RU2012132179A - Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину - Google Patents

Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину Download PDF

Info

Publication number
RU2012132179A
RU2012132179A RU2012132179/03A RU2012132179A RU2012132179A RU 2012132179 A RU2012132179 A RU 2012132179A RU 2012132179/03 A RU2012132179/03 A RU 2012132179/03A RU 2012132179 A RU2012132179 A RU 2012132179A RU 2012132179 A RU2012132179 A RU 2012132179A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
liquid
solid particles
stage
adjacent contacting
fluid
Prior art date
Application number
RU2012132179/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2513568C2 (ru
Inventor
Анатолий Владимирович Медведев
Александр Игоревич Титков
Original Assignee
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. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2012132179A publication Critical patent/RU2012132179A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2513568C2 publication Critical patent/RU2513568C2/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
    • C09K8/601—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation using spacer compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • 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
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • 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

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)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

1. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, причем жидкостная система содержит контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, который включает следующие этапы:подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости; изакачивание жидкостной системы в ствол скважины, образованной в подземном пласте.2. Способ по п. 1, в котором:твердые частицы подмешиваются как к жидкостной стадии, так и к соседней контактирующей жидкости.3. Способ по п. 1, в котором:твердые частицы подмешиваются либо только к жидкостной стадии, либо к соседней контактирующей жидкости.4. Способ по п. 1, в котором:жидкостная стадия содержит расклинивающий материал, а соседняя контактирующая жидкость по существу не содержит расклинивающий агент.5. Способ по п. 1, в котором:как жидкостная стадия, так и соседняя контактирующая жидкость не содержат расклинивающий агент.6. Способ по п. 1, в котором:жидкостная система состоит из загущенных жидкостей.7. Способ по п. 1, в котором:соседняя контактирующая жидкость представляет собой буровой раствор, при этом жидкостная стадия представляет собой цемент или жидкость для вытеснения бурового раствора.8. Способ по п. 1, в котором:твердые частицы могут добавляться по меньшей мере к жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости в концентрации приблизительно от 0,1 до 100 г/л.9. Способ по п. 1, в котором:твердые частицы могут добавляться по мен

Claims (42)

1. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, причем жидкостная система содержит контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, который включает следующие этапы:
подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости; и
закачивание жидкостной системы в ствол скважины, образованной в подземном пласте.
2. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы подмешиваются как к жидкостной стадии, так и к соседней контактирующей жидкости.
3. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы подмешиваются либо только к жидкостной стадии, либо к соседней контактирующей жидкости.
4. Способ по п. 1, в котором:
жидкостная стадия содержит расклинивающий материал, а соседняя контактирующая жидкость по существу не содержит расклинивающий агент.
5. Способ по п. 1, в котором:
как жидкостная стадия, так и соседняя контактирующая жидкость не содержат расклинивающий агент.
6. Способ по п. 1, в котором:
жидкостная система состоит из загущенных жидкостей.
7. Способ по п. 1, в котором:
соседняя контактирующая жидкость представляет собой буровой раствор, при этом жидкостная стадия представляет собой цемент или жидкость для вытеснения бурового раствора.
8. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы могут добавляться по меньшей мере к жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости в концентрации приблизительно от 0,1 до 100 г/л.
9. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы могут добавляться по меньшей мере к жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости в концентрации приблизительно 10 г/л или более.
10. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы состоят из волокон.
11. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы представляют собой разлагаемый материал.
12. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы представляют собой неразлагаемый материал.
13. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы состоят из адгезионного материала.
14. Способ по п. 13, в котором:
адгезионные свойства адгезионных веществ изменяются после закачивания жидкостной системы в ствол скважины.
15. Способ по п. 1, в котором:
твердые частицы состоят по меньшей мере из двухмерных или трехмерных частиц.
16. Способ по п. 1, в котором:
физические свойства твердых частиц изменяются по меньшей мере вследствие 1) взаимодействия твердых частиц по меньшей мере с жидкостной стадией или соседней контактирующей жидкостью, к которым подмешиваются твердые частицы, или 2) скважинных условий.
17. Способ по п. 16, в котором:
физические свойства твердых частиц, способные изменяться, включают по меньшей мере гибкость, форму, клейкость, разлагаемость и прочность.
18. Способ по п. 4, в котором:
твердые частицы добавляются к жидкостной стадии, содержащей расклинивающий материал, при этом по меньшей мере часть расклинивающего материала обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации расклинивающего материала и твердых частиц.
19. Способ по п. 1, в котором:
жидкостная система состоит из двух или более порций жидкостных стадий и соседних контактирующих жидкостей и в котором твердые частицы добавляются по меньшей мере к жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости каждой фазы в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости.
20. Способ по п. 1, в котором:
вязкость базовых жидкостей, образующих жидкостную стадию, и соседней контактирующей жидкости является по существу одинаковой.
21. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, причем жидкостная система содержит контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, и этот способ включает следующие этапы:
подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости; и
при этом по меньшей мере часть твердых частиц обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации твердых частиц внутри по меньшей мере жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости; и
закачивание жидкостной системы в ствол скважины, образованной в подземном пласте.
22. Способ по п. 21, в котором:
адгезионные свойства обеспечиваются при подмешивании твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости.
23. Способ по п. 21, в котором:
по меньшей мере часть твердых частиц приобретает адгезионные свойства за счет введения материала, обеспечивающего адгезионность, по меньшей мере в жидкостную стадию или соседнюю контактирующую жидкость жидкостной системы.
24. Способ по п. 21, в котором:
по меньшей мере часть твердых частиц состоит из волокон.
25. Способ по п. 21, в котором:
адгезионные свойства обеспечиваются по меньшей мере за счет 1) взаимодействия по меньшей мере части твердых частиц с жидкостью, к которой подмешиваются твердые частицы, или 2) скважинных условий.
26. Способ по п. 21, в котором:
твердые частицы подмешиваются как к жидкостной стадии, так и к соседней контактирующей жидкости.
27. Способ по п. 21, в котором:
твердые частицы подмешиваются либо только к жидкостной стадии, либо к соседней контактирующей жидкости.
28. Способ по п. 21, в котором:
жидкостная стадия содержит расклинивающий материал, а соседняя контактирующая жидкость по существу не содержит расклинивающий агент.
29. Способ по п. 21, в котором:
как жидкостная стадия, так и соседняя контактирующая жидкость не содержат расклинивающий агент.
30. Способ по п. 21, в котором:
жидкостная система состоит из загущенных жидкостей.
31. Способ по п. 21, в котором:
соседняя контактирующая жидкость представляет собой буровой раствор, при этом жидкостная стадия представляет собой цемент или жидкость для вытеснения бурового раствора.
32. Способ по п. 21, в котором:
твердые частицы могут добавляться по меньшей мере к жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости в концентрации приблизительно от 0,1 до 100 г/л.
33. Способ по п. 21, в котором:
твердые частицы состоят из волокон.
34. Способ по п. 21, в котором:
твердые частицы представляют собой разлагаемый материал.
35. Способ по п. 21, в котором:
твердые частицы представляют собой неразлагаемый материал.
36. Способ по п. 21, в котором:
адгезионные свойства изменяются после закачивания жидкостной системы в ствол скважины.
37. Способ по п. 21, в котором:
твердые частицы состоят по меньшей мере из двухмерных или трехмерных частиц.
38. Способ по п. 21, в котором:
физические свойства твердых частиц изменяются по меньшей мере вследствие 1) взаимодействия твердых частиц по меньшей мере с жидкостной стадией или соседней контактирующей жидкостью, к которым подмешиваются твердые частицы, или 2) скважинных условий.
39. Способ по п. 38, в котором:
физические свойства твердых частиц, способные изменяться, включают по меньшей мере гибкость, форму, клейкость, разлагаемость и прочность.
40. Способ по п. 28, в котором:
твердые частицы добавляются к жидкостной стадии, содержащей расклинивающий материал, при этом по меньшей мере часть расклинивающего материала обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации расклинивающего материала и твердых частиц.
41. Способ по п. 21, в котором:
жидкостная система состоит из двух или более фаз жидкостных стадий и соседних контактирующих жидкостей и в котором твердые частицы добавляются по меньшей мере к жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости каждой фазы в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости.
42. Способ по п. 21, в котором:
вязкость базовых жидкостей, образующих жидкостную стадию, и соседней контактирующей жидкости является по существу одинаковой.
RU2012132179/03A 2009-12-30 2009-12-30 Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину RU2513568C2 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2009/000750 WO2011081546A1 (en) 2009-12-30 2009-12-30 A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012132179A true RU2012132179A (ru) 2014-02-10
RU2513568C2 RU2513568C2 (ru) 2014-04-20

