NO170166B - Partikkelformig behandlingsmateriale og fremgangsmaate forkontrollert innfoering derav til en omgivelse inneholdendekondensert vann - Google Patents

Partikkelformig behandlingsmateriale og fremgangsmaate forkontrollert innfoering derav til en omgivelse inneholdendekondensert vann Download PDF

Info

Publication number
NO170166B
NO170166B NO860713A NO860713A NO170166B NO 170166 B NO170166 B NO 170166B NO 860713 A NO860713 A NO 860713A NO 860713 A NO860713 A NO 860713A NO 170166 B NO170166 B NO 170166B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
water
particles
filter
particle
cement
Prior art date
Application number
NO860713A
Other languages
English (en)
Other versions
NO170166C (no
NO860713L (no
Inventor
Lee Allen Mcdougall
John Christopher Newlove
John Anthony Haslegrave
Original Assignee
Exxon Chemical Patents Inc
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 Exxon Chemical Patents Inc filed Critical Exxon Chemical Patents Inc
Publication of NO860713L publication Critical patent/NO860713L/no
Publication of NO170166B publication Critical patent/NO170166B/no
Publication of NO170166C publication Critical patent/NO170166C/no

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
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • 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
    • C09K8/536Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • C09K8/54Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • 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
    • C09K8/58Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • 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
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK 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
    • E21B43/32Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around 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
    • Y10S166/00Wells
    • Y10S166/902Wells for inhibiting corrosion or coating
    • 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
    • Y10S507/902Controlled release agent
    • 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
    • Y10S507/92Biocidal
    • 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
    • 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
    • Y10S507/927Well cleaning fluid
    • 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
    • Y10S507/939Corrosion inhibitor

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Physical Water Treatments (AREA)

