DE60316165T2 - Mit säure beschichteter sand für kiespackung und filterkuchenentfernung - Google Patents

Mit säure beschichteter sand für kiespackung und filterkuchenentfernung Download PDF

Info

Publication number
DE60316165T2
DE60316165T2 DE60316165T DE60316165T DE60316165T2 DE 60316165 T2 DE60316165 T2 DE 60316165T2 DE 60316165 T DE60316165 T DE 60316165T DE 60316165 T DE60316165 T DE 60316165T DE 60316165 T2 DE60316165 T2 DE 60316165T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
acid
sand
proppant
alpha
coated
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
DE60316165T
Other languages
English (en)
Other versions
DE60316165D1 (de
Inventor
Li-Jein Sugar Land LEE
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
MI LLC
Original Assignee
MI LLC
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by MI LLC filed Critical MI LLC
Application granted granted Critical
Publication of DE60316165D1 publication Critical patent/DE60316165D1/de
Publication of DE60316165T2 publication Critical patent/DE60316165T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805Coated proppants
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02Subsoil filtering
    • E21B43/04Gravelling of wells
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/901Organically modified inorganic solid
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922Fracture fluid
    • Y10S507/924Fracture fluid with specified propping feature

Description

  • HINTERGRUND DER ERFINDUNG
  • Zur Gewinnung von Öl und Gas aus einem Kohlenwasserstoffreservoir wird zunächst ein Bohrloch mit spitz zulaufender und oftmals abgeknickter Geometrie gebohrt. Die kohlenwasserstoffführende Formation wird dann mit einer speziell zugeschnittenen Reservoirbohrflüssigkeit angebohrt, die verschiedene Additive umfassen kann, wie Stärken und Calciumcarbonat, die in Säure, Oxidationsmitteln oder Enzymen oder einer Kombination dieser Chemikalien löslich sind oder davon abgebaut werden können.
  • Hat man das gewünschte Bohrloch in dem Kohlenwasserstoffreservoir gebohrt, werden zur Kohlenwasserstoffgewinnung Produktionsrohre und/oder -siebe an den Boden des Bohrlochs befördert und an den gewünschten Formationen platziert. Insbesondere wenn die kohlenwasserstoffführenden Formationen aus schlecht zementierten Sanden bestehen, werden bestimmte Sandkontrollverfahren oder -vorrichtungen eingesetzt, die verhindern, dass Sandpartikel aus der Formation in die Produktionssiebe und -röhren eindringen und diese verstopfen. So verlängert sich die Lebensdauer der Bohrung.
  • Eines der üblichen Sandkontrollverfahren ist das Verfüllen des Ringsraums zwischen dem Bohrloch und den Produktionssieben mit Sand spezifischer Größe, der in der Regel größer ist als der Formationssand und üblicherweise als Gravel-Pack-Sand bezeichnet wird. Das Verfahren zum Schütten des geschlichteten Sandes hinter das Produktionssieb ist als Sand-Kies-Schüttung (Gravel Pack Operation) bekannt.
  • Damit man den Ringraum vollständig und erfolgreich mit Sand verfüllen kann, sollte die kohlenwasserstoffführende Formation zuvor mit einer dünnen Schicht aus festem und undurchlässigem Filterkuchen abgedeckt werden, der durch die Reservoirbohrflüssigkeit gebildet wird. Dieser dünne und undurchlässige Filterkuchen kann verhindern, dass die Gravel-Pack-Flüssigkeit in die Formation eindringt. Tritt dies mit unkontrollierbarer Rate auf, kann die Sand-Kies-Schüttung versagen.
  • Nachdem der Gravel-Pack-Sand erfolgreich platziert wurde, muss der zwischen dem Gravel-Pack-Sand und der Formation befindliche Filterkuchen entfernt werden, bevor der Kohlenwasserstofffluss beginnt. Wird der Filterkuchen nicht entfernt, könnte das Produktionssieb durch den Filterkuchen verstopfen, wodurch die Gewinnung schlechter wird.
  • Zum Zerstören des Filterkuchens, der sich jetzt hinter dem Gravel-Pack-Sand befindet, hat man verschiedene Chemikalien, Spaltmittel und mechanische Vorrichtungen entwickelt und verwendet. Salzsäure wird zum Beispiel oft in einem getrenn ten Arbeitsschritt eingeleitet, so dass der Gravel-Pack-Sand und der Filterkuchen mithilfe von Waschpfannen getränkt werden. Die am Ende einer Arbeitskette befestigten mechanischen Waschpfannen müssen an der Oberfläche aufgenommen und durch das Innere des Siebs auf den Boden gesenkt werden. Dann wird die Salzsäure wiederholt durch den Gravel-Pack-Sand gepumpt. Das Ziel dieser Arbeit ist die Zerstörung einer großen Menge der säurelöslichen und säurezersetzbaren Komponenten im Filterkuchen.
  • Andere Spaltmittel, wie Oxidationsmittel und Enzyme, können ebenfalls zugeführt werden, so dass mittels Oxidationsmitteln und Enzymen abbaubare organische Komponenten, wie Stärkepolymere, zerstört werden. Diese Spaltmittel werden jedoch in mehrerlei Weise als weniger wirksam angesehen. Erstens bewirken sie keine Zerstörung säurelöslicher und säurezersetzbarer anorganischer Komponenten im Filterkuchen, wie Calciumcarbonat. Dadurch verbleiben säurelösliche und säurezersetzbare Komponenten hinter dem Gravel-Pack-Sand und können anschließend während der Produktion aus dem Bohrloch zu einer Behinderung werden. Zweitens gibt es bei vielen oxidierenden Spaltmitteln Kompatibilitätsprobleme mit bestimmten Salzlaugen. Sie können mit der Salzlauge reagieren und unerwünschte Nebenprodukte hervorbringen, wie Cl2- und Br2-Gase. Diese Reaktion erfolgt sogar, bevor man die Spaltmittel zum Angreifen des Filterkuchens nach unten gepumpt hat. Drittens bereiten Enzym-Spaltmittel zusätzlich zu Kompatibilitätsproblemen mit Salzlauge auch Temperaturprobleme. Die meisten Enzym-Spaltmittel verlieren ihre Reaktionsfähigkeit in hochkonzentrierten zweiwertigen Salzlaugen und bei Temperaturen oberhalb von 200°F (93°C).
