EA009171B1 - Разлагающиеся волокнистые системы для интенсификации притока - Google Patents
Разлагающиеся волокнистые системы для интенсификации притока Download PDFInfo
- Publication number
- EA009171B1 EA009171B1 EA200501597A EA200501597A EA009171B1 EA 009171 B1 EA009171 B1 EA 009171B1 EA 200501597 A EA200501597 A EA 200501597A EA 200501597 A EA200501597 A EA 200501597A EA 009171 B1 EA009171 B1 EA 009171B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fibers
- proppant
- acid
- thousand gallons
- liquid carrier
- Prior art date
Links
- 239000000835 fiber Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 30
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 88
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- -1 amido amine Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 16
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Natural products OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 15
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 13
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 13
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 11
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 10
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 9
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims description 8
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical class CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 3
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 claims description 3
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 claims description 3
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 66
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 55
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 abstract description 55
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 24
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 abstract description 19
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 abstract description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 7
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 abstract description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 abstract 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 31
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000000463 material Substances 0.000 description 22
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 18
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 13
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 9
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 9
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 7
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 6
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 6
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 5
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- DQYBDCGIPTYXML-UHFFFAOYSA-N ethoxyethane;hydrate Chemical compound O.CCOCC DQYBDCGIPTYXML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 5
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 3
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 3
- 229920006282 Phenolic fiber Polymers 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 3
- CDMADVZSLOHIFP-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane;decahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.[Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 CDMADVZSLOHIFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 3
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 3
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 2-oxidanylethanoic acid Chemical compound OCC(O)=O.OCC(O)=O OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 2
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000282421 Canidae Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- 239000001856 Ethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N Ethyl cellulose Chemical compound CCOCC1OC(OC)C(OCC)C(OCC)C1OC1C(O)C(O)C(OC)C(CO)O1 ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229920005628 alkoxylated polyol Polymers 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001448 anilines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 229940111121 antirheumatic drug quinolines Drugs 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000005619 boric acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L calcium stearate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000013539 calcium stearate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008116 calcium stearate Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 235000008504 concentrate Nutrition 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 229920001249 ethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000019325 ethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000003893 lactate salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012245 magnesium oxide Nutrition 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 231100000989 no adverse effect Toxicity 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000003891 oxalate salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 150000004686 pentahydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 230000000069 prophylactic effect Effects 0.000 description 1
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003230 pyrimidines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003235 pyrrolidines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003248 quinolines Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 description 1
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 description 1
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 description 1
- 235000018341 sodium sesquicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000031 sodium sesquicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000020354 squash Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHYLHKYYLCEERH-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-oxidopropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Zr+4].CC([O-])C([O-])=O.CC([O-])C([O-])=O.CC([O-])C([O-])=O.CC([O-])C([O-])=O WHYLHKYYLCEERH-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 239000012749 thinning agent Substances 0.000 description 1
- WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K trisodium;hydrogen carbonate;carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OC([O-])=O.[O-]C([O-])=O WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
-
- Y—GENERAL 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/922—Fracture fluid
- Y10S507/924—Fracture fluid with specified propping feature
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Chemical Or Physical Treatment Of Fibers (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
- Artificial Filaments (AREA)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
Abstract
Предлагается способ сведения к минимуму количества сшитого металлом загустителя, необходимого для проведения обработки буровой скважины с использованием расклинивающего наполнителя либо гравия. Способ включает использование волокон для содействия транспортированию, суспендированию и размещению расклинивающего наполнителя либо гравия в вязких жидких носителях, в других случаях характеризующихся вязкостью, недостаточной для предотвращения осаждения частиц. Предлагаются такие волокна, которые обладают свойствами, оптимизированными для транспортирования расклинивающего наполнителя, но разлагаются после проведения обработки с образованием продуктов разложения, которые не осаждаются в воде в присутствии ионов, таких как ионы кальция и магния. Жидкие носители, содержащие сшитые полимеры, характеризуются тем, что их эксплуатационные характеристики не ухудшаются под воздействием загрязнителей, присутствующих в волокнах, либо продуктов разложения, высвобождающихся в результате преждевременного разложения волокон.
Description
Изобретение относится к транспортированию частиц; говоря более конкретно, оно относится к транспортированию частиц при обработках пласта для интенсификации притока на нефтяном месторождении; говоря еще более конкретно, оно относится к транспортированию расклинивающих наполнителей и гравия, суспендированных в вязких жидких носителях, характеризующихся вязкостью, недостаточной для предотвращения осаждения частиц; говоря еще более конкретно, оно относится к включению в такие жидкости волокон, которые способствуют транспортированию и ингибируют осаждение; говоря наиболее конкретно, оно относится к таким волокнам, которые разлагаются после проведения обработки с образованием продуктов разложения, которые не осаждаются в воде в присутствии ионов, таких как ионы кальция и магния, и к выбору жидких носителей, содержащих сшитый полимер, свойства которых не ухудшаются под воздействием загрязнений, присутствующих в волокнах, либо продуктов разложения, высвобождающихся в результате преждевременного разложения волокон.
Углеводороды (нефть, конденсат и газ) обычно добывают из скважин, которые бурят в пластах, их содержащих. Зачастую по самым различным причинам, таким как собственная низкая проницаемость пласта, содержащего запасы, либо повреждение пласта, вызванное бурением и заканчиванием скважины, приток углеводородов в скважину, а, таким образом, и в наземные системы, оказывается нежелательно малым. Тогда, когда это происходит, скважину зачастую «возбуждают». Одной из наиболее частых форм интенсификации притока является гидравлический разрыв пласта, в котором жидкость нагнетают в скважину, а после этого в пласт под давлением, превышающим для пласта давление «гидравлического разрыва пласта». Возникает разрыв пласта, который растет вглубь пласта, значительно увеличивая площадь поверхности, через которую может происходить приток флюидов в скважину. Если давление нагнетания сбросить, то тогда трещина сомкнется; следовательно, в рабочую жидкость для гидравлического разрыва пласта включают частицы материала, называемого «расклинивающим наполнителем», так чтобы, когда давление будет сброшено, трещина не смогла бы полностью сомкнуться, а сомкнулась бы до расклинивающего наполнителя, и, таким образом, поверхности трещины удерживались бы на расстоянии друг от друга благодаря наличию слоя расклинивающего наполнителя, через который затем происходил бы приток флюидов в скважину. Рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта обычно должна иметь наличием минимальную вязкость, что служит двум целям. Во-первых, чем более вязкой будет жидкость, тем легче трещина будет расширяться в результате нагнетания большего количества жидкости, и, во-вторых, более вязкая жидкость будет лучше подходить для транспортирования расклинивающего наполнителя, отсюда и термин «жидкий «носитель»». Однако, если вязкость жидкости увеличивать с использованием полимера, что зачастую и происходит, в особенности, с использованием сшитого полимера, то, по меньшей мере, часть полимера либо сшитого полимера останется в трещине после проведения обработки. Загуститель, остающийся в трещине, ингибирует приток желательных флюидов из пласта через трещину в буровую скважину и на поверхность для извлечения. Потребность в вязкости в некоторой степени можно удовлетворить в результате нагнетания жидкости при более высоких расходах, но по самым различным причинам, таким как ограничения по наличию оборудования и затратам, это не всегда является желательной методикой. Получения желательной вязкости также можно достичь и при использовании «неполимерных» способов, таких как использование пеноматериалов, эмульсий и вязкоупругих поверхностно-активных текучих систем, но иногда и это может оказаться не подходящим для выбора решением. Нефтедобывающие компании также могут предпочесть использование полимеров, ухудшающих эксплуатационные характеристики в наименьшей степени среди всех доступных материалов, но они могут дорого стоить.
Одно решение, которое некоторые нефтедобывающие компании выбрали для сведения к минимуму затрат и ухудшения эксплуатационных характеристик, вызываемого полимерами, заключается в использовании по возможности меньшего количества полимеров. Один такой способ заключается в проведении обработок с использованием реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения (также называемых гидравлическим разрывом пласта с применением загущенной воды в качестве рабочей жидкости) (при минимальном количестве расклинивающего наполнителя и вязкости жидкости, например, равной только около 3 сПз, в противоположность обычно проводимым обработкам с использованием жидких носителей, содержащих сшитый полимер, которые обычно характеризуются вязкостями, по меньшей мере, равными 100 сПз, а обычно намного большими. Для компенсации наличия малой вязкости при таких обработках закачивание обычно осуществляют при высоких расходах для стимулирования образования трещины и транспортирования расклинивающего наполнителя, но рост высоты трещины может оказаться избыточным, в нее будет помещено очень мало расклинивающего наполнителя, и расклинивающий наполнитель может осесть на дне трещины. Данное осаждение может происходить тогда, когда в жидкости будет происходить разжижение геля, либо просто вследствие ненадлежащим образом заданной начальной вязкости. Иногда нефтедобывающие компании пытаются найти компромисс в результате использования комбинации в виде гибрида обработки с использованием реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения и обычно используемой обработки, что в результате может привести к проявлению недостатков обоих вариантов.
Обычно тогда, когда нефтедобывающие компании предпочитают воспользоваться более часто ис
- 1 009171 пользуемым способом разрыва пласта с применением жидких носителей на полимерной основе, они стараются использовать наименьшую из возможных концентрацию полимера для того, чтобы свести к минимуму ухудшение эксплуатационных характеристик, обусловленное присутствием полимера. Недавно было обнаружено, что волокна, включаемые в суспензию расклинивающего наполнителя в жидком носителе, можно использовать для содействия транспортированию расклинивающего наполнителя при меньших вязкостях и/или меньших расходах суспензии (см. работы 8РЕ 68854 и 8РЕ 91434) при том условии, что будут выбраны и использованы в надлежащей концентрации волокна, характеризующиеся должными длиной, диаметром и жесткостью. Такие волокна также обладают преимуществами, заключающимися в том, что они улучшают свойства набивки из расклинивающего наполнителя, такие как проводимость текучей среды, ее способность содействовать борьбе с пескопроявлением и сопротивление возникновению обратного притока частиц расклинивающего наполнителя в буровую скважину. Однако, несмотря на то, что обработки позволили добиться очень больших успехов, все еще остается простор для совершенствования; материалы, ранее обычно использовавшиеся для получения волокон, либо (стекло либо новолоид) не подвергались разложению в условиях, существующих в пласте, либо не обладали жесткостью, оптимизированной для транспортировки расклинивающего наполнителя, либо (полиэтилентерефталат) разлагались с образованием продуктов, которые могли уменьшить конечную эффективность трещины.
Краткое изложение изобретения
Предлагается способ обработки буровой скважины и пласта, сквозь которую проходит буровая скважина, где данный способ включает стадию нагнетания суспензии волокон и расклинивающего наполнителя в вязком жидком носителе. Вязкость жидкого носителя в отсутствие волокон является недостаточной для предотвращения осаждения расклинивающего наполнителя во время транспортировки. После проведения обработки волокна разлагаются с образованием продуктов, которые не осаждаются в присутствии ионов кальция либо магния. Стадию нагнетания необязательно можно проводить при давлении, превышающем для пласта давление гидравлического разрыва пласта, и в данном случае вязкость жидкого носителя в отсутствие волокон необязательно могла бы быть недостаточной для предотвращения осаждения расклинивающего наполнителя в трещине перед смыканием трещины после прекращения нагнетания.
