RU2006134027A - Смешиваемые с co2 оптимизированные углеводородные смеси и способы использования смешиваемых с co2 оптимизированных углеводородных смесей - Google Patents

Смешиваемые с co2 оптимизированные углеводородные смеси и способы использования смешиваемых с co2 оптимизированных углеводородных смесей Download PDF

Info

Publication number
RU2006134027A
RU2006134027A RU2006134027/03A RU2006134027A RU2006134027A RU 2006134027 A RU2006134027 A RU 2006134027A RU 2006134027/03 A RU2006134027/03 A RU 2006134027/03A RU 2006134027 A RU2006134027 A RU 2006134027A RU 2006134027 A RU2006134027 A RU 2006134027A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
carbon atoms
hydrocarbons
hydrocarbon mixture
working fluid
less
Prior art date
Application number
RU2006134027/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2391377C2 (ru
Inventor
Роберт С. ТЭЙЛОР (CA)
Роберт С. ТЭЙЛОР
Гари П. ФАНКХАУЗЕР (US)
Гари П. Фанкхаузер
Рональд Дж. ДАСТЕРХОФТ (US)
Рональд Дж. Дастерхофт
Роберт С. ЛЕСЦ (US)
Роберт С. Лесц
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Инк. (US)
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК.
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US)
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, Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк., Инк. (US), ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК., ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US) filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз
Publication of RU2006134027A publication Critical patent/RU2006134027A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2391377C2 publication Critical patent/RU2391377C2/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
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • 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
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/34—Organic liquids
    • 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
    • C09K8/64—Oil-based compositions
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Abstract

1. Способ обработки подземной формации, включающий в себя стадии получения рабочей текучей среды, содержащей диоксид углерода и углеводородную смесь, где углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (C) до одиннадцати атомов углерода (C); и размещения рабочей текучей среды в подземной формации.2. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (C) до десяти атомов углерода (C).3. Способ по п.1, в котором примерно 85% углеводородной смеси составляют углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (C), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (C), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C) и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C).4. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь имеет упругость паров по Рейду ниже примерно 2 фунт/кв. дюйм.5. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C).6. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C).7. Способ по п.1, в котором рабочая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,1% примерно до 2,5% мас. от углеводородной смеси.8. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира алкилфосфоновой кислоты.9. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или по�

Claims (79)

