RU2005139387A - Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации - Google Patents

Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации Download PDF

Info

Publication number
RU2005139387A
RU2005139387A RU2005139387/04A RU2005139387A RU2005139387A RU 2005139387 A RU2005139387 A RU 2005139387A RU 2005139387/04 A RU2005139387/04 A RU 2005139387/04A RU 2005139387 A RU2005139387 A RU 2005139387A RU 2005139387 A RU2005139387 A RU 2005139387A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well treatment
aqueous solution
group
treatment solution
alkyl
Prior art date
Application number
RU2005139387/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2351627C2 (ru
Inventor
Лэрри Стивен ИОУФФ (US)
Лэрри Стивен ИОУФФ
Баирредди Рагхава РЕДДИ (US)
Баирредди Рагхава Редди
Элдон Дуайанн ДЭЛРИМПЛ (US)
Элдон Дуайанн ДЭЛРИМПЛ
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us)
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us), Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us)
Publication of RU2005139387A publication Critical patent/RU2005139387A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2351627C2 publication Critical patent/RU2351627C2/ru

Links

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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof

Claims (79)

1. Водный раствор для обработки скважин, содержащий водный раствор гидрофильного реакционноспособного полимера, гидрофобное соединение, способное взаимодействовать с гидрофильным реакционноспособным полимером, и достаточное количество поверхностно-активного вещества, способного улучшать растворение гидрофобного соединения в водном растворе.
2. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер представляет собой гомо-, со- или терполимер, содержащий по меньшей мере одну реакционноспособную аминогруппу.
3. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер выбран из группы, состоящей из: полиэтиленимина, поливиниламина, поли(виниламинового/винилового спирта), хитозана, полилизина и полимеров алкилакрилата.
4. Раствор для обработки скважин по п.3, в котором полимер алкилакрилата включает полимер, содержащий по меньшей мере один мономер, выбранный из группы, состоящей из: метакрилата диметиламиноэтила и метакриламида диметиламинопропила.
5. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер представляет собой метакрилат поли-диметиламиноэтила.
6. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофобное соединение выбрано из группы, состоящей из галоидалкилов, в которых часть алкильной цепи содержит приблизительно от 6 до 30 атомов углерода.
7. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофобное соединение представляет собой цетилбромид.
8. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором поверхностно-активное вещество выбрано из группы анионных, катионных, амфотерных или нейтральных поверхностно-активных веществ.
9. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: алкил-аммониевых поверхностно-активных веществ, бетаинов, сульфатов простого алкилового эфира, сульфонатов простого алкилового эфира и этоксилированных спиртов.
10. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
11. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,2 до 1,5% от массы водного раствора.
12. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,01 до 1,0% от массы водного раствора.
13. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,02 до 0,5% от массы водного раствора.
14. Раствор для обработки скважин по п.1, в котором поверхностно-активное вещество составляет приблизительно от 0,1 до 1,0% от массы водного раствора.
15. Раствор для обработки скважин по п.1, дополнительно включающий регулирующий рН агент, выбранный из группы, состоящей из: буферов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов щелочных металлов и фосфатов щелочных металлов.
16. Раствор для обработки скважин по п.1, дополнительно включающий гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент, выбранный из группы, состоящей из: гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара.
17. Раствор для обработки скважин по п.15, в котором гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент составляет приблизительно от 0,06 до 0,72% от массы водного раствора.
18. Водный раствор для обработки скважин, включающий водный раствор гидрофильного реакционноспособного полимера, в котором полимер представляет собой гомо-, со- или тер-полимер, содержащий по меньшей мере одну реакционноспособную аминогруппу, гидрофобное соединение, способное взаимодействовать с гидрофильным реакционноспособным полимером, регулирующий рН агент и достаточное количество поверхностно-активного вещества, способного улучшать растворение гидрофобного соединения в водном растворе.
19. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер выбран из группы, состоящей из: полиэтиленимина, поливиниламина, поли(виниламина/винилового спирта), хитозана, полилизина и полимеров алкилакрилата.
20. Раствор для обработки скважин по п.19, в котором полимер алкилакрилата включает полимер, содержащий по меньшей мере один мономер, выбранный из группы, состоящей из: метакрилата диметиламиноэтила и метакриламида диметиламинопропила.
21. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер представляет собой метакрилат поли-диметиламиноэтила.
22. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофобное соединение выбрано из группы, состоящей из галоидалкилов, в которых часть алкильной цепи содержит приблизительно от 6 до 30 атомов углерода.
23. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофобное соединение представляет собой цетилбромид.
24. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: алкил-аммониевых поверхностно-активных веществ, бетаинов, сульфатов простого алкилового эфира, сульфонатов простого алкилового эфира и этоксилированных спиртов.
25. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
26. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,2 до 1,5% от массы водного раствора.
27. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,01 до 1,0% от массы водного раствора.
28. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,02 до 0,5% от массы водного раствора.
29. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором поверхностно-активное вещество составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
30. Раствор для обработки скважин по п.18, в котором регулирующий рН агент выбран из группы, состоящей из: буферов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов щелочных металлов и фосфатов щелочных металлов.
31. Раствор для обработки скважин по п.18, дополнительно включающий гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент, выбранный из группы, состоящей из: гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара.
32. Раствор для обработки скважин по п.30, в котором гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент составляет приблизительно от 0,06 до 0,72% от массы водного раствора.
33. Водный раствор для обработки скважин, содержащий водный раствор гидрофильного реакционноспособного полимера, гидрофобное соединение, способное взаимодействовать с гидрофильным реакционноспособным полимером, регулирующий рН агент, гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент и достаточное количество поверхностно-активного вещества, способного улучшать растворение гидрофобного соединения в водном растворе; гидрофильный реакционноспособный полимер, представляющий собой гомо-, со- или тер-полимер, содержащий по меньшей мере одну реакционноспособную аминогруппу; гидрофобное соединение, выбранное из группы, состоящей из галоидалкилов, в которых часть алкильной цепи содержит приблизительно от 6 до 30 атомов углерода; и поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из: алкил-аммониевых поверхностно-активных веществ, бетаинов, сульфатов простого алкилового эфира, сульфонатов простого алкилового эфира и этоксилированных спиртов.
34. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер выбран из группы, состоящей из: полиэтиленимина, поливиниламина, поли(виниламинового/винилового спирта), хитозана, полилизина и полимеров алкилакрилата.
35. Раствор для обработки скважин по п.34, в котором полимер алкилакрилата включает полимер, содержащий по меньшей мере один мономер, выбранный из группы, состоящей из: метакрилата диметиламиноэтила и метакриламида диметиламинопропила.
36. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидрофобное соединение представляет собой цетилбромид.
37. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
38. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,2 до 1,5% от массы водного раствора.
39. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,01 до 1,0% от массы водного раствора.
40. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,02 до 0,5% от массы водного раствора.
41. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором поверхностно-активное вещество составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
42. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором регулирующий рН агент выбран из группы, состоящей из: буферов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов щелочных металлов и фосфатов щелочных металлов.
43. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент выбран из группы, состоящей из: гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара.
44. Раствор для обработки скважин по п.33, в котором гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент составляет приблизительно от 0,06 до 0,72% от массы водного раствора.
45. Способ стимулирования или повторного стимулирования содержащей углеводороды формации, через которую проходит скважина, включающий следующие стадии: получение водного раствора, включающего гидрофильный реакционноспособный полимер, гидрофобное соединение, способное взаимодействовать с гидрофильным реакционноспособным полимером, и достаточное количество поверхностно-активного вещества, способного улучшать растворение гидрофобного соединения в водном растворе, доведение рН по меньшей мере до 8, и закачивание водного раствора через ствол скважины со скоростью и давлением, достаточными для разрыва содержащей углеводороды формации.
