RU2005141435A - Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей - Google Patents
Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2005141435A RU2005141435A RU2005141435/03A RU2005141435A RU2005141435A RU 2005141435 A RU2005141435 A RU 2005141435A RU 2005141435/03 A RU2005141435/03 A RU 2005141435/03A RU 2005141435 A RU2005141435 A RU 2005141435A RU 2005141435 A RU2005141435 A RU 2005141435A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- destroyer
- fluid
- group
- oxidizing
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 48
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims 18
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims 18
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims 9
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 claims 9
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 claims 9
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims 9
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims 8
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims 6
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical group Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 4
- 229910000039 hydrogen halide Inorganic materials 0.000 claims 4
- 239000012433 hydrogen halide Substances 0.000 claims 4
- OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 100676-05-9 Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(O)C(O)C(OC2C(OC(O)C(O)C2O)CO)O1 OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N Alpha-Lactose Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-XLOQQCSPSA-N 0.000 claims 3
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical class NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims 3
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 claims 3
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 claims 3
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 claims 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims 3
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims 3
- 229910021577 Iron(II) chloride Inorganic materials 0.000 claims 3
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims 3
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 claims 3
- GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N Maltose Natural products O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)OC(O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N 0.000 claims 3
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical group OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 claims 3
- GUBGYTABKSRVRQ-QUYVBRFLSA-N beta-maltose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QUYVBRFLSA-N 0.000 claims 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims 3
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 3
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 claims 3
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 claims 3
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 claims 3
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 claims 3
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 claims 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims 3
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 claims 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims 3
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical compound ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 3
- 239000008101 lactose Substances 0.000 claims 3
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 claims 3
- 150000002978 peroxides Chemical group 0.000 claims 3
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims 3
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 claims 3
- 150000004043 trisaccharides Chemical class 0.000 claims 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims 3
- 239000007884 disintegrant Substances 0.000 claims 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical group 0.000 claims 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
-
- 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
-
- 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
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
-
- 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
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)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Claims (44)
1. Способ обработки подземной формации, включающий этапы:
(a) получения состава водной обрабатывающей жидкости, содержащего полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду,
(b) нагнетания указанной водной обрабатывающей жидкости в ствол скважины для обработки упомянутой подземной формации.
2. Способ по п.1, в котором упомянутый загуститель выбран из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантана, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы и карбоксиметилцеллюлозы.
3. Способ по п.1, в котором упомянутый загуститель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 2% по массе.
4. Способ по п.1, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из пероксидов, персульфатов, перборатов, галогенводородных оксикислот, галогенводородных оксианионов.
5. Способ по п.1, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из хлористой кислоты и гипохлористой кислоты.
6. Способ по п.1, в котором упомянутый окисляющий разрушитель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005 до примерно 0,25% по массе.
7. Способ по п.1, в котором упомянутый активатор разрушителя является восстанавливающим сахаром, выбранным из группы, состоящей из моносахаридных, дисахаридных и трисахаридных восстанавливающих сахаров.
8. Способ по п.1, в котором упомянутый активатор разрушителя присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе обрабатывающей жидкости.
9. Способ по п.1, в котором упомянутый активатор разрушителя выбран из группы, состоящей из галактозы, фруктозы, мальтозы и лактозы, и присутствует в составе упомянутой разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе разрывающей жидкости.
10. Способ по п.1, в котором упомянутый состав водной обрабатывающей жидкости дополнительно содержит обычный активатор, выбранный из группы, состоящей из ионов меди, хелатированных этилендиаминтетрауксусной кислотой, аминокарбоксилатов и диаминов.
11. Способ по п.10, в котором упомянутый обычный активатор присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01 до примерно 1% по массе.
12. Способ по п.1, в котором упомянутый состав водной обрабатывающей жидкости дополнительно содержит катализатор на основе соли железа.
13. Способ по п.12, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа выбран из группы, состоящей из хлорида железа(II) и хлорида железа(III).
14. Способ по п.12, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100 м.д по массе.
