RU2006134038A - Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей - Google Patents

Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей Download PDF

Info

Publication number
RU2006134038A
RU2006134038A RU2006134038/03A RU2006134038A RU2006134038A RU 2006134038 A RU2006134038 A RU 2006134038A RU 2006134038/03 A RU2006134038/03 A RU 2006134038/03A RU 2006134038 A RU2006134038 A RU 2006134038A RU 2006134038 A RU2006134038 A RU 2006134038A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
carbon atoms
hydrocarbons
hydrocarbon mixture
mixture contains
less
Prior art date
Application number
RU2006134038/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2389870C2 (ru
Inventor
Роберт С. ЛЕСЦ (US)
Роберт С. Лесц
Гари П. ФАНКХАУЗЕР (US)
Гари П. Фанкхаузер
Роберт С. ТЭЙЛОР (CA)
Роберт С. ТЭЙЛОР
Одис К. БЕРД (US)
Одис К. БЕРД
Рональд Дж. ДАСТЕРХОФТ (US)
Рональд Дж. Дастерхофт
Дэвид Брайан АТТАУЭЙ (US)
Дэвид Брайан АТТАУЭЙ
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. (Us)
Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк.
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US)
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. 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., ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US), ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. (Us)
Publication of RU2006134038A publication Critical patent/RU2006134038A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2389870C2 publication Critical patent/RU2389870C2/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
    • 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
    • Y10S507/925—Completion or workover 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)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

1. Способ обработки подземной формации, включающий получение обслуживающей текучей среды, содержащей углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С) до одиннадцати атомов углерода (С); и размещение обслуживающей текучей среды в подземной формации.2. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С) до десяти атомов углерода (С).3. Способ по п.1, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С).4. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.5. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С).6. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С).7. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.8. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.9. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофос

Claims (59)

1. Способ обработки подземной формации, включающий получение обслуживающей текучей среды, содержащей углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11); и размещение обслуживающей текучей среды в подземной формации.
2. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).
3. Способ по п.1, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).
4. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.
5. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).
6. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).
7. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.
8. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.
9. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.
10. Способ по п.7, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
11. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит LPG текучую среду.
12. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит частицы.
13. Способ по п.1, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
14. Способ по п.1, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).
15. Способ по п.14, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).
16. Способ гидравлического разрыва пласта подземной формации, включающий стадию размещения текучей среды разрыва, содержащей углеводородную смесь, в подземную формацию при давлении, достаточном для создания по меньшей мере одного гидравлического разрыва пласта в ней, причем углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11).
17. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).
18. Способ по п.16, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).
19. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.
20. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более чем десять атомов углерода (С10).
21. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).
22. Способ по п.16, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.
23. Способ по п.22, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.
24. Способ по п.22, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.
25. Способ по п.22, в котором гелеобразующий агент включает поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
26. Способ по п.16, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит LPG текучую среду.
27. Способ по п.16, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит частицы.
28. Способ по п.16, в котором текучая среда разрыва дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
29. Способ по п.16, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).
30. Способ по п.29, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).
31. Способ размещения гравийной набивки в подземную зону, включающий получение композиции гравийной набивки, включающей частицы гравия и углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от шести атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11); и введение композиции гравийной набивки в ствол скважины так, чтобы частицы гравия образовали гравийную набивку по существу рядом со стволом скважины.
32. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).
33. Способ по п.31, в котором около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).
34. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.
35. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).
36. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).
37. Способ по п.31, в котором обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.
38. Способ по п.37, в котором гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.
39. Способ по п.37, в котором гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.
40. Способ по п.37, в котором гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
41. Способ по п.31, в котором гравийная композиция дополнительно содержит LPG текучую среду.
42. Способ по п.31, в котором гравийная композиция дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
43. Способ по п.31, в котором углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).
44. Способ по п.44, в котором углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).
45. Подземная обслуживающая текучая среда, включающая углеводородную смесь, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от 6 атомов углерода (С6) до одиннадцати атомов углерода (С11).
46. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит по меньшей мере около 65% углеводородов, имеющих от семи атомов углерода (С7) до десяти атомов углерода (С10).
47. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой около 85% углеводородной смеси содержит углеводороды, имеющие восемь атомов углерода (С8), углеводороды, имеющие девять атомов углерода (С9), или смесь углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8), и углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9).
48. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь обладает упругостью паров по Рейду ниже около 2 фунтов на квадратный дюйм.
49. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).
50. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7).
51. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит гелеобразующий агент, присутствующий в количестве в интервале от около 0,1% до около 2,5 мас.% углеводородной смеси.
52. Обслуживающая текучая среда по п.51, в которой гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира алкилфосфоновой кислоты.
53. Обслуживающая текучая среда по п.51, в которой гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия эфира ортофосфорной кислоты.
54. Обслуживающая текучая среда по п.51, в которой гелеобразующий агент содержит поливалентный металлический комплекс трехвалентного железа или алюминия несимметричной диалкилфосфиновой кислоты.
55. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит LPG текучую среду.
56. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит частицы.
57. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой обслуживающая текучая среда дополнительно содержит разрушитель геля замедленного действия.
58. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь содержит менее чем около 1% углеводородов, имеющих менее семи атомов углерода (С7); около 5% углеводородов, имеющих семь атомов углерода (С7); около 44% углеводородов, имеющих восемь атомов углерода (С8); около 43% углеводородов, имеющих девять атомов углерода (С9); около 8% углеводородов, имеющих десять атомов углерода (С10); и менее чем около 1% углеводородов, имеющих более десяти атомов углерода (С10).
59. Обслуживающая текучая среда по п.45, в которой углеводородная смесь по существу не содержит углеводородов, имеющих более одиннадцати атомов углерода (С11).
RU2006134038/03A 2004-02-26 2005-02-14 Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей RU2389870C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/788,147 2004-02-26
US10/788,147 US7168490B2 (en) 2004-02-26 2004-02-26 Optimized hydrocarbon blends and methods of using optimized hydrocarbon blends

