RU2010139899A - Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя - Google Patents

Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя Download PDF

Info

Publication number
RU2010139899A
RU2010139899A RU2010139899/03A RU2010139899A RU2010139899A RU 2010139899 A RU2010139899 A RU 2010139899A RU 2010139899/03 A RU2010139899/03 A RU 2010139899/03A RU 2010139899 A RU2010139899 A RU 2010139899A RU 2010139899 A RU2010139899 A RU 2010139899A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
fluidizing agent
polymer
bisulfite
processing
Prior art date
Application number
RU2010139899/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2490297C2 (ru
Inventor
Сумитра МУКХОПАДХИАИ (US)
Сумитра МУКХОПАДХИАИ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl)
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl), Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl)
Publication of RU2010139899A publication Critical patent/RU2010139899A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2490297C2 publication Critical patent/RU2490297C2/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26Gel breakers other than bacteria or enzymes

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)
  • Cosmetics (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)

Abstract

1. Композиция жидкости для обработки приствольной зоны, применяемой для обработки подземной формации, содержащая: ! жидкость на водной основе; ! подверженный гидратации полимер; и ! систему разжижения полимера, при этом указанная система включает окислительный разжижающий агент и активатор, способный предоставить источник бисульфитных ионов. ! 2. Композиция по п.1, дополнительно содержащая: ! сшивающий агент, способный сшивать полимер, подверженный гидратации. ! 3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что окислительный разжижающий агент выбирают по меньшей мере из одного из: броматного разжижающего агента, хлоритного разжижающего агента, пероксидного разжижающего агента, перборатного разжижающего агента, перкарбонатного разжижающего агента, перфосфатного разжижающего агента или персульфатного разжижающего агента. ! 4. Композиция по п.3, отличающаяся тем, что броматный разжижающий агент выбирают по меньшей мере из одного из: бромата калия, натрия, лития или аммония. ! 5. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что активатор, содержащий источник бисульфитных ионов, выбирают из щелочных металлов в твердой форме или растворов бисульфита щелочных металлов, щелочных металлов в твердой форме или растворов метабисульфита щелочных металлов, аммония в твердой форме или растворов бисульфита аммония, аммония в твердой форме или растворов метабисульфита аммония, растворов бисульфита щелочноземельных металлов и растворов метабисульфита щелочноземельных металлов. ! 6. Композиция по п.5, отличающаяся тем, что активатор выбирают из бисульфита натрия, бисульфита калия, бисульфита аммония, бисульфита лития, метабисульфита натр�

Claims (28)

