RU2009134795A - Способ и композиция для разрыва подземных пластов - Google Patents

Способ и композиция для разрыва подземных пластов Download PDF

Info

Publication number
RU2009134795A
RU2009134795A RU2009134795/03A RU2009134795A RU2009134795A RU 2009134795 A RU2009134795 A RU 2009134795A RU 2009134795/03 A RU2009134795/03 A RU 2009134795/03A RU 2009134795 A RU2009134795 A RU 2009134795A RU 2009134795 A RU2009134795 A RU 2009134795A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
ops
agent
fatty acids
internal
Prior art date
Application number
RU2009134795/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2463446C2 (ru
Inventor
Джеймс Б. КРЮС (US)
Джеймс Б. КРЮС
Тяньпин ХУАН (US)
Тяньпин ХУАН
Джон Р. УИЛЛИНГХЕМ (US)
Джон Р. УИЛЛИНГХЕМ
Джеймс Х. ТРЕДУЭЙ (US)
Джеймс Х. ТРЕДУЭЙ
Аллен Д. ГАБРИСК (US)
Аллен Д. ГАБРИСК
Патрик А. КЕЛЛИ (US)
Патрик А. КЕЛЛИ
Уилльям Р. ВУД (US)
Уилльям Р. ВУД
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
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 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us), Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Publication of RU2009134795A publication Critical patent/RU2009134795A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2463446C2 publication Critical patent/RU2463446C2/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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]

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)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)

Abstract

1. Способ обработки подземного пласта, включающий: ! создание композиции обрабатывающей жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом, содержащей воду, по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУП) в количестве, эффективном для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент и по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, ! введение композиции обрабатывающей жидкости в подземный пласт, ! обработку подземного пласта и ! снижение вязкости обрабатывающей жидкой композиции. ! 2. Способ по п.1, в котором внутренний разрушающий агент выбирают из группы, состоящей из бактерий, источников иона переходного металла, омыленных жирных кислот, минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых масел, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний. ! 3. Способ по п.2, в котором омыленные жирные кислоты являются продуктами реакции жирной кислоты со щелочным соединением, выбранным из группы, состоящей из органических оснований, оснований щелочных металлов, оснований щелочноземельных металлов, аммониевых оснований и их сочетаний. ! 4. Способ по п.2, в котором ненасыщенные жирные кислоты выбирают из группы, состоящей из моноенольных кислот, полиенольных кислот и их смесей. ! 5. Способ по п.2, в котором, ! когда внутренним разрушающим агентом являются бактерии, их количество составляет примерно от 0,01 до примерно 20,0 об.%, ! когда внутренним разрушающим агентом является источник иона переходного металла, его количество составляет от примерно 0,01 до примерно 300 млн-1, ! когда внутренним разрушающим агентом является омыленная ж�

Claims (33)