  • Gewöhnlich werden die oben genannten Spaltmittel auf einer getrennten Strecke gepumpt, nachdem sich der Gravel-Pack-Sand abgesetzt hat. Sie werden nicht während der Sand-Kies-Schüttung gepumpt, weil sie gefährliche Arbeitsbedingungen erzeugen können. Zum Beispiel können die Spaltmittel auf Säurebasis den Filterkuchen während der Sand-Kies-Schüttung zerstören und damit zu hohem Flüssigkeitsverlust und vorzeitigem Versagen der Sand-Kies-Schüttung führen.
  • Das Pumpen von Oxidationsmittel- und Enzym-Spaltmitteln zusammen mit Gravel-Pack-Sand kann eine ungleichmäßige Einwirkung der Oxidationsmittel- und Enzym-Spaltmittel auf die Filterkuchen bewirken. Weil die meisten festen Oxidationsmittel- und Enzym-Spaltmittel organische Substanzen mit vergleichsweise kleiner spezifischer Dichte und kleiner Partikelgröße sind, werden sie eher in Richtung zum Sieb als zum Filterkuchen gepresst, an dem die Reaktion stattfinden muss. Infolgedessen sind die Konzentration und Verteilung dieser Spaltmittel im Gravel-Pack-Sand wahrscheinlich ungleichmäßig, so dass der Filterkuchen nicht so effizient entfernt wird.
  • Mikroeinkapselung ist eine Technik, die zum Zuführen von Bohrlochchemikalien im Loch verwendet wird. Im U.S.-Patent 4 986 354 wurden das Mikroeinkapselungsverfahren und die Anwendung mikroeingekapselter Ölfeldchemikalien offenbart, wie Kesselsteininhibitoren, Korrosionsinhibitoren, Tenside, Bakterizide, Paraffin-Dispergiermittel, Stockpunktmodifikatoren, Zementadditive, Fracflüssigkeitsvernetzer, Emulsionsbrecher, chemische Tracer, radioaktive Tracer und Alphaltenbehandlungschemikalien, wobei ein Kondensationsprodukt von Hydroxyessigsäure verwendet wurde. Die eingekapselten Spezialchemikalien werden zusammen mit Wasser in Ölbohrlöcher eingespritzt. Durch Auflösen des einkapselnden Polyglcolsäurepolymers in Gegenwart von Wasser können die eingekapselten Chemikalien freigesetzt und die gewünschten Reaktionen erzielt werden.
  • Die Mikroeinkapselung von Pestiziden, Insektenwachstumsregulatoren und anderen organischen Verbindungen in biologisch abbaubaren Polymeren aus der Gruppe, bestehend aus Polymilchsäure und Copolymeren von Milch- und Glycolsäure, wurde im U.S.-Patent 4 272 398 offenbart.
  • Keines der vorstehenden Verfahren führt einem Filterkuchen die notwendigen Spaltmittel effizient zu. Deshalb besteht weiterhin ein Bedarf und ein Wunsch nach Spaltmitteln, die einen langsamen Freisetzungsmechanismus bereitstellen, so dass die Auflösung von Filterkuchen ausgelöst wird und Sand-Kies-Schüttungen fortgesetzt werden können.
  • ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
  • Die Erfindung betrifft die Herstellung und Verwendung von Stützmitteln, die mit polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure beschichtet sind, für eine Sand-Kies-Schüttung und die Entfernung eines Filterkuchens, der durch Reservoirbohrflüssigkeit abgelagert worden ist. Ein bevorzugtes Beispiel ist Polyglycolsäure-beschichteter Sand, der als direkter Ersatz für herkömmlichen Gravel-Pack-Sand verwendet wird, der üblicherweise zur Sand-Kies-Schüttung eingesetzt wird.
  • Somit wird unter einem ersten Aspekt der Erfindung ein Stützmittel bereitgestellt, umfassend ein partikuläres Substrat, das mit einer alpha-Hydroxycarbonsäure, die polymerisiert wurde, beschichtet ist.
  • Unter einem zweiten Aspekt der Erfindung wird ein Verfahren zur Herstellung eines mit einem alpha-Hydroxycarbonsäure-Polymer beschichteten Stützmittels bereitgestellt, umfassend: Erhitzen einer Lösung von monomerer alpha- Hydroxycarbonsäure mit geschlichtetem partikulärem Substrat, bis die Polymerisation der alpha-Hydroxycarbonsäure beendet ist.
  • Unter einem dritten Aspekt der Erfindung wird das Stützmittel des ersten Aspekts bei einer Sand-Kies-Schüttung zum Verfüllen des Ringraums zwischen der Formation und dem Produktionssieb und zur Filterkuchenentfernung verwendet, umfassend: Kombinieren der Stützmittel mit einer Gravel-Pack-Flüssigkeit unter Bildung eines Gemischs; Pumpen des Gemischs in das Bohrloch in den Ringraum zwischen der Formation und dem Produktionssieb und Zusammenbringen der Stützmittel mit dem Filterkuchen, bis die säurelöslichen und säurezersetzbaren Komponenten in dem Filterkuchen zersetzt worden sind.
  • Unter einem vierten Aspekt der Erfindung wird eine Flüssigkeit bereitgestellt, das sich zur Sand-Kies-Schüttung eines Bohrlochs eignet, umfassend Stützmittel, die mit polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure beschichtet sind, Wasser sowie NaCl, KCl, CaCl2 und CaBr2 und deren Gemische.
  • Unter einem fünften Aspekt der Erfindung wird das Stützmittel des ersten Aspekts bei einer Sand-Kies-Schüttung zum Verfüllen des Ringraums zwischen der Formation und dem Produktionssieb verwendet, umfassend: Kombinieren der Stützmittel mit einer Gravel-Pack-Flüssigkeit unter Bildung eines Gemischs; Pumpen des Gemischs in das Bohrloch in den Ringraum zwischen der Formation und dem Produktionssieb.