Family

ID=44226680

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012132179/03A RU2513568C2 (ru) 2009-12-30 2009-12-30 Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9879174B2 (ru)
EP (1) EP2519603A4 (ru)
CN (1) CN102869747B (ru)
AU (1) AU2009357406B2 (ru)
CA (1) CA2785955C (ru)
MX (1) MX2012007645A (ru)
RU (1) RU2513568C2 (ru)
WO (1) WO2011081546A1 (ru)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8424784B1 (en) * 2012-07-27 2013-04-23 MBJ Water Partners Fracture water treatment method and system
US10184030B2 (en) 2012-09-11 2019-01-22 MIRteq Pty Ltd. Vinyl functional interpenetrating network polymers produced by physically mixing vinyl functional resins with thermoplastic resin compositions, methods of use and methods of preparation
US9896923B2 (en) 2013-05-28 2018-02-20 Schlumberger Technology Corporation Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement
GB2533730B (en) * 2013-10-29 2021-04-14 Halliburton Energy Services Inc Drill-in fluids comprising nanoparticulates for consolidating subterranean formations while drilling
US9797212B2 (en) 2014-03-31 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers
US10240082B2 (en) 2014-06-30 2019-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method for design of production wells and injection wells
WO2016077634A1 (en) * 2014-11-13 2016-05-19 Schlumberger Canada Limited Cement slurry compositions and methods
US11795377B2 (en) 2015-12-21 2023-10-24 Schlumberger Technology Corporation Pre-processed fiber flocks and methods of use thereof
US11370960B2 (en) 2016-02-04 2022-06-28 Schlumberger Technology Corporation Polymer fiber additive for proppant flowback prevention
US10858569B2 (en) * 2018-12-13 2020-12-08 American Cementing, Llc Methods for cementing well bores using cleaning fluids with nut shells
CN115012901B (zh) * 2022-07-19 2024-05-03 成都劳恩普斯科技有限公司 一种支撑剂高效铺置多级纤维防砂实验方法

Family Cites Families (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3581824A (en) * 1969-12-17 1971-06-01 Mobil Oil Corp Oil recovery process using an ionic polysaccharide thickening agent
GB1136661A (en) 1970-02-13 1968-12-11 W N Nicholson & Sons Ltd Improvements in or relating to agricultural implements
US3929191A (en) 1974-08-15 1975-12-30 Exxon Production Research Co Method for treating subterranean formations
US3937283A (en) 1974-10-17 1976-02-10 The Dow Chemical Company Formation fracturing with stable foam
CH645605A5 (de) 1980-02-22 1984-10-15 Ametex Ag Verfahren zur herstellung einer faserverstaerkten, hydraulisch abbindenden zusammensetzung, die nach diesem verfahren hergestellte zusammensetzung und verwendung derselben.
US4453598A (en) 1982-09-20 1984-06-12 Singer Arnold M Drilling mud displacement process
US4585064A (en) 1984-07-02 1986-04-29 Graham John W High strength particulates
DE69313410T2 (de) 1992-11-27 1998-02-19 Petoca Ltd Kohlenstoffasern für die Bewehrung von Zement und zementhaltiges Verbundmaterial
CA2119316C (en) 1993-04-05 2006-01-03 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US5422183A (en) 1993-06-01 1995-06-06 Santrol, Inc. Composite and reinforced coatings on proppants and particles
US5582249A (en) * 1995-08-02 1996-12-10 Halliburton Company Control of particulate flowback in subterranean wells
US6435277B1 (en) 1996-10-09 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
JP3046258B2 (ja) 1997-04-11 2000-05-29 株式会社ヤクルト本社 １−クロロカルボニル−４−ピペリジノピペリジンまたはその塩酸塩の製造方法
US6258859B1 (en) 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
FR2778654B1 (fr) 1998-05-14 2000-11-17 Bouygues Sa Beton comportant des fibres organiques dispersees dans une matrice cimentaire, matrice cimentaire du beton et premelanges
US6085844A (en) 1998-11-19 2000-07-11 Schlumberger Technology Corporation Method for removal of undesired fluids from a wellbore
WO2003023177A2 (en) 2001-09-11 2003-03-20 Sofitech N.V. Methods for controlling screenouts
US6938693B2 (en) 2001-10-31 2005-09-06 Schlumberger Technology Corporation Methods for controlling screenouts
GB2392682B (en) 2002-09-05 2005-10-26 Schlumberger Holdings Cement slurries containing fibers
US6742590B1 (en) 2002-09-05 2004-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean formations using solid particles and other larger solid materials
US7143827B2 (en) * 2003-03-21 2006-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion spacer fluids containing fibers and methods
US7441600B2 (en) 2003-05-09 2008-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in subterranean formations
US7207386B2 (en) * 2003-06-20 2007-04-24 Bj Services Company Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production
US7275596B2 (en) 2005-06-20 2007-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method of using degradable fiber systems for stimulation
US7174961B2 (en) 2005-03-25 2007-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing using cement compositions comprising basalt fibers
CA2637605C (en) 2006-01-11 2011-05-24 The Gillette Company Spray dispensers
RU2404359C2 (ru) 2006-01-27 2010-11-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты)
CN101553552A (zh) * 2006-10-24 2009-10-07 普拉德研究及开发股份有限公司 可降解材料辅助转向
US7565929B2 (en) * 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
US8021537B2 (en) 2006-10-24 2011-09-20 Acs Engineering Technologies, Inc. Steam generation apparatus and method
US7581590B2 (en) * 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8412500B2 (en) 2007-01-29 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation
RU2351632C2 (ru) * 2007-03-22 2009-04-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Проппант и способ его изготовления
RU2358100C2 (ru) * 2007-06-28 2009-06-10 Олег Евдокимович Васильев Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
WO2009078745A1 (en) 2007-12-14 2009-06-25 Schlumberger Canada Limited Proppant flowback control using encapsulated adhesive materials
US20100263870A1 (en) 2007-12-14 2010-10-21 Dean Michael Willberg Methods of contacting and/or treating a subterranean formation
US20090203555A1 (en) * 2008-02-08 2009-08-13 Arthur Milne Use of Relative Permeability Modifiers in Treating Subterranean Formations