46. Способ по п.45, дополнительно включающий стадию добавления к водному раствору гидратированного галактоманнанового гелеобразующего агента, выбранного из группы, состоящей из: гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара.
47. Способ по п.45, дополнительно включающий стадию закупоривания ствола скважины на период приблизительно от 1 мин до 24 ч.
48. Способ по п.45, дополнительно включающий стадию закачивания поперечно-сшитой гелеобразной жидкости через ствол скважины после водного раствора.
49. Способ по п.45, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер выбран из группы, состоящей из: полиэтиленимина, поливиниламина, поли(виниламинового/винилового спирта), хитозана, полилизина и полимеров алкилакрилата.
50. Способ по п.49, в котором полимер алкилакрилата включает полимер, содержащий по меньшей мере один мономер, выбранный из группы, состоящей из: метакрилата диметиламиноэтила и метакриламида диметиламинопропила.
51. Способ по п.45, в котором гидрофобное соединение выбрано из группы, состоящей из галоидалкилов, в которых часть алкильной цепи содержит приблизительно от 6 до 30 атомов углерода.
52. Способ по п.45, в котором поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: алкил-аммониевых поверхностно-активных веществ, бетаинов, сульфатов простого алкилового эфира, сульфонатов простого алкилового эфира и этоксилированных спиртов.
53. Способ по п.45, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
54. Способ по п.45, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,01 до 1,0% от массы водного раствора.
55. Способ по п.45, в котором поверхностно-активное вещество составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
56. Способ по п.45, дополнительно включающий стадию закачивания достаточного количества водного раствора в полученную трещину для снижения проницаемости формации для воды.
57. Способ стимулирования или повторного стимулирования содержащей углеводороды формации, через которую проходит скважина, включающий следующие стадии: получение водного раствора, содержащего гидрофильный реакционноспособный полимер, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер представляет собой гомо-, со- или терполимер, содержащий по меньшей мере одну реакционноспособную аминогруппу, гидрофобное соединение, способное взаимодействовать с гидрофильным реакционноспособным полимером, и достаточное количество поверхностно-активного вещества, способного улучшать растворение гидрофобного соединения в водном растворе, доведение рН по меньшей мере до 8 и закачивание водного раствора через ствол скважины со скоростью и давлением, достаточными для разрыва углеводородной формации и закачивание поперечно-сшитой гелеобразующей жидкости через ствол скважины после водного раствора.
58. Способ по п.57, дополнительно включающий стадию добавления к водному раствору гидратированного галактоманнанового гелеобразующего агента, выбранного из группы, состоящей из: гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара.
59. Способ по п.57, дополнительно включающий стадию закупоривания ствола скважины на период приблизительно от 1 мин до 24 ч.
60. Способ по п.57, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер выбран из группы, состоящей из: полиэтиленимина, поливиниламина, поли(виниламинового/винилового спирта), хитозана, полимеров полилизина и алкилакрилата.
61. Раствор для обработки скважин по п.60, в котором полимер алкилакрилата включает полимер, содержащий по меньшей мере один мономер, выбранный из группы, состоящей из: метакрилата диметиламиноэтила и метакриламида диметиламинопропила.
62. Способ по п.57, в котором гидрофобное соединение выбрано из группы, состоящей из галоидалкилов, в которых часть алкильной цепи содержит приблизительно от 6 до 30 атомов углерода.
63. Способ по п.57, в котором поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: алкил-аммониевых поверхностно-активных веществ, бетаинов, сульфатов простого алкилового эфира, сульфонатов простого алкилового эфира и этоксилированных спиртов.
64. Способ по п.57, в котором гидрофильный реакционноспособный полимер составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
65. Способ по п.57, в котором гидрофобное соединение составляет приблизительно от 0,01 до 1,0% от массы водного раствора.
66. Способ по п.57, в котором поверхностно-активное вещество составляет приблизительно от 0,1 до 2,0% от массы водного раствора.
67. Способ по п.57, дополнительно включающий стадию закачивания достаточного количества водного раствора в полученную трещину для снижения проницаемости формации для воды.
68. Водный раствор для обработки скважин, содержащий гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости, в котором гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости составляет приблизительно от 0,05 до 1,0% от массы водного раствора для обработки скважин, а
гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент составляет приблизительно от 0,06% до 0,72% от массы водного раствора для обработки скважин.
69. Водная жидкость для обработки скважин по п.68, в которой гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент выбирают из группы, состоящей из: гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара.
