RU2013126667A - Способ улучшения волоконного тампонирования - Google Patents
Способ улучшения волоконного тампонирования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2013126667A RU2013126667A RU2013126667/03A RU2013126667A RU2013126667A RU 2013126667 A RU2013126667 A RU 2013126667A RU 2013126667/03 A RU2013126667/03 A RU 2013126667/03A RU 2013126667 A RU2013126667 A RU 2013126667A RU 2013126667 A RU2013126667 A RU 2013126667A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fibers
- viscosity
- viscosity reducer
- base fluid
- polymer
- Prior art date
Links
- 239000000835 fiber Substances 0.000 title claims abstract 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 17
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract 7
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 4
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 claims abstract 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims abstract 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims abstract 2
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 claims abstract 2
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 claims abstract 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims abstract 2
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 claims abstract 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims abstract 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims abstract 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims abstract 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract 2
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 claims abstract 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims abstract 2
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims abstract 2
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims abstract 2
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims abstract 2
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 claims abstract 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims abstract 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 abstract 1
- 150000008054 sulfonate salts Chemical class 0.000 abstract 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling 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
- C09K8/60—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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Or Physical Treatment Of Fibers (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Abstract
1. Способ обработки геологической формации, включающий:введение в скважину высоковязкого состава, который содержит:базовую текучую среду, которая имеет исходную вязкость по меньшей мере 100 сП и которая снижает свою вязкость при контакте с понизителем вязкости; иволокна, которые флокулируют при уменьшении вязкости базовой текучей среды, ивведение в скважину понизителя вязкости, который нагнетают в скважину вместе с высоковязким составом или отдельно от него.2. Способ по п. 1, согласно которому базовой текучей средой являются текучие среды на основе поперечно-сшитого полимера гуара.3. Способ по п. 1, согласно которому понизителем вязкости является химическая добавка, выбранная из кислот, оснований, солей, поверхностно-активных веществ, ферментов, окислителей, полимеров полиэлектролитов, органических растворителей, взаимных растворителей, их предшественников и смесей вышеперечисленного.4. Способ по п. 3, согласно которому понизителем вязкости является химическая добавка, выбранная из кислот, хлористого кальция, гидроксида кальция, двууглекислого натрия, солей сульфоната полинафталина, катионных поверхностно-активных веществ, бетаинов C16-C18, спиртов жирного ряда C14-C16 и бутоксиэтанола.5. Способ по п. 1, согласно которому волокна выбраны из волокон на основе полимера молочной кислоты, базальтовыхволокон, волокон бобов сои, волокон на основе полимера гликолевой кислоты, волокон на основе полиэтилентерефталата, волокон на основе поливинилового спирта, стекловолокна, полиэфирных волокон и комбинаций вышеперечисленного, имеющих диаметр между 1 мкм и 1000 мкм и длину между 2 мм и 25 мм.6. Способ по п. 3, согласно которому пони
Claims (10)
1. Способ обработки геологической формации, включающий:
введение в скважину высоковязкого состава, который содержит:
базовую текучую среду, которая имеет исходную вязкость по меньшей мере 100 сП и которая снижает свою вязкость при контакте с понизителем вязкости; и
волокна, которые флокулируют при уменьшении вязкости базовой текучей среды, и
введение в скважину понизителя вязкости, который нагнетают в скважину вместе с высоковязким составом или отдельно от него.
2. Способ по п. 1, согласно которому базовой текучей средой являются текучие среды на основе поперечно-сшитого полимера гуара.
3. Способ по п. 1, согласно которому понизителем вязкости является химическая добавка, выбранная из кислот, оснований, солей, поверхностно-активных веществ, ферментов, окислителей, полимеров полиэлектролитов, органических растворителей, взаимных растворителей, их предшественников и смесей вышеперечисленного.
4. Способ по п. 3, согласно которому понизителем вязкости является химическая добавка, выбранная из кислот, хлористого кальция, гидроксида кальция, двууглекислого натрия, солей сульфоната полинафталина, катионных поверхностно-активных веществ, бетаинов C16-C18, спиртов жирного ряда C14-C16 и бутоксиэтанола.
5. Способ по п. 1, согласно которому волокна выбраны из волокон на основе полимера молочной кислоты, базальтовых
волокон, волокон бобов сои, волокон на основе полимера гликолевой кислоты, волокон на основе полиэтилентерефталата, волокон на основе поливинилового спирта, стекловолокна, полиэфирных волокон и комбинаций вышеперечисленного, имеющих диаметр между 1 мкм и 1000 мкм и длину между 2 мм и 25 мм.
6. Способ по п. 3, согласно которому понизитель вязкости инкапсулирован в парафине.
