфотерных поверхностно-активных веществ. В случае использования в вариантах осуществления составов для обработки приствольной зоны поверхностно-активное вещество присутствует в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 5% (об.). В случае вспенивания жидкость основы и/или композиция замедленного действия, повышающая клейкость, могут содержать газ. Несмотря на то, что для вспенивания составов для обработки приствольной зоны данного изобретения возможно использование различных газов, предпочтительными являются азот, диоксид углерода и их смеси. В примерах таких вариантов реализации газ может присутствовать в жидкости основы и/или композиции замедленного действия, повышающей клейкость, в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 95% (об.), а более предпочтительно в диапазоне от приблизительно 20% до приблизительно 80%. На количество газа, вводимого в жидкость, могут оказать влияние факторы, включающие вязкость жидкости и давления пластовых флюидов у забоя скважины, имеющие место в конкретной сфере применения. Примеры предпочтительных пенообразователей, которые можно использовать для вспенивания жидкости основы и/или композиции замедленного действия, повышающей клейкость, данного изобретения, включают нижеследующие, но не ограничиваются только ими: алкиламидобетаины, такие как кокоамидопропилбетаин, альфа-олефинсульфонат, хлорид триметилталлоуаммония, С8-C22 алкилэтоксилатсульфат и хлорид триметилкокоаммония. В особенности предпочтительным является кокоамидопропилбетаин. Другие подходящие поверхностно-активные вещества, доступные в компании Halliburton Energy Services, включают: “19N™”, “G-Sperse Dispersant”, поверхностно-активное вещество “Morflo III®”, поверхностно-активное вещество “Hyflo® IV M”, поверхностно-активное вещество “Pen-88M™”, “HC-2™ Agent”, поверхностно-активное вещество “Pen-88 HT™”, эмульгатор “SEM-7™”, пенообразователь “Howco-Suds™”, поверхностно-активное вещество “Howco Sticks™”, вспомогательное диспергирующее средство для кислотных добавок “A-Sperse™”, поверхностно-активное вещество “SSO-21E” и поверхностно-активное вещество “SSO-21MW™”. Также возможно включение и других подходящих пенообразователей и пеностабилизаторов, что станет понятно специалисту в соответствующей области после ознакомления с данным описанием. Пенообразователь в общем случае присутствует в жидкости основы и/или композиции замедленного действия, повышающей клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 5,0% (об.), более предпочтительно в количестве в диапазоне от приблизительно 0,2% до приблизительно 1,0%, а наиболее предпочтительно приблизительно равном 0,6% (об.).
Состав для обработки приствольной зоны необязательно может содержать гелеоборазователь. В данных композициях возможно использование любого гелеобразователя, подходящего для использования в сферах применения при ведении подземных работ, в том числе нижеследующего, не ограничиваясь только им: природные биополимеры, синтетические полимеры, сшитые гелеобразователи, вязкоупругие поверхностно-активные вещества и тому подобное. Примерами подходящих гелеобразователей являются гуар и ксантан. Возможно использование широкого ассортимента гелеобразователей, в том числе гидратируемых полимеров, которые имеют одну или несколько функциональных групп, таких как гидроксильная, карбоксильная, сульфатная, сульфонатная, амино- или амидная группы. Подходящие гелеобразователи обычно включают полисахариды, биополимеры, синтетические полимеры или их комбинацию. Примеры подходящих полимеров включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: гуаровая камедь и ее производные, такие как гидроксипропиловое производное гуара и карбоксиметилгидроксипропиловое производное гуара, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза, смола плодоворожкового дерева, тара, конджак, тамаринд, крахмал, целлюлоза, карая, диутан, склероглюкан, вэллан, геллан, ксантан, трагакант и каррагенан и производные всех из вышеупомянутых материалов. В дополнение к этому возможно использование синтетических полимеров и сополимеров. Примеры таких синтетических полимеров включают нижеследующее, но не ограничиваются только ими: полиакрилат, полиметакрилат, полиакриламид, поливиниловый спирт и поливинилпирролидон. В других примерах вариантов осуществления молекулу гелеобразователя можно подвергнуть деполимеризации. Термин «деполимеризация» в соответствии с использованием в настоящем документа в общем случае обозначает уменьшение молекулярной массы молекулы гелеобразователя. Подвергнутые деполимеризации молекулы гелеобразователя описываются в патенте США № 6488091, выданном 3 декабря 2002 года авторам Weaver et al., соответствующее описание которого включается в настоящее описание в качестве ссылки. Подходящие гелеобразователи в общем случае присутствуют в композициях замедленного действия, повышающих клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 5% при расчете на массу воды в них. В определенных примерах вариантов осуществления гелеобразователи присутствуют в композициях замедленного действия, повышающих клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 2% (об.). В случае использования гелеобразователя необходимым может оказаться подходящий разжижитель геля для того, чтобы, в конечном счете, уменьшить вязкость рабочей жидкости. Возможно использование любых разжижителей геля, подходящих для подземного пласта, и гелеобразователя. Количество вводимого разжижителя геля, помимо прочего, будет зависеть от количества гелеобразователя, присутствующего в составе для обработки приствольной зоны. Другие соображения, касающиеся разжижителя геля, станут понятны специалисту в соответствующей области после ознакомления с данным описанием.
С. Способы настоящего изобретения
Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения, помимо прочего, можно использовать для любой подходящей обработки приствольной зоны, при которой желательным будет являться регулирование частиц по механизму замедленного действия. Один пример способа настоящего изобретения включает стадии: подачи состава для обработки приствольной зоны, который содержит композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; размещения состава для обработки приствольной зоны в подземном пласте; создания для предшественника кислоты условий для обеспечения образования кислоты по истечении периода задержки; и создания для кислоты условий для активации водного агента, повышающего клейкость, с получением активированного водного агента, повышающего клейкость, который способен стабилизировать частицы.
В определенных вариантах осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки части подземного пласта, который включает: подачу композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; введение композиции замедленного действия, повышающей клейкость, в выбранную часть подземного пласта; создание для активатора замедленного высвобождения кислоты, условий для обеспечения образования кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость; создание условий для активации водного агента, повышающего клейкость, таким образом, чтобы получить активированный водный агент, повышающий клейкость; и создание для активированного водного агента, повышающего клейкость, условий для прилипания к неуплотненным частицам внутри части подземного пласта. Данные способы можно реализовать в любой момент времени в течение срока службы скважины.
Определенные способы настоящего изобретения относятся к способам, которые делают возможным размещение агентов, повышающих клейкость, на большей глубине в пласте до активации агента, повышающего клейкость.
В определенных вариантах реализации композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения, помимо прочего, могут быть использованы в первичных, исправительных или упреждающих способах. То, будет ли конкретный способ данного изобретения являться «первичным», «исправительным» или «упреждающим», определяется по отношению к привязке по времени для обработки с гидравлическим разрывом пласта или обработки с получением гравийной набивки. Первичные способы настоящего изобретения включают использование композиции замедленного действия, повышающей клейкость, настоящего изобретения в связи с рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкостью для получения гравийной набивки (например, в качестве компонента рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкости для получения гравийной набивки, так чтобы композицию замедленного действия, повышающую клейкость, вводили бы в подземный пласт вместе с рабочей жидкостью). Исправительные способы являются наиболее подходящими для скважин, где часть скважины подвергли обработке с гидравлическим разрывом пласта и введением расклинивающего наполнителя. Исправительные способы также можно использовать и в ситуации с получением гравийной набивки, например, если имеются проблема или поломка в отношении сетчатого фильтра. Упреждающие способы являются наиболее подходящими для скважин, которые еще не подвергали обработке с гидравлическим разрывом пласта или получением гравийной набивки. Упреждающие способы при желании можно реализовать в связи с обработкой с гидравлическим разрывом пласта, например, в порядке предварительной закачки рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта без расклинивающего наполнителя при проведении обработки с гидравлическим разрывом пласта или на любой стадии диагностической закачки, осуществляемой до реализации основных методик гидравлического разрыва пласта, получения гравийной набивки или кислотной обработки пласта.
Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения также можно использовать до, во время или после процесса нагнетания кислоты в пласт под давлением до его разрыва или структурной кислотной обработки. Это возможно потому, что водный агент, повышающий клейкость, не активируется под действием HCl, используемой в таких методиках кислотной обработки.
Специалист в соответствующей области должен осознавать, что настоящее изобретение может оказаться подходящим для использования при стабилизации и других типов частиц, таких как покрытия (также называемые «кожицей винограда»), остающиеся от некоторых инкапсулированных материалов.
Способы настоящего изобретения являются в особенности подходящими для сфер применения, связанных с УМ, где желательным является регулирование большого объема мелких частиц продуктивной толщи, которые обычно присутствуют в таких пластах. Будучи оставленными без обработки, данные мелкие частицы могут привести к уменьшению производительности скважины до той точки, когда добыча может перестать быть экономически оправданной. В результате обработки данных мелких частиц в соответствии с настоящим изобретением кривая падения добычи для данных скважин может быть улучшена.
Ниже приводятся определенные дополнительные примеры некоторых первичных, исправительных и упреждающих способов настоящего изобретения.
1. Первичные способы
В определенных вариантах осуществления композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно использовать в первичном способе вместе с составом для обработки приствольной зоны скважины, таким как рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта или рабочая жидкость для получения гравийной набивки. Один пример такого способа включает: подачу рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, которая содержит композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения; размещение рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта внутри части подземного пласта при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней трещины; и предоставления композиции замедленного действия, повышающей клейкость, возможности уплотнения частиц внутри части подземного пласта. Еще один вариант осуществления первичного способа настоящего изобретения включает стадии: подачи рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, содержащей композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; размещения рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта внутри части подземного пласта при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней трещины; предоставление активатору замедленного высвобождения кислоты, возможности образования кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость; активации водного агента, повышающего клейкость, с получением активированного водного агента, повышающего клейкость; и предоставление активированному водному агенту, повышающему клейкость, возможности для прилипания к поверхности и/или неуплотненным частицам внутри части подземного пласта. Как должен осознавать специалист в соответствующей области, водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, необязательно должны присутствовать в одной и той же рабочей жидкости или на одной и той же стадии обработки, хотя обычно это является предпочтительным.
Рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта в данных первичных вариантах осуществления могут содержать те компоненты, которые обычно присутствуют в рабочих жидкостях для гидравлического разрыва пласта, включающие нижеследующие, но не ограничивающиеся только ими: жидкость на водной основе, частицы расклинивающего наполнителя, гелеобразователи, поверхностно-активные вещества, разжижители геля, буферные вещества, газовая фаза (если рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта является вспененной или смешанной), аппреты и тому подобное.
Один пример первичного способа получения гравийной набивки настоящего изобретения включает: подачу рабочей жидкости для получения гравийной набивки, которая содержит гравий, рассол, необязательно гелеобразователь и композицию замедленного действия, повышающую клейкость, при этом композиция замеленного действия, повышающая клейкость, содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; введение части подземного пласта в контакт с рабочей жидкостью для получения гравийной набивки таким образом, чтобы разместить гравийную набивку внутри или поблизости от части подземного пласта; предоставление активатору замедленного высвобождения кислоты, возможности получения кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость; создание условий для активации водного агента, повышающего клейкость, таким образом, чтобы получить активированный водный агент, повышающий клейкость; и предоставление активированному водному агенту, повышающему клейкость, возможности стабилизировать частицы внутри подземного пласта. Рабочей жидкостью для получения гравийной набивки, используемой в данных вариантах осуществления, может являться любая подходящая рабочая жидкость для получения гравийной набивки, и она может содержать те компоненты, которые обычно присутствуют в рабочих жидкостях для получения гравийной набивки, включая нижеследующие, но не ограничиваясь только ими: жидкость на водной основе, частицы гравия, гелеобразователи, поверхностно-активные вещества, разжижители геля, буферные вещества, газовая фаза (если рабочая жидкость является вспененной или смешанной) и тому подобное.
Необходимо отметить, что активатор замедленного высвобождения кислоты может выступать в роли разжижителя геля для разжижения или содействия разжижению геля в рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкости для получения гравийной набивки (например, если рабочая жидкость для получения гравийной набивки будет загущена) благодаря тому, что она может способствовать уменьшению вязкости рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкости для получения гравийной набивки. Кислота также может оказаться полезной при ликвидации нарушений эксплуатационных качеств пласта в призабойной зоне. Также необходимо отметить то, что композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения делают возможным использование водных агентов, повышающих клейкость, в рабочих жидкостях для гидравлического разрыва пласта или рабочих жидкостях для получения гравийной набивки, не вызывая ухудшения качества геля.
2. Исправительные способы
В определенных исправительных вариантах осуществления настоящего изобретения после того, как обработка с гидравлическим разрывом пласта или обработка с получением гравийной набивки будут проведены, композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно ввести в неуплотненную зону подземного пласта для стабилизации частиц внутри зоны. В таких вариантах осуществления может оказаться желательным включение в композицию замедленного действия, повышающую клейкость, разжижителя геля или фермента для взаимодействия с любым количеством нежелательных остатков геля, которые могут присутствовать. Композиция замедленного действия, повышающая клейкость, может обеспечить диспергирование любых неплотно связанных мелких частиц в набивке из расклинивающего наполнителя в трещине, выведение любого количества мелких частиц из трещины (или призабойной зоны), стабилизацию частиц гравия в окрестности сетчатого фильтра, стабилизацию при поломке сетчатого фильтра и блокирование мелких частиц в пласте, не вызывая ухудшение проницаемости пласта.
В определенных вариантах осуществления композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, будут размещать, по меньшей мере, в одной трещине гидравлического разрыва пласта, заполненной расклинивающим наполнителем, внутри неуплотненной зоны подземного пласта. Активатор замедленного высвобождения кислоты, будет приводить к образованию кислоты, которая активирует водный агент, повышающий клейкость, содержащийся в композиции замедленного действия, повышающей клейкость. Активированный водный агент, повышающий клейкость, будет стабилизировать неплотно связанные частицы в пласте. В исправительных вариантах осуществления композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения можно вводить в подземный пласт вместе с любой подходящей жидкостью основы. Подходящие жидкости на водной основе включают пресную воду, соленую воду, рассол, морскую воду или любую другую жидкость на водной основе, которая не будет неблагоприятным образом вступать в реакцию с другими компонентами, используемыми в соответствии с данным изобретением, или с подземным пластом. Необходимо обратить внимание на то, что если жидкость на водной основе будет содержать большие концентрации солей, то тогда данные соли будут иметь возможность выступать в роли активатора для водного агента, повышающего клейкость, что может оказаться нежелательным. Как должен осознавать специалист в соответствующей области, водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного действия, высвобождающий кислоту, необязательно должны присутствовать в одной и той же рабочей жидкости или на одной и той же стадии обработки, хотя обычно это является предпочтительным.