Подходящие волокна выбирают из замещенных и незамещенных лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими звеньями, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту либо гидроксикарбоновую кислоту, и сополимеров молочной кислоты с другими звеньями, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту либо гидроксикарбоновую кислоту, и смесей данных соединений.
Обычно волокна характеризуются длиной в диапазоне от около 2 до около 25 мм, предпочтительно от около 3 до около 18 мм. Обычно волокна характеризуются величиной денье в диапазоне от около 0,1 до около 20, предпочтительно от около 0,15 до около 6. Волокна разлагаются при температуре в пласте за промежуток времени около от 4 ч до 100 дней.
В одном варианте осуществления жидкий носитель содержит полимер, сшитый при использовании бората. Полимером может быть гуаровая смола при концентрации от около 1,92 г/л (около 16 фунт/тысяча галлонов) до около 3,6 г/л (около 30 фунт/тысяча галлонов), предпочтительно от около 1,92 г/л (около 16 фунт/тысяча галлонов) до около 2,88 г/л (около 24 фунт/тысяча галлонов). Жидкий носитель может содержать вещество, регулирующее величину рН, присутствующее в количестве, достаточном для нейтрализации любого количества кислоты, присутствующей в волокнах перед нагнетанием, и для нейтрализации любого количества кислоты, образуемой волокнами перед смыканием трещины. Кислоту нейтрализуют, например, до степени, достаточной для сохраняя величины вязкости флюида в присутствии волокон, превышающей около 75 сПз, при скорости сдвига, равной 100 с-1, при температуре пласта. Вещество, регулирующее рН, выбирают из аминов либо солей щелочно-земельных металлов, аммония и щелочных металлов, таких как сесквикарбонаты, карбонаты, гидроксиды, оксиды, бикарбонаты либо органические карбоксилаты, например, аминов, таких как триэтаноламин либо тетраэтиленпентаамин. Боратный сшиватель представляет собой борную кислоту либо декагидрат тетрабората натрия. Жидкость необязательно также содержит замедлитель сшивания, например сорбит.
В другом варианте осуществления жидкий носитель содержит полимер, например карбоксиметилгидроксипропилгуар, сшитый цирконатом. Концентрация полимера находится в диапазоне от около 2,64 г/л (около 22 фунт/тысяча галлонов) до около 3,6 г/л (около 30 фунт/тысяча галлонов). Цирконатным сшивателем, например, является лактат циркония. Жидкость необязательно содержит стабилизатор геля, например тиосульфат натрия.
В еще одном варианте осуществления жидкость может содержать разжижитель.
А в дополнительных вариантах осуществления жидкий носитель можно загущать при использовании вязкоупругого поверхностно-активного вещества, например цвиттер-ионного поверхностноактивного вещества, например бетаина, либо амидоаминоксида. И в следующих дополнительных вариантах осуществления жидкий носитель может представлять собой эмульсию, может быть вспененным либо активированным, или же может быть раствором диутана, ксантана, склероглюкана либо гидрокси
- 2 009171 этилцеллюлозы.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 демонстрирует скорость разложения волокна, использованного в изобретении, в зависимости от температуры;
фиг. 2 - вязкости нескольких жидкостей, из которых некоторые являются подходящими для изобретения, а некоторые таковыми не являются, в зависимости от времени при нескольких температурах.
Подробное описание изобретения
Заявители обнаружили, что подходящие волокна могут оказывать содействие в транспортировании, суспендировании и размещении расклинивающего наполнителя при гидравлическом разрыве пласта и формовании гравийной набивки, а после этого разлагаться для сведения к минимуму либо устранения присутствия волокон в набивке из расклинивающего наполнителя без высвобождения продуктов разложения, которые либо а) вступают во взаимодействие с определенными многовалентными ионами, присутствующими в трещинной воде либо в жидком носителе для гравийной набивки либо пластовой воде, с образованием веществ, которые препятствовали бы притоку флюидов, либо Ь) уменьшают способность во всех других отношениях подходящих сшитых металлом полимеров, увеличивать вязкость жидкого носителя. Заявители будут обращаться к системе, в которой подходящие волокна и жидкость, вязкость которого увеличивают при использовании подходящей системы, содержащей сшитый металлом полимер, используют для суспендирования и транспортирования расклинивающего наполнителя в качестве системы «волокно/полимерный загуститель» либо системы «ВПЗ».
Систему ВПЗ, в первую очередь, будут описывать в связи с гидравлическим разрывом пласта, но она также является подходящей и для формирования гравийной набивки либо для разрыва пласта и формирования гравийной набивки в одной операции (называемой, например, обработками с гидравлическим разрывом пласта с установкой сетчатого фильтра, гидравлическим разрывом пласта и установкой сетчатого фильтра, гидравлическим разрывом пласта при установке сетчатого фильтра, обработками §НтРас или же с использованием других наименований), что также широко используется для интенсификации притока при добыче углеводородов, воды и других флюидов из подземных пластов. Данные операции включают закачивание суспензии «расклинивающего наполнителя» (природных либо синтетических материалов, которые удерживают трещину разомкнутой после того, как она будет сформирована) при гидравлическом разрыве пласта либо «гравия» при формировании гравийной набивки. В пластах, характеризующихся низкой проницаемостью, цель проведения гидравлического разрыва пласта в общем случае заключается в формировании длинных трещин с высоким значением площади поверхности, которые обеспечат значительное увеличение размеров канала для притока флюидов из пласта в буровую скважину. В пластах, характеризующихся высокой проницаемостью, цель проведения обработки в виде гидравлического разрыва пласта обычно заключается в создании короткой, широкой трещины с высокой проводимостью для того, чтобы обойти повреждения в призабойной зоне скважины, произведенные в результате бурения и/или заканчивания, что обеспечивало бы хорошее сообщение через флюид между породой и буровой скважиной, а также увеличивало бы площадь поверхности, доступную для флюидов при притоке в буровую скважину. Гравий также представляет собой природный либо синтетический материал, который может быть идентичным расклинивающему наполнителю либо отличаться от него. Гравийную набивку используют для борьбы с «пескопроявлением». Песок представляет собой наименование, даваемое частицам любого материала, такого как глины, из пласта, которые могут уноситься в эксплуатационное оборудование. Формирование гравийной набивки представляет собой способ борьбы с пескопроявлением, используемый для предотвращения добычи пластового песка, при котором в буровую скважину помещают, например, стальную сетку, а окружающее кольцевое пространство набивают готовым гравием со специфическим размером, рассчитанным для предотвращения прохождения пластового песка, который может засорять подземное либо наземное оборудование и уменьшать приток. Основным назначением гравийной набивки является стабилизация пласта при одновременном оказании минимального негативного воздействия на производительность скважины. Иногда гравийную набивку формируют и без сетки. Пласты, характеризующиеся высокой проницаемостью, зачастую являются плохо консолидированными, так что борьба с пескопроявлением будет необходима; они также могут быть и повреждены, так что необходим будет также и разрыв пласта. Поэтому, обработки в виде гидравлического разрыва пласта, при которых желательным является формирование коротких, широких трещин, зачастую комбинируют в одной непрерывной операции («гидравлический разрыв пласта с установкой сетчатого фильтра») с формированием гравийной набивки. Для простоты в последующем изложении можно обращаться к любой одной стадии в одной операции (гидравлический разрыв пласта с установкой сетчатого фильтра), такой как гидравлический разрыв пласта, разрыв пласта и формирование гравийной набивки.
Система ВПЗ является в особенности подходящей для проведения разрыва пласта в газовых скважинах с низкой проницаемостью, которые обычно представляют собой среды, характеризующиеся низкой проницаемостью и длительными временами смыкания трещины; в таких случаях трещина может оставаться разомкнутой в течение часов после прекращения нагнетания, и в жидком носителе может произойти разжижение, и суспендирования расклинивающего наполнителя больше не произойдет. Система ВПЗ делает возможной меньшую загрузку полимера, уменьшенный рост высоты трещины (вследствие
- 3 009171 меньшей вязкости, которую можно использовать), уменьшенное осаждение расклинивающего наполнителя и увеличенную остаточную проницаемость (улучшенную проводимость безразмерной трещины), из которых все данные характеристики в результате приводят к улучшению дебита скважины. Система ВПЗ является также в особенности подходящей для формирования гравийной набивки, когда используют плотные рассолы, которые содержат высокие концентрации ионов кальция либо других ионов, которые будут выпадать в осадок совместно с продуктами разложения других разлагающихся волокон, (например, вплоть до 12000 ч./млн. кальция). В особенности подходящей она являлась бы также и в ситуациях, в которых погребенная вода, приток которой будет происходить в трещину после проведения обработки, будет характеризоваться высокими концентрациями таких ионов, как кальций и магний.
Некоторые волокна, ранее использованные для транспортирования, суспендирования и размещения расклинивающего наполнителя, такие как из полиэтилентерефталата, разлагаются с образованием побочных продуктов, которые могут осаждать соли в присутствии избыточных количеств кальция либо магния в погребенной воде. В случае других волокон можно провести профилактические меры, такие как нижеследующие, но не ограничиваясь только ими, закачивание предварительной жидкости разрыва без расклинивающих наполнителей и/или закачивание кислоты либо хелатообразующего растворителя, адсорбция либо абсорбция подходящего хелатообразователя на или в волокне, или же включение в жидкость ингибиторов осаждения либо ионов акцепторов металлов, которые предотвращают осаждение. При использовании волокон системы ВПЗ отсев данных катионов в погребенной воде и использование данных профилактических либо корректирующих мероприятий необходимыми не являются.
Ранее применявшиеся обработки с использованием волокон для содействия транспортированию расклинивающего наполнителя, иногда называемые обработками с «транспортированием с помощью волокон», обычно представляли собой обработки с использованием реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения (также называемые гидравлическим разрывом пласта с применением загущенной воды в качестве рабочей жидкости) (при минимальном количестве расклинивающего наполнителя и вязкости жидкости, например, равной только около 3 сПз) в противоположность обычно проводимым обработкам с использованием жидких носителей, содержащих сшитый полимер, которые обычно характеризуются вязкостями, по меньшей мере, равными 100 сПз, а обычно намного большими. В настоящее время обнаружили, что обработки при наличии в жидкости волокон будут улучшены, если будут использовать жидкие носители, содержащие низкие концентрации сшитого полимера, например, характеризующиеся вязкостью, равной, по меньшей мере, около 50 сПз, предпочтительно, по меньшей мере, около 75 сПз, (при 100 с-1) при температуре, при которой жидкость используют, в особенности, в более жестких породах, обычно встречающихся в газовых коллекторах, характеризующихся малой проницаемостью, в которых более высокая вязкость приводит к увеличению ширины трещины. Система ВПЗ устраняет связь между свойствами жидкости транспортировать расклинивающий наполнитель и вязкостью жидкости. Она делает возможной намного меньшую загрузку полимера, используемую для обеспечения размещения расклинивающего наполнителя без ущерба для покрытия расклинивающим наполнителем; это означает меньшую возможность нежелательного роста высоты трещины и уменьшенное повреждение трещины, обусловленное присутствием полимера либо сшитого полимера. Требуемая вязкость зависит от таких факторов, как жесткость породы; количество, тип, размер и жесткость волокон; скорость и продолжительность закачивания; и только в некоторой степени размер, концентрация и плотность расклинивающего наполнителя. Требуемую вязкость можно определить в результате проведения математического моделирования либо при помощи экспериментов, таких как те, которые называются экспериментами с течением через щелевое отверстие, известными в промышленности. Такие определения могут провести компании промыслового обслуживания и компании по проверке контрактов.