15. Способ формирования одной или более трещин в подземной формации, пройденной стволом скважины, включающий этапы:
(a) получения состава водной разрывающей жидкости, содержащего полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду, и
(b) введения упомянутой разрывающей жидкости в упомянутую подземную зону через упомянутый ствол скважины при условиях, эффективных для создания там, по меньшей мере, одной трещины.
16. Способ по п.15, в котором упомянутый загуститель выбран из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантана, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы и карбоксиметилцеллюлозы.
17. Способ по п.15, в котором упомянутый загуститель присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 2% по массе.
18. Способ по п.15, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из пероксидов, персульфатов, перборатов, галогенводородных оксикислот и галогенводородных оксианионов.
19. Способ по п.15, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из хлористой кислоты и гипохлористой кислоты.
20. Способ по п.15, в котором упомянутый окисляющий разрушитель присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005 до примерно 0,25% по массе.
21. Способ по п.15, в котором упомянутый активатор разрушителя является восстанавливающим сахаром, выбранным из группы, состоящей из моносахаридных, дисахаридных и трисахаридных восстанавливающих сахаров.
22. Способ по п.15, в котором упомянутый активатор разрушителя присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе обрабатывающей жидкости.
23. Способ по п.15, в котором упомянутый активатор разрушителя выбран из группы, состоящей из галактозы, фруктозы, мальтозы и лактозы, и присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе разрывающей жидкости.
24. Способ по п.15, в котором упомянутый состав разрывающей жидкости дополнительно содержит обычный активатор, выбранный из группы, состоящей из ионов меди, хелатированных этилендиаминтетрауксусной кислотой, аминокарбоксилатов и диаминов.
25. Способ по п.24, в котором упомянутый обычный активатор присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01 до примерно 1% по массе.
26. Способ по п.15, в котором упомянутый состав разрывающей жидкости дополнительно содержит катализатор на основе соли железа.
27. Способ по п.26, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа выбран из группы, состоящей из хлорида железа(II) и хлорида железа (III).
28. Способ по п.26, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100 м.д по массе.
29. Способ по п.15, в котором упомянутый состав разрывающей жидкости дополнительно содержит материал расклинивающего наполнителя.
30. Состав водной обрабатывающей жидкости для использования при обработке подземной формации, пройденной стволом скважины, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду.
31. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый загуститель выбран из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантана, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы и карбоксиметилцеллюлозы.
32. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый загуститель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 2% по массе.
33. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из пероксидов, персульфатов, перборатов, галогенводородных оксикислот и галогенводородных оксианионов.
34. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый окисляющий разрушитель выбран из группы, состоящей из хлористой кислоты и гипохлористой кислоты.
35. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый окисляющий разрушитель присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005 до примерно 0,25% по массе.
36. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый активатор разрушителя является восстанавливающим сахаром, выбранным из группы, состоящей из моносахаридных, дисахаридных и трисахаридных восстанавливающих сахаров.
37. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый активатор разрушителя присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе обрабатывающей жидкости.
38. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый активатор разрушителя выбран из группы, состоящей из галактозы, фруктозы, мальтозы и лактозы, и присутствует в упомянутом составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100% по массе упомянутого окисляющего разрушителя в упомянутом составе разрывающей жидкости.
39. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, дополнительно содержащий обычный активатор, выбранный из группы, состоящей из ионов меди, хелатированных этилендиаминтетрауксусной кислотой, аминокарбоксилатов и диаминов.
40. Состав обрабатывающей жидкости по п.39, в котором упомянутый обычный активатор присутствует в упомянутом составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01 до примерно 1% по массе.
41. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, в котором упомянутый состав водной обрабатывающей жидкости дополнительно содержит катализатор на основе соли железа.
42. Состав обрабатывающей жидкости по п.41, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа выбран из группы, состоящей из хлорида железа(II) и хлорида железа(III).
43. Состав обрабатывающей жидкости по п.41, в котором упомянутый катализатор на основе соли железа присутствует в упомянутом составе водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 100 м.д. по массе.