3. Упреждающие способы
Упреждающие способы настоящего изобретения являются наиболее подходящими для скважин, которые еще не подвергали обработке с гидравлическим разрывом пласта или с получением гравийной набивки. Данные способы можно использовать в качестве предварительной обработки до обработки с гидравлическим разрывом пласта или на ранней стадии обработки с гидравлическим разрывом пласта (включающей диагностическую закачку) в порядке обработки с предварительной закачкой рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта без расклинивающего наполнителя.
В определенных вариантах осуществления упреждающие способы настоящего изобретения включают размещение композиции замедленного действия, повышающей клейкость, в подземном пласте до или в качестве части предварительной закачки рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта без расклинивающего наполнителя при проведении обработки с гидравлическим разрывом пласта. Вторая стадия включает гидравлический разрыв части подземного пласта. Данная стадия гидравлического разрыва пласта может включать введение в пласт определенного расклинивающего наполнителя. Данный расклинивающий наполнитель может быть с нанесенным покрытием, без нанесенного покрытия или являться комбинацией обоих вариантов (то есть определенное количество с нанесенным покрытием, после этого определенное количество без нанесенного покрытия и так далее). В определенных вариантах осуществления расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием, с экономической точки зрения, предпочтительно вводить в конце обработки с гидравлическим разрывом пласта. Третья стадия включает введение расклинивающего наполнителя во время проведения обработки с гидравлическим разрывом пласта в трещины, созданные во время проведения обработки с гидравлическим разрывом пласта. Расклинивающий наполнитель может формировать в трещинах набивки из расклинивающего наполнителя. Все три стадии можно провести с использованием одной рабочей жидкости. Как должен осознавать специалист в соответствующей области, водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, необязательно должны присутствовать в одной и той же рабочей жидкости или на одной и той же стадии обработки, хотя обычно это является предпочтительным.
4. Введение расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием
В определенных вариантах осуществления композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения можно нанести в виде покрытия на расклинивающий наполнитель, используемый в способе гидравлического разрыва пласта или получения гравийной набивки, подобном тем, что описывались выше. Получающийся в результате расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием можно вводить в качестве части способа гидравлического разрыва пласта или получения гравийной набивки в любой момент во время осуществления одного из способов, описанных выше. Предпочтительно расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием вводят ближе к концу обработки с гидравлическим разрывом пласта или с получением гравийной набивки для того, чтобы можно было бы добиться получения максимальной экономической выгоды. Термин «расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием» в соответствии с использованием в настоящем документе обозначает частицы расклинивающего наполнителя, на которые, по меньшей мере, частично нанесли покрытие в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, или ее компонента. Покрытие на частицы расклинивающего наполнителя можно наносить по любому подходящему способу, как это должен осознать специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием. Термин «с нанесенным покрытием» не подразумевает какой-либо конкретной степени покрытия частиц расклинивающего наполнителя композицией замедленного действия, повышающей клейкость.
В соответствии с настоящим изобретением в качестве расклинивающего наполнителя возможно использование широкого ассортимента материалов частиц, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только им: песок; боксит; керамические материалы; материалы на основе стекла; расклинивающий наполнитель с предварительно нанесенным покрытием из смолы (например, коммерчески доступный в компаниях Borden Chemicals и Santrol, например, где обе компании из Хьюстона, Техас); полимерные материалы; (тетрафторэтиленовые) материалы “TEFLON™”; ореховая скорлупа; размолотая или дробленая ореховая скорлупа; лузга; размолотая или дробленая лузга; куски фруктовых косточек; размолотые или дробленые фруктовые косточки; подвергнутая обработке древесина; частицы композитов, полученных из связующего и частиц наполнителей, включающих диоксид кремния, оксид алюминия, угольную пыль, технический углерод, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы и твердое стекло; или их смеси. Используемый расклинивающий наполнитель может характеризоваться размером частиц в диапазоне от приблизительно 2 до приблизительно 400 меш в шкале сит США. Расклинивающим наполнителем предпочтительно является сортированный песок, характеризующийся размером частиц в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 70 меш в шкале сит США. Предпочтительные диапазоны распределения частиц песка по размерам представляют собой один или несколько вариантов, выбираемых из 10-20 меш, 20-40 меш, 40-60 меш или 50-70 меш в зависимости от размера частиц и его распределения для частиц продуктивной толщи, отсеиваемых при использовании расклинивающего наполнителя.
Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения предлагаются следующие далее примеры определенных аспектов некоторых вариантов реализации. Следующие далее примеры никоим образом не должны восприниматься в качестве ограничения или определения объема изобретения.
ПРИМЕРЫ
К 5 мл 40%-ного раствора полимерного сложного поли(эфира акриловой кислоты) в воде (доведенного буферным раствором NaHCO3 до рН около 9) добавляли к 5 мл этилортоацетата до получения общего объема 100 мл. После этого добавляли 10 г активированного угля (моделирование угольной мелочи). Флоккулирования не проводили. При понижении значения рН до уровня, близкого к нейтральному, с использованием неактивирующего 3%-ного раствора HCl сложный ортоэфир гидролизовался, высвобождая уксусную кислоту, которая активировала полимерный сложный поли(эфир акриловой кислоты), который приводил к уплотнению угля.
Поэтому настоящее изобретение является хорошо адаптированным для достижения целей и преимуществ, как упомянутых, так и тех, что являются неотъемлемыми для настоящего изобретения. Несмотря на возможность внесения специалистом в соответствующей области многочисленных изменений, такие изменения включаются в сущность данного изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения. Термины в формуле изобретения имеют свои очевидные обычные значения, если только заявителем на право получения патента однозначно и четко не будет определено другого.
Claims (12)
1. Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, способный активировать водный агент, повышающий клейкость, причем активатор замедленного высвобождения кислоты содержит, по меньшей мере, один материал, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетата; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетата; поли(ортоацетатов); ортоформиата; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; поли(ортоформиата); ортопропионата; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; поли(ортопропионата); и ортоэфира полифункционального спирта.
2. Множество частиц расклинивающего наполнителя по п.1, где частицы, по меньшей мере, одного расклинивающего наполнителя выбирают из группы, состоящей из: песка; боксита; керамических материалов; материалов на основе стекла; расклинивающего наполнителя с предварительно нанесенным покрытием из смолы; полимерных материалов; тетрафторэтиленовых материалов; ореховой скорлупы; кусков ореховой скорлупы; кусков фруктовых косточек; частиц подвергнутой обработке древесины; частиц композитов, полученных из связующего и частиц наполнителей; диоксида кремния; оксида алюминия; угольной пыли; технического углерода; графита; слюды; диоксида титана; метасиликата; силиката кальция; каолина; талька; диоксида циркония; бора; зольной пыли; полых стеклянных микросфер; и их смесей.
3. Множество частиц расклинивающего наполнителя по п.1, где водный агент, повышающий клейкость, выбирают из группы, состоящей из: полимера акриловой кислоты; полимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного акриловой кислоты; гомополимера акриловой кислоты; гомополимера сложного эфира акриловой кислоты; поли(метилакрилата), поли(бутилакрилата); поли(2-этилгексилакрилата); сополимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного метакриловой кислоты; гомополимера метакриловой кислоты; гомополимера сложного эфира метакриловой кислоты; поли(метил-метакрилата), поли(бутилметакрилата); поли(2-этилгексилметакрилата); полимера акриламидометилпропансульфоната; полимера производного акриламидометилпропансульфоната; сополимера акриламидометил-пропансульфоната; сополимера акриловой кислоты/акриламидометил-пропансульфоната, четвертичного бензилкокоди(гидроксиэтил)амина; п-трет-амилфенола, сконденсированного с формальдегидом; сополимера, содержащего от приблизительно 80% до приблизительно 100% C1-30 алкилметакрилатных мономеров и от приблизительно 0% до приблизительно 20% гидрофильных мономеров, и любую их комбинацию.
