Movatterモバイル変換


[0]ホーム

URL:


NO761368L - - Google Patents

Info

Publication number
NO761368L
NO761368LNO761368ANO761368ANO761368LNO 761368 LNO761368 LNO 761368LNO 761368 ANO761368 ANO 761368ANO 761368 ANO761368 ANO 761368ANO 761368 LNO761368 LNO 761368L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
particles
emulsion
resin
well
gravel
Prior art date
Application number
NO761368A
Other languages
English (en)
Inventor
R H Knapp
Original Assignee
Shell Int Research
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 Shell Int ResearchfiledCriticalShell Int Research
Publication of NO761368LpublicationCriticalpatent/NO761368L/no

Links

Classifications

Landscapes

Description

Sandkonsoliderende vandige, emulsjoner av epoxyharpiks-komponenter.
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for belegning, for konsoliderende og/eller pluggende formål av faste overflater av permeabelt materiale i et underjordisk område, som et område i eller rundt en brønn som trenger igjennom et slikt underjordisk område. Oppfinnelsen er særlig nyttig for å binde partikler i en integrert permeabel struktur.
Behandlinger for å konsolidere en masse av partikler"i et relativt fjernt område, som et ukonsolidert reservoar eller i en sand- eller gruspakning i en brønn, omfatter kjente og vanlige anvendte metoder. Målet ved foreliggende oppfinnelse er en spesielt fordelaktig type av en' slik behandling, hvori partiklene bringes i kontakt med en enkelt vandig væske.
I henhold til oppfinnelsen omfatter fremgangsmåten ved belegning av overflatene av faste partikler med en oppløsning av epoxyharpiksdannende komponenter som danner en fast harpiks mens partiklene er beliggende inne i et underjordisk område i eller rundt en brønn som trenger igjennom området, som omfatter t rinnene:.
å sammensette en oljefase-fLytende oppløsning av et polymeriserbart polyepoxyd og et relativt vannoppløselig tertiært amin som er i stand, til både å katalysere polyepoxydpolymerisasjonen og oljefukte overflatene av partiklene;
å dispergere den nevnte oppløsning i en vandig væske for å danne en olje-i-vann kationisk emulsjon som er i stand til å fukte overflatene av partiklene med en harpiksdannende oppløsning som senere vil danne en fast harpiks;
å bringe overflatene av partiklene som skal behandles, i kontakt med emulsjonen slik at de fuktes med den harpiksdannende oppløsning; og
å anbringe de således fuktede partikler inne i et område
inntil den faste harpiks er dannet.
Ved gruspakning av en brønn blandes pakningspartiklene med en vandig oppløsning av foreliggende harpiksdannende oljefase-flytende oppløsning. Ved en metode får.emulsjonen lov til å bryte ned slik at partiklene belegges med den harpiksdannende opp.-, løsning mens dens bestanddeler er flytende. Derpå suspenderes de belagte partikler i en vandig bærervæske og pumpes inn i brønnen slik at de siktes ut mot reservoarformasjonen og konsolideres til en permeabel integrert masse når harpiksen stivner.
Ved konsolidering eller forsterkning av en masse av partikler in situ i en permeabel underjordisk formasjon injiseres en vandig emulsjon av den harpiksdannende oljefase-flytende opp-løsning i massen slik at den bryter ned og belegger overflaten av partiklene i oppløsningen av harpiksdannende komponenter. Be-legget får lov til å forbli på partiklene inntil massen er konsolidert eller forsterket ved stivning av harpiksen.
Ved plugging av en permeabel formasjon i et slikt område injiseres emulsjonen av den harpiksdannende oljefase-flytende oppløsning inn i formasjonen mens emulsjonens sammensetning og pH innstilles slik at den bryter ned relativt hurtig og fukter veggene av porene av formasjonen med tilstrekkelig harpiksdannende oppløs-ning til å plugge i det minste noen av porene. Om ønskes, f.eks. for å sikre i det vesentlige fullstendig plugging eller plugging nær overflaten av formasjonen-, kan findelte, faste stoffer som kiselsyremel , findelt asfalt, etc, suspenderes, i emulsjonen før den. injiseres.
Oppfinnelsen er, i det minste delvis, basert på følgende oppdagelse. En oljefase-flytende oppløsning av epoxyharpiksdannende komponenter kan sammensettes og påføres på overflater av faste stoffer, som sandkorn, slik at den fukter overflatene og harpiksbelegger dem i nærvær av en vandig væske. Skjønt praktisk talt et hvilket, som helst polymeriserbart polyepoxyd kan,anvendes for å gjøre dette, bør herdemidlet være et tertiært amin som er relativt vannoppløselig og er i stand til både å katalysere polyepoxydpolymerisasjonen og oljefukte en fast overflate. Sammen-' setningen og konsentrasjonen av oljefase-væskeoppløsningsbestand-delene kan avpasses slik at polymerisasjonshastigheten er relativt . ■ lav ved i det vesentlige normale atmosfæriske temperaturer (f .eks., f ra. ca. 4 til 40°C) , men blir tilstrekkelig høy • i et relativt varmt område (f.eks. ved fra ca. 25 til 180 C), til å bringe harpiksen til å herde i løpet av noen få timer. Overflater av faste stoffer kan belegges med den harpiksdannende oppløsning ved å bringe dem i kontakt med en kationisk olje-i-vann-emulsjon av oppløsningen med en pH av emulsjonen på en verdi som bringer emulsjonen til å bryte ned mens den er i kontakt med overflatene som skal belegges. Slike belegningsbehandlinger av slike overflater kan anvendes til å konsolidere en masse av partikler i en permeabel integrert struktur, til å forsterke en slik masse eller formasjon, eller til delvis, eller i det vesentlige fullstendig å plugge porene av et pe.rraeabelt materiale.