44. Состав обрабатывающей жидкости по п.30, дополнительно содержащий материал расклинивающего наполнителя.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/447,814 | 2003-05-29 | ||
| US10/447,814 US7262154B2 (en) | 2003-05-29 | 2003-05-29 | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005141435A true RU2005141435A (ru) | 2006-06-27 |
| RU2338872C2 RU2338872C2 (ru) | 2008-11-20 |
Family
ID=33451338
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005141435/03A RU2338872C2 (ru) | 2003-05-29 | 2004-05-14 | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7262154B2 (ru) |
| EP (1) | EP1639231A1 (ru) |
| CA (1) | CA2526673C (ru) |
| NO (1) | NO20055641L (ru) |
| RU (1) | RU2338872C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004106698A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459071C2 (ru) * | 2007-09-28 | 2012-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Флюид для обработки с несимметричным пероксидным разжижителем и способ |
| RU2506300C2 (ru) * | 2008-12-18 | 2014-02-10 | Фмк Корпорейшн | Нефтепромысловый биоцид из перуксусной кислоты и способ его применения |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6617285B2 (en) | 2001-07-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid |
| US7398826B2 (en) | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US7262154B2 (en) | 2003-05-29 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US7216704B2 (en) * | 2003-05-29 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| BRPI0807457A2 (pt) * | 2007-01-23 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Serv Inc | Composição, e, método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea |
| US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
| US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
| US9879519B2 (en) | 2007-04-02 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing |
| CO6030028A1 (es) | 2007-06-28 | 2009-04-30 | Mi Llc | Geles degradables en aplicaiones de aislamineto zonal |
| US20110136704A1 (en) * | 2008-06-02 | 2011-06-09 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods of Treating a Hydrocarbon-Bearing Formation, a Well Bore, and Particles |
| US8470747B2 (en) | 2008-10-20 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carboxylic acid and oxidizer clean-up compositions and associated methods of use in subterranean applications |
| US9714378B2 (en) | 2008-10-29 | 2017-07-25 | Basf Se | Proppant |
| BRPI0919963A2 (pt) | 2008-10-29 | 2015-12-08 | Basf Se | agente de escoramento, método para formar um agente de escoramento, e método para fraturamento hidráulico de uma formação subterrânea |
| US8835364B2 (en) * | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| US9062243B2 (en) * | 2011-06-22 | 2015-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of multi-chain polymer viscosified fluid |
| US9574437B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Viscometer for downhole use |
| RU2487157C2 (ru) * | 2011-08-10 | 2013-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФОРЭС-Химия" | Состав для деструкции сшитого геля на основе гуаровой смолы |
| US10550319B2 (en) | 2013-04-05 | 2020-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| CA2964875C (en) | 2014-12-18 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3714088A (en) * | 1971-02-24 | 1973-01-30 | Imp Paper Co | Process for the production of latex coated cyanamide-formaldehyde modified cellulosic pulp fibers |
| US3760881A (en) | 1971-05-24 | 1973-09-25 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells with fluids containing complexes |
| US4144179A (en) | 1975-07-21 | 1979-03-13 | Halliburton Company | Composition for treating low temperature subterranean well formations |
| US4552674A (en) | 1983-08-19 | 1985-11-12 | Fmc Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
| US4552215A (en) | 1984-09-26 | 1985-11-12 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
| US5877127A (en) * | 1991-07-24 | 1999-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids |
| US5420174A (en) | 1992-11-02 | 1995-05-30 | Halliburton Company | Method of producing coated proppants compatible with oxidizing gel breakers |
| US5445223A (en) * | 1994-03-15 | 1995-08-29 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range |
| JPH10175874A (ja) * | 1996-12-19 | 1998-06-30 | Suntory Ltd | 抗アレルギー剤 |