Description

Fremgangsmåte og anordning for rensing av vann.
Foreliggende oppfinnelse vedrorer en fremgangsmåte
og en anordning for rensing av vann for faste partikler. Par-
tiklene kan være av organisk opprinnelse eller rene mineraler,
såsom sand, leirer eller humus. Partiklene kan etter deres korn-stbrrelse klassifiseres på folgende måte: 1. Grovpartikler storre enn 0,02 cm. Den spesifikke overflate er liten, de retter seg etter de mekaniske lover og kan behandles ved hjelp av D'Arcy's lov. 2. Finkornpartikler, diameter mellom 0,02 cm og 2 * 10" ^ cm. Storrelsen av den spesifikke overflate gjor seg gjeldende med av-tagende korndiameter. Partiklene må derfor behandles både med mekaniske midler og kjemiske metoder. D'Arcy<f>s lov blir etterhvert utilstrekkelig. ;3- Kolloidalpartikler, diameter mellom 2 . 10" ^ 0g 10"<?> cm. ;Disse horer til gruppen leire, humus, kiselsyre og visse oksyder ;og geler. Den spesifikke overflate blir meget stor. De elektro-statiske overflatekrefter er her helt dominerende. ;4- Angstrompartikler, diameter mindre enn 10 -7'cm. Partiklene forekommer i råvannet i form av lost salt, syrer og baser, molekyler og ioner. En har derfor utelukkende med kjemiske reak-sjoner å gj6re.' ;Av ovenfor stående oppstilling av de fire korngrupper ser en at i gruppe 2 - finkronfraksjon - opptrer et skille med hensyn til arten av de krefter som opptrer mellom kornene og vannet. Er kornene tilstrekkelig grove, er det en ren mekanisk lov-messighet en står overfor (d'Arcy's lov). Blir kornstorrelsen tilstrekkelig liten, overtar de elektriske krefter den dominerende rolle. Denne overgang er ikke markert.. På en enkel måte kan en gjore seg opp en idé om hvilken partikkelstorrelse som danner skille i dominans. Erfaringen har vist at det blir vanskelig å få noen filtrering når kornstorrelsen i sanden blir mindre enn R = 0,02 - 0,025 cm« Skal en være sikker på at en partikkel passerer et slikt filter, må d,en ifolge fig. 1 ikke ha en storre diameter enn ;<P = 2r = 2R(^fl* - 1) 0,155 • 2R = 0,155.0,0225 = 0,0035an.
hvor r er partikkelens radius og R er den midlere radiusstorrelse for en partikkel som passerer gjennom et slikt filter.
Dersom denne partikkelstorrelse har så stor spesifikk overflate at de elektriske krefter på.partikkelens overflate, er aktive, vil den få et belegg av vann på. overflaten som er $ 0% av dens volum. Da blir grenseverdien ^0 for, partikkelens diameter med vannbelegg på overflaten: ■
Foreliggende oppfinnelse angår bare partikkelstorrelser som er mindre enn $&Q(0,003 cm) eller hvor de elektriske ladninger er de bestemmende krefter i samspillet mellom partiklene og vannmolekylene.
For vannrensing er det hovedsakelig, benyttet folgende tre metoder:
I Filtrering.
I vannrensingen er sandfilteret meget brukt. Det er en kopi av naturens måte å filtere vannet på. Dette kun-stige filter har sin begrensning, da det må være driftsøkonomisk tilfredsstillende. Mindre korn enn $ = 0,04 cm kan en derfor i praksis vanskelig bruke. Etter fig. 1 må en således vente at korn mindre enn
vil passere sandfilteret. Har råvannet stort innhold av finkorn- og kolloidalpartikler, blir sandfilteret alene utilstrekkelig, dersom en skal stille maksimumskrav til turbiditeten i filtratet.
II Koagulering.
Koagulering er en vanlig brukt metode til å fjerne finpartikler. Ved å tilsette råvannet egnede kjemikalier i et blandekammer og deretter sørge for en effektiv omrøring, vil flere partikler klebe seg sammen til større enheter for så å synke til bunns i et kammer med liten vannhastighet.
Va rins tr ømme ri i koaguleringsbassenget er som regel horisontal. I den senere tid har én imidlertid begynt å bygge dem med vertikal gjennomstrømning nedenfra og opp. Koagulerte partikler kommer derfor ikke til å falle helt til bunns i be-holderen. De blir liggende i en sone over bunnen, hvor vannhas-tigheten oppover og partiklenes synkehastighet i det stillestående vann blir like store. Når denne sone etterhvert blir mettet med partikler, vil den utgjøre et meget finkornet filter, et såkalt svevefilter.
Koaguleringsprosessen, slik den er kjent i vannrens-ningsteknikken, foregår vanligvis ved tilsetning av kjemikalier, såkalte koagulahter. Ionene fra kjemikaliene reduserer overflate-ladningeri på partiklene og. dermed deres potensial. Ved et redusert potensial attraherer partiklene og hoper seg sammen til et større legeme med mindre spesifikk overflate, derved synker de lettere i vannet og kan oppsamles og fjernes.
Man kan også oppnå koaguleringsvillige partikler ved egnet anvendelse av ultralyd som tilveiebringer stående bølger. Vannrenseren har som oppgave å finne frem til de egnede koagu-lanter i hvert enkelt tilfelle. På dette område finnes det ingen beregningsmetoder. En er henvist til å arbeide rent empirisk og prøves seg frem til et brukbart resultat, en arbeids-metode som er både omstendelig og kostbar.
Det er flere faktorer som kompliserer dette arbeid. For det første kan de partikler råvannet inneholder i kjemisk henseende være temmelig forskjellige. I enkleste tilfelle kan f.eks. partiklene bestå av en viss type leire som lett koagulerer. Tilsettes nå humus av en type som har vanskelig for å koagulere fordi den er langt mer stabil, vil humus-partiklene lagre seg på leirpartiklenes overflate og danne en beskyttende film som hindrer dem fra å koagulere. Proteiner virker på samme måte som humus. Det er vel neppe til å unngå at en vannkilde inneholder humus og/eller proteiner, i større eller mindre mengder.
Dessuten må når partiklenes ladning skal reduseres
på kjemisk vei, koagulantene være temmelig aktive, f.eks. Al-forbindelser eller Fe-forbindelser. Det er derfor på ingen måte ukjent at ladningen på de negative partikler skifter fortegn med den følge at koaguleringen stopper opp.
Dertil kommer at de kjemiske prosesser som koaguleringen medfører er avhengig av råvannets temperatur og dets surhetsgrad, altså dets pH-verdi.
Koagulering med kjemikalier er den eneste form for koagulering som i praksis brukes i vannrensing. Metoden er generelt temmelig komplisert fordi de mange aktuelle kryssende interesser ikke kan behandles på en beregnbar og tallmessig måte. Resultatet kan derfor bli tilfredsstillende, men også mer eller mindre ubrukbart. Her har selvsagt kravet til koagulatets renhet avgjørende betydning.