Also Published As

Publication number Publication date
CN102869747B (zh) 2017-06-30
CA2785955C (en) 2015-04-21
AU2009357406A8 (en) 2012-11-29
RU2513568C2 (ru) 2014-04-20
WO2011081546A1 (en) 2011-07-07
CN102869747A (zh) 2013-01-09
EP2519603A1 (en) 2012-11-07
AU2009357406B2 (en) 2015-09-24
EP2519603A4 (en) 2013-06-26
CA2785955A1 (en) 2011-07-07
AU2009357406A1 (en) 2012-07-19
US20120309653A1 (en) 2012-12-06
MX2012007645A (es) 2012-09-07
US9879174B2 (en) 2018-01-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2012132179A (ru) Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину
US10023787B2 (en) Surfactant selection methods for fluid recovery in subterranean formations
US3850247A (en) Placing zones of solids in a subterranean fracture
EA201000794A1 (ru) Способ обработки подземных скважин с использованием изменяемых добавок
CN105849359A (zh) 优化水力压裂操作中的导流能力的方法
CN109996930B (zh) 处理井底地层带的方法
WO2010144365A3 (en) Liquid crystals for drilling, completion and production fluids
EA201270067A1 (ru) Способ обработки скважины с использованием нагнетания текучей среды с высоким содержанием твердого вещества
Morenov et al. Investigation of the fractional composition effect of the carbonate weighting agents on the rheology of the clayless drilling mud
CN106605038A (zh) 裂缝中的复合簇团布置
EA017431B1 (ru) Приготовление вязкой композиции под землей
CN110249029A (zh) 纳米二氧化硅分散体堵漏材料(lcm)
CN104610950A (zh) 一种悬浮凝胶颗粒调堵剂及其应用
AU2019387119B2 (en) System, method, and composition for controlling fracture growth
WO2015152756A1 (ru) Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях
NO344507B1 (en) A method of treating a subterranean formation and aqueous suspensions of silica additives
Lv et al. Dynamic filtration behavior of dry supercritical CO2 foam with nanoparticles in porous media
US9982185B2 (en) Methods and systems for preparing surfactant polyelectrolyte complexes for use in subterranean formations
CA2960662C (en) Method for forming a high-performance aqueous-phase polymer fluid and system for drilling wellbores in low-gradient formations
CN111456700A (zh) 处理地下地层的方法
WO2016133629A8 (en) Polyamino-functionalized nanopartices as hardeners for particulate consolidation
Leasure et al. Effective scale prevention using chemically infused proppant-a uinta basin case history
US11124696B2 (en) System and methods for delivery of multiple highly interactive stimulation treatments in single dose and single pumping stage
Sengupta et al. In-situ gelation studies of an eco-friendly cross-linked polymer system for water shut-off at high temperatures
Xie et al. Particles migrating and plugging mechanism in loosen sandstone heavy oil reservoir and the strategy of production with moderate sanding

Legal Events

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

Effective date: 20171231