Материалы, подходящие для получения волокон изобретения, включают замещенные и незамещенные лактид, гликолид, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, сополимер полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимер гликолевой кислоты с другими звеньями, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту либо гидроксикарбоновую кислоту, сополимер молочной кислоты с другими звеньями, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту либо гидроксикарбоновую кислоту, или же смесей предшествующих соединений. Все другие соединения, подходящие для использования, представляют собой те полимеры гидроксиуксусной кислоты (гликолевой кислоты) с самой собой или же другими звеньями, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту либо гидроксикарбоновую кислоту, которые описываются в патентах США №№ 4848467; 4957165; и 4986355, из которых все три включаются в настоящий документ для справки. Соединения, подходящие для получения волокон изобретения, также описываются в публикациях патентных заявок США №№ 2003/002195 и 2004/0152 601, из которых обе включаются в настоящий документ в качестве ссылки и переуступаются правообладателю настоящей заявки. Могут быть использованы и другие полимеры, например, те, которые разлагаются при других температурах либо других значениях показателя рН, или же те, которые характеризуются другой химической совместимостью, например поливиниловый спирт, возможно с соответствующим подбором жидкого носителя.
Материалами, превосходными для получения волокон изобретения, являются твердые циклические димеры либо твердые полимеры определенных органических кислот, которые гидролизуются в извест
- 4 009171 ных и регулируемых условиях температуры, времени и показателя рН; продуктами разложения являются органические кислоты. Одним примером подходящего материала является твердый циклический димер молочной кислоты (известный под названием «лактид»), имеющий температуру плавления в диапазоне 95 до 125°С (в зависимости от оптической активности). Еще одним является полимер молочной кислоты (иногда называемый полимолочной кислотой (либо «ПМК») либо полилактатом либо полилактидом). Еще одним примером является твердый циклический димер гликолевой кислоты (известный под названием «гликолид»), который имеет температуру плавления, около 86°С. И еще одним примером является полимер гликолевой кислоты (гидроксиуксусной кислоты), также известный под названием полигликолевая кислота («ПГК») либо полигликолид. Еще одним примером является сополимер молочной кислоты и гликолевой кислоты. Данные полимеры и сополимеры являются сложными полиэфирами. В общем случае циклические димеры полимеризуют и получают конечный полимер, из которого изготавливают волокна, но в случае низкотемпературных операций волокно можно получать непосредственно из твердых циклических димеров. Коммерчески доступные материалы непосредственно после получения могут содержать некоторое количество свободной кислоты, например, вплоть до около 5%, и некоторое количество растворителя, обычно воды.
Компания ЫаШгеУогкк ЕЬС, Миннетонка, Миннесота, США, принадлежащая компании СагдШ 1пс., Миннеаполис, Миннесота, США, производит твердый циклический димер молочной кислоты, называемый «лактидом», и из него производит полимеры молочной кислоты или полилактаты, характеризующиеся различными молекулярными массами и степенями кристалличности, имеющие родовое торговое наименование ЫаШгеУогкк™ РЬА. Наиболее часто ПМК, доступные в настоящее время от компании ЫаШгеУогкк, характеризуются молекулярными массами, вплоть до около 100000, хотя в вариантах осуществления изобретения возможно использование любого полилактида (полученного по любому способу и любым производителем), и в вариантах осуществления изобретения возможно использование материала с любой молекулярной массой и с любой степенью кристалличности. Полимеры ПМК являются твердыми при комнатной температуре и гидролизуются под действием воды с образованием молочной кислоты. Материалы, доступные от компании ЫаШгеУогкк, обычно имеют температуры плавления кристаллов около 120 до около 170°С, но можно получить и другие. Поли(й,1-лактид) доступен от компании Вю-1пущог. Пекин и Тайвань, и имеет молекулярные массы, доходящие вплоть до 500000. Компания Вю1пущог также поставляет и полигликолевую кислоту (также известную под названием полигликолид) и различные сополимеры молочной кислоты и гликолевой кислоты, зачастую называемые «полиглактин» либо сополимер поли(лактид-гликолид). Скорости реакций гидролиза для всех данных соединений определяют, помимо других факторов, молекулярная масса, степень кристалличности (соотношение количеств кристаллического и аморфного материалов), внешний вид (размер и форма твердой частицы), а в случае полилактида количества двух оптических изомеров. (Встречающийся в природе 1-лактид образует частично кристаллические полимеры; синтетический й1-лактид образует аморфные полимеры.) Аморфные области являются более подверженными гидролизу по сравнению с кристаллическими областями. Меньшая молекулярная масса, меньшая степень кристалличности и большее соотношение между поверхностью и массой - все это - в результате приведет к более быстрому протеканию гидролиза. Протекание гидролиза ускоряется в результате повышения температуры, добавления кислоты либо основания или добавления соединения, которое вступает в реакцию с продуктом (продуктами) гидролиза.
Гомополимеры могут быть более кристаллическими; сополимеры скорее является аморфными, если только они не являются блок-сополимерами. Величину степени кристалличности можно регулировать при помощи способа получения гомополимеров и при помощи способа получения и соотношения и распределения лактида и гликолида для сополимеров. Полигликолид может быть получен в пористой форме. Некоторые из волокон растворяются в воде очень медленно перед протеканием их гидролиза.
На волокна изобретения можно нанести покрытие для замедления гидролиза. Подходящие нанесенные покрытия включают поликапролат (сополимер гликолида и эпсилон-капролактона) и стеарат кальция, оба из которых являются гидрофобными. Сам поликапролат гидролизуется медленно. Генерация гидрофобного слоя на поверхности материалов у волокон изобретения каким бы то ни было образом приводит к замедлению гидролиза. Следует обратить внимание на то, что нанесение покрытия в данном случае может обозначать инкапсулирование либо просто изменение поверхности в результате проведения химической реакции или же в результате формирования либо добавления тонкой пленки еще одного материала, например масла. Разложения не происходит до тех пор, пока вода не вступит в контакт с материалами волокон.
Волокна подвергаются самодеструкции на месте, то есть в том месте, куда их помещают. Несмотря на то, что обычно это набивка из расклинивающего наполнителя в трещине, данным местом также может быть и часть суспензии, находящаяся в буровой скважине, в перфорационных каналах, в гравийной набивке, в качестве компонента фильтрационной корки на стенках буровой скважины либо трещины или же в природных трещинах либо пустотах в пласте. Систему волокно/полимерный загуститель можно использовать в карбонатных горных породах и песчаниках. Особенное преимущество данных материалов заключается в том, что волокна изобретения и образованные кислоты являются нетоксичными и
- 5 009171 биоразлагаемыми.
Подходящие волокна имеют длину, равную около 2-25 мм, предпочтительно около 3-18 мм, наиболее предпочтительно около 6 мм; величину денье, равную около 0,1-20, предпочтительно около 0,15-6, наиболее предпочтительно около 1,4. Такие волокна являются оптимальными для транспортировки частиц.
Полимеры, подходящие для получения сшитых металлом полимерных загустителей, включают, например, полисахариды, такие как замещенные галактоманнаны, такие как гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, образованные из сахаров маннозы и галактозы, либо производные гуаровой смолы, такие как гидроксипропилгуар (ГПГ), карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГПГ) и карбоксиметилгуар (КМГ), гидрофобно модифицированные гуарсодержащие соединения, и синтетические полимеры. Для увеличения эффективной молекулярной массы полимера и придания ему большей пригодности для использования в высокотемпературных скважинах обычно используют сшивающие агенты на основе комплексов бора, титана, циркония либо алюминия.
Другие подходящие классы эффективных растворимых в воде полимеров (при том условии, что конкретные выбранные примеры будут совместимыми с волокнами изобретения) включают поливинильные полимеры, полиметакриламиды, простые эфиры целлюлозы, лигносульфонаты и их соли, содержащие аммоний, щелочной металл и щелочно-земельный металл. Более конкретные примеры других типичных растворимых в воде полимеров представляют собой сополимеры акриловой кислотыакриламида, сополимеры акриловой кислоты-метакриламида, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, частично гидролизованные полиметакриламиды, поливиниловый спирт, поливинилацетат, полиалкиленоксиды, карбоксицеллюлозы, карбоксиалкилгидроксиэтилцеллюлозы, гидроксиэтилцеллюлозу, другие галактоманнаны, гетерополисахариды, полученные в результате ферментации сахара, образованного из крахмала, (например, ксантановую камедь) и их соли, содержащие аммоний и щелочной металл.
В меньшей степени используют производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ) либо гидроксипропилцеллюлозу (ГПЦ), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу (КМГЭЦ) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), содержащие либо не содержащие сшивающих агентов. Как было показано, три биополимера ксантан, диутан и склероглюкан - обладают превосходной способностью суспендировать расклинивающий наполнитель, даже несмотря на то, что они являются более дорогими по стоимости по сравнению с гуаровыми производными и поэтому использовались менее часто, если только их нельзя было использовать в меньших концентрациях.
Можно использовать линейные (не сшитые) полимерные системы, но в общем случае они не будут являться предпочтительными, поскольку для них будет требоваться большее количество полимера. Можно использовать все сшитые полимерные системы, в том числе, например, содержащие замедлители, оптимизированные для высокой температуры, оптимизированные для использования вместе с морской водой, буферированные при различных значениях показателя рН и оптимизированные для низкой температуры. Может быть использован любой сшивающий агент, например бор, титан и цирконий. Подходящие системы, содержащие полимеры, сшитые при использовании бора, включают в порядке не ограничивающего примера гуар и замещенные гуара, сшитые при использовании борной кислоты, тетрабората натрия и инкапсулированных боратов; боратные сшивающие агенты можно использовать вместе с буферами и веществами, регулирующими значение показателя рН, такими как гидроксид натрия, оксид магния, сесквикарбонат натрия и карбонат натрия, амины (такие как гидроксиалкиламины, анилины, пиридины, пиримидины, хинолины и пирролидины, и карбоксилаты, такие как ацетаты и оксалаты), и вместе с замедлителями, такими как сорбит, альдегиды и глюконат натрия. Подходящие системы, содержащие сшитые цирконием полимеры, включают в порядке не ограничивающего примера те системы, которые сшиты при использовании лактатов циркония (например, лактата натрия-циркония), триэтаноламинов, 2,2'-иминодиэтанола и при использовании смесей данных лигандов с включением бикарбоната в случае проведения регулировок. Подходящие титанаты включают в порядке не ограничивающего примера лактаты и триэтаноламины и смеси, например, при наличии такого замедлителя, как гидроксиуксусная кислота. Могут быть использованы либо включены и любые другие химические добавки при том условии, что они будут проверены на совместимость с волокнами и продуктами разложения волокон изобретения (ни волокна, ни их продукты разложения, ни химические реактивы в жидкостях не оказывают негативного влияния на эффективность друг друга либо на жидкости, с которыми можно встретиться во время проведения работ, подобные погребенной воде либо промывочным жидкостям). Например, некоторые из стандартных сшивателей либо полимеров в виде концентратов обычно содержат такие соединения, как изопропанол, н-пропанол, метанол либо дизельное топливо.