I de foreliggende harpiksdannende oljefase-flytende oppløs-ninger er aminet er tertiært amin.som er relativt vannoppløselig og er i stand til å virke som et oljefuktende overflateaktivt middel. Polyepoxydet og aminet oppløses for å danne eller bli en oljefase-flytende oppløsning i hvilken polyepoxydet polymeriserer. Polymerisasjonshastigheten påvirkes av sammensetningen og mengdene
av komponentene og temperaturen for oppløsningen. Når den oljefase-flyt ende oppløsning blandes med en vandig væske, påvirkes mengden av aminet som forblir i oljefaseoppløsningen (hvor det er tilgjengelig til å katalysere polymerisasjonen i oljefasevæsken) av mengden av amin som opprinnelig var tilstede, vannoppløselig-heten av aminet og det nøytrale saltinnhold og pH av den vandige væske. I en slik blanding blir væskene og deres komponenter fordelt slik at bl.a. noe av aminet oppløses i den vandige væske og noe av den vandige væske oppløses i oljefasevæsken. I den vandige væske foreligger en likevekt mellom mengden av aminet som blir igjen som sådant, og mengden som blir overført til substituerte . ammoniumioner (som dannes når protoner i den vandige væske forener seg med molekyler av aminet). Nedsetning av den vandige væskes pH øker mengden av substituerte ammoniumioner og øker også mengden av aminet som kan oppløses i den vandige væske. Og begge disse virkninger nedsetter mengden av amin som er tilgjengelig for å katalysere polymerisasjonen i oljefase-væskeoppløsningen.
Et harpiksdannende polyepoxyd egnet for anvendelse i foreliggende oppfinnelse, omfatter i det vesentlige et hvilket-som helst polyepoxyd som inneholder en rekke reaktive epoxygrupper og polymeriseres i nærvær av konvensjonelle amino-herdemidler for epoxyharpikser under dannelse av en herdet (fast) epoxyharpiks. Eksempler på passende polyepoxyder er beskrevet i boken "Epoxy Resins" av H. Lee og K. Nevil1 , Mg Graw Hill, New York, 1957, bg
i US patent 2.633.458. Særlig egnede polyepoxyder omfatter dem som er tilgjengelige fra Shell og kjent under varemerkene "Epori'815 og "Epori'828, eller de emulgerbare ikke-ioniske overflateaktive midler inneholdende epoxyder eller epoxyharpiksdannende materialer, tilgjengelig fra General Mills<p>g kjent under varemerkene "Genepoxy" M200, M205 eller TSX679 emulsjon eller lign-ende.
Tertiære aminer egnet for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse er felativt.frie for flere nitrogenatomer til hvilke hydrogenatomer er bundet, er i stand til å katalysere polymerisa-sjonene av polyepoxyder, er relativt vannoppløselige, og er oljefuktende overflateaktive materialer. Eksempler på passende herdemidler innbefatter dimethylaminomethylfenol (tilgjengelig under varemerket "DMP-10" fra Rohm and Haas)-, 2 ,4, 6-t ri - (dimethylamino - met hy 1)-f enol (tilgjengelig under varemerket "DMP-30" fira Rohm & Haas), tri-2-ethylhexoat.saltet av 2 , 4 , 6-t ri-(dimethylaminomethyl) - fenol (tilgjengelig under varemerket Curing Agent "D" fra Shell. Andre egnede organiske syresalter av slike teriære aminer er også nyttige., f .eks. benzoatene, acetatene, propionat ene, butyratene, isobutyrat ene, valeratene, isovaleratene, caproatene, caprylatene, capratene, lauratene, myristatene og oleatene. Andre egnede tertiære aminer innbefatter benzyldimethylamin og a-methylbenzyl-dimethylamin. De tertiære aminer kan anvendes i form av blandinger i hvilke egenskaper som en høy vannoppløselighet, men en lav kata-lytisk aktivitet av ett kan balanseres av et motsatt forhold av størrelsene av disse egenskaper i et annet. Pyridin og dets deri-vater (som picolinene og pyridonene), butyldimethylamin og tri-ethanolamin, etc., kan anvendesdg kan øke vannoppløseligheten av en blanding på grunn av deres relativt høye blandbarhet og opp-løsningsegenskaper. Det beslektede triethylamin, som er bare lite vannoppløselig, kan være nyttig.på grunn av dets katalytiske aktivitet. De di-polyethoxylerte alifatiske tertiære aminer som dem som er tilgjengelige under varemerket "Ethomeens" fra Armak Chemical Company har mindre vannoppløselighet, men er kjent for å; være gode herdemidler for epoxyharpikser.
En vandig væske som er egnet for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse, kan omfatte i det vesentlige et hvilket som helst relativt ferskt eller drikkbart relativt bløtt vann eller vandig væskeoppløsning.. I alminnelighet inneholder slike, vandige væsker fortrinnsvis mindre enn ca. 10.000 ppm totalt oppløste faststoffer, og mindre enn ca. 1:000 ppm' f lerverdige kationer.
De vandige emulsjoner ifølge foreliggende oppfinnelse er olje-i-vann-emulsjoner i hvilke de dispergerte oljefasekomponenter består i det vesentlige av polyepoxydet og det tertiære amin. Det vandige, flytende polyepoxyd og amino-herdemidlet kan blandes sammen i en hvilken som helst rekkefølge. Det foretrekkes imidlertid i alminnelighet først, å danne en vandig emulsjon inneholdende pi.olyepoxydet og derpå forene denne emulsjon med aminet.
Slike emulsjoner kan med fordel inneholde en liten mengde av et vannfortykkende middel, som en hydroxyethylcelluloseether, for å forbedre deres stabilitet ved normal atmosfærisk temperatur. Emulsjonene inneholder fortrinnsvis en emulsjonsstabilitet søkende mengde (f.eks. 1-2 vekt%) av et ikke-ionisk-overflateaktivt middel, som et sorbitan-polyoxyethylen-monolaurat tilgjengelig under varemerket "Tween" 20, et sorbitan-monolaurat tilgjengelig under varemerket "Spari1 20, polyoxyethylen-laurylalkohol-kondensater tilgjengelige under varemerket "Brij" 30 og "Brij" 35?og polyolene tilgjengelige under varemerket "Pluronic" fra BASF Wyandotte.
Emulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse kan, om ønskes, inneholde relativt små mengder av silaner eller andre siliciumforbindelser som er reaktive med epoxygrupper. Slike siliciumforbindelser kan virke som bindemidler som øker bindingsstyrken
mellom harpiksmaterialene og sandkornene eller andre partikler. Eksempler på siliciumforbindelser som kan være egnet for anvendelse ifølge oppfinnelsen, innbefatter hydroxy- eller amino-gruppe-holdige silaner av typen beskrevet i US patent 2.843-560. Patentet beskriver silanholdige polyepoxypolymerer som danner harpikser som har øket belegnings- og bindingsstyrker. De egnede siliciumforbindelser innbefatter også silanene. beskrevet i-US patent 3-150.116 som angår silanmodifiserte epoxyharpikser dannet fra polyepoxyder som inneholder en rekke hydroxylgrupper. Andre egnede siliciumforbindelser innbefatter aminopropy1-triethoxy-silanene som y-aminopropyltriethoxy-silanet som er tilgjengelig
fra Union Carbide under varemerket "Silane Al100", og epoxy-gruppeholdig epoxyalkylsilanester, som (3 - (3 , 4'-epoxycyclohexy 1) -
ethyltrimethoxysilan, som er tilgjengelig fra Union Carbide under varemerket "Silane A-186". Forutgående prøver er i alminnelighet ønskelig for å bestemme om et gitt silan er fordelaktig i en gitt s i. t ua sjon.
Om ønskes, f.eks. for å øke den emulgerte komponents evne til å strømme inn i en relativt lavpermeabel formasjon, som et trangt reservoar, kan polyepoxykomponentene og/eller oljefase-materialene anvendt i foreliggende emulsjoner, fortynnes med et polart oppløsningsmiddel. Eksempler på passende oppløsnings-midler innbefatter alkoholer, estere, ethere, ketoner eller lign-ende, som methylisobutylketon, 2-(2-ethoxy)-ethanol, ethylacetat og methylethylketon.
pH av en emulsjon ifølge oppfinnelsen er fortrinnsvis avpasset med hensyn til sammensetning og konsentrasjon av amino-herdemidlet og overflateladningsegenskapene av partiklene som skal belegges. Eksempelvis oppviser vannvåte kiselsyreoverflater en negativ ladning hvor pH av den overflatekontakt ende vandige væske er over ca. 2,2. På grunn av en slik overflateladningseffekt vil, når en kationisk emulsjon strømmer inn i en kiselsyresand., emulsjonen bryte ned og kornene belegges med det materiale som ut-gjør den dispergerte fase av emulsjonen.
Partikkelstørrelsene av de små dråper som er dispergert i foreliggende emulsjoner, avpasses, fortrinnsvis med permeabiliteten av massen av partikler inn i hvilken emulsjonen skal føres.
Laboratorieprøver med epoxyemulsjoner for anvendelse ved sand-konsolidering
Resultater av typiske laboratorieforsøk er angitt i tabell 1. I alminnelighet var i disse forsøk materialet som dannet massen, av partikler som skulle konsolideres, en "Clemtex" nr. 5 sand (80/120 mesh) pakket i glassrør ca. 50 cm lange og ca. 37 mm i diameter. Sandpakkene hadde porevolum på ca. 166 ml, og porene var impregnert med 2 vekt% nat riumkloridlake. Pakkene ble holdt ved en temperatur på ca. 80°C, og emulsjonene som ble injisert i pakken, ble oppvarmet (i løpet av 30 minutter) til denne temperatur. Emulsjonene ble injisert i respons på et injeksjonstrykk på. ca. 0,7 kg/cm<2>.
Det første forsøk vist i tabell 1, førte til konsolidering av 35 cm av en 50 cm "Clemtex" nr. 5 sandpakke (6,0 darcy) ved å injisere 1,66 porevolum av et epoxy.system på vannbasis . Systemet inneholdt ca. 95% vekt% vann og 5 vekt% epoxyemulsjon, amino-herdemiddel og silan-adhesjonsmiddel. Den endelige permeabilitet av sanden var i det vesentlige lik den. opprinnelige. Et foto-elektroarikrogram viser at harpiksen blir konsentrert ved korn-til-korn-kontakt er på grunn av den sterke fuktningstilbøyelighet av de små dråper av harpiksdannende komponenter. I dette forsøk ble pakken avstengt i 51 timer uten overspyling før prøving på endelig permeabilitet. Trykkfastheten 8 cm fra frontoverflaten var 36,5 kg/cm<2>og var 15,7 kg/cm ved 31 cm fra frontoverflat en.
Forsøk 2 brukte en høyere epoxyemulsjonkonsentrasjon,
8,33 vekt%, og bare "DMP-30" herdemiddel. Her ble pH innstilt fra 10,25 t.il 6,0 med HC1. Den laue pH bevirket en slik sterk overflat et ilt rekning at bare 7,5 cm av sandpakken ble invadert og konsolidert. Sanden var plugget da emulsjonen brøt ned på sand-.overflaten ved pakkeinnløpet.
Emulsjonen eksemplifisert ved forsøk 2 er særlig nyttig for
å. danne en plugg i de første få cm fra overflaten av en permeabel formasjon.
Forsøk 3 anvendte "DMP-10" istedenfor "DP-30". MDMP-10" herdemiddel er et svakere fuktemiddel enn "DMP-30" slik at selv
med pH innstilt på 6,0 fikk man konsolidering istedenfor plugging.
Forsøk 4 tilsvarte forsøk 3 unntatt at pH ikke ble innstilt, men fikk beholde sin opprinnelige verdi på 9,2. I dette tilfelle ble der dannet hvit epoxyemulsjon fra kjernen (efter at ca. 1 porevolum var injisert), på grunn av nedsatt overflatereaksjon av epoxyemulsjonen med "DMP-10" herdemidlet ved høypH. Efter en innstengningstid på 22 timer ved 82°C var imidlertid 45 cm av pakken konsolidert, og trykkfastheten varierte fra 35 kg/cm nær innløpsflat en til mindre enn 3,5 kg/cm 2 bortenfor 32,5 cm i pakken. I dette forsøk ble innløpssikten (70 mesh) plugget, skjønt efter
ca. 8 mm inn i pakken var permeabiliteten 90% eller mere av det opprinnelige. Med sikten fjernet hadde de første 5 cm av kjernen •en permeabilitet på ca. 70% av det opprinnelige.