| WO1998041545A1 (en) * | 1997-03-19 | 1998-09-24 | Cultor Food Science, Inc. | Polymerization of mono-and disaccharides using low levels of mineral acids |
| US7328744B2 (en) | 2001-02-23 | 2008-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| JP3694733B2 (ja) * | 2000-06-29 | 2005-09-14 | 独立行政法人農業・生物系特定産業技術研究機構 | 抗アレルギー剤 |
| US6488091B1 (en) | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
| US6617285B2 (en) * | 2001-07-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid |
| US7078370B2 (en) * | 2001-09-19 | 2006-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Biodegradable chelant compositions for fracturing fluid |
| US20030092584A1 (en) * | 2001-11-13 | 2003-05-15 | Crews James B. | Deep water completions fracturing fluid compositions |
| US7256160B2 (en) * | 2001-11-13 | 2007-08-14 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing fluids for delayed flow back operations |
| US7262154B2 (en) | 2003-05-29 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
-
2003
- 2003-05-29 US US10/447,814 patent/US7262154B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-05-14 EP EP04733010A patent/EP1639231A1/en not_active Withdrawn
- 2004-05-14 WO PCT/GB2004/002091 patent/WO2004106698A1/en active Application Filing
- 2004-05-14 RU RU2005141435/03A patent/RU2338872C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-05-14 CA CA002526673A patent/CA2526673C/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-11-29 NO NO20055641A patent/NO20055641L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459071C2 (ru) * | 2007-09-28 | 2012-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Флюид для обработки с несимметричным пероксидным разжижителем и способ |
| RU2506300C2 (ru) * | 2008-12-18 | 2014-02-10 | Фмк Корпорейшн | Нефтепромысловый биоцид из перуксусной кислоты и способ его применения |
| US9018142B2 (en) | 2008-12-18 | 2015-04-28 | Peroxychem Llc | Oil-field biocide method utilizing a peracid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2526673C (en) | 2009-05-12 |
| US7262154B2 (en) | 2007-08-28 |
| NO20055641D0 (no) | 2005-11-29 |
| CA2526673A1 (en) | 2004-12-09 |
| WO2004106698A1 (en) | 2004-12-09 |
| NO20055641L (no) | 2005-12-29 |
| RU2338872C2 (ru) | 2008-11-20 |
| US20040242430A1 (en) | 2004-12-02 |
| EP1639231A1 (en) | 2006-03-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2005141435A (ru) | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей | |
| US7497263B2 (en) | Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids | |
| US7531483B2 (en) | Energized fluids and methods of use thereof | |
| US20190153305A1 (en) | Method of using sophorolipids in well treatment operations | |
| US5950731A (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| CA2323007C (en) | Methods and viscosified compositions for treating wells | |
| US20060166837A1 (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids | |
| AU700377B2 (en) | Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids | |
| US20090048126A1 (en) | Method of Treating Formation With Polymer Fluids | |
| RU2010139899A (ru) | Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя | |
| CA2587430A1 (en) | Composition and method for treating a subterranean formation | |
| CA2217659A1 (en) | Methods of fracturing subterranean formations | |
| EA011760B1 (ru) | Расклинивающий агент для предупреждения отложения плены | |
| CA2411643A1 (en) | Fracturing fluids for delayed flow back operations | |
| WO2007116366A3 (en) | Method for treating a subterranean formation | |
| CA2587685A1 (en) | Viscoelastic surfactant fluids comprising ethyleneglycolethyletheracrylate derived copolymer and having enhanced shear recovery, rheology and stability performance | |
| RU2010116706A (ru) | Флюид для обработки с несимметричным пероксидным разжижителем и способ | |
| RU2006113121A (ru) | Способы и композиции для обработки подземных участков | |
| CA2805139A1 (en) | Use of hexose oxidases to create hydrogen peroxide in aqueous well treatment fluids | |
| US20080026957A1 (en) | Treatment and Production of Subterranean Formations with Heteropolysaccharides | |
| US9834715B2 (en) | Dual-purpose viscosifier and surface active additives and methods of use | |
| CA2642244A1 (en) | Foamed treatment fluids and associated methods | |
| CA1311605C (en) | Method for reducing the viscosity of aqueous fluids | |
| EP0404211A1 (en) | Method of controlling release of encapsulated breakers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160515 |