1. Способ обработки подземного пласта, включающий:
создание композиции обрабатывающей жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом, содержащей воду, по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУП) в количестве, эффективном для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент и по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости,
введение композиции обрабатывающей жидкости в подземный пласт,
обработку подземного пласта и
снижение вязкости обрабатывающей жидкой композиции.
2. Способ по п.1, в котором внутренний разрушающий агент выбирают из группы, состоящей из бактерий, источников иона переходного металла, омыленных жирных кислот, минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых масел, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний.
3. Способ по п.2, в котором омыленные жирные кислоты являются продуктами реакции жирной кислоты со щелочным соединением, выбранным из группы, состоящей из органических оснований, оснований щелочных металлов, оснований щелочноземельных металлов, аммониевых оснований и их сочетаний.
4. Способ по п.2, в котором ненасыщенные жирные кислоты выбирают из группы, состоящей из моноенольных кислот, полиенольных кислот и их смесей.
5. Способ по п.2, в котором,
когда внутренним разрушающим агентом являются бактерии, их количество составляет примерно от 0,01 до примерно 20,0 об.%,
когда внутренним разрушающим агентом является источник иона переходного металла, его количество составляет от примерно 0,01 до примерно 300 млн-1,
когда внутренним разрушающим агентом является омыленная жирная кислота, ее количество составляет от примерно 50 до примерно 20000 млн-1, и
когда внутренний разрушающий агент выбран из группы, состоящей из минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых кислот, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний, количество внутреннего разрушающего агента составляет примерно от 0,1 до примерно 20 гал./1000 гал., все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.
6. Способ по п.1 или 2, включающий нагрев композиции обрабатывающей жидкости, загущенной ВУП, до эффективной температуры для снижения вязкости жидкости, загущенной ВУП, с помощью внутреннего разрушающего агента.
7. Способ по п.6, в котором эффективная температура составляет примерно от 38 до примерно 204°C (от 100 до примерно 400°F).
8. Способ по п.1, в котором внутренний разрушающий агент представляет собой минеральное масло и по меньшей мере на 99 мас.% состоит из парафина.
9. Способ по п.1, в котором композиция обрабатывающей жидкости, загущенной ВУП, кроме того, содержит по меньшей мере один стабилизатор ВУП.
10. Способ по п.9, в котором стабилизатор ВУП выбирают из группы, состоящей из оксидов щелочного металла, гидроксидов щелочного металла, оксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла, гликолей, полиолов и их сочетаний.
11. Способ по п.1 или 9, в котором по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, выбран из группы, состоящей из оксидов щелочноземельного металла, гидроксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла и их смесей.
12. Способ по п.11, в котором количество агента, регулирующего потери жидкости, составляет примерно от 0,2 до примерно 24 кг/м3 в расчете на жидкость, загущенную ВУП.
13. Способ по п.1 или 9, в котором композиция обрабатывающей жидкости, загущенной ВУП, кроме того, содержит по меньшей мере один усилитель вязкости.
14. Способ по п.13, в котором по меньшей мере один усилитель вязкости выбран из группы, состоящей из пироэлектрических частиц, пьезоэлектрических частиц и их смесей.
15. Способ по п.13, в котором в композиции обрабатывающей жидкости, загущенной ВУП, присутствует
по меньшей мере одно ВУП в количестве примерно от 0,5 до 12,0 об.% и
по меньшей мере один усилитель вязкости в количестве примерно от 0,012 до примерно 60 кг/м3, все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.
16. Способ по п.1 или 9, в котором в жидкости, загущенной ВУП, присутствует лишь один компонент, снижающий вязкость, который является по меньшей мере одним агентом, разрушающим вязкость.
17. Способ по п.1 или 9, в котором методы обработки подземного пласта выбраны из группы, состоящей из:
разрыва пласта под эффективным давлением, при котором водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит расклинивающий наполнитель,
заполнения пласта гравием, при котором водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит гравий,
интенсификации притока в скважину, при которой водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит интенсифицирующий агент,
заканчивания скважины,
регулирования потери жидкости, при котором водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит соль, легко удаляемые твердые частицы и их смеси.
18. Способ по п.1 или 9, в котором внутренний разрушающий агент присутствует в маслорастворимой внутренней водной фазе жидкости, загущенной ВУП.
19. Жидкость для обработки подземных пластов, загущенная вязкоупругим поверхностно-активным веществом (ВУП), содержащая:
воду,
по меньшей мере одно ВУП в эффективном количестве для увеличения вязкости воды,
по меньшей мере один внутренний разрушающий агент,
по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости.
20. Жидкость для обработки подземного пласта по п.19, в которой внутренний разрушающий агент выбран из группы, состоящей из бактерий, источников иона переходного металла, омыленных жирных кислот, минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых масел, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний.
21. Жидкость для обработки подземного пласта по п.20, в которой омыленные жирные кислоты являются продуктами реакции жирной кислоты со щелочным соединением, выбранным из группы, состоящей из органических оснований, оснований щелочного металла, оснований щелочноземельного металла, аммониевых оснований и их сочетаний.
22. Жидкость для обработки подземного пласта по п.20, в которой ненасыщенные жирные кислоты выбраны из группы, состоящей из моноенольных кислот, полиенольных кислот и их сочетаний.
23. Жидкость для обработки подземного пласта по п.20, в которой:
когда внутренним разрушающим агентом являются бактерии, их количество составляет примерно от 0,01 до примерно 20,0 об.%,
когда внутренним разрушающим агентом является источник иона переходного металла, количество иона переходного металла из этого источника составляет примерно от 0,01 до примерно 300 млн-1,
когда внутренним разрушающим агентом является омыленная жирная кислота, ее количество составляет примерно от 50 до примерно 20000 млн-1,
когда внутренний разрушающий агент выбран из группы, состоящей из минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых масел, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний, количество внутреннего разрушающего агента составляет примерно от 0,1 до примерно 20 гал./1000 гал.,
все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.
24. Жидкость для обработки подземного пласта по п.19, в которой внутренним разрушающим агентом является минеральное масло, которое по меньшей мере примерно на 99% состоит из парафина.
25. Жидкость для обработки подземного пласта по п.19, кроме того, содержит по меньшей мере один стабилизатор ВУП.
26. Жидкость для обработки подземного пласта по п.25, в которой стабилизатор ВУП выбран из группы, состоящей из оксидов щелочного металла, гидроксидов щелочного металла, оксидов щелочноземельного металла, гидроксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла, гликолей, полиолов и их сочетаний.
27. Жидкость для обработки подземного пласта по п.19 или 25, в которой по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, выбран из группы, состоящей из оксидов щелочноземельного металла, гидроксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла и их смесей.
28. Жидкость для обработки подземного пласта по п.19 или 25, в которой количество агента, регулирующего потери жидкости, составляет примерно от 0,2 до примерно 24 кг/м3 в расчете на жидкость, загущенную ВУП.
29. Жидкость для обработки подземного пласта по п.19 или 25, содержащая по меньшей мере один усилитель вязкости.
30. Жидкость для обработки подземного пласта по п.29, в которой по меньшей мере один усилитель вязкости выбран из группы, состоящей из пироэлектрических частиц, пьезоэлектрических частиц и их смесей.
31. Жидкость для обработки подземного пласта по п.29, в которой в жидкости, загущенной ВУП, присутствует
по меньшей мере одно ВУП в количестве примерно от 0,5 до 12,0 об.% и усилитель вязкости в количестве примерно от 0,012 до примерно 60 кг/м3, все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.
32. Жидкость для обработки подземного пласта по п.п.19 или 25, в которой присутствует лишь один компонент, снижающий вязкость, который является по меньшей мере одним внутренним разрушающим агентом.
33. Жидкость для обработки подземного пласта по п.19 или 25, в которой присутствует внутренний разрушающий агент в маслорастворимой внутренней водной фазе жидкости, загущенной ВУП.
RU2009134795/03A 2007-02-26 2008-03-19 Способ и композиция для разрыва подземных пластов RU2463446C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/679,018 US7723272B2 (en) 2007-02-26 2007-02-26 Methods and compositions for fracturing subterranean formations
US11/679,018 2007-02-26