Avløpsepoxyemulsjonens pH øket efter som på hverandre følg-ende prøver ble gjort på kjernen. pH av de første lOO ml saltlake som ble fortrengt fra pakken (av den injiserte emulsjon), var 7,1.
De neste 100 ml (som. inneholdt små epoxyemulsjonsdråper som ikke var strippet ut på sanden), hadde pH 11,2, høyere enn det injiserte system. De siste 32 ml hadde en pH på 11,4.
Disse.iakttagelser passer med følgende antagelser. Det ovér-flateaktive amin i "kationisk tilstand" strippes ut på sanden under fjernelse av syreioner, H+, (antagelig i form av det protonerte tertiære amin R^NH<4>") fra systemet, hvilket fører, til den økede pH. Den overflateaktive natur av amin-herdemidlet er av betydning for
å bevirke at epoxyharpiksen belegger sandkornene på en måte som gir en effektiv konsolidering.
Et 8,33 vekt% "TSX-679", 0,833 vekt% "DMP-10" preparat ble anvendt i forsøk 5. Her ble pH innstilt på 7,5. På grunn av en lekkasje fra emulsjonsreservoaret lekket behandlingspreparatet gjennom kjernen i løpet av de første 30 minutter og ble så over-spylt med 2 vekt% natriumkloridlake. Ved denne uhellsbehandling ble alle de 50 cm av pakken konsolidert med trykkfastheter så
høye som 59,3 kg/cm' og i det vesentlige ingen permeabilitets-skade.
Det siste forsøk med "Clemtex" nr. 5 sand (forsøk 6) anvendte denne informasjon med pH innstilt på 7,0. To porevolum av behand-lingspreparat ble injisert, og pakken ble avstengt uten overspyling i 22 timer ved 80°C. Gode konsolideringsresultater ble erholdt med 46 cm av pakken konsolidert. Trykkfasthetene var i området fra 7 til 17,5 kg/cm<2>.
I forsøk 11 i tabell 1 fikk man konsolidering av de første 18 .mm av en 6,2 cm pakke av en 240 md "Brazos" sandblanding. Den 30 |_im porøse metallfritte på overflaten av pakken var bundet til sanden, og den endelige permeabilitet av pakken med denne fritte på plass var bare 38 md. Med fritten fjernet hadde imidlertid den konsoliderte sand en bibeholdt permeabilitet på 123 md eller 51% av det opprinnelige. Trykkfastheten av denne kjerne var 35 kg/cm .
Denne konsolidering nær overflaten av en tett pakke ble erholdt under anvendelse av en epoxyemulsjon som var fremstilt under anvendelse av "Epon" 815 fortynnet med 20% MIBK oppløsnings - middel (methylisobutylketon) for å senke viskositeten av epoxyharpiksen for å få en "bløtere" emulsjon. Denne "TSX-679" epoxy-emuls jon inneholder "Epon"828 som er en meget mere høyviskøs epoxyharpiks . Dessuten ble herdemiddel "D" anvendt, for å få en latent temperatur-igangsatt polymerisas jon for å hjelpe til. å få en injiserbar emulsjon.
Laboratorieforsøk med belegning av grus
I et forsøk ble der anvendt et epoxyemulsjonssystem for å belegge 5,9 kg 20 - 40 mesh grus ved værelsetemperatur med ca. 0,55 kg "Epori'828- Denne belagte grus ble så dispergert i vann og også i gelert vann vad 1,2 kg sand/liter .bærervæske og tillatt å herde over. natten ved 80°C. Grusen konsoliderte i det vandige miljø.
Forsøket ble utført i henhold til følgende retningslinjer:
1) Bland epoxyemulsjonssystem bestående i det vesentlige av 87,5 volum% "TSX-679" epoxyemulsjon, 9,3 volum% "DMP-10" amin-herdemiddel, 1,2 volum% "A-1100" silan-adhesjonsmiddel og 2,0 volum% konsentrert saltsyre for å innstille pH på 7,5. 2) Tilsett 20 - 40 mesh grus til emulsjonen efter som den blandes av en "Cowles" oppløser. 3) Fortsett tilsetningen av 20 - 40 mesh grus til emulsjon/grusoppslemningen i 1 time og 20 minutter inntil sandkonsen-trasjonen er 4,9 kg/l. Katalysert epoxyemulsjon bryter ned på sandoverflåtene.
4) Steng av blanderen og tillat sanden å stå i 1 time og
45 minutter. Sanden er belagt med katalysert epoxyharpiks og noe klebrig, men kleber ikke til seg selv. 5) Tilsett belagt sand til vannbærer i en konsentrasjon på 1,2 kg/l. Belagt sand dispergeres i vannet med blander. 6) Belagt sand i denne bærer tillates å synke til bunns i beholderen og anbringes så i en ovn over natten ved 82°C (første sat sforsøk) . 7) Et gelert vann ble fremstilt ved å dispergere 36 kg HEC (hydroxyethylcelluloseether) i 3780 liter vann med "Cowles" blanderen. 8) Den katalyserte epoxybelagte sand har nu stått i 2 timer og 30 minutter og er blitt "klebrig". 9) Belagt sand dispergeres med blanderen i det HEC-gelerte vann i en konsentrasjon på 1,2 kg/l. 10) Belagt sand i denne bærer fikk lov til å sette seg på bunnen av beholderen og ble så anbrakt over natten ved 82°C (annen sat sprøve)..
Over natten ble disse sandmasser konsolidert. Permeabiliteten og trykkfastheten av prøver av dem er vist i tabell 2.
Vasking av grusen kan utføres for å fjerne overskudd av harpiks
og spre harpiksen ytterligere over overflatene av kornene før de anbringes i bæreren. Vaskevannet har et såpevann-utseende som indikerer at de overflateaktive midler i dette emulsjonssystem fjernes under vaskesykelen hvilket ménes å være ønskelig.
Laboratorieforsøk med belegning av grus; uten forbelegning
Dette forsøk anvendte en fremgangsmåte som var i det vesentlige den samme.som den som er beskrevet under overskriften "laboratorieprøver med belagt grus" unntatt, at alle bestanddelene for å danne en suspensjon av harpiksbelagte gruspartikler ble blandet sammen i det vesentlige samtidig.
Bæreren eller-suspensjonsvæsken inneholdt:
78 volum% av en viskøs, vandig væske inneholdende 4l kg HEC og 0,9 kg ammoniumsulfat pr. 3780 liter vann; 18 volum% "TSX-679" epoxyemulsjon;
3,35 volum% "DMP-10" amin-bæremiddel;
og
0,65 volum% konsentrert saltsyreoppløsning inneholdende
ca. 38 vekt% HC1.