  • Unter den Bedingungen im Bohrloch kann das saure Nebenprodukt, das durch Hydratisierung des Polyglycolsäure-beschichteten Sandes erzeugt wird, säurelösliche und/oder säurezersetzbare Komponenten abbauen, die im Filterkuchen eingebettet sind. Diese Reaktion verstärkt die Filterkuchenentfernung und den Fluss des Kohlenwasserstoffs aus der Produktionsformation.
  • BESCHREIBUNG VERANSCHAULICHENDER AUSFÜHRUNGSFORMEN
  • Die Erfindung entwickelt ein vergleichsweise dichtes Spaltmittel, das als Gravel-Pack-Sand verwendet und gleichmäßig über einem undurchlässigen Filterkuchen aufgebracht werden kann, der durch eine Reservoirbohrflüssigkeit unter Verwendung einer herkömmlichen Sand-Kies-Schüttung aufgebaut wird. Unter den Bedingungen im Bohrloch setzt das Spaltmittelprodukt langsam ein saures Nebenprodukt frei, das säurelösliche und säurezersetzbare Komponenten im Filterkuchen löst oder abbaut. Die Erfindung umfasst die Beschichtung von einem Stützmittel, wie geschlichtetem Gravel-Pack-Sand von Industriequalität, mit einer polymerisierten alpha-Hydroxycarbonsäure. Ein bevorzugtes Polymer ist Polyglycolsäure, die aus mono merer Glycolsäure in situ hergestellt wird. Es sollte beachtet werden, dass das mit der polymerisierten alpha-Hydroxycarbonsäure beschichtete Stützmittel mit einer gewissen Menge eines unbeschichteten Stützmittels gemischt werden kann, wie herkömmlicher Gravel-Pack-Sand und Polyglycolsäure-beschichteter Sand. Der Spaltmittel-beschichtete Sand kann als Gravel-Pack-Sand verwendet und gleichmäßig über den Filterkuchen verteilt werden.
  • Glycolsäure gehört zu den alpha-Hydroxysäuren. Die Monomere können mittels Kondensationspolymerisation in polymere Formen polymerisiert werden. Die Selbstpolymerisierung kann durch Erhitzen des Monomers auf eine Temperatur oberhalb des Schmelzpunktes der polymeren Form eingeleitet werden. Die polymere Form von alpha-Hydroxysäuren kann, nachdem sie hergestellt und in Wasser redispergiert wurde, langsam hydrolysieren und ein saures Nebenprodukt freisetzen. Die Hydrolyserate wird durch die Temperatur beeinflusst. Weitere alpha-Hydroxysäuren, die für die Erfindung geeignet sind, sind Äpfel-, Milch-, Glucon-, Zitronen-, Mandel-, Saccharin-, Mucin-, Weinsäure und deren Gemische. Jede der obigen Säuren kann mit Glycolsäure gemischt werden.
  • Polyglycolsäure-Polymere sind im Stand der Technik bekannt und in den U.S.-Patenten 3 468 853 und 3 875 937 beschrieben. Die durch ein Kondensationsverfahren hergestellten polymere Form von alpha-Hydroxysäuren wird in der medizinischen Industrie zur Herstellung biologisch abbaubarer medizinischer Gegenstände verwendet, wie Nähfäden, Kapseln usw. Ein Verfahren zur Produktion von Polyglycolsäure für die Herstellung medizinischer Gegenstände ist im U.S.-Patent 6 150 497 offenbart.
  • Für die Erfindung geeignete Stützmittel sind jedes partikuläre Substrat, das zur Sand-Kies-Schüttung geeignet ist. Beispiele für geeignete Substrate sind natürlicher und synthetischer Silicasand, Glasperlen, Quarz, Keramiken, Thermoplastharz, gesinterter Bauxit und Metalloxide sowie deren Gemische.
  • Wenn ein fertiggestelltes Bohrloch für die Sand-Kies-Schüttung bereit ist, wird das Polyglycolsäure-beschichtete Stützmittel zu der Gravel-Pack-Flüssigkeit gegeben und anstelle des üblichen Gravel-Pack-Sandes zum Verfüllen des Ringraums zwischen dem Produktionssieb und der Formation nach unten in das Bohrloch gepumpt. Die Gravel-Pack-Flüssigkeit kann aus Wasser und Salzlaugen bestehen, die verschiedene Elektrolyten und ihre Gemische enthalten, wie NaCl, KCl, CaCl2, CaBr2, ZnBr2 usw., aber nicht darauf beschränkt.
  • Unter den Bedingungen im Bohrloch erzeugt die Polyglycolsäurebeschichtung saure Nebenprodukte, die mit den säurelöslichen und säurezersetzbaren Komponen ten im Filterkuchen reagieren können. Aufgrund der langsamen Freisetzungsrate des sauren Nebenprodukts ist es bevorzugt, dass das Bohrloch für einen bestimmten Zeitraum verschlossen wird, so dass die Auflöse- und Abbaureaktion beendet werden kann.
  • Der Polyglycolsäure-beschichtete Sand kann hergestellt werden durch Erhitzen eines Glycolsäuremonomers, wie einer 70%igen Glycolsäurelösung von technischer Qualität, mit einem natürlichen oder synthetischen Stützmittel, wie einem im Handel erhältlichen Sand von 20–40 Mesh, bei Temperaturen von etwa 210°F (99°C) oder mehr, bis das Sand-Glycolsäure-Gemisch leicht braun wird oder bis der Feuchtigkeitsgehalt des Gemischs sich auf weniger als 5 Gew.-%, bezogen auf den trockenen Sand, verringert hat.
  • Ersatzweise kann das Glycolsäuremonomer bei einer Temperatur von mindestens 210°F (99°C) vorerhitzt werden, bis die Polymerisation begonnen hat. Während die Polyglycolsäure bei der obigen Temperatur in flüssiger Form gehalten wird, kann das Stützmittel langsam zugegeben und stetig gerührt werden, bis das Verhältnis von Polyglycolsäure zu Stützmittel im Bereich von 5 bis 20 Gew.-% und vorzugsweise 8 Gew.-% bis 10 Gew.-% beträgt, bezogen auf das Gewicht des Stützmittels. Der Einsatz anderer Verfahren zur Beschichtung des Stützmittels mit der Polyglycolsäure, wie Sprühtrocknung, kann ebenfalls verwendet werden.
  • Nachdem die Polymerisationsreaktion beendet ist, lässt man das Endprodukt auf Raumtemperatur abkühlen. Das Produkt kann unter Verwendung eines Mörsers und Pistills oder einer anderen Mahlvorrichtung leicht zerkleinert und zur Entfernung von feinen Partikel durch ein Sieb, wie ein 60-Mesh-Sieb, gesiebt werden.
