RU2011154343A - Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта - Google Patents
Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011154343A RU2011154343A RU2011154343/03A RU2011154343A RU2011154343A RU 2011154343 A RU2011154343 A RU 2011154343A RU 2011154343/03 A RU2011154343/03 A RU 2011154343/03A RU 2011154343 A RU2011154343 A RU 2011154343A RU 2011154343 A RU2011154343 A RU 2011154343A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- salts
- additive
- agent
- additive according
- tri
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract 25
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract 13
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims abstract 8
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 7
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims abstract 5
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract 4
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims abstract 4
- -1 oxides Chemical class 0.000 claims abstract 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims abstract 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 4
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 claims 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 3
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 claims 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims 2
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 claims 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 claims 1
- 229920002581 Glucomannan Polymers 0.000 claims 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims 1
- 239000003570 air Substances 0.000 claims 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims 1
- 229920000591 gum Polymers 0.000 claims 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 claims 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 1
- 239000012265 solid product Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 abstract 3
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
-
- 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
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
-
- 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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
1. Добавка к жидкости для обработки пласта, содержащая в своем составе:- агент для регулирования величины рН и- агент, контролирующий выпадение осадка.2. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что агент для регулирования величины рН содержит, по меньшей мере, один из компонентов, выбранных из группы, включающей гидроксиды, оксиды, карбонаты и бикарбонаты щелочных и щелочноземельных металлов.3. Добавка по п.2, отличающаяся тем, что щелочные и щелочноземельные металлы выбраны из натрия, магния, калия, и кальция.4. Добавка по п.3, отличающаяся тем, что агент для регулирования величины рН включает, по меньшей мере, два из перечисленных компонентов.5. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что агент для регулирования величины рН обеспечивает значение рН в жидкости для обработки пласта не менее 9.6. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что агент, контролирующий выпадение осадка, содержит, по меньшей мере, один из компонентов, выбранных из группы, включающей этилендиаминтетрауксусную кислоту (EDTA) и ее соли и аминотриметиленфосфоновую кислоту (АТМР) и ее соли.7. Добавка по п.6, отличающаяся тем, что соли этилендиаминтетрауксусной кислоты включают в себя моно-, ди-, три- и тетранатриевую соли и моно-, ди-, три- и тетракалиевую соли.8. Добавка по п.7, отличающаяся тем, что соли аминотриметиленфосфоновой кислоты (АМТР) включают в себя моно-, ди-, три-, тетра-, пента- и гексанатриевые соли, моно-, ди-, три-, тетра-, пента- и гексакалиевые соли и моно-, ди-, три-, тетра-, пента- и гексакальциевые соли.9. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что массовое соотношение агента для регулирования величины рН и агента, контролирующего выпадение осадка, находится в пределах примерно от 1:1
Claims (26)
1. Добавка к жидкости для обработки пласта, содержащая в своем составе:
- агент для регулирования величины рН и
- агент, контролирующий выпадение осадка.
2. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что агент для регулирования величины рН содержит, по меньшей мере, один из компонентов, выбранных из группы, включающей гидроксиды, оксиды, карбонаты и бикарбонаты щелочных и щелочноземельных металлов.
3. Добавка по п.2, отличающаяся тем, что щелочные и щелочноземельные металлы выбраны из натрия, магния, калия, и кальция.
4. Добавка по п.3, отличающаяся тем, что агент для регулирования величины рН включает, по меньшей мере, два из перечисленных компонентов.
5. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что агент для регулирования величины рН обеспечивает значение рН в жидкости для обработки пласта не менее 9.
6. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что агент, контролирующий выпадение осадка, содержит, по меньшей мере, один из компонентов, выбранных из группы, включающей этилендиаминтетрауксусную кислоту (EDTA) и ее соли и аминотриметиленфосфоновую кислоту (АТМР) и ее соли.
7. Добавка по п.6, отличающаяся тем, что соли этилендиаминтетрауксусной кислоты включают в себя моно-, ди-, три- и тетранатриевую соли и моно-, ди-, три- и тетракалиевую соли.
8. Добавка по п.7, отличающаяся тем, что соли аминотриметиленфосфоновой кислоты (АМТР) включают в себя моно-, ди-, три-, тетра-, пента- и гексанатриевые соли, моно-, ди-, три-, тетра-, пента- и гексакалиевые соли и моно-, ди-, три-, тетра-, пента- и гексакальциевые соли.
9. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что массовое соотношение агента для регулирования величины рН и агента, контролирующего выпадение осадка, находится в пределах примерно от 1:1 до 200:1.
10. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что является твердой добавкой.
11. Добавка по п.10, отличающаяся тем, что она является гранулированной.
12. Добавка по п.1 или 11, отличающаяся тем, что является инкапсулированной.
13. Добавка по п.12, отличающаяся тем, что инкапсулирующий материал выбран из группы синтетических полимеров.
14. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий:
- подготовку обрабатывающей жидкости, содержащей:
- вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее, по меньшей мере, одну разлагаемую связь, или загущающий полимер,
- гидролизуемый материал,
- добавку к жидкости для обработки пласта согласно любому из пп.1-13;
и
- введение подготовленной обрабатывающей жидкости в подземный пласт.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что гидролизуемый материал представляет собой гидролизуемое волокно.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что волокно выбирают из группы, включающей сложные полиэфиры, полиамиды и полилактиды.
17. Способ по п.16, отличающийся тем, что гидролизуемое волокно и вязкоупругое поверхностно-активное вещество образуют при гидролизе нетвердые продукты.
18. Способ по п.14, отличающийся тем, что вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит амидную связь.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что вязкоупругое поверхностно-активное вещество имеет следующую формулу:
20. Способ по п.14, отличающийся тем, что загущающий полимер включает в себя природный или синтетический полимер.
21. Способ по п.14, отличающийся тем, что при использовании загущающего полимера дополнительно используют окислитель.
22. Способ по п.14, отличающийся тем, что природный или синтетический полимер включает в себя гидратируемый полисахарид, выбранный из галактоманнановой камеди, глюкоманнановой камеди и производных целлюлозы.
23. Способ по п.22, отличающийся тем, что природный или синтетический полимер представляет собой производное целлюлозы, выбранное из гуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуар, гидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы, гидроксипропилцеллюлозы, ксантана.
24. Способ по п.14, отличающийся тем, что жидкость дополнительно включает расклинивающий наполнитель.
25. Способ по п.14, отличающийся тем, что жидкость дополнительно включает добавку, выбранную из группы, включающей ингибиторы коррозии, регуляторы водоотделения и их смеси.
26. Способ по п.14, отличающийся тем, что жидкость дополнительно включает газообразный компонент для формирования пены или активизированной жидкости, причем указанный газообразный компонент содержит газ, выбранный из группы, включающей азот, воздух и диоксид углерода.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154343/03A RU2524227C2 (ru) | 2011-12-30 | 2011-12-30 | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
| US13/717,411 US20130168096A1 (en) | 2011-12-30 | 2012-12-17 | Additive to Fluid for The Treatment of Subterranean Formation and A Method for Treating Subterranean Formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154343/03A RU2524227C2 (ru) | 2011-12-30 | 2011-12-30 | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011154343A true RU2011154343A (ru) | 2013-07-10 |
| RU2524227C2 RU2524227C2 (ru) | 2014-07-27 |
Family
ID=48693929
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011154343/03A RU2524227C2 (ru) | 2011-12-30 | 2011-12-30 | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20130168096A1 (ru) |
| RU (1) | RU2524227C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2644459C1 (ru) * | 2014-03-11 | 2018-02-12 | Тойо Сейкан Груп Холдингз, Лтд. | Композиция на основе полимолочной кислоты |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10041327B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in low temperature well treatment operations |
| US9920610B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
| US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
| MY180172A (en) | 2012-06-26 | 2020-11-24 | Baker Hughes Inc | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations |
| US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
| US9359543B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| WO2015016874A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Phospho-friction reducing agents for use in oleaginous-based drilling fluids |
| US9790777B2 (en) | 2013-09-04 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising fibers treated with crosslinkable, hydratable polymers and related methods |
| WO2015178909A1 (en) | 2014-05-22 | 2015-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition of a degradable diverting agent and a degradable accelerator with tunable degradable rate |
| CN106795750A (zh) * | 2014-08-15 | 2017-05-31 | 贝克休斯公司 | 用于井处理操作的转向系统 |