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009134795A true RU2009134795A (ru) 2011-05-20
RU2463446C2 RU2463446C2 (ru) 2012-10-10

Family

ID=39637296

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009134795/03A RU2463446C2 (ru) 2007-02-26 2008-03-19 Способ и композиция для разрыва подземных пластов

Country Status (5)

Country Link
US (2) US7723272B2 (ru)
EP (1) EP2125990A2 (ru)
EG (1) EG26526A (ru)
RU (1) RU2463446C2 (ru)
WO (1) WO2008106695A2 (ru)

Families Citing this family (107)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US8327931B2 (en) 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US9029299B2 (en) * 2004-05-13 2015-05-12 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles
US8499832B2 (en) * 2004-05-13 2013-08-06 Baker Hughes Incorporated Re-use of surfactant-containing fluids
US8567502B2 (en) * 2004-05-13 2013-10-29 Baker Hughes Incorporated Filtration of dangerous or undesirable contaminants
US8226830B2 (en) 2008-04-29 2012-07-24 Baker Hughes Incorporated Wastewater purification with nanoparticle-treated bed
US8196659B2 (en) * 2004-05-13 2012-06-12 Baker Hughes Incorporated Multifunctional particles for downhole formation treatments
US8383557B2 (en) 2004-05-13 2013-02-26 Baker Hughes Incorporated Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer
US7939472B2 (en) * 2004-06-07 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7728044B2 (en) 2005-03-16 2010-06-01 Baker Hughes Incorporated Saponified fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US8044106B2 (en) * 2005-03-16 2011-10-25 Baker Hughes Incorporated Saponified fatty acids as viscosity modifiers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US7615517B2 (en) * 2005-09-15 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Use of mineral oils to reduce fluid loss for viscoelastic surfactant gelled fluids
US7967068B2 (en) * 2005-09-15 2011-06-28 Baker Hughes Incorporated Particles in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids
US8921285B2 (en) 2005-09-15 2014-12-30 Baker Hughes Incorporated Particles slurried in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids
US7543646B2 (en) * 2006-07-31 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Suspension of concentrated particulate additives containing oil for fracturing and other fluids
US8616284B2 (en) 2007-03-21 2013-12-31 Baker Hughes Incorporated Methods for removing residual polymer from a hydraulic fracture
US7942201B2 (en) * 2007-05-11 2011-05-17 Clearwater International, Llc Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US20090082230A1 (en) * 2007-09-21 2009-03-26 Bj Services Company Well Treatment Fluids Containing Nanoparticles and Methods of Using Same
US20100096139A1 (en) * 2008-10-17 2010-04-22 Frac Tech Services, Ltd. Method for Intervention Operations in Subsurface Hydrocarbon Formations
US9139759B2 (en) * 2009-04-02 2015-09-22 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation with combined breaker and fluid loss additive
US9121674B2 (en) 2009-05-13 2015-09-01 Milmark Technologies, Inc. Armor
GB2481773B (en) * 2009-07-09 2012-04-18 Titan Global Oil Services Inc Compositions and processes for fracturing subterranean formations
US8082992B2 (en) * 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
US8186433B2 (en) * 2009-08-07 2012-05-29 Baker Hughes Incorporated Methods of gravel packing long interval wells
US20110105369A1 (en) * 2009-10-30 2011-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids containing a viscoelastic surfactant and a cross-linking agent comprising a water-soluble transition metal complex
US9127515B2 (en) 2010-10-27 2015-09-08 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix carbon composite
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9227243B2 (en) 2009-12-08 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Method of making a powder metal compact
US8573295B2 (en) 2010-11-16 2013-11-05 Baker Hughes Incorporated Plug and method of unplugging a seat
US8425651B2 (en) 2010-07-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix metal composite
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded powder metal compact
US8327935B2 (en) * 2009-12-17 2012-12-11 Dick Crill Methods of use of a salt solution of monovalent and divalent cations in hydraulic fracturing
US8430165B2 (en) 2010-05-19 2013-04-30 Baker Hughes Incorporated Increasing the viscosity of viscoelastic fluids
US8776884B2 (en) 2010-08-09 2014-07-15 Baker Hughes Incorporated Formation treatment system and method
US9085724B2 (en) * 2010-09-17 2015-07-21 Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
US8739876B2 (en) * 2011-01-13 2014-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Nanohybrid-stabilized emulsions and methods of use in oil field applications
WO2013106059A2 (en) * 2011-04-20 2013-07-18 Baker Hughes Incorporated Methods for removing residual polymer from a hydraulic fracture