1. Композиция жидкости для обработки приствольной зоны, применяемой для обработки подземной формации, содержащая:
жидкость на водной основе;
подверженный гидратации полимер; и
систему разжижения полимера, при этом указанная система включает окислительный разжижающий агент и активатор, способный предоставить источник бисульфитных ионов.
2. Композиция по п.1, дополнительно содержащая:
сшивающий агент, способный сшивать полимер, подверженный гидратации.
3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что окислительный разжижающий агент выбирают по меньшей мере из одного из: броматного разжижающего агента, хлоритного разжижающего агента, пероксидного разжижающего агента, перборатного разжижающего агента, перкарбонатного разжижающего агента, перфосфатного разжижающего агента или персульфатного разжижающего агента.
4. Композиция по п.3, отличающаяся тем, что броматный разжижающий агент выбирают по меньшей мере из одного из: бромата калия, натрия, лития или аммония.
5. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что активатор, содержащий источник бисульфитных ионов, выбирают из щелочных металлов в твердой форме или растворов бисульфита щелочных металлов, щелочных металлов в твердой форме или растворов метабисульфита щелочных металлов, аммония в твердой форме или растворов бисульфита аммония, аммония в твердой форме или растворов метабисульфита аммония, растворов бисульфита щелочноземельных металлов и растворов метабисульфита щелочноземельных металлов.
6. Композиция по п.5, отличающаяся тем, что активатор выбирают из бисульфита натрия, бисульфита калия, бисульфита аммония, бисульфита лития, метабисульфита натрия, метабисульфита калия, метабисульфита аммония и метабисульфита лития.
7. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что разжижающий агент, активатор или оба находятся по меньшей мере в одной из форм, выбранных из инкапсулированной формы и формы с покрытием, или содержатся в суспензии.
8. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что полимер выбирают из полисахаридов, галактоманнанов, гуара, гуаровых смол, гуаровых производных, целлюлозы и производных целлюлозы, полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, сополимеров акриламида и акриловой кислоты, терполимеров, содержащих акриламид, винилпирролидон, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту и гетерополисахаридов, содержащих тетрасахаридное повторяющееся звено в основной цепи полимерасогласно химической формуле:
Figure 00000001
,
при этом по меньшей мере три различных сахарида присутствуют в повторяющемся звене, причем указанные сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и L-рамнозу или L-маннозу; M+ представляет собой ион; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одного до трех сахаридных звеньев; R11 представляет собой метильную или метилоильную группу; и средневесовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет от примерно 105 до примерно 107.
9. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что разжижающий агент представляет собой бромат щелочного металла, бромат аммония или бромат щелочноземельного металла.
10. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что разжижающий агент смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве от более, чем 0% до примерно 200% по массе полимера в жидкости для обработки приствольной зоны, и активатор смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве примерно от 1 до примерно 200% по массе полимера в жидкости для обработки приствольной зоны.
11. Композиция по п.10, отличающаяся тем, что разжижающий агент смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве примерно от 8% до примерно 80% по массе полимера в жидкости для обработки приствольной зоны, и активатор смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве примерно от 4% до примерно 40% по массе полимера в обрабатывающей жидкости.
12. Композиция по п.1, дополнительно содержащая агент, замедляющий разжижение.
13. Композиция по п.12, отличающаяся тем, что агент, замедляющий разжижение, выбирают по меньшей мере из одного из: NaNO2, NaNO, Na2S2O3, триэтаноламина, тиомочевины и мочевины.
14. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что композиция представляет собой вспененную или активированную жидкость.
15. Способ обработки подземной формации, через которую проходит ствол скважины, включающий:
образование жидкости для обработки приствольной зоны из водного раствора гидратированного полимера и системы разжижения полимера, при этом система разжижения полимера содержит разжижающий агент, представляющий собой окислитель, и активатор, способный обеспечить источник бисульфитных ионов; и