4. Состав для обработки приствольной зоны для использования в подземном пласте для регулирования миграции частиц, содержащий жидкость на водной основе и множество частиц расклинивающего наполнителя, покрытых композицией замедленного действия повышающей клейкость, при этом композиция замедленного действия, повышающая клейкость, содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, способный активировать водный агент, повышающий клейкость, где активатор замедленного высвобождения кислоты включает, по меньшей мере, один материал, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетата; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетата; поли(ортоацетата); ортоформиата; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; поли(ортоформиата); ортопропионата; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; поли(ортопропионата); и ортоэфира полифункционального спирта.
5. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны представляет собой рабочую жидкость для гидравлического разрыва пласта или рабочую жидкость для получения гравийной набивки.
6. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны представляет собой вспененный состав для обработки приствольной зоны.
7. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит компонент, выбранный из группы, состоящей из: пресной воды; соленой воды; рассолов; морской воды; пенообразователя; алкиламидобетаинов; кокоамидопропилбетаина; альфа-олефинсульфоната; хлорида триметилталлоуаммония; C8-C22 алкилэтоксилатсульфата; хлорида триметилкоко аммония; гелеобразователя; природного биополимера; синтетического полимера; сшитого гелеобразователя; вязкоупругого поверхностно-активного вещества; гуара; ксантана; полисахарида; подвергнутого деполимеризации гелеобразователя; и разжижителя геля.
8. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из: гелеобразователя; буферного вещества; поверхностно-активного вещества; разжижителя геля; фермента; хелатообразователя; вещества, регулирующего пенообразование; кислоты; ингибитора; и ингибитора образования отложений.
9. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который содержит полимер, который может связывать, коагулировать или флоккулировать частицы в подземном пласте.
10. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который выбирают из группы, состоящей из: полимера акриловой кислоты; полимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного акриловой кислоты; гомополимера акриловой кислоты; гомополимера сложного эфира акриловой кислоты; поли(метилакрилата), поли(бутилакрилата); поли(2-этилгексилакрилата); сополимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного метакриловой кислоты; гомополимера метакриловой кислоты; гомополимера сложного эфира метакриловой кислоты; поли(метилметакрилата), поли(бутилметакрилата); поли(2-этилгексилметакрилата); полимера акриламидометилпропансульфоната; полимера производного акриламидометилпропансульфоната; сополимера акриламидометилпропансульфоната; сополимера акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната, любого их производного и любой их комбинации.
11. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который выбирают из группы, состоящей из: четвертичного бензилкокоди(гидроксиэтил)амина; п-трет-амилфенола, сконденсированного с формальдегидом; и сополимера, содержащего от приблизительно 80% до приблизительно 100% С1-30 алкилметакрилатных мономеров и от приблизительно 0% до приблизительно 20% гидрофильных мономеров.
12. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который составляет от приблизительно 0,01% до приблизительно 10% от композиции замедленного действия, повышающей клейкость.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/205,333 | 2005-08-16 | ||
| US11/205,333 US7595280B2 (en) | 2005-08-16 | 2005-08-16 | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006129621A RU2006129621A (ru) | 2008-02-20 |
| RU2422487C2 true RU2422487C2 (ru) | 2011-06-27 |
Family
ID=37744723
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006129621/03A RU2422487C2 (ru) | 2005-08-16 | 2006-08-15 | Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7595280B2 (ru) |
| CA (1) | CA2556061A1 (ru) |
| RU (1) | RU2422487C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017188842A1 (ru) * | 2016-04-29 | 2017-11-02 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта |
Families Citing this family (65)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7833944B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
| US7674753B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| US7829507B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7195068B2 (en) | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
| US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
| US8196659B2 (en) * | 2004-05-13 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Multifunctional particles for downhole formation treatments |
| US7727936B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| US7727937B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| US7648946B2 (en) * | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US8030249B2 (en) * | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US20060169182A1 (en) * | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US8598092B2 (en) * | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US7662753B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7677315B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7608567B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US20060276345A1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Servicers, Inc. | Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials |
| US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US20070049501A1 (en) | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use |
| US8614171B2 (en) * | 2006-01-04 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for stimulating liquid-sensitive subterranean formations |
| US7431088B2 (en) * | 2006-01-20 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlled acidization in a wellbore |
| US7608566B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
| US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026959A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026955A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026960A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US7686080B2 (en) * | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8757259B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US8636065B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US20090062157A1 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods |
| US8230923B2 (en) * | 2007-10-31 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Controlling coal fines in coal bed operations |
| US9856415B1 (en) | 2007-12-11 | 2018-01-02 | Superior Silica Sands, LLC | Hydraulic fracture composition and method |
| US20170137703A1 (en) | 2007-12-11 | 2017-05-18 | Superior Silica Sands, LLC | Hydraulic fracture composition and method |
| US9057014B2 (en) | 2007-12-11 | 2015-06-16 | Aquasmart Enterprises, Llc | Hydraulic fracture composition and method |
| US10920494B2 (en) | 2007-12-11 | 2021-02-16 | Aquasmart Enterprises, Llc | Hydraulic fracture composition and method |
| EP2324196A4 (en) * | 2008-08-21 | 2012-10-31 | Schlumberger Services Petrol | SUPPORT FOR HYDRAULIC FRACTURING |
| US20100212906A1 (en) * | 2009-02-20 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for diversion of hydraulic fracture treatments |
| US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| AR081549A1 (es) * | 2010-05-25 | 2012-10-03 | Univ Texas | Formulaciones de polimeros alcalinos sin surfactante para recuperar petroleo crudo reactivo |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| CN102344782B (zh) * | 2011-07-22 | 2012-07-11 | 石家庄华莱鼎盛科技有限公司 | 石油钻井助剂抗高温降滤失剂及其制备方法 |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US8955588B2 (en) | 2012-09-10 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US8584754B1 (en) * | 2013-02-28 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed-tackifier coated particulates and methods relating thereto |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US10301523B2 (en) * | 2013-10-18 | 2019-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface treated lost circulation material |
| EP3194523B1 (en) | 2014-09-16 | 2020-04-29 | Durez Corporation | Low temperature curable proppant |
| WO2018222648A1 (en) * | 2017-06-02 | 2018-12-06 | Saudi Arabian Oil Company | Coated silica particles |
| EP4025666A1 (en) | 2019-09-05 | 2022-07-13 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| CN117567798B (zh) * | 2024-01-17 | 2024-04-12 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种膨胀堵漏材料及其制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5249627A (en) * | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| WO2000075486A1 (en) * | 1999-06-04 | 2000-12-14 | Texaco Development Corporation | The use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
| US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| RU2217585C1 (ru) * | 1997-06-10 | 2003-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ разрыва пласта подземной формации |