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US9725645B2 (en) 2011-05-03 2017-08-08 Preferred Technology, Llc Proppant with composite coating
US8763700B2 (en) 2011-09-02 2014-07-01 Robert Ray McDaniel Dual function proppants
US9040467B2 (en) 2011-05-03 2015-05-26 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
US9290690B2 (en) 2011-05-03 2016-03-22 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
US8993489B2 (en) 2011-05-03 2015-03-31 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US8783365B2 (en) 2011-07-28 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Selective hydraulic fracturing tool and method thereof
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Degradable shaped charge and perforating gun system
US9187990B2 (en) 2011-09-03 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system
US9347119B2 (en) 2011-09-03 2016-05-24 Baker Hughes Incorporated Degradable high shock impedance material
US20130123150A1 (en) * 2011-11-11 2013-05-16 Baker Hughes Incorporated Metallic particle induced saponification of fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US9284812B2 (en) 2011-11-21 2016-03-15 Baker Hughes Incorporated System for increasing swelling efficiency
US9562187B2 (en) 2012-01-23 2017-02-07 Preferred Technology, Llc Manufacture of polymer coated proppants
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9068428B2 (en) 2012-02-13 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Selectively corrodible downhole article and method of use
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US10190032B2 (en) 2012-06-21 2019-01-29 M-I L.L.C. Viscoelastic surfactants in mixed brines
US20140066340A1 (en) * 2012-08-30 2014-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Low Toxicity Viscosifier and Methods of Using the Same
MX2015007069A (es) * 2012-12-03 2016-01-20 Schlumberger Technology Bv Composicion y metodo para tratamiento de formacion subterranea.
US9518214B2 (en) 2013-03-15 2016-12-13 Preferred Technology, Llc Proppant with polyurea-type coating
US9097097B2 (en) 2013-03-20 2015-08-04 Baker Hughes Incorporated Method of determination of fracture extent
US10100247B2 (en) 2013-05-17 2018-10-16 Preferred Technology, Llc Proppant with enhanced interparticle bonding
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
BR112016005454B1 (pt) 2013-09-20 2022-02-08 Baker Hughes Incorporated Método para tratar um poço que penetra em uma formação subterrânea
CN105555908B (zh) 2013-09-20 2019-10-08 贝克休斯公司 使用表面改性金属处理剂处理地下地层的方法
US9701892B2 (en) 2014-04-17 2017-07-11 Baker Hughes Incorporated Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well
EP3046986B1 (en) 2013-09-20 2020-07-22 Baker Hughes Holdings LLC Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent
CA3009048A1 (en) 2013-09-20 2015-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Composites for use in stimulation and sand control operations
US9822621B2 (en) 2013-09-20 2017-11-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations
US10689740B2 (en) 2014-04-18 2020-06-23 Terves, LLCq Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US9790422B2 (en) 2014-04-30 2017-10-17 Preferred Technology, Llc Proppant mixtures
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
DK3274430T3 (da) 2015-03-24 2022-10-03 Corbion Biotech Inc Mikroalgesammensætninger og deres anvendelser
CN111518535A (zh) 2015-04-09 2020-08-11 沙特阿拉伯石油公司 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物及其制备方法
AR104606A1 (es) 2015-05-13 2017-08-02 Preferred Tech Llc Partícula recubierta
US9862881B2 (en) 2015-05-13 2018-01-09 Preferred Technology, Llc Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
US10125307B2 (en) 2016-01-13 2018-11-13 Saudi Arabian Oil Company Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery
US10227522B2 (en) 2016-05-25 2019-03-12 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Fluid efficiency for viscoelastic surfactant based fluids with nanoparticles
US10280361B2 (en) 2016-06-20 2019-05-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Hydrophobized nanoparticles as breaker for viscoelastic surfactant gelled fluids
WO2018004593A1 (en) * 2016-06-30 2018-01-04 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids for stimulation of subterranean formations
CN106268496B (zh) * 2016-07-21 2018-08-24 西南石油大学 一种双子两性粘弹性表面活性剂及其制备方法和以其为稠化剂的清洁压裂液
US11208591B2 (en) 2016-11-16 2021-12-28 Preferred Technology, Llc Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity
US10696896B2 (en) 2016-11-28 2020-06-30 Prefferred Technology, Llc Durable coatings and uses thereof
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
CN108191694A (zh) * 2018-01-08 2018-06-22 西南石油大学 一种双子两性离子表面活性剂及其制备方法以及利用表面活性剂制备的转向酸
CN112989716B (zh) * 2021-02-05 2023-03-24 成都北方石油勘探开发技术有限公司 一种岩板人工裂缝酸刻蚀测试参数计算方法
CN113549442A (zh) * 2021-08-30 2021-10-26 四川奥赛德材料科技有限公司 一种用于一体化压裂工艺的功能复合型稠化剂