введение жидкости для обработки приствольной зоны в формацию.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что жидкость для обработки приствольной зоны получают из водного раствора гидратированного полимера, способного к сшиванию, и сшивающего агента, способного сшивать полимер.
17. Способ по п.15, отличающийся тем, что окислительный разжижающий агент выбирают по меньшей мере из одного из: броматного разжижающего агента, хлоритного разжижающего агента, пероксидного разжижающего агента, перборатного разжижающего агента, перкарбонатного разжижающего агента, перфосфатного разжижающего агента или персульфатного разжижающего агента.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что броматный разжижающий агент выбирают по меньшей мере из одного из: бромата щелочного металла, бромата аммония или бромата щелочноземельного металла.
19. Способ по п.15, отличающийся тем, что активатор, содержащий источник бисульфитных ионов, выбирают из щелочных металлов в твердой форме или растворов бисульфита щелочных металлов, щелочных металлов в твердой форме или растворов метабисульфита щелочных металлов, аммония в твердой форме или растворов бисульфита аммония, аммония в твердой форме или растворов метабисульфита аммония, растворов бисульфита щелочноземельных металлов и растворов метабисульфита щелочноземельных металлов.
20. Способ по п.15, отличающийся тем, что полимер выбирают из полисахаридов, галактоманнанов, гуара, гуаровых смол, гуаровых производных, целлюлозы и производных целлюлозы, полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, сополимеров акриламида и акриловой кислоты, терполимеров, содержащих акриламид, винилпирролидон, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту и гетерополисахаридов, содержащих тетрасахаридное повторяющееся звено в основной цепи полимера, согласно химической формуле:
Figure 00000001
,
при этом по меньшей мере три различных сахарида присутствуют в повторяющемся звене, причем указанные сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и L-рамнозу или L-маннозу; M+ представляет собой ион; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одного до трех сахаридных звеньев; R11 представляет собой метильную или метилоильную группу; и средневесовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет примерно от 105 до примерно 107.
21. Способ по п.15, отличающийся тем, что разжижающий реагент выбирают из по меньшей мере одного из бромата калия, натрия, лития или аммония.
22. Способ по п.15, отличающийся тем, что стадия введения жидкости для обработки приствольной зоны в формацию включает нагнетание жидкости для обработки приствольной зоны в часть формации, статическая температура которой составляет примерно от 25°C до примерно 177°C.
23. Способ по п.15, отличающийся тем, что жидкость для обработки приствольной зоны вводят при давлении, превышающем давление разлома формации.
24. Способ по п.15, отличающийся тем, что разжижающий агент смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве от более, чем 0% до примерно 200% по массе полимера в жидкости для обработки приствольной зоны, и активатор смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве примерно от 1 до примерно 200% по массе полимера в жидкости для обработки приствольной зоны.
25. Способ по п.15, отличающийся тем, что разжижающий агент смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве примерно от 8% до примерно 80% по массе полимера в жидкости для обработки приствольной зоны, и активатор смешивают с жидкостью для обработки приствольной зоны в количестве примерно от 4% до примерно 40% по массе полимера в жидкости для обработки приствольной зоны.
26. Способ по п.15 отличающийся тем, что разжижающий агент, активатор или оба находятся по меньшей мере в одной из форм, выбранных из инкапсулированной формы и формы с покрытием, или содержатся в суспензии.
27. Способ по п.15, отличающийся тем, что жидкость для обработки приствольной зоны дополнительно содержит агент, замедляющий разжижение.
28. Способ по п.15, отличающийся тем, что жидкость для обработки приствольной зоны вводят в формацию в течение по меньшей мере одного из процессов, выбранных из гидроразрыва пласта и заполнения гравием.
RU2010139899/03A 2008-02-29 2009-02-09 Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя RU2490297C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US3249708P 2008-02-29 2008-02-29
US61/032,497 2008-02-29
US12/363,917 2009-02-02
US12/363,917 US20090221453A1 (en) 2008-02-29 2009-02-02 Treatment Fluid With Oxidizer Breaker System and Method
PCT/IB2009/050537 WO2009107017A1 (en) 2008-02-29 2009-02-09 Treatment fluid with oxidizer breaker system and method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010139899A true RU2010139899A (ru) 2012-04-10
RU2490297C2 RU2490297C2 (ru) 2013-08-20