| US20050059558A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-03-17 | Blauch Matthew E. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US20050061509A1 (en) * | 2003-08-26 | 2005-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for prodcing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
Family Cites Families (323)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2238671A (en) | 1940-02-09 | 1941-04-15 | Du Pont | Method of treating wells |
| US2703316A (en) * | 1951-06-05 | 1955-03-01 | Du Pont | Polymers of high melting lactide |
| US2823753A (en) * | 1955-12-27 | 1958-02-18 | Dow Chemical Co | Method of treating wells |
| US3173484A (en) * | 1958-09-02 | 1965-03-16 | Gulf Research Development Co | Fracturing process employing a heterogeneous propping agent |
| US3272650A (en) | 1963-02-21 | 1966-09-13 | Union Carbide Corp | Process for cleaning conduits |
| US3195635A (en) | 1963-05-23 | 1965-07-20 | Pan American Petroleum Corp | Spacers for fracture props |
| US3302719A (en) * | 1965-01-25 | 1967-02-07 | Union Oil Co | Method for treating subterranean formations |
| US3366178A (en) | 1965-09-10 | 1968-01-30 | Halliburton Co | Method of fracturing and propping a subterranean formation |
| US3455390A (en) | 1965-12-03 | 1969-07-15 | Union Oil Co | Low fluid loss well treating composition and method |
| US3364995A (en) * | 1966-02-14 | 1968-01-23 | Dow Chemical Co | Hydraulic fracturing fluid-bearing earth formations |
| US3784585A (en) * | 1971-10-21 | 1974-01-08 | American Cyanamid Co | Water-degradable resins containing recurring,contiguous,polymerized glycolide units and process for preparing same |
| US3749172A (en) * | 1972-02-09 | 1973-07-31 | Phillips Petroleum Co | Methods of using gelled polymers in the treatment of wells |
| US3747681A (en) | 1972-05-26 | 1973-07-24 | Marathon Oil Co | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid |
| US3819525A (en) | 1972-08-21 | 1974-06-25 | Avon Prod Inc | Cosmetic cleansing preparation |
| US3828854A (en) | 1973-04-16 | 1974-08-13 | Shell Oil Co | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
| US3912692A (en) | 1973-05-03 | 1975-10-14 | American Cyanamid Co | Process for polymerizing a substantially pure glycolide composition |
| US3968840A (en) | 1973-05-25 | 1976-07-13 | Texaco Inc. | Controlled rate acidization process |
| US3948672A (en) | 1973-12-28 | 1976-04-06 | Texaco Inc. | Permeable cement composition and method |
| US3955993A (en) | 1973-12-28 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations |
| US3868998A (en) * | 1974-05-15 | 1975-03-04 | Shell Oil Co | Self-acidifying treating fluid positioning process |
| US3960736A (en) | 1974-06-03 | 1976-06-01 | The Dow Chemical Company | Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations |
| US4172066A (en) | 1974-06-21 | 1979-10-23 | The Dow Chemical Company | Cross-linked, water-swellable polymer microgels |
| US3986355A (en) | 1974-08-15 | 1976-10-19 | Klaeger Joseph H | Well head gas counter balanced and operated actuator for oil well pumps |
| US4010071A (en) * | 1974-10-10 | 1977-03-01 | Merck & Co., Inc. | Clarification of xanthan gum |
| US3998744A (en) | 1975-04-16 | 1976-12-21 | Standard Oil Company | Oil fracturing spacing agents |
| US3998272A (en) | 1975-04-21 | 1976-12-21 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing wells |
| CA1045027A (en) * | 1975-09-26 | 1978-12-26 | Walter A. Hedden | Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent |
| US4169798A (en) | 1976-11-26 | 1979-10-02 | Celanese Corporation | Well-treating compositions |
| US4265673A (en) | 1978-06-23 | 1981-05-05 | Talres Development (N.A.) N.V. | Polymer solutions for use in oil recovery containing a complexing agent for multivalentions |
| US4252421A (en) * | 1978-11-09 | 1981-02-24 | John D. McCarry | Contact lenses with a colored central area |
| US4267887A (en) | 1979-02-22 | 1981-05-19 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean formations |
| US4261421A (en) | 1980-03-24 | 1981-04-14 | Union Oil Company Of California | Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation |
| US4299825A (en) | 1980-07-03 | 1981-11-10 | Celanese Corporation | Concentrated xanthan gum solutions |
| US4502540A (en) * | 1981-06-01 | 1985-03-05 | Mobil Oil Corporation | Tertiary oil recovery |
| US4460052A (en) | 1981-08-10 | 1984-07-17 | Judith Gockel | Prevention of lost circulation of drilling muds |
| US4498995A (en) * | 1981-08-10 | 1985-02-12 | Judith Gockel | Lost circulation drilling fluid |
| US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
| US4526695A (en) | 1981-08-10 | 1985-07-02 | Exxon Production Research Co. | Composition for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4387769A (en) | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4470915A (en) | 1982-09-27 | 1984-09-11 | Halliburton Company | Method and compositions for fracturing subterranean formations |
| US4521316A (en) | 1983-03-11 | 1985-06-04 | Fmc Corporation | Oil well completion fluid |
| US4506734A (en) * | 1983-09-07 | 1985-03-26 | The Standard Oil Company | Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure |
| GB8412423D0 (en) | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
| FR2580666B1 (fr) | 1985-04-19 | 1988-01-15 | Elf Aquitaine | Perfectionnement a l'immobilisation d'enzymes |
| US4632876A (en) | 1985-06-12 | 1986-12-30 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Ceramic spheroids having low density and high crush resistance |
| US4715967A (en) | 1985-12-27 | 1987-12-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
| US4772346A (en) | 1986-02-14 | 1988-09-20 | International Business Machines Corporation | Method of bonding inorganic particulate material |
| US4785884A (en) | 1986-05-23 | 1988-11-22 | Acme Resin Corporation | Consolidation of partially cured resin coated particulate material |
| US4694905A (en) | 1986-05-23 | 1987-09-22 | Acme Resin Corporation | Precured coated particulate material |
| US4693808A (en) * | 1986-06-16 | 1987-09-15 | Shell Oil Company | Downflow fluidized catalytic cranking reactor process and apparatus with quick catalyst separation means in the bottom thereof |
| US4737295A (en) | 1986-07-21 | 1988-04-12 | Venture Chemicals, Inc. | Organophilic polyphenolic acid adducts |
| MX168601B (es) | 1986-10-01 | 1993-06-01 | Air Prod & Chem | Procedimiento para la preparacion de un homopolimero de vinilamina de alto peso molecular |
| US4793416A (en) | 1987-06-30 | 1988-12-27 | Mobile Oil Corporation | Organic crosslinking of polymers for CO2 flooding profile control |
| US4894231A (en) * | 1987-07-28 | 1990-01-16 | Biomeasure, Inc. | Therapeutic agent delivery system |
| US4836940A (en) | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
| US4829100A (en) | 1987-10-23 | 1989-05-09 | Halliburton Company | Continuously forming and transporting consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels |
| US4817721A (en) | 1987-12-14 | 1989-04-04 | Conoco Inc. | Reducing the permeability of a rock formation |
| US5152781A (en) | 1987-12-17 | 1992-10-06 | Allied-Signal Inc. | Medical devices fabricated from homopolymers and copolymers having recurring carbonate units |
| US4809783A (en) * | 1988-01-14 | 1989-03-07 | Halliburton Services | Method of dissolving organic filter cake |
| US4848467A (en) | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US4822500A (en) | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
| US4886354A (en) | 1988-05-06 | 1989-12-12 | Conoco Inc. | Method and apparatus for measuring crystal formation |
| FR2632442B1 (fr) * | 1988-06-06 | 1990-09-14 | Framatome Sa | Dispositif de mesure de parametres dans le coeur d'un reacteur nucleaire en service |
| US6323307B1 (en) | 1988-08-08 | 2001-11-27 | Cargill Dow Polymers, Llc | Degradation control of environmentally degradable disposable materials |
| US5216050A (en) | 1988-08-08 | 1993-06-01 | Biopak Technology, Ltd. | Blends of polyactic acid |
| US4986354A (en) | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
| US4986353A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Placement process for oil field chemicals |
| US4961466A (en) | 1989-01-23 | 1990-10-09 | Halliburton Company | Method for effecting controlled break in polysaccharide gels |
| US4986355A (en) * | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US5034139A (en) | 1989-06-19 | 1991-07-23 | Nalco Chemical Company | Polymer composition comprising phosphorous-containing gelling agent and process thereof |
| US5487897A (en) * | 1989-07-24 | 1996-01-30 | Atrix Laboratories, Inc. | Biodegradable implant precursor |
| US5464060A (en) | 1989-12-27 | 1995-11-07 | Shell Oil Company | Universal fluids for drilling and cementing wells |
| WO1991011176A1 (en) * | 1990-01-30 | 1991-08-08 | Akzo N.V. | Article for the controlled delivery of an active substance, comprising a hollow space fully enclosed by a wall and filled in full or in part with one or more active substances |
| US5082056A (en) * | 1990-10-16 | 1992-01-21 | Marathon Oil Company | In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications |
| FR2668490B1 (fr) | 1990-10-29 | 1994-04-29 | Elf Aquitaine | Gel se scleroglucane applique a l'industrie petroliere. |
| US5203834A (en) | 1990-12-21 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Foamed gels having selective permeability |
| US5213446A (en) | 1991-01-31 | 1993-05-25 | Union Oil Company Of California | Drilling mud disposal technique |
| US5161615A (en) | 1991-06-27 | 1992-11-10 | Union Oil Company Of California | Method for reducing water production from wells |
| ATE466897T1 (de) | 1992-01-24 | 2010-05-15 | Cargill Inc | Kontinuierliches verfahren zur herstellung von lactid und lactid polymeren |
| US6326458B1 (en) | 1992-01-24 | 2001-12-04 | Cargill, Inc. | Continuous process for the manufacture of lactide and lactide polymers |
| US5247059A (en) | 1992-01-24 | 1993-09-21 | Cargill, Incorporated | Continuous process for the manufacture of a purified lactide from esters of lactic acid |
| US5142023A (en) | 1992-01-24 | 1992-08-25 | Cargill, Incorporated | Continuous process for manufacture of lactide polymers with controlled optical purity |
| US5251697A (en) | 1992-03-25 | 1993-10-12 | Chevron Research And Technology Company | Method of preventing in-depth formation damage during injection of water into a formation |
| US5249628A (en) | 1992-09-29 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Horizontal well completions |
| US5396957A (en) * | 1992-09-29 | 1995-03-14 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
| US5325923A (en) | 1992-09-29 | 1994-07-05 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
| JP3258326B2 (ja) | 1992-10-02 | 2002-02-18 | カーギル， インコーポレイテッド | 溶融安定性ラクチドポリマーをコーティングした紙とその製造方法 |
| ES2156876T3 (es) | 1992-10-02 | 2001-08-01 | Cargill Inc | Tejido en polimero lactido, estable en estado fundido, y su proceso para fabricarlo. |
| US5338822A (en) * | 1992-10-02 | 1994-08-16 | Cargill, Incorporated | Melt-stable lactide polymer composition and process for manufacture thereof |
| US5295542A (en) * | 1992-10-05 | 1994-03-22 | Halliburton Company | Well gravel packing methods |
| US5314031A (en) | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Directional drilling plug |
| US5304620A (en) | 1992-12-21 | 1994-04-19 | Halliburton Company | Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations |
| US5363916A (en) | 1992-12-21 | 1994-11-15 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
| US5316587A (en) | 1993-01-21 | 1994-05-31 | Church & Dwight Co., Inc. | Water soluble blast media containing surfactant |
| JPH06225848A (ja) | 1993-02-01 | 1994-08-16 | Tootaru Service:Kk | 建造物外壁表面の清掃方法 |
| CA2119316C (en) * | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5360068A (en) | 1993-04-19 | 1994-11-01 | Mobil Oil Corporation | Formation fracturing |
| US5373901A (en) | 1993-07-27 | 1994-12-20 | Halliburton Company | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations |
| US5359026A (en) | 1993-07-30 | 1994-10-25 | Cargill, Incorporated | Poly(lactide) copolymer and process for manufacture thereof |
| US5386874A (en) * | 1993-11-08 | 1995-02-07 | Halliburton Company | Perphosphate viscosity breakers in well fracture fluids |
| US5402846A (en) | 1993-11-15 | 1995-04-04 | Mobil Oil Corporation | Unique method of hydraulic fracturing |
| EP0656459B1 (en) | 1993-11-27 | 2001-03-28 | AEA Technology plc | Method for treating oil wells |
| US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
| US5460226A (en) | 1994-05-18 | 1995-10-24 | Shell Oil Company | Formation fracturing |
| US5499678A (en) * | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
| US5501276A (en) * | 1994-09-15 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions |
| US5616315A (en) * | 1994-10-13 | 1997-04-01 | Gillette Canada Inc. | Particles including degradable material and anti-microbial agent |
| US5492177A (en) * | 1994-12-01 | 1996-02-20 | Mobil Oil Corporation | Method for consolidating a subterranean formation |
| US5591700A (en) * | 1994-12-22 | 1997-01-07 | Halliburton Company | Fracturing fluid with encapsulated breaker |
| US5604186A (en) * | 1995-02-15 | 1997-02-18 | Halliburton Company | Encapsulated enzyme breaker and method for use in treating subterranean formations |
| GB9503949D0 (en) | 1995-02-28 | 1995-04-19 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| US6047772A (en) | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5833000A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5602083A (en) * | 1995-03-31 | 1997-02-11 | Baker Hughes Inc. | Use of sized salts as bridging agent for oil based fluids |
| US5497830A (en) * | 1995-04-06 | 1996-03-12 | Bj Services Company | Coated breaker for crosslinked acid |
| US5613558A (en) * | 1995-06-02 | 1997-03-25 | Bj Services Company | Method for controlling the set time of cement |
| US5670473A (en) | 1995-06-06 | 1997-09-23 | Sunburst Chemicals, Inc. | Solid cleaning compositions based on hydrated salts |
| US6143211A (en) | 1995-07-21 | 2000-11-07 | Brown University Foundation | Process for preparing microparticles through phase inversion phenomena |
| US6028113A (en) * | 1995-09-27 | 2000-02-22 | Sunburst Chemicals, Inc. | Solid sanitizers and cleaner disinfectants |
| US5849401A (en) | 1995-09-28 | 1998-12-15 | Cargill, Incorporated | Compostable multilayer structures, methods for manufacture, and articles prepared therefrom |
| US5697440A (en) | 1996-01-04 | 1997-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5985312A (en) | 1996-01-26 | 1999-11-16 | Brown University Research Foundation | Methods and compositions for enhancing the bioadhesive properties of polymers |
| US5799734A (en) | 1996-07-18 | 1998-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of forming and using particulate slurries for well completion |
| US5888944A (en) * | 1996-08-02 | 1999-03-30 | Mi L.L.C. | Oil-based drilling fluid |
| US6806233B2 (en) | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6667279B1 (en) | 1996-11-13 | 2003-12-23 | Wallace, Inc. | Method and composition for forming water impermeable barrier |
| US5698322A (en) | 1996-12-02 | 1997-12-16 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Multicomponent fiber |
| US5765642A (en) | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| US6123159A (en) | 1997-02-13 | 2000-09-26 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability |
| US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| US6110875A (en) | 1997-03-07 | 2000-08-29 | Bj Services Company | Methods and materials for degrading xanthan |
| US5791415A (en) | 1997-03-13 | 1998-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating wells in unconsolidated formations |
| US5723416A (en) * | 1997-04-01 | 1998-03-03 | Liao; W. Andrew | Well servicing fluid for trenchless directional drilling |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US5924488A (en) | 1997-06-11 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing well fracture proppant flow-back |
| US5908073A (en) | 1997-06-26 | 1999-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing well fracture proppant flow-back |
| US6004400A (en) | 1997-07-09 | 1999-12-21 | Phillip W. Bishop | Carbon dioxide cleaning process |
| AU738096B2 (en) | 1997-08-15 | 2001-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Light weight high temperature well cement compositions and methods |
| US6302209B1 (en) | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| AU7600198A (en) | 1997-11-21 | 1999-06-15 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6135987A (en) | 1997-12-22 | 2000-10-24 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Synthetic fiber |
| EP0926310A1 (en) | 1997-12-24 | 1999-06-30 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Apparatus and method for injecting treatment fluids into an underground formation |
| US6308788B1 (en) | 1998-01-08 | 2001-10-30 | M-I Llc | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
| US6162766A (en) | 1998-05-29 | 2000-12-19 | 3M Innovative Properties Company | Encapsulated breakers, compositions and methods of use |
| US6024170A (en) * | 1998-06-03 | 2000-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
| US6686328B1 (en) * | 1998-07-17 | 2004-02-03 | The Procter & Gamble Company | Detergent tablet |
| US6114410A (en) | 1998-07-17 | 2000-09-05 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
| US6148917A (en) | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
| US5916849A (en) | 1998-07-24 | 1999-06-29 | Venture Innovations, Inc. | Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids |
| GB2340147A (en) * | 1998-07-30 | 2000-02-16 | Sofitech Nv | Wellbore fluid |
| US6242390B1 (en) | 1998-07-31 | 2001-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Cleanup additive |
| US6131661A (en) | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
| US5996693A (en) | 1998-09-15 | 1999-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for cementing pipe in well bores |
| DE19852971A1 (de) | 1998-11-17 | 2000-05-18 | Cognis Deutschland Gmbh | Schmiermittel für Bohrspülungen |