Praktisk talt så snart som bærervæsken var dannet, ble den blandet med ca. 6 kg pr. 3,8 liter "Ottawa" 20-40 mesh grus. Den dannede suspensjon ble rørt i 30 minutter ved værelsetemperatur for å simulere pumpingen av en slik suspensjon inn i brønnen. Suspensjonen fikk så lov til å stå i ca. 4 dager i en ovn ved 66PC.
Behandlingen ga en harpiks-konsolidert masse av grus med en trykkf asthet. på ca . 14,0 kg/cm og en permeabilitet på ca.
105 darcy. Viskositeten av bærervæsken hadde undergått en reduk-sjon som nedsatte størrelsen av dens viskositet fra ca. 2.000 cp til en viskositet i nærheten av den for vann.
Skjønt disse konsolideringsbehandlinger er tilbøyelige til å danne integrerte permeable strukturer, kan de anvendes til i det vesentlige å plugge eller nedsette permeabiliten av en struktur som opprinnelig var permeabel. En slik plugging kan bevirkes ved å injisere en rekke plugger av foreliggende emulsjoner, idet der tillates tid for harpiksene til å herde mellom injeksjonene. En annen mulighet er å suspendere i emulsjonen relativt fine partikler av kiselsyremelsand, fiberglass- eller blandinger derav, og derpå injisere den dannede masse av epoxybelagte, fine partikler inn i brønnen for å plugge en sone med en konsolidert filterkake som er bundet til formasjbnsoverflaten og/eller til veggene av porene nær overflaten av formasjonen.
Laboratorieforsøk med belegning av grus.; med forbelegning uten vasking
I foreliggende oppfinnelse kan vasketrinnet av grusbeleg-ningsf remgangsmåt en sløyfes. I en slik fremgangsmåte blandes grusen og belegningsemulsjonen inntil emulsjonen er brutt ned og derpå bringes den gelerte vannbærer til å strømme inn i blanderen for å oppslemme den belagte grus. En slik sløyfning av vasketrinnet forenkler fremgangsmåten og kan leilighetsvis være nyttig. Overskuddet av harpiks (ca. 20 vekt% av den totale harpiks) som ville ha blitt fjernet under vaskesykelen, kan imidlertid føre til formasjonsforringelse i noen tilfelle. I andre tilfelle kan overskudd av.harpiks tjene et nyttig formål ved å konsolidere en forma-sjonssand bak gruspakken. Overspyling av den på plass anbrakte gruspakke med en vandig væske som en nat riumkloridlake, ville være en måte å utføre et slikt in situ konsolidasjonstrinn i en grus-pakkingsfremgangsmåte på.
Brønnbehandling av harpiksbelagt gruspakkeinstaliasjon
Brønnen som ble prøvet, var en nylig fullført Gulf Coast brønn som skulle behandles i en dybde på ca. 1500 m inntil en ukonsolidert reservoarsand. Før behandlingen ble sanden som akkumulerte inne i brønnen under perforeringen av foringen og sement sirkulert ut i en dybde under den nederste perforering. Brønninjiserbarheten ble prøvet med filtrert saltlake og funnet å være slik at ca. 320 l/min kunne injiseres ved et overflat et rykk
på 49 kg/cm2.
Ved utførelse av behandlingen, på birønnstedet ble de følgende væsker blandet i en horisontal skrueblander:
2100 1 1 vekt%-ig KC1 i ferskvann (21,5 kg KC1)
2400 1 41 kg/3780 .1 HEC-gel (26 kg HEC; hydroxyethylcellulose)'
1'vekt% KC1 (24 kg KC1)
0. 45 kg/3780 1 ammoniumpersulfat (AP) gelnedbryter
(0,28 kg AP)
Ca. 265 1 av en emulsjon inneholdende
83 1 ferskvann
5,3 1 38 vekt%-ig HC1
145 1 "TSX-679" epoxyemulsjon
26,5 1 "DMP-IO"
Grusen ble belagt med en harpiksdannende oppløsning og ble sus-pendert i en vandig bærervæske ved en kombinasjon av de følgende trinn: 1. 29 sekker 20 - 40 mesh rundet "Ottawa" grus ble tilsatt til en blander for å danne en tykk 4,9 kg/l oppslemning. Blander-skruen ble rotert for å røre hurtig under denne tilsetning. 2. Den tykke grusoppslemning ble blandet inntil prøven av emulsjonen brøt ned, dvs. begynte å skilles i vann- og harpiks-faser.
3-Med skruen fortsatt i rotasjon ble 800 1 ferskt vaskevann tilsatt til blanderen, og omrøringen fortsatte i 10 minutter.
4-Skruen fortsatte å røre, vaskevannet ble avsifonert.
5. Under fortsatt f jerning av. vaskevann ble HEC-gelen begynt å innføres i en inntaksåpning i blanderen. 6. Efter at den belagte grus var blitt oppslemmet i gelen, ble en porsjon radioaktivt merket grus tilsatt. 7-Den dannede oppslemning ble pumpet i brønnen som en del av den følgende rekkefølge av injiserte væsker: 7.1 800 1 vandig .1 v.ekt%-ig KC1-forspylingsoppløsning 7.2 800 1 vandig HEC-gel-pute
7.3 2080 1 oppslemning
7.4 160 1 vandig HEC-gel-efterspyling
7-5 147 1 vandig 1 vekt%-ig KCl fortrengningsvæske Ved utsiling var 345 1 av den 0,84 kg/l oppslemning injisert gjennom de 1,80 m av perforeringer. Oppslemningen som var tilbake i røret, ble fortrengt inn i foringen.. Efter at epoxyharpiksen var herdet (i 6 dager), ble den konsoliderte grus boret ut, og brønnen ble brakt i produksjon. Efter en første sandproduksjon renset brønnen seg opp og har siden produsert "sandfri" eller med "spor av sand" med oljehastigheter over 4800 l/dag og. intet vann. Da sandfylling var sirkulert ut før behandlingen og ingen fylling ble funnet efter den første oljeproduksjon, viser disse første resultater at systemet bekjemper sand i,denne brønn.
Begyhnelsesprbduktiviteten av brønnen indikerer at den harpikskonsolideete gruspakke har gitt en meget uskadd full-førelse. Under den første produksjonsprøve produserte brønnen over 960O 1 olje på mindre enn 18 timer. Av dette volum ble ca. l600 1 produsert under "blowout" betingelser efter en overflate-nedstrupningssvikt som øyensynlig skyldtes at strupeventilen < sprakk eller ble slipt ut av produsert sand. Varmetrykket i slam-røret efter avstengiuag var 103 kg/cm" o. Efter st rupevent il-svikten viste en kabel som ble ført ned i brønnen, ingen ytterligere sandfylling..