III Kiselgurfilter.
Det er nå forståelig at en innen vannrensingen har forsøkt å finne frem til mer rasjonelle metoder enn hva et sandfilter kombinert med koagulering fører til. Et skritt i denne retning er kiselgurfilteret. Kiselguren tilsettes vannstrømmen som et finkornet pulver. Kiselgurpartiklene samles så opp på et såkalt "septum" som består av et porøst materiale, f.eks. en filterduk. Etterhvert som kornene samles opp, bygges det opp et meget finkornet filter. Denrængde kiselgur som går med til dette formål benevnes "Pre-coat" og er forholdsvis liten. Filterkakens tykkelse er ca. 2mm. Når nå råvannet strømmer gjennom filteret og forurensningene holdes tilbake, tettes etterhvert filteret til med sterkt stigende falltap. For å minske denne ulempe tilsettes råvannet en kontinuerlig strøm av kiselgur, benevnt "Body feed". Ovenpå den primære filterkake bygges det derfor opp et nytt filter av partikler fra råvannet og i et forhold med omtrent halvparten av hvert slag. Kiselgur-mengden som går med til operasjonen "Body feed" er stor og sterkt avhengig av forurensningenes mengde.
Kiselgurfilteret gir et filtrat med forsvinnende turbiditet. Det uskadeliggjør også en del bakterier og virus. Dets egenskaper kan en beskrive i mekanisk vei ved å anvende d'Arcy's lov. Sammenlignet med koagulering er således prosessen lett kontrollerbar og derfor temmelig sikker. Men prosessen har også sine ulemper. For det første vil store forurensninger i råvannet føre til stort forbruk av kiselgur og dermed store driftsomkostninger. For det annet er filterkakens styrke liten. Uforsiktig kjøring kan føre til at den sprenges så råvannet går urensent igjennom.
De kjente metoder som en har til rådighet for å fjerne finpartikler fra vann er lite tilfredsstillende i teknisk eller økonomisk forstand: Koagulering med kjemikalier er ikke beregnbar og svikter helt når innholdet av proteiner og humus er tilstrekkelig stort. Dette er også tilfelle når en anordner koaguleringen ved et svevefilter.
Kiselgurfilteret er tilfredsstillende i teknisk forstand, men er kostbart i drift for større turbiditeter.
Det er hensikten med foreliggende oppfinnelse å for-bedre disse forhold. Under dette arbeide har en gjort bruk av visse iakttagelser innen jordbrukskjemien. I jordbruket har en også et interesseforhold mellom partikler og vann, men her er partikkelmengden stor i forhold til vannmengden. Dessuten må en være oppmerksom på at i jordbrukskjemien er formålet å ta vare på partiklene på en rasjonell måte. I vannrensing er formålet å fjerne dem, men en kan gå ut fra at det interesseforhold som er mellom de faste partikler på den ene side og vannmolekylene på den annen er i prinsippet den samme.
Det teoretiske grunnlag kan kort beskrives på
følgende måte:
En partikkels egenskaper er konsentrert i dens kjerne.
I fig. 2 er kjernen betegnet med k. Kjerneoverflaten trekker til seg ioner fra oppløsningsmidlet (vannet) slik at det oppstår et ionesjikt der med en bestemt ladning, positiv eller negativ. Er lagningen på kjerneoverflaten positiv, sier en at kjernen og dermed partikkelen selv er positiv.(Fig. 2a). I motsatt fall er partikkelen negativ (Fig. 2b).
Etter elektrostatikkens lover trekker nå kjernen til seg ioner fra oppløsningsmidlet med motsatt fortegn av kjernens. Disse ioner samles i et sjikt i avstanden s fra kjerneoverflaten,
s blir da sjiktavstanden slik som vist på fig. 2 for en positiv partikkel (2a) og en negativ partikkel (2b).
Ladningene i yttersjiktet og ladningene i innersjiktet sammen med kjernen kan sammenlignes med ladningene på en konden-sator med en viss kapasitet og et visst potensial. I den fysi-kalske kjemien uttrykkes dette potensial i formelen:
Her betyr da
P potensialet
ne" antallet n ladningsenheter e som er antatt negative, s sjiktavstanden
D dielektrisitetskonstanten for oppløsningsmidlet
r. partikkelens radius.
En ser av formel (1) at tar en for seg en bestemt partikkelstørrelse r i et foreliggende råvann karakterisert ved D, har en anledning til å øke eller minske potensialet P på to forskjellige måter:
a) En kan variere antallet ladningsenheter n.
b) En kan variere sjiktavstanden s.
Ved vanlig koagulering med kjemikalier benytter en
seg av å redusere ladningen ved å tilføre råvannet ioner med motsatt fortegn av hva partiklene har. Leire og humus er negative
partikler. Ladningen på disse kan da reduseres ved tilsetning av f.eks. positive Al-ioner eller positive Fe-ioner. En redusert ladning medforer et redusert potensial og dermed ustabile partikler som agglomererer når potensialet er redusert til en viss kritisk storrelse.
Hensikten med foreliggende oppfinnelse, nemlig å frem-bringe en enklere og bedre vannrensingsmetode, oppnås ved at sjikt-tykkelsen av ioner som omgir partiklene reguleres ved hjelp av mekaniske midler, idet partikler med spesifikk vekt mindre enn vann under innvirkning av en hoyfrekvent vibrasjon blir hydratisert, slik at de sammen med hydratasjonsvannet danner et svevefilter, som renser vannet, og/eller at partikler med spesifikk vekt storre enn vann dehydratiseres ved hjelp av separering, f.eks. sentrifuge ring, slik at de blir ustabile og agglomererer, hvoretter de utskilles ved felling i stillestående vann.
Virkemåten og de enkelte trekk ved metoden skal i det folgende nærmere beskrives sammen med gjennomforte eksperimenter på basis av sement, som tydelig forklarer og beviser virkemåten. Dessuten er det fremstilt et eksempel på utforelsen av en slik anordning.
Potensialokning med mekaniske midler.
En oknihg av potensialet kan en etter formel (1) oppnå ved å oke antallet ladningsenheter. Ladningen på negative partikler kan bkes ved å forsterke innersjiktet med negative 0H-ioner fra vannmolekyler.
En oknihg i potensialet kan en også få til ved å bytte ionene 1 yttersjiktet med ioner, som har mindre.bindeevne. I det siste tilfelle oker en sjiktavstanden s. Begge disse metoder er lite realistiske i det foreliggende tilfelle, fordi forholdene er for kompliserte. I stedet skal en konsentrere seg om å oke sjiktavstanden og dermed potensialet ved rent mekaniske midler, idet en tenker seg partikkelens kjerne å være representert ved partikkelen selv, og sjiktavstanden s å være det samme som en vannhinne på partikkelens overflate. Skal derfor potensialet få sin maksimale verdi, må en finne frem til mekaniske metoder som gjor vannhinnen storst mulig i relasjon til partikkelens aktuelle ladning. Denne prosess benevnes hydratasjon.