70. Водная жидкость для обработки скважин по п.68, в которой гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости включает гидрофильную часть, выбранную из группы, состоящей из: полиэтиленимина, поливиниламина, поли(виниламинового/винилового спирта), хитозана, полилизина; и
гидрофобную часть, в которой гидрофобная часть представляет собой алкильную цепь, содержащую приблизительно от 6 до 30 атомов углерода.
71. Водная жидкость для обработки скважин по п.68, в которой гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости включает по меньшей мере один гидрофильный мономер, выбранный из группы, состоящей из
акриламида, 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты,
N,N-диметилакриламида,
винилпирролидона,
метакрилата диметиламиноэтила,
акриловой кислоты,
метакриламида диметиламинопропила,
хлорида метакрилата триметиламмонийэтила,
метакриламида,
гидроксиэтилакрилата; и
по меньшей мере одного мономера, выбранного из группы, состоящей из:
алкилакрилатов,
алкилметакрилатов,
алкилакриламидов,
алкилметакриламидов, в которых алкильные радикалы содержат приблизительно от 4 до 22 атомов углерода, бромида метакрилата алкилдиметиламмонийэтила,
хлорида метакрилата алкилдиметиламмонийэтила и
иодида метакрилата алкилдиметиламмонийэтила, в котором алкильные радикалы содержат приблизительно от 4 до 22 атомов углерода, и
бромида алкилдиметиламмонийпропилметакриламида,
хлорида алкилдиметиламмонийпропилметакриламида и
иодида алкилдиметиламмонийпропилметакриламида, в котором алкильные группы содержат приблизительно от 4 до 22 атомов углерода.
72. Способ стимулирования или повторного стимулирования получения углеводородов из подземной формации, через которую проходит скважина, а также снижения водной проницаемости подземной формации, включающий следующие стадии: закачивание водного раствора для обработки скважин, содержащий гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости через ствол скважины со скоростью и давлением, достаточными для гидравлического разрыва формации.
73. Способ по п.72, дополнительно включающий стадию гелеобразования гидрофобно модифицированного, растворимого в воде модификатора относительной проницаемости путем добавления гидратированного галактоманнанового гелеобразующего агента, выбранного из группы, состоящей из: гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара.
74. Способ по п.72, дополнительно включающий стадию закачивания поперечно-сшитой гелеобразующей жидкости в формацию после гидрофобно модифицированного, растворимого в воде модификатора относительной проницаемости.
75. Способ по п.72, в котором гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости представляет собой продукт взаимодействия гидрофильного реакционноспособного полимера и гидрофобного соединения.
76. Способ по п.75, в котором гидрофобное соединение выбрано из группы, состоящей из галоидалкилов, в которых часть алкильной цепи содержит приблизительно от 6 до 30 атомов углерода.
77. Способ по п.72, в котором гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости включает гидрофильную часть, выбранную из группы, состоящей из: полиэтиленимина, поливиниламина, поли(виниламинового/винилового спирта), хитозана, полилизина, и гидрофобную часть, в которой гидрофобная часть представляет собой алкильную цепь, содержащую приблизительно от 6 до 30 атомов углерода.
78. Способ по п.72, дополнительно включающий стадию закачивания достаточного количества водного раствора в полученную трещину для снижения водной проницаемости формации.
79. Способ по п.72, в которой гидрофобно модифицированный, растворимый в воде модификатор относительной проницаемости включает по меньшей мере один гидрофильный мономер, выбранный из группы, состоящей из
акриламида, 2-акриламид-2-метилпропансульфоновой кислоты,
N,N-диметилакриламида,
винилпирролидона,
метакрилата диметиламиноэтила,
акриловой кислоты,
диметиламинопропилметакриламида,
хлорида метакрилата триметиламмонийэтила,
метакриламида,
гидроксиэтилакрилата; и
по меньшей мере один мономер, выбранный из группы, состоящей из:
алкилакрилатов,
алкилметакрилатов,
алкилакриламидов,
алкилметакриламидов, в которых алкильные радикалы содержат приблизительно от 4 до 22 атомов углерода, бромида метакрилата алкилдиметиламмонийэтила,
хлорида метакрилата алкилдиметиламмонийэтила и
иодида метакрилата алкилдиметиламмонийэтила, в котором алкильные радикалы содержат приблизительно от 4 до 22 атомов углерода, и
бромида алкилдиметиламмонийпропилметакриламида,
хлорида алкилдиметиламмонийпропилметакриламида и
иодида алкилдиметиламмонийпропилметакриламида, в котором алкильные группы содержат приблизительно от 4 до 22 атомов углерода.
RU2005139387/04A 2003-05-16 2004-05-13 Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации RU2351627C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/440,337 2003-05-16
US10/440,337 US20040229756A1 (en) 2003-05-16 2003-05-16 Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005139387A true RU2005139387A (ru) 2006-05-10
RU2351627C2 RU2351627C2 (ru) 2009-04-10