| FR3034423B1 (fr) * | 2015-04-03 | 2019-05-31 | Cnrs | Dispersion aqueuse de particules d'au moins un polymere thermoplastique, son procede de preparation et ses applications, notamment pour l'ensimage de fibres de renfort |
| RU2604627C1 (ru) * | 2015-07-23 | 2016-12-10 | Сергей Владимирович Махов | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки |
| RU2745681C2 (ru) * | 2016-05-25 | 2021-03-30 | Родиа Оперейшнс | Самоотклоняющаяся кислотная система |
| US20190040305A1 (en) * | 2017-08-01 | 2019-02-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Fracturing method using a low-viscosity fluid with low proppant settling rate |
| RU2715001C2 (ru) * | 2019-07-29 | 2020-02-21 | Александр Владимирович Терещенко | Загуститель водного раствора кислоты и/или соли, способ загущения водного раствора кислоты и/или соли и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и/или соли и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель |
| RU2758371C1 (ru) * | 2020-08-17 | 2021-10-28 | Акционерное Общество Малое Инновационное Предприятие Губкинского Университета "Химеко-Сервис" (АО МИПГУ "Химеко-Сервис") | Состав для удаления солеотложений сульфатов бария и кальция и способ его применения |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4708805A (en) * | 1986-11-24 | 1987-11-24 | Muhala Thomas F D | Barium sulfate removal and anti-deposition compositions and process of use therefor |
| US5093020A (en) * | 1989-04-03 | 1992-03-03 | Mobil Oil Corporation | Method for removing an alkaline earth metal sulfate scale |
| US6140277A (en) * | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6436880B1 (en) * | 2000-05-03 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| WO2003097996A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-11-27 | Sofitech N.V. | Hydraulic fracturing method |
| RU2232879C1 (ru) * | 2003-01-04 | 2004-07-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| US20080236832A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Diankui Fu | Method for Treating Subterranean Formation |
| AU2010292142B2 (en) * | 2009-09-10 | 2014-11-06 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Process of using hard brine at high alkalinity for enhanced oil recovery (EOR) applications |
-
2011
- 2011-12-30 RU RU2011154343/03A patent/RU2524227C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-12-17 US US13/717,411 patent/US20130168096A1/en not_active Abandoned
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2644459C1 (ru) * | 2014-03-11 | 2018-02-12 | Тойо Сейкан Груп Холдингз, Лтд. | Композиция на основе полимолочной кислоты |
| US10626246B2 (en) | 2014-03-11 | 2020-04-21 | Toyo Seikan Group Holdings, Ltd. | Polylactic acid composition |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20130168096A1 (en) | 2013-07-04 |
| RU2524227C2 (ru) | 2014-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2011154343A (ru) | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта | |
| CA2677462C (en) | Treatment fluids comprising diutan and associated methods | |
| CA2676296C (en) | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan | |
| NZ587624A (en) | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids | |
| CA2683212A1 (en) | Method for treating subterranean formation | |
| AU2008288334A1 (en) | Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods | |
| GB2505626A (en) | Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use | |
| BR112012028444A2 (pt) | produção de soluções de proteínas solúveis a partir de pulsos | |
| US10947123B2 (en) | Synthetic caustic composition | |
| NZ606578A (en) | Method for suspending particles in alcoholic liquid composition and corresponding liquid composition | |
| MX2015012203A (es) | Materiales y metodos de mantenimiento de la boca de pozo y metodos de fabricacion y uso de los mismos. | |
| AU2012355905A1 (en) | Method for delayedly crosslinking environmentally friendly fluids | |
| SA516380106B1 (ar) | موائع تكوين صدوع عالية الملوحة، بها محتوى مادة متبقية منخفض | |
| CA3023613C (en) | Synergistic caustic compositions comprising glycine | |
| DE602007010029D1 (ru) | ||
| WO2008140476A3 (en) | Process to form nano-sized materials, the compositions and uses thereof | |
| Nguyen | Preparation of artificial sea water (ASW) for culturing marine bacteria | |
| MY193043A (en) | Weighted acid compositions comprising amino acids | |
| WO2012109023A3 (en) | Method of increasing ph of high-density brines | |
| RU2010138242A (ru) | Способ обработки подземного пласта разлагаемым веществом | |
| WANG et al. | How the Surface Seawater of the South China Sea Exchanged CO 2 with the Atmosphere over the Last Glacial Cycle? | |
| CA3023705A1 (en) | Novel synthetic caustic composition | |
| CN102268333A (zh) | 一种清洗剂的配制和应用 | |
| Xuesong et al. | Research and application of dissolved sulfur agent for high-sulfur gas field. | |
| MY176629A (en) | Low residue, high salinity fracturing fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171231 |