Family Cites Families (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2078905C1 (ru) * 1993-07-23 1997-05-10 Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов "СевКавНИИгаз" Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта
DE69520407T2 (de) * 1994-11-28 2001-09-06 Rhodia Chimie, Courbevoie Gel von nicht-polarem Mitteln, Verwendung bei Herstellung von Bohrspülungen auf Wasser-Basis
TW307837B (ru) * 1995-05-30 1997-06-11 Fujikura Kk
US5807812A (en) * 1995-10-26 1998-09-15 Clearwater, Inc. Controlled gel breaker
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US7060661B2 (en) * 1997-12-19 2006-06-13 Akzo Nobel N.V. Acid thickeners and uses thereof
US6506710B1 (en) 1997-12-19 2003-01-14 Akzo Nobel N.V. Viscoelastic surfactants and compositions containing same
US6211120B1 (en) * 1998-02-11 2001-04-03 Baker Hughes Incorporated Application of aluminum chlorohydrate in viscosifying brine for carrying proppants in gravel packing
US6599863B1 (en) 1999-02-18 2003-07-29 Schlumberger Technology Corporation Fracturing process and composition
US6631764B2 (en) * 2000-02-17 2003-10-14 Schlumberger Technology Corporation Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids
AU2001260178B2 (en) 2000-04-05 2005-12-15 Schlumberger Technology B.V. Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US6613720B1 (en) * 2000-10-13 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation Delayed blending of additives in well treatment fluids
US7052901B2 (en) * 2000-10-31 2006-05-30 Baker Hughes Incorporated Bacteria-based and enzyme-based mechanisms and products for viscosity reduction breaking of viscoelastic fluids
FR2817165B1 (fr) * 2000-11-24 2003-09-26 Inst Francais Du Petrole Formulation desemulsionnante organique et son utilisation dans le traitement des drains fores en boue a l'huile
GB2393722A (en) 2001-02-13 2004-04-07 Schlumberger Holdings Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
US7084095B2 (en) 2001-04-04 2006-08-01 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids
US7256160B2 (en) * 2001-11-13 2007-08-14 Baker Hughes Incorporated Fracturing fluids for delayed flow back operations
WO2003048267A1 (en) * 2001-12-03 2003-06-12 Sofitech N.V. Non-damaging fluid-loss control pill and method of using the same
US6840318B2 (en) * 2002-06-20 2005-01-11 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation
ATE350428T1 (de) * 2002-10-28 2007-01-15 Schlumberger Technology Bv Selbstzerst render filterkuchen
US6883608B2 (en) * 2003-08-06 2005-04-26 Schlumberger Technology Corporation Gravel packing method
US7081439B2 (en) * 2003-11-13 2006-07-25 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling the fluid loss properties of viscoelastic surfactant based fluids
RU2369736C2 (ru) 2004-05-13 2009-10-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Система стабилизаторов и усилителей эксплуатационных качеств водных жидкостей, загущаемых вязкоупругими поверхностно-активными веществами
US7879767B2 (en) 2004-06-03 2011-02-01 Baker Hughes Incorporated Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7595284B2 (en) 2004-06-07 2009-09-29 Crews James B Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
US20070065737A1 (en) * 2004-12-06 2007-03-22 Eastman Kodak Company Multilayer imageable elements having good solvent resistance
US7527102B2 (en) * 2005-03-16 2009-05-05 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for diverting acid fluids in wellbores
US7696135B2 (en) * 2005-03-16 2010-04-13 Baker Hughes Incorporated Use of oil-soluble surfactants as breaker enhancers for VES-gelled fluids
US7728044B2 (en) 2005-03-16 2010-06-01 Baker Hughes Incorporated Saponified fatty acids as breakers for viscoelastic surfactant-gelled fluids
US7347266B2 (en) 2005-09-15 2008-03-25 Baker Hughes Incorporated Use of mineral oils, hydrogenated polyalphaolefin oils and saturated fatty acids for breaking ves-gelled fluids
US7645724B2 (en) * 2005-03-16 2010-01-12 Baker Hughes Incorporated Compositions and use of mono- and polyenoic acids for breaking VES-gelled fluids
US7655603B2 (en) 2005-05-13 2010-02-02 Baker Hughes Incorported Clean-up additive for viscoelastic surfactant based fluids