Family

ID=33417984

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005139387/04A RU2351627C2 (ru) 2003-05-16 2004-05-13 Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20040229756A1 (ru)
EP (2) EP2009076A1 (ru)
BR (1) BRPI0410334A (ru)
CA (1) CA2525629A1 (ru)
RU (1) RU2351627C2 (ru)
WO (1) WO2004101706A1 (ru)

Families Citing this family (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7741251B2 (en) 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
US7759292B2 (en) 2003-05-16 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US8251141B2 (en) 2003-05-16 2012-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US7117942B2 (en) * 2004-06-29 2006-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US7182136B2 (en) 2003-07-02 2007-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation
US8278250B2 (en) 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8962535B2 (en) * 2003-05-16 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments
US8631869B2 (en) 2003-05-16 2014-01-21 Leopoldo Sierra Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US8091638B2 (en) 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US7271133B2 (en) * 2003-09-24 2007-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations
US7563750B2 (en) * 2004-01-24 2009-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations
US7114568B2 (en) * 2004-04-15 2006-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid
US20060065396A1 (en) * 2004-08-13 2006-03-30 Dawson Jeffrey C Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use
US7398825B2 (en) * 2004-12-03 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlling sand and water production in subterranean zones
US8343896B2 (en) * 2005-01-24 2013-01-01 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising diutan and associated methods
US7493957B2 (en) * 2005-07-15 2009-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and sand production in subterranean wells
BRPI0504019B1 (pt) * 2005-08-04 2017-05-09 Petroleo Brasileiro S A - Petrobras processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7730950B2 (en) * 2007-01-19 2010-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
CA2602746A1 (en) * 2007-09-14 2009-03-14 Kenneth Dwayne Hodge Composition and method for cleaning formation faces
US8598094B2 (en) 2007-11-30 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations
US7857055B2 (en) * 2007-12-07 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation High temperature fracturing fluids and method of use
US20090203555A1 (en) * 2008-02-08 2009-08-13 Arthur Milne Use of Relative Permeability Modifiers in Treating Subterranean Formations
US20090253594A1 (en) * 2008-04-04 2009-10-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for placement of sealant in subterranean intervals
US8881811B2 (en) 2008-10-10 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Additives to suppress silica scale build-up and methods of use thereof
US8307897B2 (en) 2008-10-10 2012-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Geochemical control of fracturing fluids
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US9315712B2 (en) * 2009-04-07 2016-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Viscoelastic surfactants and methods of making and using same
RU2538564C2 (ru) * 2009-06-04 2015-01-10 Родиа Операсьон Способы и композиции для увеличения вязкости тяжелых водных рассолов
US8420576B2 (en) 2009-08-10 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods
US9315715B2 (en) * 2009-10-20 2016-04-19 Nalco Company Method of reducing the viscosity of hydrocarbons
US8470746B2 (en) * 2010-11-30 2013-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods relating to the stabilization of hydrophobically modified hydrophilic polymer treatment fluids under alkaline conditions
US8727002B2 (en) 2010-12-14 2014-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids containing non-polymeric silica scale control additives and methods related thereto
US9546314B2 (en) 2011-04-07 2017-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a relative permeability modifier and a companion polymer interacting synergistically therewith and methods for use thereof
US9150781B2 (en) * 2011-06-29 2015-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Gellable treatment fluids comprising quaternary ammonium salt gel-time modifiers and methods for use thereof
US9090811B2 (en) * 2011-06-29 2015-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof
EP2551326A1 (de) * 2011-07-28 2013-01-30 Basf Se Verwendung von Polylysin als Shale Inhibitor
US8813843B2 (en) * 2011-10-21 2014-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically modified polymer for thermally stabilizing fracturing fluids
US10035948B2 (en) * 2014-11-06 2018-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Composition including a viscosifier and a hydrophobically-modified polymer that includes a nitrogen-containing repeating unit for treatment of subterranean formations
EP3221419B1 (en) 2014-11-19 2021-05-12 Saudi Arabian Oil Company Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production
US9828543B2 (en) 2014-11-19 2017-11-28 Saudi Arabian Oil Company Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production
WO2017147277A1 (en) * 2016-02-23 2017-08-31 Ecolab Usa Inc. Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery
US10472555B2 (en) 2016-04-08 2019-11-12 Schlumberger Technology Corporation Polymer gel for water control applications
US10544347B2 (en) * 2017-10-16 2020-01-28 Saudi Arabian Oil Company Fracturing fluids comprising alkanolamine borates as crosslinkers for polysaccharides
CN111286316A (zh) * 2018-12-10 2020-06-16 中国石油化工股份有限公司 一种用于复合压裂液的温敏特性聚合物、制备方法及压裂液