| US6189615B1 (en) * | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US20030130133A1 (en) | 1999-01-07 | 2003-07-10 | Vollmer Daniel Patrick | Well treatment fluid |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| US6234251B1 (en) | 1999-02-22 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient well cement compositions and methods |
| GB9906484D0 (en) | 1999-03-19 | 1999-05-12 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| US6380138B1 (en) | 1999-04-06 | 2002-04-30 | Fairmount Minerals Ltd. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use |
| US6209646B1 (en) | 1999-04-21 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling the release of chemical additives in well treating fluids |
| US6291013B1 (en) | 1999-05-03 | 2001-09-18 | Southern Biosystems, Inc. | Emulsion-based processes for making microparticles |
| HUP0201204A3 (en) | 1999-05-21 | 2004-07-28 | Cargill Dow Llc Minnetonka | Methods and materials for synthesis of organic products |
| US6387986B1 (en) * | 1999-06-24 | 2002-05-14 | Ahmad Moradi-Araghi | Compositions and processes for oil field applications |
| GB9915354D0 (en) | 1999-07-02 | 1999-09-01 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| US6454004B2 (en) | 1999-07-15 | 2002-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
| US6300286B1 (en) | 1999-08-05 | 2001-10-09 | Texas United Chemical Company, L.L.C. | Divalent cation-containing well drilling and service fluid |
| US6283213B1 (en) | 1999-08-12 | 2001-09-04 | Atlantic Richfield Company | Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus |
| US6509301B1 (en) * | 1999-08-26 | 2003-01-21 | Daniel Patrick Vollmer | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| CA2318703A1 (en) * | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
| US6214773B1 (en) | 1999-09-29 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature, low residue well treating fluids and methods |
| US6818594B1 (en) | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
| DK1247840T3 (da) | 1999-12-08 | 2005-12-27 | Nat Inst Of Advanced Ind Scien | Bionedbrydelige resinsammensætninger |
| US6578630B2 (en) | 1999-12-22 | 2003-06-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for expanding tubulars in a wellbore |
| US6311773B1 (en) | 2000-01-28 | 2001-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin composition and methods of consolidating particulate solids in wells with or without closure pressure |
| DE10012063A1 (de) | 2000-03-14 | 2001-09-20 | Basf Ag | Weichkapseln enthaltend Polymerisate von Vinylestern und Polyethern, deren Verwendung und Herstellung |
| US6357527B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations |
| US6444316B1 (en) | 2000-05-05 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods |
| WO2001087797A1 (en) | 2000-05-15 | 2001-11-22 | Services Petroliers Schlumberger (Sps) | Permeable cements |
| US7196040B2 (en) | 2000-06-06 | 2007-03-27 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
| US6454003B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US6394185B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
| US6390195B1 (en) | 2000-07-28 | 2002-05-21 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| US6202751B1 (en) * | 2000-07-28 | 2001-03-20 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| US6422314B1 (en) | 2000-08-01 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US6494263B2 (en) | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| WO2002012674A1 (en) | 2000-08-07 | 2002-02-14 | T R Oil Services Limited | Method for delivering chemicals to an oil or gas well |
| US6432155B1 (en) | 2000-08-11 | 2002-08-13 | Cp Kelco U.S., Inc. | Compositions containing phosphate and xanthan gum variants |
| CA2432160C (en) | 2001-01-09 | 2010-04-13 | Bj Services Company | Well treatment fluid compositions and methods for their use |
| US6488091B1 (en) | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
| US7276466B2 (en) | 2001-06-11 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid |
| US7140438B2 (en) | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
| US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
| US7080688B2 (en) | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
| US6737473B2 (en) | 2001-07-13 | 2004-05-18 | Dow Corning Corporation | High solids emulsions of elastomeric polymers |
| US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
| WO2003027431A2 (en) | 2001-09-26 | 2003-04-03 | Cooke Claude E Jr | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| AU2002360549A1 (en) | 2001-12-10 | 2003-06-23 | Spherics, Inc. | Methods and products useful in the formation and isolation of microparticles |
| US6861394B2 (en) * | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
| US6761218B2 (en) | 2002-04-01 | 2004-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for improving performance of gravel packing systems |
| US6852173B2 (en) * | 2002-04-05 | 2005-02-08 | Boc, Inc. | Liquid-assisted cryogenic cleaning |
| US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US20030230407A1 (en) | 2002-06-13 | 2003-12-18 | Vijn Jan Pieter | Cementing subterranean zones using cement compositions containing biodegradable dispersants |
| US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
| GB0216277D0 (en) | 2002-07-12 | 2002-08-21 | Cleansorb Ltd | Process for treatment of underground reservoirs |
| US7049272B2 (en) | 2002-07-16 | 2006-05-23 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
| US6978838B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method for removing filter cake from injection wells |
| US7066260B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US7219731B2 (en) | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
| US6886635B2 (en) | 2002-08-28 | 2005-05-03 | Tetra Technologies, Inc. | Filter cake removal fluid and method |
| US6742590B1 (en) | 2002-09-05 | 2004-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using solid particles and other larger solid materials |
| AU2003296906A1 (en) | 2002-09-12 | 2004-05-13 | M-I L.L.C. | Remediation treatment of sustained casing pressures (scp) in wells with top down surface injection of fluids and additives |
| US6817414B2 (en) | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
| US6896058B2 (en) | 2002-10-22 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of introducing treating fluids into subterranean producing zones |
| CN100378189C (zh) * | 2002-10-28 | 2008-04-02 | 索菲泰克公司 | 自破坏型滤饼 |
| JP2004181820A (ja) | 2002-12-04 | 2004-07-02 | Unitika Ltd | 生分解性コンクリート型枠 |
| US7147067B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
| EP1431368A1 (en) | 2002-12-18 | 2004-06-23 | Eliokem | Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application |
| WO2004057152A1 (en) | 2002-12-19 | 2004-07-08 | Schlumberger Canada Limited | Method for providing treatment chemicals in a subterranean well |
| US20040170836A1 (en) | 2003-01-07 | 2004-09-02 | The Procter & Gamble Company | Hollow fiber fabrics |
| US6908886B2 (en) * | 2003-01-09 | 2005-06-21 | M-I L.L.C. | Annular fluids and method of emplacing the same |
| GB2399362B (en) | 2003-01-17 | 2005-02-02 | Bj Services Co | Crosslinking delaying agents for acid fluids |
| US6877563B2 (en) | 2003-01-21 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and completing well bores |
| US6780804B2 (en) | 2003-01-24 | 2004-08-24 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Extended particle size distribution ceramic fracturing proppant |
| US7069994B2 (en) | 2003-03-18 | 2006-07-04 | Cooke Jr Claude E | Method for hydraulic fracturing with squeeze pressure |
| US6981552B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers |
| US7007752B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers |
| US6764981B1 (en) | 2003-03-21 | 2004-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized chitosan-based compound |
| US7114570B2 (en) | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
| US6987083B2 (en) * | 2003-04-11 | 2006-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Xanthan gels in brines and methods of using such xanthan gels in subterranean formations |
| US6904971B2 (en) | 2003-04-24 | 2005-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations |
| US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
| US6681856B1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean zones penetrated by well bores using biodegradable dispersants |
| US7044224B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US7044220B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7032663B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US20050130848A1 (en) | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7036587B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials |
| US7228904B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7066258B2 (en) | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
| US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
| US6883608B2 (en) | 2003-08-06 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing method |
| US7497278B2 (en) * | 2003-08-14 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation |
| US8541051B2 (en) * | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US7131491B2 (en) * | 2004-06-09 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
| US8076271B2 (en) * | 2004-06-09 | 2011-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous tackifier and methods of controlling particulates |
| US7204311B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7040403B2 (en) | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US6997259B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
| US7021377B2 (en) | 2003-09-11 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing filter cake from well producing zones |
| US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| US7829507B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7000701B2 (en) * | 2003-11-18 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for weighting a breaker coating for uniform distribution in a particulate pack |
| US7448450B2 (en) | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
| US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
| US7096947B2 (en) | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
| US7204312B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
| US7036586B2 (en) | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
| US20050183741A1 (en) | 2004-02-20 | 2005-08-25 | Surjaatmadja Jim B. | Methods of cleaning and cutting using jetted fluids |
| US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
| US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US7093664B2 (en) | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
| US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
| US7151077B2 (en) | 2004-03-29 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymersome compositions and associated methods of use |
| US20070078063A1 (en) | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
| US7727937B2 (en) | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| US7621334B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
| US7547665B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
| US7475728B2 (en) * | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
| US7165617B2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified treatment fluids and associated methods of use |
| US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
| US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
| US20060046938A1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-03-02 | Harris Philip C | Methods and compositions for delinking crosslinked fluids |
| US7299869B2 (en) | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
| US7413017B2 (en) * | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
| US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
| US7093658B2 (en) | 2004-10-29 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed treatment fluids, foaming additives, and associated methods |
| US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US7553800B2 (en) | 2004-11-17 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations |
| US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
| US7748451B2 (en) * | 2004-12-08 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations |
| US7261157B2 (en) * | 2004-12-08 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling particulate segregation in slurries |
| US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US8030249B2 (en) | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US7267170B2 (en) | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US7497258B2 (en) * | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
| US7353876B2 (en) | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US20060169448A1 (en) | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US8598092B2 (en) * | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US20060169450A1 (en) | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US20060172894A1 (en) | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US20060172895A1 (en) | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US20070298977A1 (en) | 2005-02-02 | 2007-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US7216705B2 (en) | 2005-02-22 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of placing treatment chemicals |
| US7506689B2 (en) * | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
| US7799744B2 (en) * | 2005-03-09 | 2010-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer coated particulates |
| US7308939B2 (en) * | 2005-03-09 | 2007-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using polymer-coated particulates |
| US7608567B2 (en) | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7677315B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US20060276345A1 (en) | 2005-06-07 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Servicers, Inc. | Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials |
| US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US20070049501A1 (en) * | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use |
| US20070066493A1 (en) * | 2005-09-22 | 2007-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
| US7713916B2 (en) * | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
| US7461697B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
| US7608566B2 (en) | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
| US20080026955A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US8329621B2 (en) * | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026960A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026959A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US7455112B2 (en) | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
| US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| US20090062157A1 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods |
-
2005
- 2005-08-16 US US11/205,333 patent/US7595280B2/en active Active
-
2006
- 2006-08-11 CA CA002556061A patent/CA2556061A1/en not_active Abandoned
- 2006-08-15 RU RU2006129621/03A patent/RU2422487C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5249627A (en) * | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| RU2217585C1 (ru) * | 1997-06-10 | 2003-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ разрыва пласта подземной формации |
| WO2000075486A1 (en) * | 1999-06-04 | 2000-12-14 | Texaco Development Corporation | The use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
| US20050059558A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-03-17 | Blauch Matthew E. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US20050061509A1 (en) * | 2003-08-26 | 2005-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for prodcing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017188842A1 (ru) * | 2016-04-29 | 2017-11-02 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2556061A1 (en) | 2007-02-16 |
| US20070042912A1 (en) | 2007-02-22 |
| RU2006129621A (ru) | 2008-02-20 |
| US7595280B2 (en) | 2009-09-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2422487C2 (ru) | Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе | |
| RU2443856C2 (ru) | Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц | |
| US7678742B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
| US7678743B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
| US7687438B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
| RU2434126C2 (ru) | Способ продуцирования флюидов из подкисленных сцементированных частей подземных пластов | |
| US8720555B2 (en) | Self-diverting high-rate water packs | |
| US7237610B1 (en) | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use | |
| US7608566B2 (en) | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use | |
| CA2552049C (en) | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications | |
| RU2382173C2 (ru) | Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц | |
| US8973659B2 (en) | Degradable polymer and legume particulates for well treatment | |
| US9429005B2 (en) | Methods for hindering the settling of proppant in a subterranean formation | |
| WO2016099841A1 (en) | Nanocellulose materials for oilfield applications | |
| EP2820103B1 (en) | Enhancing the conductivity of propped fractures | |
| CN106795750A (zh) | 用于井处理操作的转向系统 | |
| US20110214859A1 (en) | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods | |
| CN1639445A (zh) | 用于控制滤筛的方法 | |
| US9617458B2 (en) | Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications | |
| WO2013059082A1 (en) | Hydrophobically modified polymer for thermally stabilizing fracturing fluids | |
| RU2660810C2 (ru) | Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов | |
| US20210403800A1 (en) | Anti-caking or blocking agent for treating solid acid precursor additives used in treating subterranean formations | |
| US20140190694A1 (en) | Method of Treating Ultra-Low Permeable Subterranean Formations Using Proppant Particulates Coated with Degradable Material | |
| US12180424B1 (en) | Methods and compositions used in controlling formation sand production, proppant flowback, and fines migration | |
| WO2014085187A1 (en) | Methods for controlling unconsolidated particulates in a subterranean formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160816 |