Also Published As

Publication number Publication date
US20100261622A1 (en) 2010-10-14
WO2008106695A3 (en) 2008-10-23
EG26526A (en) 2014-01-20
US20080202744A1 (en) 2008-08-28
RU2463446C2 (ru) 2012-10-10
WO2008106695A2 (en) 2008-09-04
US8188015B2 (en) 2012-05-29
US7723272B2 (en) 2010-05-25
EP2125990A2 (en) 2009-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009134795A (ru) Способ и композиция для разрыва подземных пластов
CN101679846B (zh) 用于储层保护的方法和组合物
CA2820910C (en) Process and fluid to improve the permeability of sandstone formations using a chelating agent
EP2454337B1 (en) Degradable diverting agents and associated methods
Reynolds A technical playbook for chemicals and additives used in the hydraulic fracturing of shales
EP2571957B1 (en) Increasing the viscosity of viscoelastic fluids
DE602008003670D1 (de) Behandlungsflüssigkeiten mit organischer säure und viskoelastischen tensiden sowie internen schaltern
US20100071957A1 (en) Drill-In Fluids For Oil and Gas Reservoirs With High Carbonate Contents
US9394476B2 (en) Well treatment methods and fluids
WO2016093814A1 (en) Composition for treatment of subterranean formations
WO2016196754A1 (en) Decreasing microorganisms in fluids using ultrasonic wave technologies
US20110290489A1 (en) Method and composition
NO20120101A1 (no) Fremgangsmater for gruspakking av bronner med lange intervall
US3070164A (en) Acidizing of wells
AU2016362944B2 (en) Decreasing corrosion on metal surfaces with apatite forming components
US10584272B2 (en) Microsphere compositions and methods for production in oil-based drilling fluids
US10259989B2 (en) Well-treatment fluid, method for forming fracture, and method for isolating wellbore
Tripathi et al. Hydraulic fraturing fluid design

Legal Events

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

Effective date: 20150320