Family Cites Families (101)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2278838A (en) * 1940-03-11 1942-04-07 Petrolite Corp Composition of matter and process for preventing water-in-oil type emulsions resulting from acidization of calcareous oil-bearing strata
US2670329A (en) * 1950-08-03 1954-02-23 Phillips Petroleum Co Drilling muds and methods of using same
US2843573A (en) * 1955-03-21 1958-07-15 Rohm & Haas New quaternary ammonium compounds in which the nitrogen atom carries an alkoxymethyl group
US2877179A (en) * 1956-03-26 1959-03-10 Cities Service Res & Dev Co Composition for and method of inhibiting corrosion of metals
US2819278A (en) * 1956-05-09 1958-01-07 Petrolite Corp Reaction product of epoxidized glycerides and hydroxylated tertiary monoamines
US3258428A (en) * 1960-08-04 1966-06-28 Petrolite Corp Scale prevention
US3251778A (en) * 1960-08-04 1966-05-17 Petrolite Corp Process of preventing scale
US3297090A (en) * 1964-04-24 1967-01-10 Shell Oil Co Acidizing oil formations
US3307630A (en) * 1964-06-12 1967-03-07 Shell Oil Co Acidizing oil formations
US3251415A (en) * 1965-04-01 1966-05-17 Exxon Production Research Co Acid treating process
US3434971A (en) * 1965-08-25 1969-03-25 Dow Chemical Co Composition and method for acidizing wells
US3451818A (en) * 1966-04-19 1969-06-24 Polaroid Corp Composite rollfilm assembly for use in the diffusion transfer process
US3382924A (en) * 1966-09-06 1968-05-14 Dow Chemical Co Treatment of earthen formations comprising argillaceous material
US3441085A (en) * 1967-09-07 1969-04-29 Exxon Production Research Co Method for acid treating carbonate formations
US3489222A (en) * 1968-12-26 1970-01-13 Chevron Res Method of consolidating earth formations without removing tubing from well
US3647567A (en) * 1969-11-28 1972-03-07 Celanese Coatings Co Post-dipping of acidic deposition coatings
US3647507A (en) * 1970-01-07 1972-03-07 Johnson & Johnson Resin composition containing a polyacrylic acid-polyacrylamide copolymer and method of using the same to control resin composition
US3708013A (en) * 1971-05-03 1973-01-02 Mobil Oil Corp Method and apparatus for obtaining an improved gravel pack
US3709298A (en) * 1971-05-20 1973-01-09 Shell Oil Co Sand pack-aided formation sand consolidation
US3744566A (en) * 1972-03-16 1973-07-10 Calgon Corp Secondary oil recovery process
US3943060A (en) * 1974-07-26 1976-03-09 Calgon Corporation Friction reducing
US4374739A (en) * 1976-08-13 1983-02-22 Halliburton Company Oil well treating method and composition
CA1103008A (en) * 1976-08-13 1981-06-16 Homer C. Mclaughlin Treatment of clay formations with organic polycationic polymers
JPS6024122B2 (ja) * 1977-01-05 1985-06-11 三菱化学株式会社 ビ−ズ状重合体の製造方法
US4142595A (en) * 1977-03-09 1979-03-06 Standard Oil Company (Indiana) Shale stabilizing drilling fluid
US4152274A (en) * 1978-02-09 1979-05-01 Nalco Chemical Company Method for reducing friction loss in a well fracturing process
US4337828A (en) * 1978-06-19 1982-07-06 Magna Corporation Method of recovering petroleum from a subterranean reservoir incorporating polyepoxide condensates of resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols
US4158521A (en) * 1978-06-26 1979-06-19 The Western Company Of North America Method of stabilizing clay formations
US4532052A (en) * 1978-09-28 1985-07-30 Halliburton Company Polymeric well treating method
US4460627A (en) * 1978-09-28 1984-07-17 Halliburton Company Polymeric well treating method
US4814096A (en) * 1981-02-06 1989-03-21 The Dow Chemical Company Enhanced oil recovery process using a hydrophobic associative composition containing a hydrophilic/hydrophobic polymer
US4393939A (en) * 1981-04-20 1983-07-19 Halliburton Services Clay stabilization during oil and gas well cementing operations
US4439334A (en) * 1981-07-14 1984-03-27 Halliburton Company Enhanced oil recovery methods and systems
US4395340A (en) * 1981-07-14 1983-07-26 Halliburton Company Enhanced oil recovery methods and systems
US4441556A (en) * 1981-08-17 1984-04-10 Standard Oil Company Diverter tool and its use
US4440649A (en) * 1982-01-28 1984-04-03 Halliburton Company Well drilling and completion fluid composition
US4447342A (en) * 1982-04-19 1984-05-08 Halliburton Co. Method of clay stabilization in enhanced oil recovery
DE3400164A1 (de) * 1983-01-14 1984-07-19 Sandoz-Patent-GmbH, 7850 Lörrach Fluessigkeitsverluste vermindernde additive fuer bohrlochbearbeitungsfluessigkeiten
US5186257A (en) * 1983-01-28 1993-02-16 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
US4563292A (en) * 1984-08-02 1986-01-07 Halliburton Company Methods for stabilizing fines contained in subterranean formations
US4730028A (en) * 1986-03-28 1988-03-08 Exxon Research And Engineering Company Process for preparing hydrophobically associating terpolymers containing sulfonate functionality
US4662448A (en) * 1986-04-25 1987-05-05 Atlantic Richfield Company Well treatment method using sodium silicate to seal formation
US4828725A (en) * 1986-10-01 1989-05-09 Air Products And Chemicals, Inc. Completion fluids containing high molecular weight poly(vinylamines)
US4828726A (en) * 1987-09-11 1989-05-09 Halliburton Company Stabilizing clayey formations
US5105886A (en) * 1990-10-24 1992-04-21 Mobil Oil Corporation Method for the control of solids accompanying hydrocarbon production from subterranean formations
US5097904A (en) * 1991-02-28 1992-03-24 Halliburton Company Method for clay stabilization with quaternary amines
US5197544A (en) * 1991-02-28 1993-03-30 Halliburton Company Method for clay stabilization with quaternary amines
US5208216A (en) * 1991-06-13 1993-05-04 Nalco Chemical Company Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations
US5424284A (en) * 1991-10-28 1995-06-13 M-I Drilling Fluids Company Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US5908814A (en) * 1991-10-28 1999-06-01 M-I L.L.C. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US5759962A (en) * 1992-01-31 1998-06-02 Institut Francais Du Petrole Method for inhibiting reactive argillaceous formations and use thereof in a drilling fluid