Nå er det imidlertid uråd å studere hydratasjonens forlop i forbindelse med de partikler (leire) som normalt forekommer i vann med mekaniske midler. En har derfor sett seg om etter utveier og kommet til at dersom en i modellforsøk erstatter lerikornene med sement, lar det seg gjøre å komme frem til målbare dg reproduserbare resultater.
Sementkornenes størrelse ligger i området mellom finkorn- og kolloidal-fraksjonen i avsnitt I og således i vesent-lig grad under grenseverdien ^0 = 0,003 cm. Men sementen har også en annen egenskap som har avgjørende betydning her: Til å begynne med er en blanding av vann og sement en ren suspensjon, men etter kort tid innledes det en kjemisk reaksjon mellom de to komponentene i suspensjonen. Resultatet av reaksjonen blir et såkalt gel med en kornstruktur henimot Angstrøm-fraksjonen og med en betydelig fasthet. Med andre ord har en med en kolloidal kornstruktur å gjøre, blir en istand til å måle hydratasjonens resultat i en vanlig trykkprøvemaskin.
I en suspensjon av vann og sement kan en dele vannmengden i to komponenter. Den ene komponent går med til å hydra-tisere sementen, den andre kommer til å forbli som fritt vann. Den frie vannmengde er:
wc er her vannsementtallet og forholdet mellom volum vann og fast volum sement. wcQ representerer den vannmengde som går med til hydratasjonen. Størrelsen pw kommer derfor til å angi den frie vannmengde. På fig. 3 er disse forhold avbildet. Figuren viser sammensetningen av suspensjonen.
Størrelsen (2) gjelder så lenge wc wcQ. For
wc<w>co fåren i stedet for en fri vannmengde en fri. sementmengde som ikke blir underlagt hydratasjon fordi det er for lite vann tilstedet i suspensjonen. Den fri sementmengde er
Når så suspensjonen herdner, får den etterhvert en betydelig fasthet. Sementen sammen med hydratasjonsvannet representert ved wcQ blir til sementsten, mens det frie vann. (2) forblir som fritt vann i sementstenen eller den frie sement (3) forblir som ren sement i sementstenen. Semenstenens fasthet cT pkan uttrykkes ved Tallet m er en ren materialkonstant som karakteri-serer sementkornenes sammensetning og lagring. Det kan påvises at m må ligge i området
Grensetilfellet m = 3 representerer en ideell tilstand.
cT er fastheten for p,r = p„ = 0, d.v.s. når w„ = vr .
po rw c co Mellom m-tallet og vannsementtallet wcQ er det en sammenheng. Det er for omstendelig å utlede den her. Derfor gjengis den
For m= 3 blir wCQ = l/2. Fasthetskurvene (4) og (5) som funk-sjon av wc har alle den egenskap at de går gjennom punktet wc = 2,0 på wc~aksen. Fastheten forsvinner således i dette punkt. Verdien w = 2 er derfor et viktig skille. Så lenge en er interessert i et bæredyktig materiale, ma kravet wc = 2
være tilfredsstillet. Det vil si at de hydratiserte sementkorn må være lagret så tett i suspensjonen at kornene er i direkte kon-takt. Mister de kontakten med hverandre, forsvinner fastheten. Dette inntreffer for wc ^ 2. Det er dette tilfelle som har betydning i vannrensing. De hydratiserte korn befinner seg for-delt i det frie vann pw som selvstendige partikler.
En kan nå beregne sjiktavstanden s. For fullkommen hydratisering, wcQ = l/2 er vannvolumet halvparten .av partikkelens faste volum:
Dette gir: Den hydratiserte partikkel har en spesifikk vekt
For en leirpartikkel med w = 1,0 t/m^, ypj- <=> 2,55 t/rn^ blir
= 2,03 t/m^. Den synker således i vann.
På fig. 4 er funksjonen (4) ettervist eksperimentelt ved fasthetsprøver av vanlig standardsement. En ser av figuren at en er kommet temmelig nær den ideelle tilstand m = 3« En har nemlig oppnåss m = 3A3-
For å nå dette resultat er det ikke tilstrekkelig
med en moderat blanding. Blandingen må skje med en hurtiggående blander med et omdreiningstall på 1000 omdr./minutt eller mer. Det er da klart at blanding med ultralyd kan være aktuelt.
Under blanding og så lenge sementvellingen ikke er herdnet, må-andre partikler av samme størrelsesorden oppfører seg som sementpårtiklene. Under en intens aktivering blir partiklene hydratisert henimot det teoretisk optimale. Partiklene er da stabile og oppfører seg i væsken som om de var kompakte. Når sjiktavstanden har nådd sin maksimale verdi, har også potensialet et maksimum. I denne tilstand er de upåvirket av nabopartikler.
I en behoider kan de følge med vannstrømmen. I en høyde hvor likevekten inntrer (6 på fig. 5), vil de samles opp og etterhvert danne et stabilt filter. De hydratiserte partikler lagres tett inntil hverandre på lignende måte som kornene i et sandfilter, uten forstyrrende overflatekrefter.
På fig. 5 er det fremstilt'skjematisk en anordning for vannrensing etter ovenstående fremgangsmåte. Her føres det forurensede vann inn gjennom en kanal 1 til midten av en indre beholder 2, plassert i en ytre beholder 3» hvorved begge er åpne oventil. Ved enden av kanalen 1 er det plassert en vibrator 4, drevet av en motor 5- Under innvirkning av vibratoren 4 hydratiseres partiklene i vannet og samles til et svevefilter 6. Den overskytende del av dette filter føres etterhvert bort gjennom mellomrommet mellom beholderne 2 og 3> og ut gjennom et bunnløp 7.
Det rensede vann tas ut ved kanten 8 til en ytre beholder.
Potensialreduksjon med mekaniske midler.
Etter formel (1) kan en minske potensialet ved å redusere sjiktavstanden. Partikler med lite potensial er ømfintlige for koagulering. De er ustabile legemer som søker hen til en hviletilstand. Dette oppnås ved at flere små partikler koagulerer og kitter seg sammen til en større partikkel.
Den nye partikkel får en betydelig mindre spesifikk overflate og dermed sterkt reduserte overflatekrefter.
Den nødvendige potensialreduksjon kan oppnås på flere måter. Her skal en imidlertid benytte seg av en effekt som er kjent fra landbrukskjemien: En økende partikkelkonsentrasjon medfører et synkende potensial. Dette fenomen må da forklares ved Coulombs lov. Når partikkelkonsentrasjonen øker, trykkes yttersjiktet inn mot kjernen og sjiktavstanden reduseres.