  • Im folgenden werden Beispiele zur Veranschaulichung der Verfahren gegeben, die zur Herstellung von Polyglycolsäure-beschichtetem Sand eingesetzt werden können. Es sollte jedoch beachtet werden, dass die Produktion von Polyglycolsäure-beschichtetem Sand nicht auf die in den Beispielen verwendeten Verfahren beschränkt ist.
  • Die folgenden Beispiele werden zur Verdeutlichung bevorzugter Ausführungsformen der Erfindung gegeben. Der Fachmann sollte erkennen, dass die in den folgenden Beispielen offenbarten Verfahren und Zusammensetzungen Verfahren darstellen, von denen entdeckt wurden, dass die bei der Ausübung der Erfindung gut wirken, und somit als bevorzugten Weisen zu ihrer Ausführung betrachtet werden können. Der Fachmann sollte aber angesichts der Offenbarung erkennen, dass an den spezifischen offenbarten Ausführungsformen viele Veränderungen vorgenommen werden können und immer noch ein gleiches oder ähnliches Ergebnis erhalten werden kann, ohne vom Geist und Umfang der Erfindung abzuweichen.
  • Allgemeine Informationen in Bezug auf die Beispiele
  • Zur Untersuchung der Wirkungen des Polyglycolsäure-beschichteten Sandes auf die Filterkuchenbeseitigung wurde das nachstehende Testverfahren verwendet. Die Testausrüstung und die Materialien werden als für den Fachmann üblich angesehen.
    • 1. Zunächst wurde eine Reservoirbohrflüssigkeit unter Verwendung einer gegebenen Flüssigkeitsformulierung hergestellt, die zuvor für eine mögliche Feldlochbohranwendung ausgewählt worden war.
    • 2. Es wurde ein Filterkuchen auf einer wassergesättigten Keramikscheibe mit einer durchschnittlichen Porenöffnungsgröße von 5 Mikron in einer doppelseitigen Hochtemperatur-Hochdruck-Flüssigkeitsverlustzelle aufgebaut, indem die Reservoirbohrflüssigkeit mit etwa 300 psi (2070 kPa) Stickstoff-Differentialdruck bei etwa 140°F (60°C)–180°F (82°C) etwa 16 Stunden lang gegen die Keramikscheibe gepresst wurde.
    • 3. Nach dem Aufbau des Filterkuchens wurde die Reservoirbohrflüssigkeit in der Zelle dekantiert, und das Zellinnere wurde mit Wasser gespült, so dass flüssige Rückstände entfernt wurden.
    • 4. Die Zelle wurde mit etwa 70 ml einer Salzlauge gefüllt, die für die Sand-Kies-Schüttung verwendet werden sollte. Das Test-Spaltmittel, z.B. Polyglycolsäure-beschichteter Sand oder eine Mischung von unbeschichtetem Gravel-Pack-Sand mit einem chemischen Spaltmittel, wurde langsam in die Salzlauge gegossen. Bei der Zugabe des Spaltmittels wurde nicht gerührt oder gemischt.
    • 5. Die Zelle wurde wieder zusammengebaut, unter Druck gesetzt und auf eine gewünschte Temperatur erhitzt, so dass der Filterkuchen mit dem Spaltmittel und dem Gravel-Pack-Sand getränkt wurde. Das Drainageventil am Boden der Zelle konnte je nach dem Zweck des Tests geschlossen oder offen sein.
    • 6. Bei offenem Bodendrainageventil konnte die Tränksalzlauge durch die Scheibe fließen, sobald das Spaltmittel mit dem Filterkuchen reagiert und einen Verbindungskanal durch den Filterkuchen hergestellt hatte. Die dafür benötigte Zeit wurde überwacht und gemessen.
    • 7. Bei geschlossenem Bodendrainageventil befand sich die Zelle im so genannten verschlossenen Zustand, und man ließ die Salzlauge erst hinausfließen, nachdem eine festgelegte Tränkdauer erreicht war. Die Rate, mit der die Salzlauge abgelassen wurde, wurde zur Bewertung der Effizienz der Filterkuchenbeseitigung notiert.
  • Nach dem Tränktest wurde der Zustand des Filterkuchens im Inneren der Zelle gesichtet, beispielsweise die Menge an Rückstand, die auf der Scheibe verblieb. Die Durchlässigkeit der Keramikscheibe vor oder nach dem Tränken konnte ebenfalls gemessen werden, so dass die Effizienz der Filterkuchenentfernung untersucht werden konnte.
  • Beispiel 1:
  • Es wurde eine Charge von Polyglycolsäure-beschichtetem Sand unter Verwendung der folgenden Inhaltsstoffe und Verfahren hergestellt:
    • 1. Ein Gemisch aus 380 g Industriequarzsand mit 20–40 Mesh von Unimin Corporation und 190 g 65–70%iger Glycolsäurelösung technischer Qualität von J.T. Baker wurde in einer 2-Liter-Kristallisierschale hergestellt.
    • 2. Die Schale wurde auf eine Heizplatte gestellt und unter einer Abzugshaube erhitzt. Eine Temperatur von mindestens 210–220°F (99–104°C) wurde erreicht und etwa 8–10 Stunden lang gehalten.
    • 3. Das Gemisch wurde häufig umgerührt, bis es hellbraun gefärbt und leicht viskos und klebrig wurde.
    • 4. Das Heizen wurde beendet, wenn sich die Farbe des endgültigen Gemischs zu hellbraun geändert hatte.
    • 5. Das Gemisch wurde unter Rühren auf Raumtemperatur abgekühlt. Während des Abkühlens gebildete große Aggregate wurden unter Verwendung von Mörser und Pistill in einzelne Körner zerkleinert.
    • 6. Die losen Polyglycolsäure-beschichteten Sandkörner wurden zur Entfernung von feinkörniger unbeschichteter Polyglycolsäure durch ein 60-Mesh-Sieb gesiebt. Der gesiebte Polyglycolsäure-beschichtete Sand wurde für den Test der Filterkuchenbeseitigung eingesetzt.
  • Hinsichtlich der Massenbilanz enthält der gesiebte Polyglycolsäure-beschichtete Sand etwa 13 Gew.-% Polyglycolsäure, bezogen auf das Trockengewicht des Sandes. Der verwendete Industriesand hatte zwar eine Größe von 20–40 Mesh, aber Industriesand anderer Größe kann ebenfalls zur Herstellung des Polyglycolsäure-beschichteten Sandes verwendet werden.
  • Beispiel 2:
  • Unter Verwendung des vorstehend mit dem in Beispiel 1 beschriebenen Verfahren hergestellten Polyglycolsäure-beschichteten Sandes und der oben beschriebenen Testverfahren wurde die Filterkuchenentfernungseffizienz des Polyglycolsäure-beschichteten Sandes untersucht.