1. Способ обработки подземной формации, включающий в себя стадии получения рабочей текучей среды, содержащей диоксид углерода и углеводородную смесь, где углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (C6) до одиннадцати атомов углерода (C11); и размещения рабочей текучей среды в подземной формации.
2. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (C7) до десяти атомов углерода (C10).
3. Способ по п.1, в котором примерно 85% углеводородной смеси составляют углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (C8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (C9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8) и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9).
4. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь имеет упругость паров по Рейду ниже примерно 2 фунт/кв. дюйм.
5. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
6. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7).
7. Способ по п.1, в котором рабочая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,1% примерно до 2,5% мас. от углеводородной смеси.
8. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира алкилфосфоновой кислоты.
9. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира ортофосфорной кислоты.
10. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
11. Способ по п.1, в котором рабочая текучая среда дополнительно содержит текучую среду LPG.
12. Способ по п.1, в котором рабочая текучая среда дополнительно содержит частицы.
13. Способ по п.1, в котором рабочая текучая среда дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
14. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7), примерно 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (C7); примерно 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8); примерно 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9); примерно 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (C10); и меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
15. Способ по п.14, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих больше чем одиннадцать атомов углерода (C11).
16. Способ по п.1, в котором рабочая текучая среда содержит примерно от 30% об. примерно до 80% об. диоксида углерода от объема углеводородной смеси.
17. Способ гидравлического разрыва подземной формации, включающий стадию размещения жидкости для гидравлического разрыва, содержащей диоксид углерода и углеводородную смесь, в подземной формации при давлении, достаточном для создания в ней, по меньшей мере, одного разрыва, где углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (C6) до одиннадцати атомов углерода (C11).
18. Способ по п.17, в котором углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (C7) до десяти атомов углерода (C10).
19. Способ по п.17, в котором примерно 85% углеводородной смеси составляют углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (C8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (C9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9).
20. Способ по п.17, в котором углеводородная смесь имеет упругость паров по Рейду примерно ниже 2 фунт/кв. дюйм.
21. Способ по п.17, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем 10 атомов углерода (C10).
22. Способ по п.17, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7).
23. Способ по п.17, в котором жидкость для гидравлического разрыва дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,1% примерно до 2,5% мас. от углеводородной смеси.
24. Способ по п.23, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира алкилфосфоновой кислоты.
25. Способ по п.23, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира ортофосфорной кислоты.
26. Способ по п.23, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
27. Способ по п.17, в котором жидкость для гидравлического разрыва дополнительно содержит текучую среду LPG.
28. Способ по п.17, в котором жидкость для гидравлического разрыва дополнительно содержит частицы.
29. Способ по п.17, в котором жидкость для гидравлического разрыва дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
30. Способ по п.17, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7), примерно 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (C7); примерно 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8); примерно 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9); примерно 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (C10); и меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
31. Способ по п.30, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих больше чем одиннадцать атомов углерода (C11).
32. Способ по п.17, в котором рабочая текучая среда содержит примерно от 30% об. примерно до 80% об. диоксида углерода.
33. Способ размещения гравийной набивки, включающий стадии создания композиции гравийной набивки, содержащей частицы гравия, диоксид углерода и углеводородную смесь, где углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (C6) до одиннадцати атомов углерода (C11); и введения композиции гравийной набивки в ствол скважины, так что частицы гравия формируют гравийную набивку по существу примыкающую к стволу скважины.
34. Способ по п.33, в котором углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (C7) до десяти атомов углерода (C10).
35. Способ по п.33, в котором примерно 85% углеводородной смеси составляют углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (C8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (C9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9).
36. Способ по п.33, в котором углеводородная смесь имеет упругость паров по Рейду примерно ниже 2 фунт/кв. дюйм.
37. Способ по п.33, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
38. Способ по п.33, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7).
39. Способ по п.33, в котором гравийная композиция дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,1% примерно до 2,5% мас. от углеводородной смеси.
40. Способ по п.39, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира алкилфосфоновой кислоты.
41. Способ по п.39, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира ортофосфорной кислоты.
42. Способ по п.39, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
43. Способ по п.33, в котором гравийная композиция дополнительно содержит текучую среду LPG.
44. Способ по п.33, в котором гравийная композиция дополнительно содержит частицы.
45. Способ по п.33, в котором гравийная композиция дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
46. Способ по п.33, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7), примерно 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (C7); примерно 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8); примерно 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9); примерно 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (C10); и меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
47. Способ по п.46, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих больше чем одиннадцать атомов углерода (C11).
48. Способ по п.33, в котором рабочая текучая среда содержит примерно от 30% об. примерно до 80% об. диоксида углерода.
49. Способ бурения в подземной зоне, включающий стадии получения бурового раствора, содержащего диоксид углерода и углеводородную смесь, где углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (C6) до одиннадцати атомов углерода (C11); и, бурения в формации с использованием бурового раствора для создания ствола скважины, проникающего через продуктивную формацию.
50. Способ по п.49, в котором углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (C7) до десяти атомов углерода (C10).
51. Способ по п.49, в котором примерно 85% углеводородной смеси составляют углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (C8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (C9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9).
52. Способ по п.49, в котором углеводородная смесь имеет упругость паров по Рейду примерно ниже 2 фунт/кв. дюйм.
53. Способ по п.49, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
54. Способ по п.49, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7).
55. Способ по п.49, в котором буровой раствор дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,1% примерно до 2,5% мас. от углеводородной смеси.
56. Способ по п.55, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира алкилфосфоновой кислоты.
57. Способ по п.55, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира ортофосфорной кислоты.
58. Способ по п.55, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
59. Способ по п.49, в котором буровой раствор дополнительно содержит текучую среду LPG.
60. Способ по п.49, в котором буровой раствор дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
61. Способ по п.49, в котором углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7), примерно 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (C7); примерно 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8); примерно 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9); примерно 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (C10); и меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
62. Способ по п.61, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих больше чем одиннадцать атомов углерода (C11).
63. Способ по п.49, в котором рабочая текучая среда содержит примерно от 30% об. примерно до 80% об. диоксида углерода.
64. Подземная рабочая текучая среда, содержащая диоксид углерода и углеводородную смесь, где углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (C6) до одиннадцати атомов углерода (C11).
65. Рабочая текучая среда по п.64, в которой углеводородная смесь содержит, по меньшей мере, примерно 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (C7) до десяти атомов углерода (C10).
66. Способ по п.64, в котором примерно 85% углеводородной смеси составляют углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (C8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (C9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9).
67. Рабочая текучая среда по п.64, в которой углеводородная смесь имеет упругость паров по Рейду примерно ниже 2 фунт/кв. дюйм.
68. Рабочая текучая среда по п.64, в которой углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
69. Рабочая текучая среда по п.64, в которой углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7).
70. Способ по п.64, в котором рабочая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,1% примерно до 2,5% масс. от углеводородной смеси.
71. Способ по п.70, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и эфира алкилфосфоновой кислоты.
72. Способ по п.70, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или пливалентного металлического алюминия и эфира ортофосфорной кислоты.
73. Способ по п.70, в котором гелеобразующий агент содержит комплекс трехвалентного железа или поливалентного металлического алюминия и несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
74. Рабочая текучая среда по п.64, в которой рабочая текучая среда дополнительно содержит текучую среду LPG.
75. Рабочая текучая среда по п.64, в которой рабочая текучая среда дополнительно содержит частицы.
76. Рабочая текучая среда по п.64, в которой рабочая текучая среда дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
77. Рабочая текучая среда по п.64, в которой углеводородная смесь содержит меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих меньше чем семь атомов углерода (C7), примерно 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (C7); примерно 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (C8); примерно 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (C9); примерно 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (C10); и меньше примерно чем 1% углеводородов, имеющих больше чем десять атомов углерода (C10).
78. Рабочая текучая среда по п.77, в которой углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих больше чем одиннадцать атомов углерода (C11).
79. Способ по п.64, в котором рабочая текучая среда содержит примерно от 30 об.% примерно до 80 об.% диоксида углерода.
RU2006134027/03A 2004-02-26 2005-02-21 Смешиваемые с co2 оптимизированные углеводородные смеси и способы использования смешиваемых с со2 оптимизированных углеводородных смесей RU2391377C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/787,363 US7293611B2 (en) 2004-02-26 2004-02-26 CO2 miscible optimized hydrocarbon blends and methods of using CO2 miscible optimized hydrocarbon blends
US10/787,363 2004-02-26