Denne effekt er ikke ubetydelig. Frenundlich, Schmidt og Lindau angir i "Kolloidchem. Beiti." 36 (78) 1932 følgende tabell:
, En ser således at reduksjonen er temmelig kraftig. Effekten må derfor kunne utnyttes på en rasjonell måte.
I rent vann vil en turbiditet på inntil 2 mg/l ikke kunne oppfattes av det menneskelige øye. Er turbiditeten større enn 2 mg/l, begynner vannet å se grumset ut. I råvann for vann-forsyning forekommer turbiditeter fra nokså nær rent vann og opp til 40000 mg/l. I avløpsvann kan turbiditeten bli større.
En kan skaffe tilveie en partikkelkonsentrasjon ved
å tilsette råvannet kolloidale partikler. En slik fremgangsmåte er urasjonell både i teknisk og økonomisk henseende. I stedet kan en skaffe seg den nødvendige partikkelkonsentrasjon ved å separere råvannet og på denne måte dele vannstrømmen Q i to deler:
og ved hjelp av en sentrifuge konsentrere turbiditeten i vann-strømmen Qp, mens vannstrømmen Qr blir rent vann. Er turbiditeten T og en velger å konsentrere den n ganger, blir Konsentrasjonen av turbiditeten er imidlertid begrenset. De enkelte partikler må ikke komme for nær hverandre så de kitter seg sammen. De må således være oppblandet med en tilstrekkelig stor vannmengde. Betingelsen for at partiklene under enhver omstendighet holder seg svevende i vannstrømmen Q^, får en av fig. 4- ved vannsementtallet wc = 2. 51 rp = partiklenes spesifikke vekt eller
En reduksjon av sjiktavstanden er begrenset. En partikkel neddykket i vann vil alltid bli våt. En kan derfor bare bringe sjiktavstanden-ned mot et minimum. Denne minste tykkelse kan beregnes etter fig. 4' En ser nemlig her at en må opp i et vannsementtall wfi = 1/5 før en kan få noen fasthet i det hele tatt.
Minste sjikttykkelse er da gitt ved
I forhold til maksimalt potensial har en derfor en reduksjon.
En ser således at en ved mekaniske midler kan forandre partikkelpotensialet temmelig meget.
Ifølge det ovenstående har en to muligheter å velge mellom ved gjennomføring av fremgangsmåten, alt ettersom en velger en mekanisk innretning til å øke eller minske partiklenes sjiktavstand,eller disse muligheter kan kombineres.
Velger en separering med påfølgende reduksjon av sjiktavstanden og koagulering med utfelling, er det nødvendig at partiklenes spesifikke vekt er større.enn vannets spesifikke vekt. Er ikke det tilfelle, lar de seg hverken separere eller bunnfelle. Så lenge en har med partikler av mineralsk opprinnelse vil dette krav være tilfredsstillet. Men turbiditeten kan også omfatte partikler av organisk opprinnelse som kan være lettere enn vann. Slike partikler kan derfor ikke skilles ut ved separering og bunnfelling alene. En tilleggsprosess , f.eks. et kiselgurfilter, kan da bli nødvendig. En slik tilleggsanordning kombliserer og for-dyrer.
Velger en derimot hurtig vibrering med påfølgende økelse av sjiktavstanden, kan partikler som er letter enn vann oppsamles i svevefilteret. Det er derfor uhensiktsmessig å bruke separering når turbiditeten består av lette partikler av noen nevneverdig mengde.
Det er også uhensiktsmessig å velge partikkelkonsentrasjon med påfølgende separering og koagulering for ekstreme turbiditeter. For store turbiditeter blir Qp også stor med fare for at massen setter seg fast under sentrifugeringen. Er turbiditeten liten blir Q y også liten (8) med trang åpning i separa-toren.
Den konvensjonelle måte å fjerne kolloidale partikler på i vann er den såkalte "koaguleringsmetode" som går ut på at det tilsettes egnede kjemikalier som skal redusere partiklenes overflateladning og gjøre dem ømfintlige for agglomerasjon og bunnfelling. Metoden er forbundet med mange ulemper, da en for å finne de rette kjemikalier må prøve seg frem og prosessen dessuten er avhengig av temperatur og surhetsgrad.
En annen rensemetode består i benyttelse av kiselgur, men dette er en dyr fremgangsmåte, da det må tilsettes større mengder kiselgur og filteret som dannes av denne er meget ømfint-lig.
I stedet for tilsetning av kjemikalier eller kiselgur foreslår foreliggende oppfinnelse å utnytte de elektriske egenskaper som finnes i partiklene i forurensningene ved å regu-lere hydratasjonssjiktets avstand fra kjernen ved hjelp av mekaniske midler. Reguleringen kan foretas slik at man får to muligheter, hvor man enten utnytter maksimal eller minimal sjiktavstand. Man oppnår ifølge oppfinnelsen en parallellvirkning til de to foran nevnte metoder uten deres ulemper og på en enklere og billigere måte. Oppfinnelsen er belyst og bevist ved modellfor-søk utført med sementpartikler, hvorved man har fått målbare og reproduserbare resultater.
De to praktisk utnyttbare muligheter som fremkommer ved reguleringen av sjiktavstanden med mekaniske midler kan sammenfattet beskrives på følgende måte:
Maksimal sjiktavstand (s ^ )
I dette tilfelle binder overflatekreftene mest mulig vann til partiklenes overflate. Partiklene hydratiseres. Når sjiktavstanden har nådd sin maksimale verdi, er partiklene blitt stabile. De oppfører seg sammen med hydratasjonsvannet som ett sammenhengende legeme. I denne tilstand egner de seg til å bygge opp et svevefilter.
For at partiklene skal hydratiseres, må vannet til-føres energi i form av en vibrator av høy frekvens eller ultralyd. Hydratiseringen medfører en varmeutvikling. Varmeutviklingen er målbar for høye turbiditeter.
På fig. 5 er renseprinsippet med svevefilter vist skjematisk.
Minimal sjiktavstand (s . )
°1 min7
I dette tilfelle tilstreber en å gjøre vannhinnen på partikkeloverflaten så liten som mulig. Partiklene dehydratiseres. De blir derved ustabile og agglomererer når potensialet har nådd en redusert kritisk verdi. Når partiklene har kittet seg sammen, er den spesifikke overflate og dermed overflatekreftene blitt betydelig redusert. Partiklene kan da skilles ut ved felling i stillestående vann.
Dehydratisering av partiklene kan en oppnå ved partikkelkonsentrasjon. En partikkelkonsentrasjon får en ved at en i vannstrømmen bygger inn en sentrifuge som konsentrerer partiklene i en liten del av vannstrommen avpasset etter det aktuelle forhold i hvert enkelt tilfelle.

