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 PDFInfo
- 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
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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/62—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
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
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:
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:
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.
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)
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)
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 |
-
2009
- 2009-02-02 US US12/363,917 patent/US20090221453A1/en not_active Abandoned
- 2009-02-09 CN CN200980115084.0A patent/CN102015959B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-02-09 MX MX2010009198A patent/MX2010009198A/es unknown
- 2009-02-09 WO PCT/IB2009/050537 patent/WO2009107017A1/en active Application Filing
- 2009-02-09 RU RU2010139899/03A patent/RU2490297C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-02-09 CA CA2716156A patent/CA2716156C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-02-27 AR ARP090100697A patent/AR070543A1/es not_active Application Discontinuation
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 |