Family

ID=41013645

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010139899/03A RU2490297C2 (ru) 2008-02-29 2009-02-09 Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20090221453A1 (ru)
CN (1) CN102015959B (ru)
AR (1) AR070543A1 (ru)
CA (1) CA2716156C (ru)
MX (1) MX2010009198A (ru)
RU (1) RU2490297C2 (ru)
WO (1) WO2009107017A1 (ru)

Families Citing this family (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110308802A1 (en) * 2010-06-17 2011-12-22 Ladva Hemant K J Degradable material for different oilfield applications
WO2012074614A1 (en) * 2010-12-03 2012-06-07 Exxonmobil Upstream Research Company Double hydraulic fracturing methods
US20140187450A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Superior Energy Services, L.L.C. Internal Breaker for Fluid Loss Control Pills and Method
US20140182854A1 (en) * 2012-12-28 2014-07-03 Superior Energy Services, L.L.C. Fluid loss control pill with internal breaker and method
BR112015020488B1 (pt) * 2013-02-27 2021-10-05 Arkema Inc Fluido de tratamento aquoso e método de tratamento aquoso em formação subterrânea
US20140262274A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Cesi Chemical, Inc. Oxidative breakers in a silicone based suspension
US10696887B2 (en) 2013-03-14 2020-06-30 Flotek Chemistry, Llc Oxidative breakers in a silicone based suspension
US9816363B2 (en) 2013-05-17 2017-11-14 Superior Energy Services, Llc Polysaccharide delivery unit for wellbore treatment agent and method
WO2014190335A1 (en) * 2013-05-24 2014-11-27 Tucc Technology, Llc Treatment fluids with non-oxidizer class inorganic peroxide polymer breakers and methods of use thereof
US10961832B2 (en) 2013-07-23 2021-03-30 Schlumberger Technology Corporation Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ
CN104342096B (zh) * 2013-08-02 2017-08-04 中国石油天然气股份有限公司 一种缓慢释放型起泡剂
WO2015057238A1 (en) 2013-10-18 2015-04-23 Halliburton Energy Services, Inc. Dual function internal breaker for crosslinked hydroxyethylcellulose
RU2681326C1 (ru) 2013-11-13 2019-03-06 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя
US9796913B2 (en) 2014-05-28 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Low residue, high salinity fracturing fluids
RU2560037C1 (ru) * 2014-07-09 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ограничения водопритока в скважине
CN104152124B (zh) * 2014-07-28 2016-08-24 天津科力奥尔工程材料技术有限公司 用于低密度、超低密度油井水泥浆的降失水剂及其制备方法和用途
WO2016093851A1 (en) * 2014-12-12 2016-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Breaker coated particulates for use in subterranean formation operations
EP3377589B1 (en) 2014-12-15 2019-10-09 TouGas Oilfield Solutions GmbH Method for reducing the viscosity of viscosified fluids for applications in natural gas and oil fields
WO2016099502A1 (en) * 2014-12-18 2016-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker
US20180002596A1 (en) * 2015-01-16 2018-01-04 Schlumberger Technology Corporation Subterranean fluids containing suspended polymer bodies