Claims (2)

1. Fremgangsmåte for rensing av vann for partikler, karakterisert ved at tykkelsen til det ionesjikt i vannet som omgir partiklene reguleres ved hjelp av mekaniske midler, idet partikler med spesifikk vekt mindre enn vann under innvirkning av hoyfrekvent vibrasjon blir hydratisert, slik at de sammen med hydratasjonsvannet danner et svevefilter, som renser vannet, og/eller at partikler med spesifikk vekt storre enn vann dehydratiseres ved hjelp av separering, f.eks. sentrifugering, slik at de blir ustabile og agglomererer, hvoretter de utskilles ved felling i stillestående vann.
2. Anordning for rensing av vann ifolge fremgangsmåten ifolge krav 1, karakterisert ved en indre (2) og en ytre (3) beholder, en innforingskanal (1) som er plasert i midten av beholderne og munner ut i den indre beholder (2), samt en vibrator (4) ved enden av innforingskanalen (1) og at det under innvirkning av vibratoren (4) dannes et svevefilter (6) ved den indre beholders åpning, hvorfra de overskytende forurensninger kan synke ned gjennom mellomrommet mellom de to beholdere (2 og 3) og fores bort gjennom et bunnlop (7) i den ytre beholder (3), samt at det rensede vann fores ut ved den ytre beholders ovre kant (8).
NO860713A 1985-02-27 1986-02-26 Partikkelformig behandlingsmateriale og fremgangsmaate forkontrollert innfoering derav til en omgivelse inneholdendekondensert vann NO170166C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/707,003 US4670166A (en) 1985-02-27 1985-02-27 Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO860713L NO860713L (no) 1986-08-28
NO170166B true NO170166B (no) 1992-06-09
NO170166C NO170166C (no) 1992-09-16