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006134027A true RU2006134027A (ru) 2008-04-10
RU2391377C2 RU2391377C2 (ru) 2010-06-10

Family

ID=34886762

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006134027/03A RU2391377C2 (ru) 2004-02-26 2005-02-21 Смешиваемые с co2 оптимизированные углеводородные смеси и способы использования смешиваемых с со2 оптимизированных углеводородных смесей

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7293611B2 (ru)
AR (1) AR049778A1 (ru)
AU (1) AU2005217189A1 (ru)
CA (1) CA2557381C (ru)
RU (1) RU2391377C2 (ru)
WO (1) WO2005083032A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8119575B2 (en) * 2001-02-23 2012-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US8541347B2 (en) * 2007-01-26 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrocarbon-acid emulsion compositions and associated methods
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
CA2816025C (en) 2012-05-14 2021-01-26 Gasfrac Energy Services Inc. Hybrid lpg frac
US10822935B2 (en) 2013-03-04 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of treating a subterranean formation with natural gas
EP2964721B1 (en) 2013-03-04 2021-04-07 Baker Hughes Holdings LLC Method of fracturing with liquefied natural gas
US10081761B2 (en) * 2014-12-22 2018-09-25 Praxair Technology, Inc. Process for making and supplying a high quality fracturing fluid

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3846310A (en) * 1972-03-03 1974-11-05 Exxon Production Research Co Hydraulic fracturing method using gelled hydrocarbons
US3954626A (en) * 1973-09-24 1976-05-04 The Dow Chemical Company Well treating composition and method
US4622155A (en) * 1984-03-13 1986-11-11 Halliburton Company Method for fracturing subterranean formations
US4701270A (en) * 1985-02-28 1987-10-20 Canadian Fracmaster Limited Novel compositions suitable for treating deep wells
CA1268325A (en) * 1987-11-13 1990-05-01 Loree, Dwight N. Fracturing process for low permeability reservoirs employing a compatible hydrocarbon-liquid carbon dioxide mixture
US5057233A (en) * 1988-01-11 1991-10-15 Nalco Chemical Company Hydrocarbon geller and method for making the same
US5202035A (en) * 1990-07-16 1993-04-13 Nalco Chemical Company Liquid aluminum phosphate salt gelling agent
US5110485A (en) * 1990-07-16 1992-05-05 Nalco Chemical Company Liquid aluminum phosphate salt gelling agent
US5614010A (en) * 1994-03-14 1997-03-25 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US5571315A (en) * 1994-03-14 1996-11-05 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US5417287A (en) * 1994-03-14 1995-05-23 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US5846915A (en) * 1995-10-26 1998-12-08 Clearwater, Inc. Delayed breaking of gelled hydrocarbon fracturing fluid
US6149693A (en) * 1996-02-06 2000-11-21 Ethox Chemicals, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
US6297201B1 (en) * 1996-02-06 2001-10-02 Ethox Chemicals Inc Hydrocarbon gelling compositions useful in fracturing formation
US7328744B2 (en) * 2001-02-23 2008-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US6511944B2 (en) * 2001-02-23 2003-01-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US6544934B2 (en) * 2001-02-23 2003-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US7168490B2 (en) * 2004-02-26 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Optimized hydrocarbon blends and methods of using optimized hydrocarbon blends

Also Published As

Publication number Publication date
CA2557381A1 (en) 2005-09-09
AU2005217189A1 (en) 2005-09-09
AR049778A1 (es) 2006-09-06
CA2557381C (en) 2010-08-10
US7293611B2 (en) 2007-11-13
US20050189110A1 (en) 2005-09-01
RU2391377C2 (ru) 2010-06-10
WO2005083032A1 (en) 2005-09-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2006134027A (ru) Смешиваемые с co2 оптимизированные углеводородные смеси и способы использования смешиваемых с co2 оптимизированных углеводородных смесей
CA2557459C (en) Compositions and methods for treating subterranean formations with liquefied petroleum gas
RU2006134038A (ru) Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей
US7726404B2 (en) Use of carbon-dioxide-based fracturing fluids
CA2530239A1 (en) Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same
EP1258595A2 (en) Enhanced oil recovery method using CO2 injection
US5025863A (en) Enhanced liquid hydrocarbon recovery process
CN113323631A (zh) 一种天然气水合物储层开采结构及气体压裂注入水硬性氧化钙的天然气水合物开采方法
CN106089171B (zh) 一种利用火烧煤层辅助造缝开采煤层气的方法
CA2783785C (en) Fracture fluid compositions comprising a mixture of mono and divalent cations and their methods of use in hydraulic fracturing of subterranean formations
US20140262285A1 (en) Methods for fraccing oil and gas wells
US20100032157A1 (en) Well stimulation
AU2013260248B2 (en) Fracturing fluid for secondary gas production
Earlougher Jr et al. Performance of the Fry in-situ combustion project
El Sgher et al. Impact of the stress shadow on the proppant transport and the productivity of the multi-stage fractured Marcellus Shale horizontal wells
CA2649275A1 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
WO2022260824A1 (en) Controlled release acid system for well treatment applications
Carlson Field Summary: Arroyo Field

Legal Events

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

Effective date: 20110222

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20120127

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160222