RU2584193C1 (ru) * 2015-03-23 2016-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ изоляции водопритока в скважине
US9976390B2 (en) 2015-03-30 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Drilling fluids with leakoff control and drill cuttings removal sweeps
WO2016171683A1 (en) * 2015-04-22 2016-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Cellulose or cellulose derivative including grafted acrylamide or acrylic acid groups for treatment of subterranean formations
US10400527B2 (en) 2015-12-10 2019-09-03 Saudi Arabian Oil Company Downhole in-situ heat generation to remove filtercake
CN105626028B (zh) * 2016-02-17 2018-09-07 西南石油大学 增加页岩气井压裂改造缝网密度的方法
WO2018045290A1 (en) * 2016-09-01 2018-03-08 Hull Katherine Leigh Treatment of sulfide scales
CN106497538A (zh) * 2016-10-25 2017-03-15 长江大学 不含油相的减阻、助排和粘土稳定“三合一”滑溜水浓缩体系
CN106496409B (zh) * 2016-10-25 2018-07-06 长江大学 一种兼具减阻剂、助排剂和粘土稳定剂性质的多功能滑溜水浓缩液
CN106800927A (zh) * 2017-01-05 2017-06-06 中国石油化工股份有限公司 一种胍胶压裂液交联剂及其制备方法与应用
JP2020536839A (ja) 2017-10-12 2020-12-17 サウジ アラビアン オイル カンパニー ナノコンポジット架橋剤を含むポリマーゲル
CN107603586A (zh) * 2017-10-24 2018-01-19 中石化石油工程技术服务有限公司 低温低伤害页岩气滑溜水压裂液及其制备方法
CN108131114B (zh) * 2017-11-14 2019-10-11 中国石油天然气集团公司 化学驱注入井封井工艺方法
CN108192588B (zh) * 2018-01-24 2020-08-18 西南石油大学 一种自修复低伤害耐超高温压裂液
WO2020032971A1 (en) * 2018-08-10 2020-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Potassium salt treatment fluids for clay stabilization
CN112567003B (zh) * 2018-08-13 2022-08-09 三菱瓦斯化学株式会社 粘性流体的分解剂和该分解剂的制造方法
US10753190B1 (en) 2019-04-29 2020-08-25 Saudi Arabian Oil Company Forming mineral in fractures in a geological formation
CA3153304A1 (en) 2019-09-05 2021-03-11 Saudi Arabian Oil Company Propping open hydraulic fractures
CN110724513A (zh) * 2019-10-17 2020-01-24 大庆石油管理局有限公司 一种驱油用聚合物溶液粘度稳定剂及其制备方法
US11220581B2 (en) 2019-11-05 2022-01-11 Saudi Arabian Oil Company Polymer gel with crosslinker and filler
US11473009B2 (en) * 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
CN113493685A (zh) * 2020-04-08 2021-10-12 中国石油化工股份有限公司 耐高温自破胶降阻剂及其制备方法与应用
RU2754527C1 (ru) * 2020-11-16 2021-09-03 Публичное Акционерное Общество "Пигмент" (ПАО "Пигмент") Тампонажный полимерный состав для высоких температур
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11584889B2 (en) 2021-01-04 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Synthetic source rock with tea
US11802232B2 (en) 2021-03-10 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Polymer-nanofiller hydrogels
US11885790B2 (en) 2021-12-13 2024-01-30 Saudi Arabian Oil Company Source productivity assay integrating pyrolysis data and X-ray diffraction data
US11708521B2 (en) 2021-12-14 2023-07-25 Saudi Arabian Oil Company Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using polymer gels
US11572761B1 (en) 2021-12-14 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using colloidal silica