  • Bei einem Test, wobei das Bodendrainageventil während des Tränkens offen gelassen wurde, erzeugte der Polyglycolsäure-beschichtete Sand Nadellöcher durch den Filterkuchen. Wurde jedoch das Ventil 31,5 Stunden lang geschlossen gelassen, war der Filterkuchen beim Abschluss des Tränkens mit dem Polyglycolsäure-beschichteten Sand fast vollständig zerstört. Eine Untersuchung der Rückflusspermeabilität zeigte, dass die Keramikscheibe hinsichtlich der Flüssigkeitsdurchlässigkeit nicht sehr beschädigt war. Die Testergebnisse sind in der folgenden Tabelle (Tabelle 1) angegeben. Tabelle 1. Ergebnisse der Untersuchung von Polyglycolsäure-beschichtetem Sand als Spaltmittel zur Entfernung eines Filterkuchens, der sich aus einer Reservoirbohrflüssigkeit auf Basis von 13,0 ppg (1,6 kg/l) CaBr2 abgelagert hat. Der Polyglycolsäuregehalt betrug etwa 21%.
    Art des Schlamms, aus dem der Kuchen aufgebaut ist Spaltmittel Tränkdauer & -temperatur Filterkuchen nach Tränken Rückflusspermeabilität*
    Reservoirbohrflüssigkeit auf Basis von 13 ppg (1,6 kg/l) CaBr2 ~22 g PGA-beschichteter Sand in Salzlauge mit 13 ppg (1,6 kg/l) CaBr2 4,5 Std. bei 180°F (82°C) bei offenem Ventil größtenteils in-takt mit wenigen Nadellöchern -
    Reservoirbohrflüssigkeit auf Basis von 13 ppg (1,6 kg/l) CaBr2 ~22 g PGA-beschichteter Sand in Salzlauge mit 13 ppg (1,6 kg/l) CaBr2 31,5 Std. bei 180°F (82°C) bei geschlossenem Ventil > 90% zerstört 770 md (5-μm-Scheibe)
    • *Die durchschnittliche Anfangspermeabilität einer 5-Mikron-Scheibe beträgt 800 md.
  • Beispiel 3:
  • Es wurde eine Reihe von Tests zur Verdeutlichung der Wirkungen der Temperatur auf die Filterkuchenbeseitigungsfähigkeit des Polyglycolsäure-beschichteten Sandes durchgeführt. Filterkuchen wurden bei spezifischen Temperaturen aufgebaut und dann mit dem Polyglycolsäure-beschichteten Sand bei den gleichen spezifischen Temperaturen getränkt. Während des Tränkens waren die Ventile geschlossen, ausgenommen nach einer Testdauer von 48 und 72 Stunden, dann wurden die Ventile geöffnet und die Tränksalzlauge abgelassen.
  • Nach 48-stündigem Tränken konnte aus keiner der Zellen die Tränksalzlauge abgelassen werden, was zeigt, dass keine wirksame Kommunikation durch den Filterkuchen hergestellt worden war. Nach 72-stündigem Tränken wurde die Tränksalzlauge effizient abgelassen; es bestand jedoch ein Unterschied in der Drainagerate. Eine Untersuchung der nach dem Test rückgewonnenen Keramikscheiben zeigte unterschiedliche Ausmaße von Filterkuchenrückständen, die auf den Scheiben verblieben, was darauf hinzudeuten scheint, dass die Wirksamkeit der Beseitigung durch Polyglycolsäure-beschichteten Sand temperaturabhängig war. Deshalb sollte die für die vollständige Filterkuchenentfernung benötigte Verschlussdauer je nach der Temperatur eingestellt werden.
  • Die Testergebnisse sind in der nachstehenden Tabelle 2 offenbart. Tabelle 2. Ergebnisse der Untersuchung von Polyglycolsäure-beschichtetem Sand als Spaltmittel zur Entfernung eines Filterkuchens, der sich aus einer Reservoirbohrflüssigkeit auf Basis von 12,5 ppg (1,5 kg/l) CaBr2 abgelagert hat. Der Polyglycolsäuregehalt betrug etwa 13%.
    Art des Schlamms, aus dem der Kuchen aufgebaut ist Spaltmittel Tränkdauer & -temperatur Filterkuchen nach Tränken
    Reservoirbohrflüssigkeit auf Basis von 12,5 ppg (1,5 kg/l) CaBr2 20 g PGA-beschichteter Sand in Salzlauge mit 12,5 ppg (1,5 kg/l) CaBr2 72 Std. bei 140°F (60°C) bei geschlossenem Ventil ~50% zerstört
    Reservoirbohrflüssigkeit auf Basis von 12,5 ppg (1,5 kg/l) CaBr2 20 g PGA-beschichteter Sand in Salzlauge mit 12,5 ppg (1,5 kg/l) CaBr2 72 Std. bei 160°F (71°C) bei geschlossenem Ventil ~90% zerstört
    Reservoirbohrflüssigkeit auf Basis von 12,5 ppg (1,5 kg/l) CaBr2 20 g PGA-beschichteter Sand in Salzlauge mit 12,5 ppg (1,5 kg/l) CaBr2 72 Std. bei 180°F (82°C) bei geschlossenem Ventil > 90% zerstört
  • Beispiel 4:
  • Die folgende Tabelle verdeutlicht die Erzeugung saurer Komponenten aus Polyglycolsäure-beschichtetem Sand in verschiedenen Flüssigkeiten verglichen mit unbeschichtetem Sand in den gleichen Flüssigkeiten, wie durch pH-Messung ermittelt, nachdem jede Flüssigkeit 4 Tage lang 140°F (60°C) ausgesetzt worden war. Die Konzentration an unbeschichtetem Sand und Polyglycolsäure-beschichtetem Sand betrug 10 Gew.-%, bezogen auf das Volumen der Flüssigkeit. Die Verwendung von Polyglycolsäure-beschichtetem Sand mit zweiwertigen Salzlaugen ist vorteilhafter als mit Süßwasser. Tabelle 3: Ergebnisse für die Erzeugung saurer Komponenten aus Polyglycolsäure-beschichtetem Sand in verschiedenen Flüssigkeiten
    pH unbeschichteter Sand pH PGA-beschichteter Sand
    Süßwasser 9,1 2,9
    10 ppg (1,2 kg/l) NaCl-Salzlauge 8,1 1,6
    12,5 ppg (1,5 kg/l) NaBr-Salzlauge 8,3 1,6
    11,6 ppg (1,4 kg/l) CaCl2-Salzlauge 6,1 < 0,1
    14,2 ppg (1,7 kg/l) CaBr2-Salzlauge 4,8 < 0,1
  • Die erfindungsgemäßen Zusammensetzungen und Verfahren werden zwar anhand bevorzugter Ausführungsformen beschrieben, aber für den Fachmann ist ersichtlich, dass Veränderungen an dem hier beschriebenen Verfahren vorgenommen werden können, ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen. Alle ähnlichen Ersatzstoffe und Modifikationen, die für den Fachmann ersichtlich sind, sollen im Umfang der Erfindung liegen, wie er in den folgenden Patentansprüchen dargelegt wird.