Поскольку волокна разлагаются с высвобождением кислоты, то особенно предпочтительными являются две системы, содержащие сшитые металлом полимеры. Данные предпочтительные жидкости являются относительно нечувствительными к высвобождению кислоты, которое сопровождает разложение волокон. (Можно использовать и другие жидкости, в особенности, в мягких условиях либо для проведения кратковременных обработок, но они могут оказаться менее стабильными). Предпочтительные жидкости, сшитые при использовании боратов, первоначально характеризуются высоким значением показа
- 6 009171 теля рН, например, превышающим около 11,5. Разложение для 3,6 г/л (30 фунт/тысяча галлонов) волокон будет приводить к уменьшению величины показателя рН, например, до величины в диапазоне около от 9 до 9,5. При данном значении показателя рН боратные жидкости все еще являются сшитыми. Однако, если рН понизится до величины, меньшей около 9, жидкость начнет разжижаться. Наоборот, скорость разрушения ПМК будет наименьшая при рН около 5; она увеличивается при меньших и больших значениях показателя рН, возрастая в большей степени при больших значениях показателя рН, чем при меньших. Волокно, описанное в примере 1, приведенном далее, характеризуется ожидаемым временем жизни внутри скважины в диапазоне от около 5 до 6 ч при рН от 6 до 7 при 121°С (250°Р); от около 3 до 4 ч при рН около 10, при данной температуре; и от около 2 до 3 ч при рН около 12, при данной температуре. При величине показателя рН около 12 волокно характеризуется ожидаемым временем жизни внутри скважины в диапазоне от около 5 до 6 ч при 104°С (220°Р) и около от 15 до 18 ч около при 93°С (200°Р). При температуре пласта волокна предпочтительно разлагаются за время от около 4 ч до около 100 дней. Триэтаноламин стабилизирует жидкости по отношению к кислоте, высвобождаемой из волокон, вплоть до концентрации, около равной 2 галлон/тысяча галлонов для 85%-ного раствора триэтаноламина в воде. Еще одна причина того, почему данные жидкости являются предпочтительными, заключается в том, что лучше использовать жидкости, содержащие замедлитель вместе с волокнами, поскольку диспергирование волокон в воде происходит лучше до сшивания.
Первая предпочтительная система, содержащая полимер, сшитый при использовании металла, представляет собой гуар, сшитый бором, предназначенный для проведения замедленного сшивания и оптимизированную для низких концентраций гуара. Ее получают, например, при использовании гуара либо суспензии гуара, борной кислоты, твердого либо концентрированного гидроксида натрия и сорбита в качестве стабилизатора/замедлителя; она может содержать стабилизаторы глин, такие как хлорид калия либо хлорид тетраметиламмония, дополнительные стабилизаторы, такие как тиосульфат натрия (обычно полученный в виде пентагидрата) и триэтаноламин, бактерициды, разжижители и вещества, способствующие действию разжижителя. В особенности предпочтительный пример данной жидкости, используемый, например, при температурах, меньших около 110°С (около 230°Р), получают при использовании около 2,16 г/л (18 фунт/тысяча галлонов либо фунтов на тысячу галлонов) гуара; 2 л/1000 л (2 галлон/тысяча галлонов) 50%-ного раствора хлорида тетраметиламмония в воде; 1 л/1000 л (1 галлон/тысяча галлонов) неэмульгатора, содержащего около от 30 до 50% смеси алкоксилированных полиолов, смол и углеводородных растворителей в метаноле, пропан-2-оле и ксилоле; 2 л/1000 л (2 галлон/тысяча галлонов) поверхностно-активного вещества, содержащего смесь в виде около 15%-ного раствора этоксилированных Сц-С15 линейных и разветвленных спиртов в воде, изопропаноле и этиленгликольмонобутиловом эфире; 0,74 г/л (6,21 фунт/тысяча галлонов) борной кислоты; 1,74 г/л (14,52 фунт/тысяча галлонов) каустической соды; 2 л/1000 л (2 галлон/тысяча галлонов) 85%-ного раствора триэтаноламина в воде; и 2 л/1000 л (2 галлон/тысяча галлонов) 48 %-ного раствора б-сорбита (замедлитель) в воде. Необязательно жидкость также может содержать и разжижитель, такой как нижеследующие, но не ограничиваясь только ими, персульфат аммония либо бромат натрия. Данный состав, например, используют при концентрации гуара от около 1,92 г/л (около 16 фунт/тысяча галлонов) до около 3,6 г/л (около 30 фунт/тысяча галлонов) при перечисленных выше количествах добавок; предпочтительно, например, при концентрациях, доходящих до около 2,88 г/л (около 24 фунт/тысяча галлонов) при содержании от 1 до 2 л/1000 л (от 1 до 2 галлон/тысяча галлонов) 50%-ного раствора хлорида тетраметиламмония в воде; 0-1 л/1000 л (0-1 галлон/тысяча галлонов) описанного ранее поверхностно-активного вещества; 1-2 л/1000 л (1-2 галлон/тысяча галлонов) описанного ранее неэмульгатора; 0,74 г/л (6,21 фунт/тысяча галлонов) борной кислоты; 1,74 г/л (14,52 фунт/тысяча галлонов) каустической соды; 0-2 л/1000 л (0-2 галлон/тысяча галлонов) 85%-ного раствора триэтаноламина в воде; и 1-3 л/1000 л (1-3 галлон/тысяча галлонов) 48%-ного раствора б-сорбита в воде.
Вторая предпочтительная система, содержащая полимер, сшитый при использовании металла, представляет собой карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГПГ), сшитый при использовании циркония, который является в особенности подходящим, например, при температурах в диапазоне от около 79°С (около 175°Р) до около 121°С (около 250°Р), в частности, превышающих около 110°С (около 230°Р). Данную жидкость получают, например, при использовании около 2,64 г/л (около 22 фунт/тысяча галлонов) карбоксиметилгидроксипропилгуара и около 20 г/л (167 фунт/тысяча галлонов) КС1; 4 л/1000 л (4 галлон/тысяча галлонов) 30%-ного раствора тиосульфата натрия в воде (стабилизатора геля); 0,1 л/1000 л (0,1 галлон/тысяча галлонов) раствора в воде, содержащего 75% уксусной кислоты и 14% пропан-2-ола; и 0,52 л/1000 л (0,52 галлон/тысяча галлонов) 23%-ного раствора лактата циркония (сшивающий агент) в водном растворе метанола (14%). Данный состав, например, используют при концентрации карбоксиметилгидросипропилгуара от около 2,64 г/л (около 22 фунт/тысяча галлонов) до около 3,6 г/л (около 30 фунт/тысяча галлонов) при содержании, например, около от 20 до 50 г/л (около 167-417 фунт/тысяча галлонов) КС1; около 2-7 л/1000 л (2-7 галлон/тысяча галлонов) 30%-ного раствора тиосульфата натрия в воде; около от 0,1 до 0,12 л/1000 л (от 0,1 до 0,12 галлон/тысяча галлонов) раствора в воде, содержащего 75% уксусной кислоты и 14% пропан-2-ола; и от 0,45 до 0,65 л/1000 л (от 0,45 до 0,65 галлон/тысяча гал
- 7 009171 лонов) 23%-ного раствора лактата циркония в водном растворе метанола (14%); предпочтительно при около 3,00 г/л (около 25 фунт/тысяча галлонов) при содержании 2 0 г/л (167 фунт/тысяча галлонов) КС1; 4 л/1000 л (4 галлон/тысяча галлонов) 30%-ного раствора тиосульфата натрия в воде; 0,12 л/1000 л (0,12 галлон/тысяча галлонов) раствора в воде, содержащего 75% уксусной кислоты и 14% пропан-2-ола; и 0,52 л/1000 л (0,52 галлон/тысяча галлонов) 23%-ного раствора лактата циркония в водном растворе метанола (14%).
Предпочтительная концентрация волокна составляет 2,40 г/л (20 фунт/тысяча галлонов) для загрузок расклинивающего наполнителя (от 0,12 до 0,36 кг/л) (от 1 до 3 фунт расклинивающего наполнителя/галлон жидкости); 3,59 г/л (30 фунт/тысяча галлонов) для загрузок расклинивающего наполнителя от 0,36 до 0,6 кг/л (от 3 до 5 фунт расклинивающего наполнителя/галлон жидкости); и 4,80 г/л (40 фунт/тысяча галлонов) для загрузок расклинивающего наполнителя, превышающих 0,6 кг/л (5 фунт расклинивающего наполнителя/галлон жидкости). В общем случае концентрации волокна линейно изменяются в соответствии с концентрациями расклинивающего наполнителя. Предпочтительная жидкость, содержащая сшитый полимер, (например, те, которые были описаны непосредственно перед этим) продемонстрирована в приведенной ниже табл. 1.
Таблица 1
| Температура (°С) | Концентрация волокна, г/л | ||
| 2, 40 | 3, 59 | 7, 19 | |
| Концентрация геля, | г/л | ||
| <93 | 2,16 | 2,16 | 2,16 |
| гуар | гуар | гуар | |
| 104 | 2, 16 | 2,16 | 2, 64 |
| гуар | гуар | гуар | |
| 110 | 2, 64 | 2, 88 | 2, 88 |
| гуар | гуар | гуар | |
| 115,5 | 2,64 КМГПГ | 2,64 КМГПГ | 2,64 КМГПГ |
| 121 | 3,00 КМГПГ | 3,00 КМГПГ | 3,00 КМГПГ |
При использовании данных концентраций расклинивающего наполнителя, полимера и волокна устойчивость жидкости будет достаточно высокой, а осаждение расклинивающего наполнителя будет достаточно медленным, что обеспечит превосходную проводимость трещины.
Как и в случае с системами, содержащими сшитые металлом полимеры, также можно воспользоваться любыми жидкими системами, содержащими вязкоупругое поверхностно-активное вещество, (такими как жидкие системы, содержащие катионное, амфотерное, анионное, неионное, смешанное и цвиттер-ионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, в особенности, жидкие системы, содержащие цвиттер-ионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество бетаин, либо жидкие системы, содержащие поверхностно-активное вещество амидоаминоксид) при том условии, что они будут проверены на совместимость с волокнами и продуктами разложения волокна изобретения, (ни волокна, ни их продукты разложения, ни химические реактивы в жидкостях не оказывают негативного влияния на эффективность друг друга либо на жидкости, с которыми можно встретиться во время проведения работ, подобные погребенной воде либо промывочным жидкостям). Не ограничивающие подходящие примеры включают те из них, которые описываются в патентах США 5551516; 5964295; 5979555; 5979557; 6140277; 6258859 и 6509301, из которых все включаются в настоящий документ в качестве ссылки.
Как уже упоминалось, продукты разложения волокон представляют собой природные разжижители для загустителей, в особенности, для полимеров, сшитых при использовании бора, и систем, содержащих УЕ8 (вязкоупругое поверхностно-активное вещество), хотя это и не является основным фактором вследствие низких загрузок полимера и потому, что системы, содержащие УЕ8, являются легко разжижаемыми.