Family

ID=24839967

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO860713A NO170166C (no) 1985-02-27 1986-02-26 Partikkelformig behandlingsmateriale og fremgangsmaate forkontrollert innfoering derav til en omgivelse inneholdendekondensert vann

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4670166A (no)
EP (1) EP0193369B1 (no)
AU (1) AU583095B2 (no)
CA (1) CA1262507A (no)
DE (1) DE3673190D1 (no)
NO (1) NO170166C (no)

Families Citing this family (88)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB8331546D0 (en) * 1983-11-25 1984-01-04 Exxon Research Engineering Co Polymeric compositions
GB8622797D0 (en) * 1986-09-22 1986-10-29 Allied Colloids Ltd Polymeric particles
DE3775893D1 (de) * 1986-11-11 1992-02-20 Ici Plc Mischung aus einer carbonsaeure und einem amin.
US4741401A (en) * 1987-01-16 1988-05-03 The Dow Chemical Company Method for treating subterranean formations
US4790386A (en) * 1988-02-01 1988-12-13 Marathon Oil Company Method and means for introducing treatment composition into a well bore
US4986353A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US4986354A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US5164099A (en) * 1990-12-06 1992-11-17 The Western Company Of North America Encapsulations for treating subterranean formations and methods for the use thereof
US5224543A (en) * 1991-08-30 1993-07-06 Union Oil Company Of California Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up
US5373901A (en) * 1993-07-27 1994-12-20 Halliburton Company Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations
GB2284223B (en) * 1993-11-27 1996-10-09 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US5531274A (en) * 1994-07-29 1996-07-02 Bienvenu, Jr.; Raymond L. Lightweight proppants and their use in hydraulic fracturing
US5604186A (en) * 1995-02-15 1997-02-18 Halliburton Company Encapsulated enzyme breaker and method for use in treating subterranean formations
GB9503949D0 (en) * 1995-02-28 1995-04-19 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US5960878A (en) * 1995-03-29 1999-10-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of protecting well tubular goods from corrosion
US5775425A (en) * 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
FR2757501B1 (fr) * 1996-12-20 1999-02-05 Rhodia Chimie Sa Systeme organosilicique a action antitartre dans les milieux aqueux
GB9705200D0 (en) * 1997-03-13 1997-04-30 Aea Technology Plc Well treatment with particles
GB9808490D0 (en) * 1998-04-22 1998-06-17 Aea Technology Plc Well treatment for water restriction
US6209646B1 (en) 1999-04-21 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US6279656B1 (en) * 1999-11-03 2001-08-28 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
GB9926156D0 (en) 1999-11-04 2000-01-12 Norske Stats Oljeselskap Method of treating a hydrocarbon-bearing measure
GB9927315D0 (en) * 1999-11-18 2000-01-12 Champion Technology Inc Inhibitor compositions
EP1278937A1 (en) 2000-04-07 2003-01-29 Sofitech N.V. Scale removal
US6444316B1 (en) 2000-05-05 2002-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods
US6357527B1 (en) 2000-05-05 2002-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations
BR0112621B1 (pt) 2000-07-21 2010-02-23 sistema combinado de revestimento e matriz, processo para controlar e monitorar processos em um poÇo ou reservatàrio, e, uso do sistema combinado de revestimento/matriz.
GB0028269D0 (en) 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
GB0108086D0 (en) 2001-03-30 2001-05-23 Norske Stats Oljeselskap Method
US6810957B2 (en) * 2001-11-14 2004-11-02 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Well constructions with inhibited microbial growth and methods of antimicrobial treatment in wells
GB0219037D0 (en) 2002-08-15 2002-09-25 Bp Exploration Operating Process
US6619399B1 (en) * 2003-03-12 2003-09-16 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed compositions and methods of use in subterranean zones
GB2399640B (en) 2003-03-17 2007-02-21 Statoil Asa Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs
US7135436B2 (en) * 2003-05-05 2006-11-14 J.F. Daley International, Ltd. Solid algicide, preparation and usage in recirculating water
US20050215439A1 (en) * 2004-03-29 2005-09-29 Blair Cecil C Clay stabilization in sub-surface formations
NO347244B1 (no) 2004-06-17 2023-07-31 Equinor Energy As Brønnbehandling
EA012242B1 (ru) 2004-06-17 2009-08-28 Статойл Аса Обработка скважин
US7491682B2 (en) 2004-12-15 2009-02-17 Bj Services Company Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales
WO2006072069A2 (en) 2004-12-30 2006-07-06 Sun Drilling Products Corporation Thermoset nanocomposite particles, processing for their production, and their use in oil and natural gas drilling applications
US8586510B2 (en) 2005-04-15 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for delaying the release of treatment chemicals
CA2604220A1 (en) 2005-04-26 2006-11-02 Rune Godoey Method of well treatment and construction
US20060272816A1 (en) * 2005-06-02 2006-12-07 Willberg Dean M Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition
GB2434868B (en) 2006-02-06 2010-05-12 Statoil Asa Method of conducting a seismic survey
NO324590B1 (no) * 2006-04-26 2007-11-26 Wellcem Innovation As Fremgangsmate og middel for reduksjon av vannproduksjon fra olje- og gassbronner samt fremgangsmate for fremstilling av slikt middel
GB0612538D0 (en) 2006-06-23 2006-08-02 Statoil Asa Nucleic acid molecules
EP2657196B1 (en) 2006-07-18 2017-09-06 Hyperthermics Holding AS Energy production with hyperthermophilic organisms
US8278087B2 (en) 2006-07-18 2012-10-02 The University of Regensburg Energy production with hyperthermophilic organisms
US20080108522A1 (en) * 2006-11-07 2008-05-08 Bj Services Company Use of anionic surfactants as hydration aid for fracturing fluids
US9120963B2 (en) * 2006-11-08 2015-09-01 Schlumberger Technology Corporation Delayed water-swelling materials and methods of use
MX2009004641A (es) * 2006-11-30 2009-05-15 Rhodia Metodos y sistemas de tratamiento por compresion de la incrustacion.
GB2450502B (en) 2007-06-26 2012-03-07 Statoil Asa Microbial enhanced oil recovery
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
RU2496977C2 (ru) * 2008-02-27 2013-10-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину
WO2010035142A2 (en) 2008-09-24 2010-04-01 Hyperthermics Holding As Energy production with hyperthermophilic organisms
US7833947B1 (en) 2009-06-25 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery
US20110262954A1 (en) 2010-03-18 2011-10-27 Universitat Regensburg Shuttle vector based transformation system for pyrococcus furiosus
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US9010430B2 (en) 2010-07-19 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Method of using shaped compressed pellets in treating a well
US9976070B2 (en) 2010-07-19 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US10822536B2 (en) 2010-07-19 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US9052289B2 (en) 2010-12-13 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Hydrogen sulfide (H2S) detection using functionalized nanoparticles
US9212551B2 (en) * 2010-12-13 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Chemical scavenger for downhole chemical analysis
US8664168B2 (en) 2011-03-30 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Method of using composites in the treatment of wells
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
US9476108B2 (en) 2013-07-26 2016-10-25 Ecolab Usa Inc. Utilization of temperature heat adsorption skin temperature as scale control reagent driver
CA2955926C (en) 2014-07-23 2018-11-20 Baker Hughes Incorporated Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same
NO340788B1 (no) * 2014-09-17 2017-06-19 Wellcem Innovation As Forbedret fremgangsmåte og kjemisk middel for reduksjon av vannproduksjon fra olje- og gassholdige brønner
GB201507480D0 (en) * 2015-04-30 2015-06-17 Johnson Matthey Plc Oil field chemical delivery fluids, methods for their use in the targeted delivery of oil field chemicals to subterranean hydrocarbon reservoirs and methods
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
US10413966B2 (en) 2016-06-20 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same
US12060523B2 (en) 2017-07-13 2024-08-13 Baker Hughes Holdings Llc Method of introducing oil-soluble well treatment agent into a well or subterranean formation
US11254861B2 (en) 2017-07-13 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same
US11254850B2 (en) 2017-11-03 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
US11473003B2 (en) 2020-02-07 2022-10-18 Flex-Chem Holding Company, Llc Iron control as part of a well treatment using time-released agents
AU2021216477A1 (en) 2020-02-07 2022-08-18 Flex-Chem Holding Company, Llc Iron control as part of a well treatment using time-released agents