Claims (10)

1. Brønnbehandlingsfremgangsmåte for å belegge overflatene av faste partikler med en oppløsning av epoxyharpiksdannende komponenter som danner en fast harpiks mens partiklene er i et underjordisk område i eller rundt en brønn som gjennomtrenger området, karakterisert ved at:der fremstilles en oljefase-væskeoppløsning av et polymeriserbart polyepoxyd og et relativt vannoppløselig tertiært amin som er i stand til både å katalysere polyepoxydpolymerisasjonen og oljefukte overflatene av partiklene;man dispergerer den nevnte oppløsning i en vandig væske forå danne en olje-i-vann-kationisk emulsjon som er i stand til å fukte overflatene av partiklene med en harpiksdannende oppløsningsom senere vil danne en fast harpiks;man bringer overflatene av partiklene som skal behandles,i kontakt med den nevnte emulsjon slik at de fuktes med den harpiksdannende oppløsning; ogman anbringer de således fuktede partikler inne i et underjordisk område inntil den faste harpiks er' dannet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at emulsjonen injiseres i en permeabel formasjon i væskekommunikasjon med brønnen, idet formasjonen inneholder partiklene som skal belegges.
3- Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisert ved at dråpestørrelsen og viskositeten av oljefasekomponentene av emulsjonen ér avpasset til permeabiliteten av formasjonen for å sikre deres inntrengning i formasjonen..
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at emulsjonen først blandes med partiklene av sand eller grus inntil partiklene er fuktet med den harpiksdannende oppløsning; ogat de således behandlede partikler blandes med en partikkel-suspenderende, vandig væske og den dannede suspensjon føres inn i brønnen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav L\, karakterisert ved at sammensetningen og konsentrasjonen av komponentene av emulsjonen er avpasset slik at minst en betraktelig del av emulsjonen bryter ned når den kommer i kontakt med partiklene, slik at partiklene belegges med den' harpiksdannende oppløsning mens dens komponenter eie flytende.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at den harpiksdannende opp-løsning dispergeres i emulsjonen i relativt store dråper,.og at emulsjonen injiseres i et permeabelt, underjordisk materiale som skal plugges.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,karakterisert ved at findelte, faste stoffer 'suspenderes i emulsjonen; og at væskefasen av suspensjonen inji-i det minsteseres x det permeable materiale mens/noe av de suspenderte, faste stoffer siles ut for senere å bli en relativt impermeabel, konsolidert filterkake på overflaten av materialet..
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at faste partikler suspenderes i en blanding av oljefase-væskeoppløsningen og vandig væske, og at den dannede suspensjon føres inn i brønnen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 85karakterisert ved at de faste partikler omfatter korn av sand eller grus og at den nevnte blanding av oljefase-væskeoppløsning og vandig væske blandes med et vannfortykkende middel.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at emulsjonen først blandes med partikler av sand eller grus og omrøres inntil partiklene er fuktet med den harpiksdannende oppløsning; at den dannede blanding av belagte partikler og emulsjonsdannende komponenter blandes med en relativt viskøs, vandig væske for å danne en vandig væske-suspensjon av de belagte partikler; at den nevnte suspensjon pumpes inn i brønnen foran en vandig væske for å danne en gruspakke inne i brønnen; og at den nevnte,vandige væske pumpes i det minste i det vesentlige gjennom gruspakken for å fortrenge inn i permeable formasjoner som omgir brønnen, i det minste noe av de emulsjonsdannende komponenter som ikke.oppløstes i den harpiksdannende oppløsning som belegger gruspartiklene.
NO761368A1975-04-241976-04-22NO761368L (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application NumberPriority DateFiling DateTitle
US57119575A1975-04-241975-04-24
US05/631,774US4000781A (en)1975-04-241975-11-13Well treating process for consolidating particles with aqueous emulsions of epoxy resin components