7. Способ по п. 1, согласно которому высоковязкий состав дополнительно содержит твердые частицы.
8. Способ по п. 1, согласно которому используют волокна по меньшей мере двух различных размеров.
9. Способ по п. 1, согласно которому указанную формацию обрабатывают во время гидравлической интенсификации трещин.
10. Способ по п. 1, согласно которому указанную формацию обрабатывают во время бурения.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2010/000667 WO2012064213A1 (en) | 2010-11-12 | 2010-11-12 | Method to enhance fiber bridging |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013126667A true RU2013126667A (ru) | 2014-12-20 |
| RU2569386C2 RU2569386C2 (ru) | 2015-11-27 |
Family
ID=46051168
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013126667/03A RU2569386C2 (ru) | 2010-11-12 | 2010-11-12 | Способ улучшения волоконного тампонирования |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9663706B2 (ru) |
| CN (1) | CN103249909B (ru) |
| AU (3) | AU2010363701B2 (ru) |
| CA (1) | CA2815701C (ru) |
| MX (1) | MX349072B (ru) |
| RU (1) | RU2569386C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012064213A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201303466B (ru) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX336479B (es) | 2010-11-12 | 2016-01-21 | Schlumberger Technology Bv | Metodos para dar mantenimiento a pozos subterraneos. |
| GB2535958B (en) * | 2014-02-26 | 2020-10-28 | Halliburton Energy Services Inc | Protein-based fibrous bridging material and process and system for treating a wellbore |
| CN103821491B (zh) * | 2014-03-05 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加砂压裂工艺 |
| WO2016159816A1 (ru) * | 2015-04-03 | 2016-10-06 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты) |
| GB201511218D0 (en) * | 2015-06-25 | 2015-08-12 | Goe Ip As | Reservoir treatments |
| CN105086973A (zh) * | 2015-09-02 | 2015-11-25 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 修井液用自分解暂堵剂及其使用方法 |
| WO2017111640A1 (en) | 2015-12-21 | 2017-06-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pre-processed fiber flocks and methods of use thereof |
| US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US11345847B2 (en) | 2016-08-01 | 2022-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid, method for formation treatment, method for reducing the proppant settling rate in the formation treatment fluid |
| US11326089B2 (en) | 2019-05-20 | 2022-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive polymeric lost circulation materials |
| US11118107B2 (en) | 2019-09-26 | 2021-09-14 | Oil Field Packaging Llc | Method of using micro-particle amorphous silicate in well stimulation |
| CN113549432A (zh) * | 2020-04-26 | 2021-10-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种基于改性玄武岩纤维粉的环保型钻井液用封堵剂及制备方法 |
| CN112172272B (zh) * | 2020-09-30 | 2022-10-21 | 重庆理工大学 | 一种无人机防火材料 |
| EP4237654A1 (en) * | 2020-11-02 | 2023-09-06 | Schlumberger Technology B.V. | Method for fluid loss control with two treatment fluids |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3707194A (en) * | 1971-07-13 | 1972-12-26 | Marathon Oil Co | Use of diverting agents for injection well stimulation |
| US5508973A (en) | 1994-06-06 | 1996-04-16 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining the principal axes of azimuthal anisotropy from seismic P-wave data |
| CA2405256C (en) * | 2000-04-05 | 2009-06-02 | Schlumberger Canada Limited | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US6933038B2 (en) * | 2000-11-06 | 2005-08-23 | Institute Of Paper Science And Technology, Inc. | Fiber reinforced mineral-based materials and methods of making the same |
| US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US6938693B2 (en) * | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
| CN100540844C (zh) * | 2001-09-11 | 2009-09-16 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于控制脱砂的方法 |
| US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
| RU2209297C2 (ru) * | 2001-09-24 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Состав для изоляции водопритоков в скважине |
| AU2002361966A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-17 | Sofitech N.V. | Non-damaging fluid-loss control pill and method of using the same |
| US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
| US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7665522B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
| US7299874B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods |
| US20060205605A1 (en) * | 2005-03-08 | 2006-09-14 | Dessinges Marie N | Well treatment composition crosslinkers and uses thereof |
| DE06769529T1 (de) * | 2006-01-27 | 2009-04-16 | Schlumberger Holdings Ltd. | Verfahren zur hydraulischen spaltenbildung einer unterirdischen formation |
| US7398829B2 (en) * | 2006-09-18 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures |
| US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| US7814980B2 (en) * | 2008-04-10 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro-crosslinked gels and associated methods |
| RU2008140626A (ru) * | 2008-12-10 | 2010-06-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| EP2196516A1 (en) | 2008-12-11 | 2010-06-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Lost circulation material for drilling fluids |
| JP2013503933A (ja) * | 2009-09-08 | 2013-02-04 | シーピー ケルコ ユーエス インコーポレイテッド | 粉末版微小繊維状セルロースの適合性および効率を改善する方法 |
| BR112013011703A8 (pt) * | 2010-11-12 | 2018-07-03 | Prad Res & Development Ltd | método para controlar fluxo de fluido através de um ou mais caminhos em uma ou mais formações rochosas penetradas por um poço em um poço subterrâneo |
-
2010
- 2010-11-12 US US13/879,023 patent/US9663706B2/en active Active
- 2010-11-12 MX MX2013005310A patent/MX349072B/es active IP Right Grant
- 2010-11-12 AU AU2010363701A patent/AU2010363701B2/en not_active Ceased
- 2010-11-12 CN CN201080070370.2A patent/CN103249909B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-11-12 CA CA2815701A patent/CA2815701C/en active Active
- 2010-11-12 WO PCT/RU2010/000667 patent/WO2012064213A1/en active Application Filing
- 2010-11-12 RU RU2013126667/03A patent/RU2569386C2/ru active
-
2013
- 2013-05-13 ZA ZA2013/03466A patent/ZA201303466B/en unknown
-
2016
- 2016-05-25 AU AU2016203423A patent/AU2016203423A1/en not_active Abandoned
-
2017
- 2017-09-18 AU AU2017232041A patent/AU2017232041A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2010363701A1 (en) | 2013-06-06 |
| CN103249909B (zh) | 2017-06-06 |
| US9663706B2 (en) | 2017-05-30 |
| AU2017232041A1 (en) | 2017-10-12 |
| ZA201303466B (en) | 2017-06-28 |
| MX2013005310A (es) | 2013-07-29 |
| AU2010363701B2 (en) | 2016-03-10 |
| CN103249909A (zh) | 2013-08-14 |
| AU2016203423A1 (en) | 2016-06-16 |
| US20130327527A1 (en) | 2013-12-12 |
| MX349072B (es) | 2017-07-07 |
| WO2012064213A1 (en) | 2012-05-18 |
| CA2815701C (en) | 2015-12-01 |
| CA2815701A1 (en) | 2012-05-18 |
| RU2569386C2 (ru) | 2015-11-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2013126667A (ru) | Способ улучшения волоконного тампонирования | |
| RU2681761C1 (ru) | Жидкость гидроразрыва и способ обработки углеводородного пласта | |
| CN101519585B (zh) | 剪切交联敏感性堵漏剂及制备方法 | |
| WO2010082164A3 (en) | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications | |
| CN102093864B (zh) | 一种油水井重复压裂用暂堵转向剂及其制备方法 | |
| MY152086A (en) | Swellable polymer with anionic sites | |
| CN106795750A (zh) | 用于井处理操作的转向系统 | |
| RU2016139793A (ru) | Состав для обработки скважины | |
| GB2482262A (en) | Swellable polymers with hydrophobic groups | |
| AR070543A1 (es) | Sistema y metodo de fluido de tratamiento con rompedor oxidante | |
| CA2643872A1 (en) | Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters | |
| AU2013309200A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| EP3455324B1 (en) | High temperature viscoelastic surfactant (ves) fluids comprising polymeric viscosity modifiers | |
| CN109575893B (zh) | 碳酸盐岩酸压转向用暂堵流体 | |
| DE602008003670D1 (de) | Behandlungsflüssigkeiten mit organischer säure und viskoelastischen tensiden sowie internen schaltern | |
| EA201070120A1 (ru) | Способы и композиции для предотвращения потери раствора высокой плотности для заканчивания скважины | |
| CN105085799A (zh) | 一种缓膨型纳米弹性微球深部调剖驱油剂的制备方法及其应用 | |
| CN104498007A (zh) | 一种用于低压气井修井的低伤害暂堵凝胶及制备方法 | |
| MX2015013452A (es) | Composiciones de mantenimiento de pozos y metodos para realizar y utilizarlas. | |
| MY163885A (en) | Compositions and methods relating to the stabilization of hydrophobically modified hydrophilic polymer treatment fluids under alkaline conditions | |
| RU2009144806A (ru) | Замедленное разрушение структуры текучих сред для обработки скважин | |
| US10883036B2 (en) | Fluid diversion composition in well stimulation | |
| MX341759B (es) | Sistemas de acidos emulsionados de auto - desvio para tratamientos de pozos de alta temperatura y su uso. | |
| CN102321458A (zh) | 一种前置酸加砂压裂用隔离液及其制备方法 | |
| CN202731078U (zh) | 加气混凝土砌块 |