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3531409A (en) * 1967-01-06 1970-09-29 Petrolite Corp Solid solutions of corrosion inhibitors for use in treating oil wells
US3827977A (en) * 1969-11-25 1974-08-06 Atlantic Richfield Co Composition for inhibiting scale formation in oil well brines
US3613788A (en) * 1970-06-22 1971-10-19 Textilana Corp Methods for the treatment of terrestrial fluid reservoirs
US4046197A (en) * 1976-05-03 1977-09-06 Exxon Production Research Company Well completion and workover method
US4182417A (en) * 1977-07-08 1980-01-08 The Dow Chemical Company Method for controlling permeability of subterranean formations
US4456067A (en) * 1981-04-03 1984-06-26 Marathon Oil Company Process for inhibiting hydrate formation in producing gas wells

Also Published As

Publication number Publication date
CA1262507A (en) 1989-10-31
EP0193369B1 (en) 1990-08-08
NO170166C (no) 1992-09-16
DE3673190D1 (de) 1990-09-13
AU5409286A (en) 1986-09-04
US4670166A (en) 1987-06-02
EP0193369A2 (en) 1986-09-03
NO860713L (no) 1986-08-28
AU583095B2 (en) 1989-04-20
EP0193369A3 (en) 1988-01-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO170166B (no) Partikkelformig behandlingsmateriale og fremgangsmaate forkontrollert innfoering derav til en omgivelse inneholdendekondensert vann
CN105263866B (zh) 加压漂浮装置
US20230219832A1 (en) Treatment of tailings streams with one or more dosages of lime, and associated systems and methods
Tarleton et al. Solid/liquid separation: scale-up of industrial equipment
AU2011257902B2 (en) Improved gravity sedimentation process and apparatus
JP4369541B2 (ja) ニッケル含有酸化物鉱石の鉱泥に含まれている水の量を減少させる方法
Lee et al. Harvesting of chitosan coagulated Chlorella vulgaris using cyclic membrane filtration-cleaning
KR101138733B1 (ko) 실리콘 폐기물의 재생방법 및 그 방법으로 재생된 실리콘
EP2485981B1 (en) Use of a multi layered particulate filter for reducing the turbidity and sdi of water
NO120570B (no)
US5900220A (en) Soda ash processing method
CN102176952A (zh) 凝聚沉淀处理方法
JP5698881B1 (ja) ろ過方法およびろ過装置
Elfaki et al. Enhancement of multi-media filter performance using talc as a new filter aid material: Mechanistic study
JP2011194344A (ja) 無機系の中空微粒子粉末原料の分離精製方法、高純度微粒子粉末および分離精製装置
CN110342561A (zh) 一种硫酸法钛白粉副产石膏高效除铁的方法
Kulkarni et al. Capture of water-borne colloids in granular beds using external electric fields: improving removal of Cryptosporidium parvum
AU2017383081A1 (en) Facility and process for treating water
RU2796307C1 (ru) Наноструктурированные сорбенты для очистки воды от нефтепродуктов и способ очистки воды
FI3218078T3 (fi) Prosessi partikkeleiden valmistamiseksi
CN106365184B (zh) 一种物理法氢氧化镁阻燃剂的提纯方法
KR20180138261A (ko) 고압분산을 이용한 벤토나이트의 고순도화 방법
Marchant The crossflow microfiltration of concentrated titania dispersions
US960959A (en) Apparatus for the continuous purification of water.
Butarbutar et al. Influence of Variation Dosage of Chemical Reagents in the Turbidity of Overflow from Sedimentation Process at Dewatering Plant of PT. Freeport Indonesia