Publications (1)

Publication NumberPublication Date
NO761368Ltrue NO761368L (no)1976-10-26

Family

ID=27075517

Family Applications (1)

Application NumberTitlePriority DateFiling Date
NO761368ANO761368L (no)1975-04-241976-04-22

Country Status (11)

CountryLink
US (1)US4000781A (no)
AU (1)AU501228B2 (no)
BR (1)BR7602447A (no)
CA (1)CA1064247A (no)
DE (1)DE2617645A1 (no)
EG (1)EG13033A (no)
GB (1)GB1545941A (no)
IT (1)IT1059498B (no)
NL (1)NL7604316A (no)
NO (1)NO761368L (no)
OA (1)OA05312A (no)

Families Citing this family (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication numberPriority datePublication dateAssigneeTitle
US4107112A (en)*1975-07-281978-08-15Latta Jr LaurenceEpoxy resin soil stabilizing compositions
US4074760A (en)*1976-11-011978-02-21The Dow Chemical CompanyMethod for forming a consolidated gravel pack
US4081030A (en)*1976-11-011978-03-28The Dow Chemical CompanyAqueous based slurry with chelating agent and method of forming a consolidated gravel pack
US4368136A (en)*1977-10-061983-01-11Halliburton ServicesAqueous gel composition for temporary stabilization of subterranean well formation
US4216829A (en)*1977-10-061980-08-12Halliburton CompanyGelled water epoxy sand consolidation system
US4199484A (en)*1977-10-061980-04-22Halliburton CompanyGelled water epoxy sand consolidation system
US4246087A (en)*1978-11-221981-01-20Grow Group, Inc.Process for cationic electrodeposition
US4291766A (en)*1979-04-091981-09-29Shell Oil CompanyProcess for consolidating water-wet sands with an epoxy resin-forming solution
US4358571A (en)*1981-03-101982-11-09Mobil Oil CorporationChemically modified imidazole curing catalysts for epoxy resin and powder coatings containing them
DE3519416A1 (de)*1985-05-301986-12-04Karl Walter 8000 München BellVerfahren und vorrichtungen zur herstellung tiefer erdbohrungen
US5321062A (en)*1992-10-201994-06-14Halliburton CompanySubstituted alkoxy benzene and use thereof as wetting aid for polyepoxide resins
US7262240B1 (en)1998-12-222007-08-28Kennametal Inc.Process for making wear-resistant coatings
US6649682B1 (en)1998-12-222003-11-18Conforma Clad, IncProcess for making wear-resistant coatings
US6631764B2 (en)*2000-02-172003-10-14Schlumberger Technology CorporationFilter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids
US6632778B1 (en)2000-05-022003-10-14Schlumberger Technology CorporationSelf-diverting resin systems for sand consolidation
US6962200B2 (en)*2002-01-082005-11-08Halliburton Energy Services, Inc.Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures
US6691780B2 (en)*2002-04-182004-02-17Halliburton Energy Services, Inc.Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US20040023818A1 (en)*2002-08-052004-02-05Nguyen Philip D.Method and product for enhancing the clean-up of hydrocarbon-producing well
US6851474B2 (en)*2003-02-062005-02-08Halliburton Energy Services, Inc.Methods of preventing gravel loss in through-tubing vent-screen well completions
US7114570B2 (en)*2003-04-072006-10-03Halliburton Energy Services, Inc.Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations
US8167045B2 (en)*2003-08-262012-05-01Halliburton Energy Services, Inc.Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand
US7766099B2 (en)2003-08-262010-08-03Halliburton Energy Services, Inc.Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates
US20050089631A1 (en)*2003-10-222005-04-28Nguyen Philip D.Methods for reducing particulate density and methods of using reduced-density particulates
US20070007009A1 (en)*2004-01-052007-01-11Halliburton Energy Services, Inc.Methods of well stimulation and completion
US7222672B2 (en)*2004-01-162007-05-29Halliburton Energy Services, Inc.Wellbore fluids containing additives for removing a filter cake and methods of using the same
US20050173116A1 (en)*2004-02-102005-08-11Nguyen Philip D.Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US7211547B2 (en)*2004-03-032007-05-01Halliburton Energy Services, Inc.Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications
US8383557B2 (en)*2004-05-132013-02-26Baker Hughes IncorporatedDual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer
US7541318B2 (en)2004-05-262009-06-02Halliburton Energy Services, Inc.On-the-fly preparation of proppant and its use in subterranean operations
US7299875B2 (en)2004-06-082007-11-27Halliburton Energy Services, Inc.Methods for controlling particulate migration
US7281580B2 (en)*2004-09-092007-10-16Halliburton Energy Services, Inc.High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures
US7757768B2 (en)*2004-10-082010-07-20Halliburton Energy Services, Inc.Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations
US7883740B2 (en)*2004-12-122011-02-08Halliburton Energy Services, Inc.Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US7448451B2 (en)*2005-03-292008-11-11Halliburton Energy Services, Inc.Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation
US7673686B2 (en)*2005-03-292010-03-09Halliburton Energy Services, Inc.Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US20060240995A1 (en)*2005-04-232006-10-26Halliburton Energy Services, Inc.Methods of using resins in subterranean formations
US9714371B2 (en)2005-05-022017-07-25Trican Well Service Ltd.Method for making particulate slurries and particulate slurry compositions
US7318474B2 (en)*2005-07-112008-01-15Halliburton Energy Services, Inc.Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US20070114032A1 (en)*2005-11-222007-05-24Stegent Neil AMethods of consolidating unconsolidated particulates in subterranean formations
US7819192B2 (en)*2006-02-102010-10-26Halliburton Energy Services, Inc.Consolidating agent emulsions and associated methods
US7926591B2 (en)*2006-02-102011-04-19Halliburton Energy Services, Inc.Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US20080006405A1 (en)*2006-07-062008-01-10Halliburton Energy Services, Inc.Methods and compositions for enhancing proppant pack conductivity and strength
US8333241B2 (en)*2006-02-102012-12-18Halliburton Energy Services, Inc.Methods and compositions for packing void spaces and stabilizing formations surrounding a wellbore
US8613320B2 (en)*2006-02-102013-12-24Halliburton Energy Services, Inc.Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7900702B2 (en)*2006-06-062011-03-08Halliburton Energy Services, Inc.Silicone-tackifier matrixes and methods of use thereof
US7500521B2 (en)*2006-07-062009-03-10Halliburton Energy Services, Inc.Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation
US20080115692A1 (en)*2006-11-172008-05-22Halliburton Energy Services, Inc.Foamed resin compositions and methods of using foamed resin compositions in subterranean applications
US7934557B2 (en)*2007-02-152011-05-03Halliburton Energy Services, Inc.Methods of completing wells for controlling water and particulate production
CA2585065A1 (en)*2007-04-132008-10-13Trican Well Service Ltd.Aqueous particulate slurry compositions and methods of making same
EP2147077A4 (en)2007-04-262011-04-06Trican Well Service Ltd CONTROL OF PARTICULATE EMISSIONS BY LIQUIDS
US8720571B2 (en)*2007-09-252014-05-13Halliburton Energy Services, Inc.Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals
US7762329B1 (en)2009-01-272010-07-27Halliburton Energy Services, Inc.Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions
US8404623B2 (en)*2009-07-172013-03-26Halliburton Energy Services, Inc.Stabilization of emulsions containing resinous material for use in the field of oil or gas well treatments
US9085726B2 (en)*2009-07-172015-07-21Halliburton Energy Services, Inc.Stabilization of emulsions containing resinous material for use in the field of oil or gas well treatments
US9102863B2 (en)2009-07-172015-08-11Halliburton Energy Services, Inc.Stabilization of emulsions containing resinous material for use in the field of oil or gas well treatments
US8808870B2 (en)2011-11-282014-08-19Kennametal Inc.Functionally graded coating
US9862029B2 (en)2013-03-152018-01-09Kennametal IncMethods of making metal matrix composite and alloy articles
US9346101B2 (en)2013-03-152016-05-24Kennametal Inc.Cladded articles and methods of making the same
WO2015065324A1 (en)*2013-10-292015-05-07Halliburton Energy Services, Inc.Drill-in fluids comprising nanoparticulates for consolidating subterranean formations while drilling
CA2889374A1 (en)2014-04-252015-10-25Trican Well Service Ltd.Compositions and methods for making aqueous slurry
US10519361B2 (en)2014-06-112019-12-31Halliburton Energy Services, Inc.Consolidating composition including glycerol with two epoxides for treatment of subterranean formations
CA2856942A1 (en)2014-07-162016-01-16Trican Well Service Ltd.Aqueous slurry for particulates transportation
CA2880646A1 (en)2015-01-302016-07-30Trican Well Service Ltd.Composition and method of using polymerizable natural oils to treat proppants
US10221702B2 (en)2015-02-232019-03-05Kennametal Inc.Imparting high-temperature wear resistance to turbine blade Z-notches
US11117208B2 (en)2017-03-212021-09-14Kennametal Inc.Imparting wear resistance to superalloy articles
US10844274B2 (en)2018-04-172020-11-24University Of WyomingOrganic acid-based enhanced waterflooding
US10604694B1 (en)2019-02-062020-03-31Oil Chem Technologies, Inc.Process and composition for sand and proppant flowback
US11015113B1 (en)*2020-04-132021-05-25Multi-Chem Group, LlcWet-coated proppant and methods of making and using same
CN113025293B (zh)*2021-05-202022-06-17天津硕泽工程技术有限公司环氧树脂自生颗粒剖面调整体系及其应用
US11781058B1 (en)2022-09-012023-10-10Oil Chem TechnologiesProcess for sand and proppant consolidation