Family Cites Families (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3825067A (en) * 1972-12-29 1974-07-23 Marathon Oil Co Preparation of aqueous solutions of polyacrylamides suitable for supplemented recovery of petroleum
US3835067A (en) * 1973-02-20 1974-09-10 Ventron Corp Method for intercalating chromium trioxide(cro3)in graphite
US4033415A (en) * 1973-03-30 1977-07-05 Halliburton Company Methods for fracturing well formations
US3955998A (en) * 1973-06-21 1976-05-11 Phillips Petroleum Company Aqueous gels for plugging fractures in subterranean formation and production of said aqueous gels
US4048079A (en) * 1973-10-09 1977-09-13 Phillips Petroleum Company Aqueous gels and uses thereof
US4144179A (en) * 1975-07-21 1979-03-13 Halliburton Company Composition for treating low temperature subterranean well formations
US4250044A (en) * 1978-06-26 1981-02-10 The Dow Chemical Company Breaker system for high viscosity fluids
US4741401A (en) * 1987-01-16 1988-05-03 The Dow Chemical Company Method for treating subterranean formations
SU1571219A1 (ru) * 1988-02-16 1990-06-15 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт Состав дл временной изол ции высокопроницаемых интервалов продуктивных пластов
US4919209A (en) * 1989-01-17 1990-04-24 Dowell Schlumberger Incorporated Method for treating subterranean formations
US5213446A (en) * 1991-01-31 1993-05-25 Union Oil Company Of California Drilling mud disposal technique
US5607905A (en) * 1994-03-15 1997-03-04 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake
US5413178A (en) * 1994-04-12 1995-05-09 Halliburton Company Method for breaking stabilized viscosified fluids
US5759964A (en) * 1994-09-28 1998-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. High viscosity well treating fluids, additives and methods
US5551516A (en) * 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5669447A (en) * 1996-04-01 1997-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for breaking viscosified fluids
US5669446A (en) * 1996-04-01 1997-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for breaking viscosified fluids
DK0915910T3 (da) * 1996-06-05 2006-05-22 Roche Diagnostics Gmbh Exendin-analoger, fremgangsmåder til fremstilling deraf samt lægemidlter der indeholder disse
RU2133337C1 (ru) * 1997-04-29 1999-07-20 Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину
US5950731A (en) * 1997-11-05 1999-09-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for breaking viscosified fluids
US6162766A (en) * 1998-05-29 2000-12-19 3M Innovative Properties Company Encapsulated breakers, compositions and methods of use
US6737386B1 (en) * 1999-05-26 2004-05-18 Benchmark Research And Technology Inc. Aqueous based zirconium (IV) crosslinked guar fracturing fluid and a method of making and use therefor
US6213213B1 (en) * 1999-10-08 2001-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and viscosified compositions for treating wells
US7256160B2 (en) * 2001-11-13 2007-08-14 Baker Hughes Incorporated Fracturing fluids for delayed flow back operations
US7219735B2 (en) * 2002-11-01 2007-05-22 Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. Packer fluid
US6923264B2 (en) * 2003-03-05 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing subterranean zones, fracturing fluids and breaker activators therefor
US7093659B2 (en) * 2004-03-22 2006-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling chlorite or hypochlorite break rate of well treatment fluids using magnesium or calcium ions
US7334640B2 (en) * 2005-01-06 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for reducing the viscosity of treatment fluids
US7888297B2 (en) * 2005-01-06 2011-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for reducing the viscosity of treatment fluids
US7494957B2 (en) * 2005-01-24 2009-02-24 Schlumberger Technology Corporation Energized fluids and methods of use thereof
US7595281B2 (en) * 2005-05-18 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to increase recovery of treatment fluid following stimulation of a subterranean formation comprising in situ fluorocarbon coated particles
US20070042913A1 (en) * 2005-08-17 2007-02-22 Hutchins Richard D Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof
US8481462B2 (en) * 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7712535B2 (en) * 2006-10-31 2010-05-11 Clearwater International, Llc Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids
US7686080B2 (en) * 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009107017A1 (en) 2009-09-03
CN102015959B (zh) 2015-11-25
US20090221453A1 (en) 2009-09-03
AR070543A1 (es) 2010-04-14
CA2716156C (en) 2016-08-09
RU2490297C2 (ru) 2013-08-20
CA2716156A1 (en) 2009-09-03
CN102015959A (zh) 2011-04-13
MX2010009198A (es) 2010-09-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2010139899A (ru) Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя
RU2010116706A (ru) Флюид для обработки с несимметричным пероксидным разжижителем и способ
US4144179A (en) Composition for treating low temperature subterranean well formations
US7784544B2 (en) Method of treating a subterranean formation using a rheology model for fluid optimization
US7833949B2 (en) Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US7678745B2 (en) Viscosity reduction
US8691734B2 (en) Method of fracturing with phenothiazine stabilizer
US5697444A (en) Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids
MX2011003853A (es) Composiciones y metodo para reducir la viscosidad de fluidos de fractura hidraulica.
US7262154B2 (en) Methods and compositions for breaking viscosified fluids
Wang et al. Experimental evaluation of oxidizing breakers for a polyacrylamide-based re-crosslinkable preformed particle gel
EA015579B1 (ru) Способы обработки подземных пластов растворами, основанными на гетерополисахаридах
US6706769B2 (en) Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids
EP1846532A1 (en) Energized fluids and methods of use thereof
CA2849248C (en) Method of fracturing with phenothiazine stabilizer
CN104093812A (zh) 井处理操作中延迟交联的方法
Kang et al. Comprehensive evaluation of chemical breakers for multistage network ultra-high strength gel
CA1060640A (en) Methods and compositions for treating low temperature subterranean well formations
CA2219212C (en) Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids
GB2199408A (en) Method for controlling the viscosity of a fluid

Legal Events

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

Effective date: 20170210