Claims (26)

  1. Stützmittel, umfassend ein partikuläres Substrat, das beschichtet ist mit einer alpha-Hydroxycarbonsäure, die polymerisiert wurde.
  2. Stützmittel nach Anspruch 1, wobei die alpha-Hydroxycarbonsäure ausgewählt ist aus Glycol-, Äpfel-, Milch-, Glucon-, Zitronen-, Mandel-, Saccharin-, Mucin- und Weinsäure und deren Gemischen.
  3. Stützmittel nach Anspruch 1, wobei die alpha-Hydroxycarbonsäure Glycolsäure ist.
  4. Stützmittel nach Anspruch 1, wobei das partikuläre Substrat ausgewählt ist aus natürlichem und synthetischem Silicasand, Glasperlen, Quarz, Keramiken, Thermoplastharzen, gesintertem Bauxit und Metalloxiden.
  5. Stützmittel nach Anspruch 1, wobei das partikuläre Substrat Silicasand ist und die alpha-Hydroxycarbonsäure Glycolsäure ist.
  6. Stützmittel nach Anspruch 1, wobei der Gehalt an polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure 5 Gew.-% bis 20 Gew.-% beträgt, bezogen auf das Trockengewicht des partikulären Substrats.
  7. Stützmittel nach Anspruch 1, wobei der Gehalt an polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure 8 Gew.-% bis 10 Gew.-% beträgt, bezogen auf das Trockengewicht des partikulären Substrats.
  8. Verfahren zur Herstellung eines mit einem alpha-Hydroxycarbonsäure-Polymer beschichteten Stützmittels, umfassend: Erhitzen einer Lösung von monomerer alpha-Hydroxycarbonsäure mit geschlichtetem partikulärem Substrat, bis die Polymerisation der alpha-Hydroxycarbonsäure beendet ist.
  9. Verfahren nach Anspruch 8, wobei die monomere alpha-Hydroxycarbonsäure ausgewählt ist aus Glycol-, Äpfel-, Milch-, Glucon-, Zitronen-, Mandel-, Saccharin-, Mucin- und Weinsäure und deren Gemischen.
  10. Verfahren nach Anspruch 8, wobei die alpha-Hydroxycarbonsäure Glycolsäure ist.
  11. Verfahren nach Anspruch 8, wobei das partikuläre Substrat ausgewählt ist aus natürlichem und synthetischem Silicasand, Glasperlen, Quarz, Keramiken, Thermoplastharzen, gesintertem Bauxit und Metalloxiden.
  12. Verfahren nach Anspruch 8, wobei das Ende der Polymerisation angezeigt wird durch eine Veränderung in der Farbe des Gemischs aus polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure und Substrat.
  13. Verfahren nach Anspruch 8, wobei die Polymerisation durchgeführt wird, bis eine Verringerung des Feuchtigkeitsgehalts des Gemischs von 5% oder weniger erfolgt ist.
  14. Verfahren nach Anspruch 8, wobei die Polymerisation wiederholt wird, so dass mehrere Schichten aus polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure auf dem partikulären Substratmaterial gebildet werden.
  15. Verfahren nach Anspruch 8, wobei die Polymerisation bei einer Temperatur über 210°F (99°C) erfolgt.
  16. Verwendung eines Stützmittels nach einem der Ansprüche 1–7 bei einer Sand-Kies-Schüttung ("Gravel Pack") zum Verfüllen des Ringsraums zwischen Formation und Produktionssieb und Filterkuchenentfernung, umfassend: Kombinieren des Stützmittels mit einer Gravel-Pack-Flüssigkeit unter Bildung eines Gemischs; Pumpen des Gemischs in das Bohrloch in den Ringraum zwischen Formation und Produktionssieb und In-Kontakt-bringen des Stützmittels mit dem Filterkuchen, bis die säurelöslichen und säurezersetzbaren Komponenten in dem Filterkuchen zersetzt worden sind.
  17. Verwendung nach Anspruch 16, wobei das Stützmittel mit Polyglycolsäure beschichteter Sand ist.
  18. Verwendung nach Anspruch 16, wobei die Gravel-Pack-Flüssigkeit Wasser, Salzlösungen und Elektrolyte umfasst.
  19. Verwendung nach Anspruch 16, wobei die Gravel-Pack-Flüssigkeit NaCl, KCl, CaCl2, CaBr2 und deren Gemische umfasst.
  20. Verwendung nach Anspruch 16, wobei man das Gemisch mindestens 24 Stunden in dem Bohrloch belässt.
  21. Verwendung nach Anspruch 16, wobei das Stützmittel, das mit polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure beschichtet ist, mit unbeschichteten Stützmitteln gemischt wird.
  22. Verwendung nach Anspruch 21, wobei das Stützmittel mit Polyglycolsäure beschichteter Sand ist und die unbeschichteten Stützmittel herkömmlicher Gravel-Pack-Sand sind.
  23. Flüssigkeit, die sich für die Sand-Kies-Schüttung von einem Bohrloch eignet, umfassend Stützmittel, die mit polymerisierter alpha-Hydroxycarbonsäure beschichtet sind, Wasser sowie NaCl, KCl, CaCl2, CaBr2 und deren Gemische.
  24. Flüssigkeit nach Anspruch 23, wobei die Stützmittel mit Polyglycolsäure beschichtet sind.
  25. Verwendung eines Stützmittels nach einem der Ansprüche 1–7 bei einer Sand-Kies-Schüttung ("Gravel Pack") zum Verfüllen des Ringsraums zwischen Formation und Produktionssieb, umfassend: Kombinieren des Stützmittels mit einer Gravel-Pack-Flüssigkeit unter Bildung eines Gemischs und Pumpen des Gemischs in das Bohrloch in den Ringraum zwischen Formation und Produktionssieb.
  26. Verwendung nach Anspruch 25, wobei das Stützmittel mit Polyglycolsäure beschichtet ist.
DE60316165T 2002-09-20 2003-09-12 Mit säure beschichteter sand für kiespackung und filterkuchenentfernung Expired - Lifetime DE60316165T2 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US65141 2002-09-20
US10/065,141 US6817414B2 (en) 2002-09-20 2002-09-20 Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
PCT/US2003/028567 WO2004027213A1 (en) 2002-09-20 2003-09-12 Acid-coated sand for gravel pack and filter cake clean-up