DE59308707D1 (de) * 1992-04-10 1998-07-30 Clariant Gmbh Verfahren zur Verringerung oder vollständigen Einstellung des Wasserzuflusses bei Bohrungen zur Gewinnung von Öl und/oder Kohlenwasserstoffgas
EP0680504B1 (en) * 1993-11-19 1999-03-10 Clearwater, Inc. Method of treating shale and clay in hydrocarbon formation drilling
US5643460A (en) * 1994-01-14 1997-07-01 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L. P. Method for separating oil from water in petroleum production
FR2719601B1 (fr) * 1994-05-04 1996-06-28 Inst Francais Du Petrole Procédé et fluide à base d'eau pour contrôler la dispersion de solides. Application au forage.
FR2719600B1 (fr) * 1994-05-04 1996-06-14 Inst Francais Du Petrole Procédé et fluide utilisés dans un puits - Application au forage.
US5646093A (en) * 1994-09-13 1997-07-08 Rhone-Poulenc Inc. Modified polygalactomannans as oil field shale inhibitors
FR2729181A1 (fr) * 1995-01-10 1996-07-12 Inst Francais Du Petrole Procede et fluide a base d'eau utilisant des guars modifiees hydrophobiquement comme reducteur de filtrat
GB9510396D0 (en) * 1995-05-23 1995-07-19 Allied Colloids Ltd Polymers for drilling and reservoir fluids and their use
US5704426A (en) * 1996-03-20 1998-01-06 Schlumberger Technology Corporation Zonal isolation method and apparatus
US5735349A (en) * 1996-08-16 1998-04-07 Bj Services Company Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations
US6435277B1 (en) * 1996-10-09 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
AU736803B2 (en) * 1997-08-06 2001-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well treating fluids and methods
US6070664A (en) * 1998-02-12 2000-06-06 Halliburton Energy Services Well treating fluids and methods
US5944106A (en) * 1997-08-06 1999-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Well treating fluids and methods
US5887653A (en) * 1997-08-15 1999-03-30 Plainsman Technology, Inc. Method for clay stabilization
GB2332224B (en) * 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Gelling composition for wellbore service fluids
US6516885B1 (en) * 1998-02-18 2003-02-11 Lattice Intellectual Property Ltd Reducing water flow
GB2335428B (en) * 1998-03-20 2001-03-14 Sofitech Nv Hydrophobically modified polymers for water control
US6242390B1 (en) * 1998-07-31 2001-06-05 Schlumberger Technology Corporation Cleanup additive
US6228812B1 (en) * 1998-12-10 2001-05-08 Bj Services Company Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability
US6358889B2 (en) * 1998-12-28 2002-03-19 Venture Innovations, Inc. Viscosified aqueous chitosan-containing well drilling and servicing fluids
US6562762B2 (en) * 1998-12-28 2003-05-13 Venture Chemicals, Inc. Method of and composition for reducing the loss of fluid during well drilling, completion or workover operations
DE19909231C2 (de) * 1999-03-03 2001-04-19 Clariant Gmbh Wasserlösliche Copolymere auf AMPS-Basis und ihre Verwendung als Bohrhilfsmittel
US6187839B1 (en) * 1999-03-03 2001-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing compositions and methods
US6209646B1 (en) * 1999-04-21 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US6237687B1 (en) * 1999-06-09 2001-05-29 Eclipse Packer Company Method and apparatus for placing a gravel pack in an oil and gas well
GB2351098B (en) * 1999-06-18 2004-02-04 Sofitech Nv Water based wellbore fluids
US6253851B1 (en) * 1999-09-20 2001-07-03 Marathon Oil Company Method of completing a well
FR2804953B1 (fr) * 2000-02-10 2002-07-26 Inst Francais Du Petrole Laitiers de ciment comportant des polymeres hydrophobes
US6767869B2 (en) * 2000-02-29 2004-07-27 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
US6476169B1 (en) * 2000-09-28 2002-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing subterranean formation water permeability
US6364016B1 (en) * 2000-10-26 2002-04-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the water permeability of subterranean formations
US6933381B2 (en) * 2001-02-02 2005-08-23 Charles B. Mallon Method of preparing modified cellulose ether
US6359047B1 (en) * 2001-03-20 2002-03-19 Isp Investments Inc. Gas hydrate inhibitor
WO2002083743A1 (en) * 2001-04-16 2002-10-24 Wsp Chemicals & Technology Llc Water-soluble polymer complexes
US7056868B2 (en) * 2001-07-30 2006-06-06 Cabot Corporation Hydrophobe associative polymers and compositions and methods employing them
US6855672B2 (en) * 2001-11-07 2005-02-15 Baker Hughes Incorporated Copolymers useful for gelling acids
US6497283B1 (en) * 2001-11-19 2002-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Well cement additives, compositions and methods
US6569983B1 (en) * 2001-12-20 2003-05-27 Ondeo Nalco Energy Services, L.P. Method and composition for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US7091159B2 (en) * 2002-09-06 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays
US7008908B2 (en) * 2002-11-22 2006-03-07 Schlumberger Technology Corporation Selective stimulation with selective water reduction
US6846420B2 (en) * 2002-12-19 2005-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Process for removing oil from solid materials recovered from a well bore
US6913081B2 (en) * 2003-02-06 2005-07-05 Baker Hughes Incorporated Combined scale inhibitor and water control treatments
US7220708B2 (en) * 2003-02-27 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid component
US6764981B1 (en) * 2003-03-21 2004-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods with oxidized chitosan-based compound
US6981552B2 (en) * 2003-03-21 2006-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers
US8091638B2 (en) * 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US7398825B2 (en) * 2004-12-03 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlling sand and water production in subterranean zones
US7493957B2 (en) * 2005-07-15 2009-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and sand production in subterranean wells
US20080110624A1 (en) * 2005-07-15 2008-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells

Also Published As

Publication number Publication date
EP1644458A1 (en) 2006-04-12
RU2351627C2 (ru) 2009-04-10
CA2525629A1 (en) 2004-11-25
BRPI0410334A (pt) 2006-05-30
EP2009076A1 (en) 2008-12-31
WO2004101706A1 (en) 2004-11-25
US20040229756A1 (en) 2004-11-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2005139387A (ru) Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации
AU2006231096B2 (en) Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US11814578B2 (en) Delayed gelling agents
US7182136B2 (en) Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation
KR102318779B1 (ko) 계면활성제 반응성 에멀젼 중합 마이크로-겔
US6734146B2 (en) Foamed fracturing fluids, additives and methods of fracturing subterranean zones
CA2752474C (en) Methods for controlling depolymerization of polymer compositions
CA2964875C (en) Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker
CA2639770A1 (en) Friction reducing composition and method
CA2721970C (en) Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US10526525B2 (en) Method for diverting an underground formation
CA2357844A1 (en) Methods of reducing subterranean formation water permeability
GB2332224A (en) Gelling composition for wellbore service fluids
EP1365104A1 (en) Treating subtterranean zones
WO1999049183A1 (en) Hydrophobically modified polymers for water control
WO2005071219A2 (en) Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
WO2010103421A1 (en) Relative permeability modification
RU2014112060A (ru) Снижение водоотдачи вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред для гидравлического разрыва с использованием водорастворимых полимеров
CA2631851A1 (en) Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids
BR112015024128B1 (pt) Método para realizar um tratamento de limpeza
US20170029692A1 (en) Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt
WO2016140674A1 (en) Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability
CA2443977A1 (en) Well service fluid and method of making and using the same
US20080004188A1 (en) Method of thickening salt-containing media by adding methacrylate derivatives
CN114790385A (zh) 一种氯化钙加重高密度滑溜水及其制备方法与应用

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170514