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006134038A true RU2006134038A (ru) 2008-04-10
RU2389870C2 RU2389870C2 (ru) 2010-05-20

Family

ID=34886935

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006134038/03A RU2389870C2 (ru) 2004-02-26 2005-02-14 Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7168490B2 (ru)
AR (1) AR049776A1 (ru)
CA (1) CA2557413C (ru)
RU (1) RU2389870C2 (ru)
WO (1) WO2005083031A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9683432B2 (en) 2012-05-14 2017-06-20 Step Energy Services Llc Hybrid LPG frac

Families Citing this family (8)

* 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
US6544934B2 (en) * 2001-02-23 2003-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US7293611B2 (en) * 2004-02-26 2007-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. CO2 miscible optimized hydrocarbon blends and methods of using CO2 miscible optimized hydrocarbon blends
US7261158B2 (en) * 2005-03-25 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Coarse-foamed fracturing fluids and associated methods
US8276659B2 (en) * 2006-03-03 2012-10-02 Gasfrac Energy Services Inc. Proppant addition system and method
CA2538936A1 (en) * 2006-03-03 2007-09-03 Dwight N. Loree Lpg mix frac
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

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
US5110485A (en) * 1990-07-16 1992-05-05 Nalco Chemical Company Liquid aluminum phosphate salt gelling agent
US5202035A (en) * 1990-07-16 1993-04-13 Nalco Chemical Company Liquid aluminum phosphate salt gelling agent
US5417287A (en) * 1994-03-14 1995-05-23 Clearwater, Inc. Hydrocarbon gels useful in formation fracturing
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
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
RO120498B1 (ro) * 2003-06-13 2006-02-28 Nicolae Şlemcu Compoziţie şi procedeu pentru tratarea ţiţeiurilor

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9683432B2 (en) 2012-05-14 2017-06-20 Step Energy Services Llc Hybrid LPG frac

Also Published As

Publication number Publication date
US20050189111A1 (en) 2005-09-01
WO2005083031A1 (en) 2005-09-09
CA2557413A1 (en) 2005-09-09
RU2389870C2 (ru) 2010-05-20
CA2557413C (en) 2011-01-04
WO2005083031A8 (en) 2006-11-16
AR049776A1 (es) 2006-09-06
US7168490B2 (en) 2007-01-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2006134038A (ru) Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей
CA2514140C (en) Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids having reduced phosphorus volatility and their associated methods of use and preparation
CA2644169A1 (en) Compositions and methods for treating subterranean formations with liquefied petroleum gas
US6004908A (en) Rapid gel formation in hydrocarbon recovery
AU2009248462B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
CA2530239A1 (en) Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same
AU777810B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
US20030228985A1 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
RU2006134027A (ru) Смешиваемые с co2 оптимизированные углеводородные смеси и способы использования смешиваемых с co2 оптимизированных углеводородных смесей
BR112016011191B1 (pt) Método para consolidar materiais sólidos durante operações de tratamento subterrâneo
US8377854B2 (en) Low volatile phosphorous gelling agent
CN102899013A (zh) 一种碎屑砂岩气藏酸化液
CN103254885A (zh) 一种缓交联耐高温高密度压裂液
WO2010016947A1 (en) Well stimulation
Cairns et al. From design to practice: Development of new acid platforms to address upstream oil and gas production challenges
AU2013260248A1 (en) Fracturing fluid for secondary gas production
US9518212B2 (en) Low volatile phosphorous gelling agent
CA2649275A1 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids
AU2004203288B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids

Legal Events

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

Effective date: 20170215