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE60316165D1 DE60316165D1 (de) 2007-10-18
DE60316165T2 true DE60316165T2 (de) 2008-05-29

Family

ID=31989986

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE60316165T Expired - Lifetime DE60316165T2 (de) 2002-09-20 2003-09-12 Mit säure beschichteter sand für kiespackung und filterkuchenentfernung

Country Status (10)

Country Link
US (2) US6817414B2 (de)
EP (1) EP1546507B1 (de)
AT (1) ATE372444T1 (de)
AU (1) AU2003267138A1 (de)
CA (1) CA2502694C (de)
DE (1) DE60316165T2 (de)
EA (1) EA008279B1 (de)
MX (1) MXPA05003132A (de)
NO (1) NO339018B1 (de)
WO (1) WO2004027213A1 (de)

Families Citing this family (181)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080064613A1 (en) * 2006-09-11 2008-03-13 M-I Llc Dispersant coated weighting agents
US7080688B2 (en) * 2003-08-14 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for degrading filter cake
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
US7276466B2 (en) * 2001-06-11 2007-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7219731B2 (en) * 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US7972997B2 (en) * 2002-09-20 2011-07-05 M-I L.L.C. Process for coating gravel pack sand with polymeric breaker
US7265079B2 (en) * 2002-10-28 2007-09-04 Schlumberger Technology Corporation Self-destructing filter cake
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US8327931B2 (en) 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
KR100487950B1 (ko) * 2003-02-03 2005-05-06 삼성전자주식회사 활성영역과 중첩되는 게이트 전극 상에 배치된 콘택홀을갖는 반도체 소자
US7114570B2 (en) * 2003-04-07 2006-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations
US20090107684A1 (en) 2007-10-31 2009-04-30 Cooke Jr Claude E Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells
US20040231845A1 (en) 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
US7228904B2 (en) * 2003-06-27 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
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
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
US7178596B2 (en) * 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and 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
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving 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
US20050028976A1 (en) * 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7497278B2 (en) * 2003-08-14 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes 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
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
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
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
US7204316B2 (en) * 2004-01-20 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable well screen having temporary sealing substance
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
US20050173116A1 (en) 2004-02-10 2005-08-11 Nguyen Philip D. Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US20050183741A1 (en) * 2004-02-20 2005-08-25 Surjaatmadja Jim B. Methods of cleaning and cutting using jetted fluids
US7211547B2 (en) 2004-03-03 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications
US7172022B2 (en) 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
GB2412391A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
GB2412389A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for treating underground formations
US20070078063A1 (en) * 2004-04-26 2007-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations
US7299875B2 (en) 2004-06-08 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling particulate migration
US7621334B2 (en) * 2005-04-29 2009-11-24 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
US20060032633A1 (en) * 2004-08-10 2006-02-16 Nguyen Philip D Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers
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
US7757768B2 (en) 2004-10-08 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into 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
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7883740B2 (en) 2004-12-12 2011-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US20060135372A1 (en) * 2004-12-21 2006-06-22 Tetra Technologies, Inc. Controlled degradation of filtercakes and other downhole compositions
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
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
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
US7497258B2 (en) * 2005-02-01 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions
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
US20060172895A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US20060172989A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Michael Konkel Aminoalkoxyphenyl indolone derivatives
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
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US7677315B2 (en) 2005-05-12 2010-03-16 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
US7337839B2 (en) * 2005-06-10 2008-03-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up
US20060276345A1 (en) * 2005-06-07 2006-12-07 Halliburton Energy Servicers, Inc. Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials
US7318474B2 (en) 2005-07-11 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US7451815B2 (en) * 2005-08-22 2008-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly enhanced with disappearing sleeve and burst disc
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
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
US20100132951A1 (en) * 2005-12-16 2010-06-03 Tetra Technologies, Inc. Controlled De-functionalization of Filtercakes and Other Downhole Compositions
US7431088B2 (en) * 2006-01-20 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlled acidization in a wellbore
US7819192B2 (en) 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
US8613320B2 (en) 2006-02-10 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7926591B2 (en) 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US7665517B2 (en) 2006-02-15 2010-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
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
US8133587B2 (en) * 2006-07-12 2012-03-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Proppant materials comprising a coating of thermoplastic material, and methods of making and using
US8003214B2 (en) * 2006-07-12 2011-08-23 Georgia-Pacific Chemicals Llc Well treating materials comprising coated proppants, and methods
US20080026959A1 (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
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
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US20080093074A1 (en) * 2006-10-20 2008-04-24 Schlumberger Technology Corporation Communicating Through a Barrier in a Well
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
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
US8695708B2 (en) 2007-03-26 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation with degradable material
US8058213B2 (en) * 2007-05-11 2011-11-15 Georgia-Pacific Chemicals Llc Increasing buoyancy of well treating materials
US7754659B2 (en) * 2007-05-15 2010-07-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Reducing flow-back in well treating materials
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
US20090247430A1 (en) * 2008-03-28 2009-10-01 Diankui Fu Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
WO2010001323A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Schlumberger Canada Limited System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US8016040B2 (en) * 2008-11-26 2011-09-13 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control
US7762329B1 (en) 2009-01-27 2010-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US8273406B1 (en) 2009-06-19 2012-09-25 Fritz Industries, Inc. Particulate solid coated with a curable resin
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
WO2011050046A1 (en) 2009-10-20 2011-04-28 Soane Energy, Llc Proppants for hydraulic fracturing technologies
US8720555B2 (en) 2009-11-18 2014-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Self-diverting high-rate water packs
US8573295B2 (en) 2010-11-16 2013-11-05 Baker Hughes Incorporated Plug and method of unplugging a seat
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
US9227243B2 (en) 2009-12-08 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Method of making a powder metal compact
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US8425651B2 (en) 2010-07-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix metal composite
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US8424610B2 (en) 2010-03-05 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Flow control arrangement and method
US8776884B2 (en) 2010-08-09 2014-07-15 Baker Hughes Incorporated Formation treatment system and method
US9234415B2 (en) 2010-08-25 2016-01-12 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8459353B2 (en) * 2010-08-25 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8448706B2 (en) 2010-08-25 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8714248B2 (en) 2010-08-25 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
EA027312B1 (ru) * 2010-11-03 2017-07-31 3М Инновейтив Пропертиз Компани Флюид, включающий стеклянные микросферы, и способ его получения и использования
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US8783365B2 (en) 2011-07-28 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Selective hydraulic fracturing tool and method thereof
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9868896B2 (en) 2011-08-31 2018-01-16 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
CA2845840C (en) 2011-08-31 2020-02-25 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US20140000891A1 (en) 2012-06-21 2014-01-02 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US9297244B2 (en) 2011-08-31 2016-03-29 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9347119B2 (en) 2011-09-03 2016-05-24 Baker Hughes Incorporated Degradable high shock impedance material
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Degradable shaped charge and perforating gun system
US9187990B2 (en) 2011-09-03 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system
US8936086B2 (en) 2011-10-04 2015-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid loss control, diversion, and sealing using deformable particulates
US9284812B2 (en) 2011-11-21 2016-03-15 Baker Hughes Incorporated System for increasing swelling efficiency
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9068428B2 (en) 2012-02-13 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Selectively corrodible downhole article and method of use
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
MX2015001526A (es) 2012-08-01 2015-04-08 Oxane Materials Inc Agentes de sosten sinteticos y agentes de sosten monodispersos y metodos para la elaboracion de los mismos.
US9835608B2 (en) 2012-12-20 2017-12-05 Saudi Arabian Oil Company Method for assessing ablation modulai of mudcakes to predict ease of mudcake removal or cleaning efficiency of cleaning/washing/spacer fluids
US10550319B2 (en) 2013-04-05 2020-02-04 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
CA2849415C (en) 2013-04-24 2017-02-28 Robert D. Skala Methods for fracturing subterranean formations
US9284479B2 (en) 2013-06-22 2016-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Invert emulsion for swelling elastomer and filtercake removal in a well
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US10865465B2 (en) 2017-07-27 2020-12-15 Terves, Llc Degradable metal matrix composite
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US9932521B2 (en) 2014-03-05 2018-04-03 Self-Suspending Proppant, Llc Calcium ion tolerant self-suspending proppants
GB2540495A (en) * 2014-03-26 2017-01-18 M-I L L C Use of particulate or fibrous materials in gravel pack applications
CN104265248B (zh) * 2014-09-10 2017-04-12 甘肃蓝科石化高新装备股份有限公司 水平井填砂试验井筒装置
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US11162009B2 (en) 2015-04-08 2021-11-02 Gumpro Drilling Fluid Pvt. Ltd. Lubricant additives for water based drilling fluid
US10407607B2 (en) * 2015-04-08 2019-09-10 Gumpro Drilling Fluid PVT. LTD Solid invert emulsion drilling fluid additives, methods of preparation and use in oil-based drilling fluids
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
WO2020106655A1 (en) 2018-11-21 2020-05-28 Self-Suspending Proppant Llc Salt-tolerant self-suspending proppants made without extrusion
CN110055048A (zh) * 2019-04-17 2019-07-26 中国石油天然气股份有限公司 一种对压裂液具有缓释破胶作用的覆膜支撑剂及制备方法
CN111670632B (zh) * 2020-07-06 2021-12-03 临沂大学 一种提高连作下苜蓿的发芽率的装置及方法
US11492531B1 (en) * 2021-10-12 2022-11-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sand consolidation with a curable resin and filtercake removal fluid