Возможно использование любого расклинивающего наполнителя (гравия) при том условии, что он будет совместим с волокнами, пластом, рабочей жидкостью и желательными результатами проведения обработки. Такие расклинивающие наполнители (гравии) могут быть природными либо синтетическими (в том числе нижеследующими, но не ограничиваясь только ими: стеклянная дробь, керамические шайбы, песок и боксит), имеющими покрытия либо содержащими химические реактивы; возможно использование более одного из них, последовательно или же в виде смесей различных размеров либо различных материалов. На расклинивающий наполнитель может быть нанесено покрытие из смолы, предпочтительно нанесено покрытие из предварительно отвержденной смолы, при том условии, что смола и любые
- 8 009171 другие химические реактивы, которые могут высвобождаться из нанесенного покрытия либо вступать в контакт с другими химическими реактивами изобретения, будут с ними совместимы. Расклинивающие наполнители и гравий в случае одних и тех же либо различных скважин или же обработок могут быть одним и тем же материалом и/или иметь один и тот же размер, и термин «расклинивающий наполнитель» предполагает включение в данное обсуждение гравия. В общем случае используемый расклинивающий наполнитель будет представлять собой материал, размеры частиц которого характеризуются средним размером частиц в диапазоне от около 0,15 до около 2,39 мм (около от 8 до около 100 меш США), говоря более конкретно, нижеследующим, но не ограничиваясь только им, от 0,25 до 0,43 мм (40/60 меш), от 0,43 до 0,84 мм (20/40 меш), от 0,84 до 1,19 мм (16/20), от 0,84 до 1,68 мм (12/20 меш) и от 0,84 до 2,39 мм (8/20 меш). Обычно расклинивающий наполнитель будет присутствовать в суспензии с концентрацией в диапазоне от около 0,12 до около 0,96 кг/л, предпочтительно от около 0,12 до около 0,72 кг/л (от около 1 фунт расклинивающего наполнителя/галлон жидкости до около 8 фунт расклинивающего наполнителя/галлон жидкости, например, от около 0,12 до около 0,54 кг/л, от 1 до около 6 фунт расклинивающего наполнителя/галлон жидкости). (Фунт расклинивающего наполнителя/галлон жидкости представляет собой «фунты добавленного расклинивающего наполнителя» на один галлон жидкости).
Наиболее часто волокно перемешивают с суспензией расклинивающего наполнителя в жидкости, содержащей сшитый полимер, тем же самым способом и при использовании того же самого оборудования, что и используемые для волокон, применяемых для борьбы с пескопроявлением и для предотвращения возникновения обратного притока расклинивающего наполнителя, например нижеследующими, но не ограничиваясь только ими: по способу, описанному в патенте США № 5667012. При разрыве пласта для транспортирования, суспендирования и размещения расклинивающего наполнителя волокна обычно используют совместно с жидкостями, содержащими расклинивающий наполнитель либо гравий, и обычно не используют совместно с жидкостями разрыва без расклинивающих наполнителей, промывочными жидкостями и тому подобным.
Также необязательно рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта может содержать материалы, предназначенные для ограничения обратного притока расклинивающего наполнителя после того, как операция разрыва пласта будет полностью завершена вследствие образования пористой набивки в зоне разрыва. Такие материалы могут быть любыми известными из уровня техники, такими как другие волокна, такие как стекловолокна, доступные от компании 8сЫитЬегдег под торговым наименованием ΡτορΝΕΤ™ (например, патент США № 5501275). Примеры ингибиторов обратного притока расклинивающего наполнителя включают волокна либо пластинки новолоидных либо относящихся к типу новолоидных полимеров (патент США № 5782300). Таким образом, система ВПЗ может содержать второе волокно, например, неразлагающееся либо разлагающееся только при повышенной температуре, присутствующее, в первую очередь, для содействия предотвращению возникновения обратного потока расклинивающего наполнителя. Система ВПЗ также может содержать еще одно волокно, такое как полиэтилентерефталатное волокно, которое также оптимизируют для содействия транспортированию, суспендированию и размещению расклинивающего наполнителя, но которое характеризуется более высокой температурой разложения и будет осаждать кальций и магний, если не провести профилактических мероприятий. Как уже упоминалось, для других волокон можно проводить соответствующие профилактические мероприятия, такие как нижеследующие, но не ограничиваясь только ими: закачивание предварительной жидкости разрыва без расклинивающих наполнителей и/или закачивание кислоты либо хелатообразующего растворителя, адсорбция либо абсорбция подходящего хелатообразователя на либо в волокне или же включение в жидкость ингибиторов осаждения либо ионов акцепторов металлов, которые предотвращают осаждение.
Несмотря на то, что до данного момента изобретение описывали при использовании жидкостей, содержащих сшитые металлом полимеры, вместе с волокнами, разработанными для транспортирования, суспендирования и размещения расклинивающего наполнителя, также возможно использование и жидких носителей на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Как и в случае с полимерами, преимущества заключаются в том, что возможно использование более низких вязкостей, а, таким образом, и меньшего количества химических веществ, и в том, что продукт разложения волокна представляет собой разжижитель. Жидкие системы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества по своей природе являются системами, не вызывающими ухудшения эксплуатационных характеристик.
Возможно включение любых добавок, обычно используемых при проведении таких обработок, опять-таки при том условии, что они будут совместимыми с другими компонентами и желательными результатами обработки. Такие добавки могут включать нижеследующее, но не ограничиваются только им: антиоксиданты, сшивающие агенты, ингибиторы коррозии, замедлители, биоциды, буферы, добавки для снижения водоотдачи и тому подобное. Подвергаемые обработке буровые скважины могут быть вертикальными, искривляющимися либо горизонтальными.
Заканчивание для них можно провести с обеспечением наличия крепления обсадными трубами и перфорационных каналов либо в виде скважины, не закрепленной обсадными трубами.
В сочетании с системой ВПЗ также возможно использование и других форм жидкостей, иногда ис
- 9 009171 пользуемых совместно с жидкими носителями либо рабочими жидкостями для гидравлического разрыва пласта. Например, жидкий носитель может представлять собой эмульсию, или же он может быть подвергнут вспениванию либо активированию.
Настоящее изобретение может быть дополнительно понято из следующих далее примеров.
Пример 1.
Фиг. 1 демонстрирует скорость разложения для подходящего волокна изобретения - полимолочной кислоты, содержащей около 87 мас.% полилактида, около 12 мас.% воды и около 1 мас.% проклеивающего вещества. Материалом являлся №1Шге\Уогк5™ РЬЛ 6201Ό либо №11иге\Уогк5™ РЬЛ 6202Ό, преобразованные в волокно со средней длиной около от 5,7 до 6,3 мм и массовой величиной делье от около 1,35 до около 1,45. Было обнаружено, что скорость разложения представляла собой около одну и ту же самую величину для 6201Ό и 6202Ό. Можно видеть, что волокно разлагается около в течение 1 дня при 121°С (около 250°Р) и около в течение 2 месяцев при 79,4°С (около 175°Р).
Пример 2.
Вязкости нескольких жидкостей на полимерной основе определяли при различных температурах в виде зависимости от времени при определенной температуре в вискозиметре 50 Фанна. Каждая жидкость содержала 3,60 г/л (30 фунт/тысяча галлонов) тех же самых волокон, что и использованные в примере 1. Жидкости готовили в смесителе ХУаппд; в каждом случае жидкость получали в результате добавления супендированного полимера в воду, гидратации полимера, после этого добавления других добавок, затем добавления к линейному гелю волокон перед стадией сшивания, а после этого добавления сшивающего агента. Специалисты в соответствующей области знают, как получить жидкости, содержащие сшитые металлом полимеры, в лаборатории и в условиях эксплуатации, и они знают о тех модификациях, которые могут быть сделаны (например, предварительное перемешивание определенных компонентов или же использование способов периодического перемешивания либо непрерывного перемешивания) для нижеследующей общей методики. Перед использованием конкретные жидкости необходимо проверить по способу, подобному данному. Эксперименты с жидкостями 1-7 проведены при 93°С (200°Р); жидкость 8 представляла собой ту же самую жидкость, что и жидкость 7, но эксперимент проводили при 107°С (225°Р); жидкость 9 представляла собой ту же самую жидкость, что и жидкость 7, но эксперимент проводили при 121°С (250°Р). Приведенные времена представляли собой времена, по истечении которых жидкости достигали предполагаемой температуры. Жидкостями были нижеследующие:
Жидкость 1: (предпочтительные 2,16 г/л (18 фунт/тысяча галлонов) сшитого боратом гуара изобретения). Жидкость содержала 2,16 г/л гуаровой смолы; 2 л/1000 л 50%-ного раствора хлорида тетраметиламмония в воде; 1 л/1000 л описанного ранее неэмульгатора; 2 л/1000 л поверхностно-активного вещества, содержащего смесь в виде около 15%-ного раствора этоксилированных С11-С15 линейных и разветвленных спиртов в воде, изопропаноле и этиленгликольмонобутиловом эфире; 1,13 г/л (9,4 фунт/тысяча галлонов) й-сорбита; 1,6 л/1000 л 30%-ного раствора гидроксида натрия в воде; и 0,55 г/л (4,6 фунт/тысяча галлонов) борной кислоты.
Жидкость 2: (неподходящие 2,16 г/л (18 фунт/тысяча галлонов) жидкости, содержащей сшитый боратом гуар). Жидкость содержала 2,16 г/л (18 фунт/тысяча галлонов) гуарового полимера; 2% (масс.) КС1 либо 2 л/1000 л хлорида тетраметиламмония; 2 л/1000 л поверхностно-активного вещества, содержащего смесь в виде около 15%-ного раствора этоксилированных С11-С15 линейных и разветвленных спиртов в воде, изопропаноле и этиленгликольмонобутиловом эфире; 1,3 л/1000 л тетрабората натрия (боратного сшивающего агента) в углеводородной суспензии; 4 л/1000 л тиосульфата натрия; 4 л/1000 л 85%-ного раствора триэтаноламина в воде; 2 л/1000 л раствора ΝαΟΗ в воде с концентрацией 30 мас.%; и 2 л/1000 л раствора борной кислоты в воде с концентрацией 0,0 6 кг/л.
Жидкость 3: (неподходящие 3,6 г/л (30 фунт/тысяча галлонов) жидкости, содержащей сшитый боратом гуаровый полимер). Жидкость содержала 3,6 г/л (30 фунт/тысяча галлонов) гуарового полимера; 2 мас.% КС1 либо 2 л/1000 л хлорида тетраметиламмония; 2 л/1000 л поверхностно-активного вещества, содержащего смесь в виде около 15%-ного раствора этоксилированных С11-С15 линейных и разветвленных спиртов в воде, изопропаноле и этиленгликольмонобутиловом эфире; и 3,5 л/1000 л сшивающего агента, содержащего около от 10 до 20% декагидрата тетрабората натрия в смеси глицерина и воды.
Жидкость 4: (подходящие 2,64 г/л (22 фунт/тысяча галлонов) сшитого боратом гуара изобретения). Жидкость содержала 2,64 г/л (22 фунт/тысяча галлонов) гуарового полимера; 2 мас.% КС1 либо 2 л/1000 л хлорида тетраметиламмония; 2 л/1000 л поверхностно-активного вещества, содержащего смесь в виде около 15%-ного раствора этоксидированных С11-С15 линейных и разветвленных спиртов в воде, изопропаноле и этиленгликольмонобутиловом эфире; 2,1 л/1000 л (2,1 галлон/тысяча галлонов) сшивающего агента, содержащего около от 10 до 20% декагидрата тетрабората натрия в смеси глицерина и воды; и 0,4 л/1000 л (0,4 галлон/тысяча галлонов) раствора ΝαΟΗ с концентрацией 3 мас.%.
Жидкость 5: (предпочтительные 2,16 г/л (18 фунт/тысяча галлонов) жидкости изобретения, содержащей сшитый цирконатом КМГПГ). Жидкость содержала 2,16 г/л КМГПГ; 20 г/л хлорида калия; 0,1 л/1000 л (0,1 галлон/тысяча галлонов) раствора в воде, содержащего 75% уксусной кислоты и 14% пропан-2-ола; 2 л/1000 л (2 галлон/тысяча галлонов) 30%-ного раствора тиосульфата натрия в воде; и 0,52
- 10 009171 л/1000 л (0,52 галлон/тысяча галлонов) 23%-ного раствора лактата циркония в водном растворе метанола (14%).
Жидкость 6: (предпочтительные 2,4 г/л (20 фунт/тысяча галлонов) жидкости изобретения, содержащей сшитый цирконатом КМГПГ). Жидкость содержала 2,4 г/л КМГПГ; 20 г/л хлорида калия; 0,1 л/1000 л (0,1 галлон/тысяча галлонов) раствора в воде, содержащего 75% уксусной кислоты и 14% пропан-2-ола; 2 л/1000 л 30%-ного раствора тиосульфата натрия в воде; и 0,52 л/1000 л (0,52 галлон/тысяча галлонов) 23%-ного раствора лактата циркония в водном растворе метанола (14%).
Жидкости 7-9: (предпочтительные 2,64 г/л (22 фунт/тысяча галлонов) жидкости изобретения, содержащей сшитый цирконатом КМГПГ). Жидкость содержала 2,64 г/л КМГПГ; 20 г/л хлорида калия; 0,1 л/1000 л (0,1 галлон/тысяча галлонов) раствора в воде, содержащего 75% уксусной кислоты и 14% пропан-2-ола; 2 л/1000 л (2 галлон/тысяча галлонов) 30%-ного раствора тиосульфата натрия в воде; и 0,52 л/1000 л (0,52 галлон/тысяча галлонов) 23%-ного раствора лактата циркония в водном растворе метанола (14%).
Данные демонстрируют различие между неподходящими, подходящими и предпочтительными жидкостями. Неподходящие жидкости не могут обеспечить достижение либо не могут обеспечить сохранение надлежащей вязкости. Подходящие жидкости обеспечивают достижение подходящей вязкости в течение подходящего периода времени при начальной высокой вязкости. Предпочтительные жидкости обеспечивают только очень медленную потерю вязкости, и, таким образом, для них не требуются высокие начальные вязкости; собственно говоря, в случае таких жидкостей выгодными могут оказаться разжижители. Специалисты в соответствующей области знают подходящие разжижители (такие как нижеследующие, но не ограничиваясь только ими: ферменты либо окислительные разжижители геля) и то, как ими воспользоваться.
Несмотря на то, что способы и композиции изобретения были описаны, в первую очередь, в связи с возбуждением скважин по добыче углеводородов, необходимо понимать, что изобретение можно использовать и в случае скважин для добычи других материалов, таких как вода, гелий и диоксид углерода, и что изобретение также можно использовать и для возбуждения других типов скважин, таких как нагнетательные скважины, скважины для поглощения сточных либо промысловых вод и шахты-хранилища.
Изобретение можно использовать для любого типа скважины, например скважины, закрепленной либо не закрепленной обсадными трубами; пробуренной при использовании бурового раствора на углеводородной основе либо бурового раствора на водной основе; вертикальной, искривляющейся либо горизонтальной; обеспечивающей либо не обеспечивающей борьбу с пескопроявлением так, как при использовании сетчатого фильтра для борьбы с пескопроявлением. До либо после проведения обработки изобретения можно проводить другие обработки, например ингибирование возникновения отложений на стенках оборудования, обработка пласта, задавка, борьба с поглощением бурового раствора, нагнетание буферных жидкостей, выталкивателей, жидкостей для предварительной промывки скважины, жидкостей для завершающей промывки скважины и тому подобное. Обработку изобретения можно реализовать при использовании гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра. Другими словами, химические реактивы, конфигурация, инструменты и тому подобное, используемые при проведении бурения и заканчивания и других обработок до либо после использования изобретения, не являются определяющими моментами при том условии, что любые используемые либо встречающиеся жидкости не будут оказывать негативного влияния на жидкости и материалы, используемые в изобретении; это легко можно проверить при проведении простых лабораторных либо модельных экспериментов, в которых в предполагаемых условиях проводят проверку для потенциальных взаимодействий, обеспечивая отсутствие неблагоприятного влияния.
Claims (13)
1. Способ обработки буровой скважины и пласта, сквозь которую проходит буровая скважина, включающий стадию нагнетания суспензии волокон и расклинивающего наполнителя в вязкий жидкий носитель, где волокна добавляют для улучшения транспортировки, суспендирования и размещения расклинивающего наполнителя, причем используют жидкий носитель, вязкость которого в отсутствие волокон является недостаточной для предотвращения осаждения расклинивающего наполнителя во время транспортирования, а материал волокон выбран таким, что после обработки скважины волокна разлагаются с образованием продуктов, которые не осаждаются в присутствии ионов кальция либо магния.
2. Способ по п.1, в котором стадию нагнетания проводят при давлении, превышающем давление гидравлического разрыва пласта.
3. Способ по п.1 или 2, в котором вязкость жидкого носителя в отсутствие волокон является недостаточной для предотвращения осаждения расклинивающего наполнителя в трещине перед смыканием трещины после прекращения нагнетания.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором материал волокна выбирают из группы, состоящей из замещенных и незамещенных лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими
- 11 009171 звеньями, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту либо гидроксикарбоновую кислоту, сополимеров молочной кислоты с другими звеньями, содержащими гидрокси, карбоновую кислоту либо гидроксикарбоновую кислоту, поливинилового спирта и их смесей.
5. Способ по любому из пп.1-4, в котором волокна имеют длину в диапазоне от 2 до 25 мм, предпочтительно от 3 до 18 мм.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором волокна имеют величину денье от 0,1 до 20, предпочтительно от 0,15 до 6.
7. Способ по любому из пп.1-6, в котором жидкий носитель содержит сшитый боратом полимер.
8. Способ по п.7, в котором концентрация полимера находится в диапазоне от 1,92 г/л (16 фунт/тысяча галлонов) до 3,6 г/л (30 фунт/тысяча галлонов), предпочтительно от 1,92 г/л (16 фунт/тысяча галлонов) до 2,88 г/л (24 фунт/тысяча галлонов).
9. Способ по п.7, в котором жидкий носитель содержит регулирующий величину рН агент, присутствующий в количестве, достаточном для нейтрализации любого количества кислоты, присутствующего в волокнах до нагнетания, и для нейтрализации любого количества кислоты, образуемой волокнами перед смыканием трещины.
10. Способ по любому из пп.1-6, в котором жидкий носитель содержит сшитый цирконатом полимер.
11. Способ по п.10, в котором концентрация полимера находится в диапазоне от 2,64 г/л (22 фунт/тысяча галлонов) до 3,6 г/л (30 фунт/тысяча галлонов).
12. Способ по любому из пп.1-6, в котором жидкий носитель содержит вязкоупругое поверхностноактивное вещество.
13. Способ по п.12, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из бетаина и амидоаминоксида.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/156,966 US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2005-06-20 | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200501597A1 EA200501597A1 (ru) | 2006-12-29 |
| EA009171B1 true EA009171B1 (ru) | 2007-12-28 |
Family
ID=37185708
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200501597A EA009171B1 (ru) | 2005-06-20 | 2005-11-09 | Разлагающиеся волокнистые системы для интенсификации притока |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (5) | US7275596B2 (ru) |
| CN (1) | CN101273183B (ru) |
| AR (1) | AR055338A1 (ru) |
| CA (1) | CA2611769C (ru) |
| EA (1) | EA009171B1 (ru) |
| MX (2) | MX344738B (ru) |
| WO (1) | WO2006137002A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012064211A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Methods for servicing subterranean wells |
Families Citing this family (217)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US9714371B2 (en) * | 2005-05-02 | 2017-07-25 | Trican Well Service Ltd. | Method for making particulate slurries and particulate slurry compositions |
| US7445044B2 (en) * | 2005-09-16 | 2008-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer mixtures for crosslinked fluids |
| US8088719B2 (en) * | 2005-09-16 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer mixtures for crosslinked fluids |
| US9034806B2 (en) * | 2005-12-05 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modification |
| US8061424B2 (en) * | 2006-01-27 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
| US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| US9034802B2 (en) * | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
| US7565929B2 (en) * | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| US7507693B2 (en) * | 2006-12-07 | 2009-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluid systems comprising an aromatic sulfonate and methods of using same |
| US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8636065B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US7910524B2 (en) * | 2007-02-08 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising diutan and associated methods |
| US8726991B2 (en) | 2007-03-02 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Circulated degradable material assisted diversion |
| US8695708B2 (en) * | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
| US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US20090149354A1 (en) * | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Bj Services Company | Well Treatment Compositions Containing Hydratable Polyvinyl Alcohol and Methods of Using Same |
| EP2085447A1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-08-05 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and composition for curing lost circulation |
| JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のＮＯｘ低減装置の配設構造 |
| US20090247430A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Diankui Fu | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids |
| US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
| US8936085B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
| US20090272545A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space |
| WO2009135073A2 (en) | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for aquifer geo-cooling |
| US9874077B2 (en) * | 2008-04-30 | 2018-01-23 | Altarock Energy Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
| US8372787B2 (en) * | 2008-06-20 | 2013-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Electrically and/or magnetically active coated fibres for wellbore operations |
| EP2135913A1 (en) | 2008-06-20 | 2009-12-23 | Schlumberger Holdings Limited | Electrically and/or magnetically active coated fibres for wellbore operations |
| EP2206761A1 (en) | 2009-01-09 | 2010-07-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Electrically and/or magnetically active coated fibres for wellbore operations |
| US8272437B2 (en) | 2008-07-07 | 2012-09-25 | Altarock Energy, Inc. | Enhanced geothermal systems and reservoir optimization |
| US7644761B1 (en) | 2008-07-14 | 2010-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing method for subterranean reservoirs |
| US8091639B2 (en) * | 2008-08-20 | 2012-01-10 | University Of Utah Research Foundation | Geothermal well diversion agent formed from in situ decomposition of carbonyls at high temperature |
| EP2175003A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Particle-loaded wash for well cleanup |
| RU2484237C2 (ru) | 2008-10-24 | 2013-06-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ очистки трещины гидроразрыва пласта |
| US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
| US8899317B2 (en) | 2008-12-23 | 2014-12-02 | W. Lynn Frazier | Decomposable pumpdown ball for downhole plugs |
| US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
| US8372789B2 (en) * | 2009-01-16 | 2013-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing treatment fluids based on solid-fluid interactions |
| WO2010087732A1 (en) | 2009-01-30 | 2010-08-05 | Services Petroliers Schlumberger | Method of preparing polymer-water emulsion and further settling a sticky polymer material in downhole environment |
| US9181772B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-11-10 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole plugs |
| US9562415B2 (en) | 2009-04-21 | 2017-02-07 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Configurable inserts for downhole plugs |
| US9062522B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-06-23 | W. Lynn Frazier | Configurable inserts for downhole plugs |
| US9127527B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-09-08 | W. Lynn Frazier | Decomposable impediments for downhole tools and methods for using same |
| US9109428B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-08-18 | W. Lynn Frazier | Configurable bridge plugs and methods for using same |
| US9163477B2 (en) | 2009-04-21 | 2015-10-20 | W. Lynn Frazier | Configurable downhole tools and methods for using same |
| AU2010253894A1 (en) * | 2009-05-29 | 2012-01-19 | Altarock Energy, Inc. | System and method for determining the most favorable locations for enhanced geothermal system applications |
| US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
| US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
| BRPI1011996A2 (pt) * | 2009-06-04 | 2016-05-10 | Rhodia Operations | métodos e composições para viscosificar salmoura aquosa pesada |
| WO2010144872A1 (en) * | 2009-06-12 | 2010-12-16 | Altarock Energy, Inc. | An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
| US20100323932A1 (en) | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Oscar Bustos | Methods for treating a well or the like |
| US9151125B2 (en) * | 2009-07-16 | 2015-10-06 | Altarock Energy, Inc. | Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications |
| US8186438B2 (en) * | 2009-07-24 | 2012-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore debris cleanout with coiled tubing using degradable fibers |
| US8853137B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US9023770B2 (en) * | 2009-07-30 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US8697612B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US20110029293A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-03 | Susan Petty | Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations |
| US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
| US8887809B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising transient polymer networks |
| US8813845B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
| EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
| RU2009137265A (ru) * | 2009-10-09 | 2011-04-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ формирования изолирующей пробки |
| US8522872B2 (en) * | 2009-10-14 | 2013-09-03 | University Of Utah Research Foundation | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
| US8286705B2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for treating a subterranean formation using diversion |
| US9140109B2 (en) | 2009-12-09 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method for increasing fracture area |
| US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
| WO2011081546A1 (en) | 2009-12-30 | 2011-07-07 | Schlumberger Canada Limited | A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications |
| US20110186293A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Gurmen M Nihat | Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US20110315385A1 (en) * | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Lijun Lin | Calcium carbonate to increase viscosity of polyacrylamide fluids |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8592350B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US8418761B2 (en) | 2010-07-29 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-responsive high viscosity pill |
| US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
| US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US20160257872A9 (en) | 2010-09-17 | 2016-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Solid state dispersion |
| US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
| EP2450416B1 (en) | 2010-10-13 | 2013-08-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore |
| 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 |
| CN103380239B (zh) | 2010-12-15 | 2015-05-13 | 3M创新有限公司 | 受控降解纤维 |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US20120329683A1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-12-27 | Nicolas Droger | Degradable fiber systems for well treatments and their use |
| US20130005617A1 (en) * | 2011-06-30 | 2013-01-03 | Diankui Fu | Self-diverting emulsified acid systems for high temperature well treatments and their use |
| US9920610B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
| RU2621104C2 (ru) | 2011-12-16 | 2017-05-31 | НЕЙЧЕРВОРКС ЭлЭлСи | Полилактидные волокна |
| CA2861787C (en) | 2011-12-28 | 2021-02-23 | Schlumberger Canada Limited | Degradable composite materials and uses |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| RU2500714C1 (ru) * | 2012-04-26 | 2013-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФОРЭС-Химия" | Способ приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта |
| CN104136570A (zh) * | 2012-04-27 | 2014-11-05 | 株式会社吴羽 | 坑井处理流体用聚乙醇酸树脂短纤维 |
| MX2014012613A (es) | 2012-06-07 | 2015-01-19 | Kureha Corp | Miembro para herramienta de fondo de pozo para recuperacion de recursos de hidrocarburos. |
| US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
| US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
| US9574418B2 (en) | 2012-07-10 | 2017-02-21 | Kureha Corporation | Downhole tool member for hydrocarbon resource recovery |
| US9260650B2 (en) | 2012-08-29 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering settling of proppant aggregates in subterranean operations |
| EP2896726A4 (en) * | 2012-09-14 | 2017-03-15 | Kureha Corporation | Water-disintegrating composite fiber and method for producing same |
| US9803130B2 (en) * | 2012-10-25 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of activating enzyme breakers |
| US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US20140116698A1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Fluids Comprising Foamed Materials and Methods of Making and Using Same |
| US20140116702A1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded Wellbore Servicing Materials and Methods of Making and Using Same |
| US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
| US9140119B2 (en) | 2012-12-10 | 2015-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
| JP6221475B2 (ja) * | 2012-12-12 | 2017-11-01 | 東洋製罐株式会社 | 掘削用分散液、及び、それを用いた掘削方法 |
| JP6183039B2 (ja) * | 2012-12-12 | 2017-08-23 | 東洋製罐株式会社 | 掘削用分散液及びこれを用いた採掘方法 |
| US10040983B2 (en) | 2012-12-12 | 2018-08-07 | Toyo Seikan Group Holdings, Ltd. | Dispersion solution for drilling and method of extracting underground resources using the dispersion solution |
| US20140174737A1 (en) | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Materials and Methods of Making and Using Same |
| US20150361326A1 (en) * | 2013-01-18 | 2015-12-17 | Kureha Corporation | Well treatment fluid material and well treatment fluid comprising the same |
| US10407988B2 (en) * | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US20140209390A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US10202833B2 (en) | 2013-03-15 | 2019-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing with exothermic reaction |
| US10526531B2 (en) * | 2013-03-15 | 2020-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for increasing fracture conductivity |
| US9745446B2 (en) | 2013-03-25 | 2017-08-29 | Teijin Limited | Resin composition |
| US9828844B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-11-28 | BAKER HUGHTES, a GE company, LLC | Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same |
| US9809742B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-11-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same |
| US9796914B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-10-24 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same |
| RU2522366C1 (ru) * | 2013-05-21 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| WO2014196474A1 (ja) | 2013-06-03 | 2014-12-11 | 株式会社クレハ | 坑井処理流体用分解性繊維、その製造方法、及び坑井処理方法 |
| US20140367099A1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradation of Polylactide in a Well Treatment |
| US9702239B2 (en) | 2013-06-27 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improved proppant suspension in high salinity, low viscosity subterranean treatment fluids |
| CA2916581A1 (en) * | 2013-07-04 | 2015-01-08 | Vladimir Stehle | Method for producing mineral oil from an underground mineral oil deposit using a composition (z) |
| US10961832B2 (en) | 2013-07-23 | 2021-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US9714375B2 (en) | 2013-08-22 | 2017-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Delayed viscosity well treatment methods and fluids |
| US9523268B2 (en) | 2013-08-23 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
| CA2920156A1 (en) * | 2013-09-04 | 2015-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising fibers treated with crosslinkable, hydratable polymers and related methods |
| US10472559B2 (en) | 2013-09-19 | 2019-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reusing produced water for hydraulic fracturing |
| JP2015059376A (ja) | 2013-09-20 | 2015-03-30 | 東レ株式会社 | 地下からの気体状炭化水素及び／または液体状炭化水素の採取方法 |
| WO2015072875A1 (en) * | 2013-11-13 | 2015-05-21 | Schlumberger Canada Limited | Methods of treating a subterranean formations with fluids comprising proppant |
| CN103694976B (zh) * | 2013-12-18 | 2016-04-13 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 一种酸化压裂用纤维暂堵剂 |
| JP6359888B2 (ja) | 2013-12-27 | 2018-07-18 | 株式会社クレハ | ダウンホールツール用の拡径可能な環状の分解性シール部材、及び坑井掘削用プラグ、並びに坑井掘削方法 |
| US10557335B2 (en) | 2014-01-24 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas fracturing method and system |
| AR099425A1 (es) | 2014-02-19 | 2016-07-20 | Shell Int Research | Método para proveer fracturas múltiples en una formación |
| US9394476B2 (en) | 2014-02-24 | 2016-07-19 | Baker Hughes Incorporated | Well treatment methods and fluids |
| CA2941718C (en) | 2014-03-07 | 2017-10-17 | Kureha Corporation | Degradable rubber member for downhole tools, degradable seal member, degradable protecting member, downhole tool, and method for well drilling |
| JP6264960B2 (ja) * | 2014-03-11 | 2018-01-24 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | ポリ乳酸組成物 |
| JP6451061B2 (ja) * | 2014-03-11 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 水中投下用樹脂成型体 |
| JP6363362B2 (ja) * | 2014-03-11 | 2018-07-25 | 株式会社クレハ | 炭化水素資源回収用ダウンホールツール部材 |
| US9797212B2 (en) | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
| AU2014391162B2 (en) | 2014-04-15 | 2019-05-02 | Schlumberger, Technology B.V. | Treatment fluid |
| US9567841B2 (en) * | 2014-07-01 | 2017-02-14 | Research Triangle Institute | Cementitious fracture fluid and methods of use thereof |
| EP3180494A4 (en) * | 2014-08-15 | 2018-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Diverting systems for use in well treatment operations |
| JP6451160B2 (ja) | 2014-09-09 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 加水分解性樹脂粒子からなる粉体 |
| US20160102243A1 (en) * | 2014-10-14 | 2016-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable proppant |
| US20160108713A1 (en) * | 2014-10-20 | 2016-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of treating a subterranean formation |
| US10781679B2 (en) | 2014-11-06 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Fractures treatment |
| JP6451250B2 (ja) * | 2014-11-19 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 水圧破砕法を利用しての地下資源の採掘方法及び水圧破砕に用いる流体に添加される加水分解性ブロッキング剤 |
| WO2016097789A1 (en) * | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Heterogeneous proppant placement |
| WO2016129501A1 (ja) | 2015-02-12 | 2016-08-18 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 加水分解性粒子を用いた地下資源の採掘方法 |
| RU2584193C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважине |
| WO2016172011A1 (en) | 2015-04-24 | 2016-10-27 | Natureworks Llc | Process for making pla stereocomplex |
| US10329859B2 (en) | 2015-05-20 | 2019-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids |
| US10174568B2 (en) | 2015-06-02 | 2019-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for treating a subterranean well |
| US20170088698A1 (en) * | 2015-09-28 | 2017-03-30 | Eastman Chemical Company | Cellulose ester materials with tunable degradation characteristics |
| US10323176B2 (en) | 2015-10-22 | 2019-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing suspension and transport of proppant particulates and subterranean formation conductivity |
| US10369724B2 (en) * | 2015-11-19 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making spheroidal particles |
| US9896618B2 (en) | 2015-11-19 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making rod-shaped particles for use as proppant and anti-flowback additive |
| US9932519B2 (en) | 2015-11-19 | 2018-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making particles having a ridge portion for use as proppant |
| CN105478748B (zh) * | 2015-12-15 | 2018-08-28 | 青海柴达木青元泛镁科技有限公司 | 一种高强、高速溶性的轻质暂堵球的制备方法 |
| US20170174980A1 (en) * | 2015-12-17 | 2017-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Bio-fiber treatment fluid |
| MX2018008296A (es) * | 2016-03-02 | 2018-11-09 | Halliburton Energy Services Inc | Control de contraflujo de apuntalante con quimica de resina para fracturamiento acido. |
| US10920125B2 (en) | 2016-06-03 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatments in subterranean formations using degradable polymers in organic solvents |
| US10364660B2 (en) | 2016-06-23 | 2019-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant-free channels in a propped fracture using ultra-low density, degradable particulates |
| CA3021291C (en) | 2016-06-23 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced propped fracture conductivity in subterranean wells |
| WO2018004516A1 (en) | 2016-06-27 | 2018-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating a subterranean formation with a polymeric additive composite |
| US10557079B2 (en) | 2016-07-22 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making rod-shaped particles for use as proppant and anti-flowback additive |
| US10391679B2 (en) | 2016-07-22 | 2019-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Perforated membranes and methods of making the same |
| WO2018022693A1 (en) * | 2016-07-27 | 2018-02-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for fracturing using a buoyant additive for proppant transport and suspension |
| US10808167B2 (en) | 2016-07-27 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services | Methods for dispersing proppant |
| US11345847B2 (en) | 2016-08-01 | 2022-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid, method for formation treatment, method for reducing the proppant settling rate in the formation treatment fluid |
| CA3035531A1 (en) | 2016-10-10 | 2018-04-19 | Hallliburton Energy Services, Inc. | Distributing an amorphic degradable polymer in wellbore operations |
| WO2018071571A2 (en) | 2016-10-11 | 2018-04-19 | Eastman Chemical Company | Fiber configurations for wellbore treatment compositions |
| US20180127639A1 (en) * | 2016-11-04 | 2018-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods of using degradable and nondegradable particulates for effective proppant placement |
| CN106753313B (zh) * | 2016-11-25 | 2020-02-21 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液 |
| CN106753312B (zh) * | 2016-11-25 | 2020-02-21 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液的制备方法 |
| CN106833598A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可降解压裂支撑剂及其制备方法 |
| US20180291260A1 (en) * | 2017-04-11 | 2018-10-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Crosslinker modified filament and fabric for placement of proppant anti-settling agents in hydraulic fractures |
| CN107090285A (zh) * | 2017-05-17 | 2017-08-25 | 广西品位生物科技有限公司 | 一种水平井生物增产液 |
| US20190040305A1 (en) * | 2017-08-01 | 2019-02-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Fracturing method using a low-viscosity fluid with low proppant settling rate |
| WO2019034476A1 (de) | 2017-08-17 | 2019-02-21 | Basf Se | Verfahren zur herstellung von flüssigen formulierungen enthaltend fasern |
| WO2019034472A1 (de) | 2017-08-17 | 2019-02-21 | Basf Se | Verfahren zum transport und lagern von fasern |
| US10544347B2 (en) * | 2017-10-16 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluids comprising alkanolamine borates as crosslinkers for polysaccharides |
| CN107989587A (zh) * | 2017-10-27 | 2018-05-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用微生物降低纤维素压裂液伤害的方法 |
| US10954771B2 (en) | 2017-11-20 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation |
| US11225598B2 (en) | 2018-01-29 | 2022-01-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing degradable fibers grafted with a crosslinker |
| WO2019156676A1 (en) | 2018-02-09 | 2019-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of ensuring and enhancing conductivity in microfractures |
| CN108841370B (zh) * | 2018-05-07 | 2021-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种纤维压裂液及其制备方法和应用 |
| US11274243B2 (en) | 2018-06-08 | 2022-03-15 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| US11746282B2 (en) | 2018-06-08 | 2023-09-05 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| JP6844591B2 (ja) | 2018-07-10 | 2021-03-17 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | ポリ乳酸共重合体及びその製造方法 |
| US20200048532A1 (en) | 2018-08-10 | 2020-02-13 | Bj Services, Llc | Frac Fluids for Far Field Diversion |
| US11566504B2 (en) | 2019-07-17 | 2023-01-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Application of elastic fluids in hydraulic fracturing implementing a physics-based analytical tool |
| WO2021062091A1 (en) | 2019-09-26 | 2021-04-01 | Ecolab Usa Inc. | High alkaline solvent-based degreaser and cleaner with diutan gum as a primary thickening system |
| US11981865B2 (en) * | 2019-10-18 | 2024-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | In-situ composite polymeric structures for far-field diversion during hydraulic fracturing |
| GB202019039D0 (en) | 2020-12-02 | 2021-01-13 | Burns John Granville | Improvements relating to treatment fluids in fluid carrying apparatus |
| CN115875004B (zh) * | 2023-02-23 | 2023-05-09 | 陕西中立合创能源科技有限责任公司 | 一种油气井提高抗盐耐温性能的压裂方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030196809A1 (en) * | 2002-04-23 | 2003-10-23 | Dean Willberg | Method for preparing improved high temperature fracturing fluids |
| RU2217585C1 (ru) * | 1997-06-10 | 2003-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ разрыва пласта подземной формации |
| US20040094300A1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-05-20 | Schlumberger Technology Corp. | Dissolving Filter Cake |
Family Cites Families (52)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3974077A (en) | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
| US4387769A (en) | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4716964A (en) | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
| US4715967A (en) | 1985-12-27 | 1987-12-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
| US4836940A (en) | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
| US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US4848467A (en) | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4986355A (en) | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2119316C (en) | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5551514A (en) | 1995-01-06 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corp. | Sand control without requiring a gravel pack screen |
| US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5667012A (en) | 1995-10-11 | 1997-09-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for the addition of low-bulk-density fibers to a fluid |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US5782300A (en) | 1996-11-13 | 1998-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation |
| US6169058B1 (en) | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US5979555A (en) | 1997-12-02 | 1999-11-09 | Akzo Nobel Nv | Surfactants for hydraulic fractoring compositions |
| US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
| US6085844A (en) | 1998-11-19 | 2000-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for removal of undesired fluids from a wellbore |
| US6419019B1 (en) | 1998-11-19 | 2002-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method to remove particulate matter from a wellbore using translocating fibers and/or platelets |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| US6380138B1 (en) | 1999-04-06 | 2002-04-30 | Fairmount Minerals Ltd. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use |
| US6509301B1 (en) | 1999-08-26 | 2003-01-21 | Daniel Patrick Vollmer | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| AU2001229444A1 (en) | 2000-01-14 | 2001-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Addition of solids to generate viscosity downhole |
| US7084095B2 (en) | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
| ITTO20010519A1 (it) | 2001-05-31 | 2002-12-01 | St Microelectronics Srl | Dispositivo orientabile, in particolare dispositivo attuatore di dischi rigidi, con controllo dell'angolo di rollio e di beccheggio. |
| US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
| US6938693B2 (en) | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
| AU2002327694A1 (en) | 2001-09-26 | 2003-04-07 | Claude E. Cooke Jr. | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US20040162356A1 (en) | 2002-09-20 | 2004-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber Assisted Emulsion System |
| US7265079B2 (en) | 2002-10-28 | 2007-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Self-destructing filter cake |
| US7004255B2 (en) | 2003-06-04 | 2006-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture plugging |
| US7032663B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US7172022B2 (en) | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US7503404B2 (en) | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
| CN1594827A (zh) * | 2004-06-23 | 2005-03-16 | 杨双虎 | 一种稠油井堵水工艺方法 |
| US7273104B2 (en) | 2004-07-30 | 2007-09-25 | Key Energy Services, Inc. | Method of pumping an “in-the-formation” diverting agent in a lateral section of an oil and gas well |
| US20060032633A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
| US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7665522B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
| US7413017B2 (en) * | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
| US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
| US7494957B2 (en) * | 2005-01-24 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and methods of use thereof |
| US7267170B2 (en) | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US7353876B2 (en) | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US7632787B2 (en) * | 2005-04-13 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Low damage treatment fluids and methods of using the same |
| US7677312B2 (en) | 2007-07-30 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable cement compositions containing degrading materials and methods of cementing in wellbores |
-
2005
- 2005-06-20 US US11/156,966 patent/US7275596B2/en active Active
- 2005-11-09 EA EA200501597A patent/EA009171B1/ru unknown
-
2006
- 2006-06-19 CN CN200680022068.3A patent/CN101273183B/zh active Active
- 2006-06-19 CA CA2611769A patent/CA2611769C/en active Active
- 2006-06-19 WO PCT/IB2006/051966 patent/WO2006137002A1/en active Application Filing
- 2006-06-19 MX MX2012006538A patent/MX344738B/es unknown
- 2006-06-19 MX MX2007015539A patent/MX2007015539A/es active IP Right Grant
- 2006-06-20 AR ARP060102634A patent/AR055338A1/es active IP Right Grant
-
2007
- 2007-08-28 US US11/846,358 patent/US7380601B2/en active Active
-
2008
- 2008-05-30 US US12/130,130 patent/US7833950B2/en active Active
-
2010
- 2010-11-15 US US12/946,518 patent/US8230925B2/en active Active
-
2012
- 2012-06-28 US US13/535,584 patent/US8657002B2/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2217585C1 (ru) * | 1997-06-10 | 2003-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ разрыва пласта подземной формации |
| US20030196809A1 (en) * | 2002-04-23 | 2003-10-23 | Dean Willberg | Method for preparing improved high temperature fracturing fluids |
| US20040094300A1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-05-20 | Schlumberger Technology Corp. | Dissolving Filter Cake |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012064211A1 (en) * | 2010-11-12 | 2012-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Methods for servicing subterranean wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2007015539A (es) | 2008-02-21 |
| CN101273183B (zh) | 2012-06-20 |
| US20060283591A1 (en) | 2006-12-21 |
| US20120267103A1 (en) | 2012-10-25 |
| US20110056684A1 (en) | 2011-03-10 |
| CN101273183A (zh) | 2008-09-24 |
| WO2006137002A1 (en) | 2006-12-28 |
| US7275596B2 (en) | 2007-10-02 |
| US8230925B2 (en) | 2012-07-31 |
| US20080236823A1 (en) | 2008-10-02 |
| US7833950B2 (en) | 2010-11-16 |
| EA200501597A1 (ru) | 2006-12-29 |
| WO2006137002B1 (en) | 2007-03-22 |
| MX344738B (es) | 2017-01-05 |
| US7380601B2 (en) | 2008-06-03 |
| US20070289743A1 (en) | 2007-12-20 |
| CA2611769A1 (en) | 2006-12-28 |
| US8657002B2 (en) | 2014-02-25 |
| CA2611769C (en) | 2011-07-19 |
| AR055338A1 (es) | 2007-08-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009171B1 (ru) | Разлагающиеся волокнистые системы для интенсификации притока | |
| US7398826B2 (en) | Well treatment with dissolvable polymer | |
| US8839865B2 (en) | Slip-layer fluid placement | |
| US10066148B2 (en) | Viscosified fluid loss control agent utilizing chelates | |
| US6613720B1 (en) | Delayed blending of additives in well treatment fluids | |
| US9133387B2 (en) | Methods to improve stability of high solid content fluid | |
| US20090247430A1 (en) | Elongated particle breakers in low pH fracturing fluids | |
| US7216709B2 (en) | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent | |
| US5291949A (en) | Method for inhibiting caustic flood breakthrough | |
| US5244042A (en) | Lanthanide-crosslinked polymers for subterranean injection | |
| US20060027364A1 (en) | Stabilizing crosslinked polymer guars and modified guar derivatives | |
| US9822594B2 (en) | Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker | |
| AU2014373886B2 (en) | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use | |
| US5211858A (en) | Lanthanide-crosslinked polymers for subterranean fluid containment | |
| US9027648B2 (en) | Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions | |
| WO2011161572A2 (en) | Method of treating a wellbore at high temperature in contact with carbon dioxide | |
| MX2008007057A (en) | Well treatment with dissolvable polymer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state |