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication numberPriority datePublication dateAssigneeTitle
US2880116A (en)*1955-11-011959-03-31Rohm & HaasCoated materials and methods for producing them
GB928127A (en)*1962-01-251963-06-06Shell Int ResearchMethod of consolidating an unconsolidated or substantially unconsolidated mass
US3309224A (en)*1963-03-071967-03-14Kimberly Clark CoMethod of coating paper with pigmented protein containing oil-in-water emulsions having epoxy resin dispersed in oil phase
US3339633A (en)*1965-07-271967-09-05Shell Oil CoPolyepoxide consolidation of earthern materials
US3428122A (en)*1966-11-251969-02-18Shell Oil CoProduction of fluids by consolidation of earth fractures
US3416604A (en)*1967-03-201968-12-17Hailiburton CompanyEpoxy resin grouting fluid and method for stabilizing earth formations
US3621915A (en)*1969-10-201971-11-23Shell Oil CoMethod for forming a consolidated gravel pack in a well borehole
US3738862A (en)*1971-11-081973-06-12Shell Oil CoProcess for preparing reinforced laminates in situ with epoxy-polyhydric phenol condensates
US3826310A (en)*1973-01-181974-07-30Shell Oil CoPlug-displaced sandpacking process
US3935339A (en)*1973-07-161976-01-27Exxon Production Research CompanyMethod for coating particulate material thereof
US3867986A (en)*1974-01-281975-02-25Dow Chemical CoMethod for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation

Also Published As

Publication numberPublication date
US4000781A (en)1977-01-04
NL7604316A (nl)1976-10-26
AU1326276A (en)1977-10-27
BR7602447A (pt)1976-10-19
IT1059498B (it)1982-05-31
OA05312A (fr)1981-02-28
CA1064247A (en)1979-10-16
GB1545941A (en)1979-05-16
DE2617645A1 (de)1976-11-11
AU501228B2 (en)1979-06-14
EG13033A (en)1980-03-31

Similar Documents

PublicationPublication DateTitle
NO761368L (no)
US4042031A (en)Plugging subterranean earth formations with aqueous epoxy emulsions containing fine solid particles
US4291766A (en)Process for consolidating water-wet sands with an epoxy resin-forming solution
US5368102A (en)Consolidatable particulate material and well treatment method
US4199484A (en)Gelled water epoxy sand consolidation system
US4259205A (en)Process involving breaking of aqueous gel of neutral polysaccharide polymer
US4216829A (en)Gelled water epoxy sand consolidation system
US4074760A (en)Method for forming a consolidated gravel pack
US5095987A (en)Method of forming and using high density particulate slurries for well completion
CA1334692C (en)Continuously forming and transporting consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels
US8857515B2 (en)Silica control agents for use in subterranean treatment fluids
US5128390A (en)Methods of forming consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels
US4665988A (en)Method of preparation of variable permeability fill material for use in subterranean formations
US3199590A (en)Method of consolidating incompetent sands and composition therefor
RU2403377C2 (ru)Способы управления миграцией сыпучих частиц
US5381864A (en)Well treating methods using particulate blends
AU2004241340B2 (en)Methods for controlling water and particulate production
US4113015A (en)Process for treating wells with viscous epoxy-resin-forming solutions
NO753454L (no)
NO873838L (no)Fluidomledning basert paa kolloidal silika.
WO2004090281A1 (en)Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations
RU2509879C2 (ru)Замедленное разрушение структуры текучих сред для обработки скважин
US3146828A (en)Methods and compositions for well completion
US3998269A (en)Plugging a subterranean reservoir with a self-sealing filter cake
US4168257A (en)Process for treating wells with viscous epoxy-resin-forming solutions

[8]ページ先頭

©2009-2025 Movatter.jp