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2948638A (en) * 1956-10-12 1960-08-09 Goodrich Co B F Coated vinyl chloride plastisol resin particles coated with a carboxylic acid salt and method of preparation
US3026938A (en) * 1958-09-02 1962-03-27 Gulf Research Development Co Propping agent for a fracturing process
US3237693A (en) * 1963-10-28 1966-03-01 Gulf Research Development Co Fracturing method and propping agent
US3875937A (en) 1963-10-31 1975-04-08 American Cyanamid Co Surgical dressings of absorbable polymers
US3468853A (en) 1966-06-15 1969-09-23 American Cyanamid Co Process of polymerizing a glycolide
US4272398A (en) 1978-08-17 1981-06-09 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Agriculture Microencapsulation process
US4986354A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US5075115A (en) 1990-04-02 1991-12-24 Fmc Corporation Process for polymerizing poly(lactic acid)
US5425994A (en) 1992-08-04 1995-06-20 Technisand, Inc. Resin coated particulates comprissing a formaldehyde source-metal compound (FS-MC) complex
DE19650602A1 (de) * 1996-12-06 1998-06-10 Philips Patentverwaltung Leuchtstoffzubereitung mit Hydroxycarbonsäure-Beschichtung
GB9726392D0 (en) * 1997-12-12 1998-02-11 Perstop Limited Improvements in or relating to a method of treatment of moulding sand
US6150497A (en) 1998-01-14 2000-11-21 Sherwood Services Ag Method for the production of polyglycolic acid
US6869445B1 (en) * 2000-05-04 2005-03-22 Phillips Plastics Corp. Packable ceramic beads for bone repair
US6394185B1 (en) * 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
US20020114958A1 (en) * 2000-11-27 2002-08-22 Toray Industries, Inc. Method of coating zeolite crystals, substrate containing zeolite crystals, method of manufacturing zeolite membrane, method of processing zeolite membrane, zeolite membrane, aluminum electrolytic capacitor, degassing membrane and separation method
US7066260B2 (en) * 2002-08-26 2006-06-27 Schlumberger Technology Corporation Dissolving filter cake
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

Also Published As

Publication number Publication date
ATE372444T1 (de) 2007-09-15
EA008279B1 (ru) 2007-04-27
US7132389B2 (en) 2006-11-07
EP1546507B1 (de) 2007-09-05
WO2004027213A1 (en) 2004-04-01
CA2502694A1 (en) 2004-04-01
US20040216876A1 (en) 2004-11-04
CA2502694C (en) 2011-11-01
AU2003267138A1 (en) 2004-04-08
EP1546507A1 (de) 2005-06-29
US6817414B2 (en) 2004-11-16
NO339018B1 (no) 2016-11-07
DE60316165D1 (de) 2007-10-18
MXPA05003132A (es) 2005-08-03
NO20051874L (no) 2005-05-31
EA200500512A1 (ru) 2005-10-27
US20040055747A1 (en) 2004-03-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE60316165T2 (de) Mit säure beschichteter sand für kiespackung und filterkuchenentfernung
DE60036380T2 (de) Wässrige bohrflüssigkeit
US7972997B2 (en) Process for coating gravel pack sand with polymeric breaker
DE60315142T2 (de) Zusammensetzungen zur wiederherstellung von zirkulationsverlusten
US4335788A (en) Acid dissolvable cements and methods of using the same
DE60033419T2 (de) Flüssigkeitsystem mit kontrollierbarer reversibler viskosität
US4460052A (en) Prevention of lost circulation of drilling muds
DE69828961T2 (de) Methoden und materialien zum xanthanabbau
US4498995A (en) Lost circulation drilling fluid
DE112007002575T5 (de) Mit abbaubarem Material unterstützte Umleitung
DE3213799A1 (de) Verfahren und zusammensetzung zur stabilisierung von tonen bei der zementierung von oel- und gasbohrloechern
DE60213078T2 (de) Bohrlochbehandlungsmethode
AT520254B1 (de) Synthetische Fluidverlustpille auf Polymerbasis
DE112007003060T5 (de) Differentielle Filter zum Aufhalten von Wasser während der Ölförderung
DE112013003102T5 (de) Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen Formation mit einer zur Bildung eines permeablen Mörtels ausgebildeten Mörtelsuspension
DE3049883A1 (en) Well treating fluid
DE3214564A1 (de) Temperaturbestaendige, einem fluessigkeitsverlust entgegenwirkende zusammensetzung
DE69821280T2 (de) Verfahren zur Verbesserung der Entfernung von haltenden Feststoffen aus Bohrlochwänden und Sandregelungsvorrichtungen darin
DE2303654A1 (de) Behandlungsfluessigkeit zur verwendung in bohrloechern durch unterirdische formationen
DE112017007400T5 (de) Verfahren und behandlungsfluide zur mikrofrakturerzeugung und abgabe von mikrostützmitteln in unterirdischen formationen
EP0755992B1 (de) Injektionsmittel sowie unter Verwendung des Injektionsmittels hergestellte Injektionssuspensionen
US2649159A (en) Method of sealing porous formations
DE60213134T2 (de) Leichte bohrlochzementzusammensetzungen und verfahren
US2788323A (en) Drilling fluid compositions for porous formations
Engel et al. 553-ft Gravel Pack Uses Clarified XC Polymer: Development and Application in Beluga River, Alaska

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition