RU2013153499A - Способ стабилизации гидрофильной глины - Google Patents

Способ стабилизации гидрофильной глины Download PDF

Info

Publication number
RU2013153499A
RU2013153499A RU2013153499/05A RU2013153499A RU2013153499A RU 2013153499 A RU2013153499 A RU 2013153499A RU 2013153499/05 A RU2013153499/05 A RU 2013153499/05A RU 2013153499 A RU2013153499 A RU 2013153499A RU 2013153499 A RU2013153499 A RU 2013153499A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
clay stabilizer
fluid
solution
clay
concentration
Prior art date
Application number
RU2013153499/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2564825C2 (ru
Inventor
Джимми Д. УИВЕР
Филип Дьюк НГУЕН
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез Инк.
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 Халлибертон Энерджи Сервисез Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез Инк.
Publication of RU2013153499A publication Critical patent/RU2013153499A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2564825C2 publication Critical patent/RU2564825C2/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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • 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
    • C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
    • 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
    • C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
    • C09K8/608—Polymer 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
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating

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)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

1. Способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий:введение жидкости переднего фронта, содержащей первую базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации;затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации;где первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.2. Способ по п. 1, в котором жидкость переднего фронта дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из агента, снижающего трение, проппанта, утяжеляющей присадки, загустителя, саморазлагающихся полимерных частиц, частиц гидратируемых гелей, кислоты и любой их комбинации.3. Способ по п. 1 или 2, в котором первая концентрация раствора стабилизатора глины составляет от приблизительно 0,1% до приблизительно 15% об./об. раствора стабилизатора глины.4. Способ по п. 1, в котором первая базовая жидкость представляет собой водную жидкость, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, морской воды, насыщенного раствора соли, пластовой воды и любой их комбинации.5. Способ по п. 1, в котором обрабатывающая жидкость дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из агента модификации поверхности, агента, модифицирующего дзета-потенциал, агента, снижающего трение, проппанта, утяжеляющей присадки, загустителя, саморазлагающихся полимерных частиц, частиц гидратируемых гелей, уп�

Claims (20)

1. Способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий:
введение жидкости переднего фронта, содержащей первую базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации;
затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации;
где первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.
2. Способ по п. 1, в котором жидкость переднего фронта дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из агента, снижающего трение, проппанта, утяжеляющей присадки, загустителя, саморазлагающихся полимерных частиц, частиц гидратируемых гелей, кислоты и любой их комбинации.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором первая концентрация раствора стабилизатора глины составляет от приблизительно 0,1% до приблизительно 15% об./об. раствора стабилизатора глины.
4. Способ по п. 1, в котором первая базовая жидкость представляет собой водную жидкость, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, морской воды, насыщенного раствора соли, пластовой воды и любой их комбинации.
5. Способ по п. 1, в котором обрабатывающая жидкость дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из агента модификации поверхности, агента, модифицирующего дзета-потенциал, агента, снижающего трение, проппанта, утяжеляющей присадки, загустителя, саморазлагающихся полимерных частиц, частиц гидратируемых гелей, уплотняющего агента, агента, повышающего клейкость, кислоты и любой их комбинации.
6. Способ по п. 1, в котором вторая концентрация раствора стабилизатора глины составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 5% об./об. раствора стабилизатора глины.
7. Способ по п. 1, в котором вторая базовая жидкость представляет собой водную жидкость, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, морской воды, насыщенного раствора соли, пластовой воды и любой их комбинации.
8. Способ по п. 1, в котором первый стабилизатор глины выбирают из группы, состоящей из соли, полимера, смолы, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации.
9. Способ по п. 1, в котором второй стабилизатор глины выбирают из группы, состоящей из соли, полимера, смолы, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации.
10. Способ по п. 1, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют одинаковый состав.
11. Способ по п. 1, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют разные составы.
12. Способ по п. 1, в котором жидкость переднего фронта и обрабатывающая жидкость содержат одинаковый раствор стабилизатора глины, причем раствор стабилизатора глины составляет от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 15 об.% от объема жидкости переднего фронта, и раствор стабилизатора глины составляет от приблизительно 0,001 об.% до приблизительно 5 об.% от объема обрабатывающей жидкости.
13. Способ по п. 1, в котором
жидкость переднего фронта вводят в подземную формацию под давлением выше давления матрицы, и
обрабатывающую жидкость вводят в подземную формацию под давлением выше давления матрицы.
14. Способ по п. 13, в котором первая концентрация раствора стабилизатора глины составляет от приблизительно 0,1% до приблизительно 15% об./об. раствора стабилизатора глины.
15. Способ по п. 13 или 14, в котором вторая концентрация раствора стабилизатора глины составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 5% об./об. раствора стабилизатора глины.
16. Способ по п. 13 или 14, в котором первый стабилизатор глины выбирают из группы, состоящей из соли, полимера, смолы, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации.
17. Способ по п. 13, в котором второй стабилизатор глины выбирают из группы, состоящей из соли, полимера, смолы, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации.
18. Способ по п. 13, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют одинаковый состав.
19. Способ по п. 13, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют разные составы.
20. Способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий:
введение в подземную формацию жидкости переднего фронта, содержащей концентрированный раствор стабилизатора глины, под давлением выше давления матрицы, для ингибирования набухания глины в подземной формации,
где раствор стабилизатора глины готовят в пресной воде в концентрации от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 15 об.% от объема жидкости переднего фронта;
затем введение в подземную формацию жидкости гидроразрыва, содержащей раствор стабилизатора глины, для разрыва подземной формации и ингибирования набухания глины в подземной формации, подвергнутой гидроразрыву,
где раствор стабилизатора глины готовят в пресной воде в концентрации от приблизительно 0,001 об.% до приблизительно 5 об.% от объема жидкости гидроразрыва; и
где растворы стабилизатора глины в жидкости переднего фронта, и в жидкости гидроразрыва имеют одинаковый химический состав.
RU2013153499/05A 2011-05-12 2012-05-11 Способ стабилизации гидрофильной глины RU2564825C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/106382 2011-05-12
US13/106,382 US8757261B2 (en) 2011-05-12 2011-05-12 Methods and compositions for clay control
PCT/GB2012/000431 WO2012153091A1 (en) 2011-05-12 2012-05-11 Methods and compositions for clay control

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013153499A true RU2013153499A (ru) 2015-06-20
RU2564825C2 RU2564825C2 (ru) 2015-10-10

Family

ID=46148900

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013153499/05A RU2564825C2 (ru) 2011-05-12 2012-05-11 Способ стабилизации гидрофильной глины

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8757261B2 (ru)
EP (1) EP2707452A1 (ru)
AU (1) AU2012252122B2 (ru)
CA (1) CA2835036C (ru)
MY (1) MY163171A (ru)
RU (1) RU2564825C2 (ru)
WO (1) WO2012153091A1 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8757261B2 (en) 2011-05-12 2014-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for clay control
RU2676341C2 (ru) 2013-09-20 2018-12-28 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Композитные материалы на основе фосфорорганических соединений для применения в операциях по обработке скважин
US9701892B2 (en) 2014-04-17 2017-07-11 Baker Hughes Incorporated Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well
MX371130B (es) 2013-09-20 2020-01-17 Baker Hughes Inc Metodo de uso de agentes de tratamiento metalicos modificadores de superficie para tratar formaciones subterraneas.
AU2014321293B2 (en) 2013-09-20 2017-10-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations
NZ716773A (en) 2013-09-20 2020-06-26 Baker Hughes Inc Composites for use in stimulation and sand control operations
RU2679399C2 (ru) 2013-09-20 2019-02-08 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ подавления обрастания металлических поверхностей с использованием агента для модификации поверхности
WO2015191027A1 (en) 2014-06-09 2015-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Amido-amine based cationic gemini surfactants for clay inhibition
ITUB20150203A1 (it) 2015-02-17 2016-08-17 Lamberti Spa Inibitori di scisti
US10273396B2 (en) 2016-01-26 2019-04-30 Rhodia Operations Clay stabilizing and methods of use with quaternary ammonium salts
US10611942B2 (en) 2016-02-02 2020-04-07 Saudi Arabian Oil Company Functionalized nanosilica as shale inhibitor in water-based fluids
US20180371308A1 (en) * 2016-02-04 2018-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Food grade material as effective clay control agent
US10793768B2 (en) 2016-04-29 2020-10-06 PfP Industries LLC Polyacrylamide slurry for fracturing fluids
CN109958427B (zh) * 2017-12-22 2021-06-22 中国石油化工股份有限公司 一种改善有效支撑剖面的压裂方法
CN114922688A (zh) * 2022-06-10 2022-08-19 国家石油天然气管网集团有限公司 一种盐层中厚夹层加快溶蚀的造腔方法

Family Cites Families (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3208528A (en) 1961-11-16 1965-09-28 Pan American Petroleum Corp Treatment of water-sensitive formations
US3346047A (en) 1965-08-19 1967-10-10 Mobil Oil Corp Multistage waterflood
US4031959A (en) 1976-01-09 1977-06-28 Permeator Corporation Method of maintaining the permeability of hydrocarbon reservoir rock
US4366073A (en) 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4366074A (en) 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
CA1103008A (en) * 1976-08-13 1981-06-16 Homer C. Mclaughlin Treatment of clay formations with organic polycationic polymers
US4366071A (en) 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4366072A (en) 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4374739A (en) 1976-08-13 1983-02-22 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4160483A (en) 1978-07-21 1979-07-10 The Dow Chemical Company Method of treating a well using fluoboric acid to clean a propped fracture
US4230183A (en) 1978-12-11 1980-10-28 Texaco Inc. Method for treating subterranean, clay-containing earth formations
US4393939A (en) 1981-04-20 1983-07-19 Halliburton Services Clay stabilization during oil and gas well cementing operations
US4460483A (en) 1981-10-09 1984-07-17 Halliburton Company Methods and hydrocarbon base treating fluids for stabilizing water sensitive clay containing formations
US4647859A (en) 1982-01-28 1987-03-03 Halliburton Company Method for effecting electric well logging with introduction of a fluid composition to minimize the effect of interfering ions
US4536297A (en) 1982-01-28 1985-08-20 Halliburton Company Well drilling and completion fluid composition
US4440649A (en) 1982-01-28 1984-04-03 Halliburton Company Well drilling and completion fluid composition
US4447342A (en) 1982-04-19 1984-05-08 Halliburton Co. Method of clay stabilization in enhanced oil recovery
US4480696A (en) 1982-10-25 1984-11-06 Halliburton Company Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids
US4526693A (en) 1983-05-16 1985-07-02 Halliburton Co. Shale and salt stabilizing drilling fluid
US4558741A (en) 1984-02-28 1985-12-17 Halliburton Company Methods of minimizing fines migration in subterranean formations
US4536303A (en) 1984-08-02 1985-08-20 Halliburton Company Methods of minimizing fines migration in subterranean formations
US4536305A (en) 1984-09-21 1985-08-20 Halliburton Company Methods for stabilizing swelling clays or migrating fines in subterranean formations
HU201595B (en) 1985-08-24 1990-11-28 Magyar Szenhidrogenipari Method for stabilizing the clay minerals in the cass of steam-injection petroleum production
US4673040A (en) 1986-04-17 1987-06-16 Marathon Oil Company Permeability restoration of damaged formations
US4693639A (en) 1986-06-25 1987-09-15 Halliburton Company Clay stabilizing agent preparation and use
FR2608622A1 (fr) * 1986-12-17 1988-06-24 Ceca Sa Procede de stabilisation de formations argileuses
US4828726A (en) * 1987-09-11 1989-05-09 Halliburton Company Stabilizing clayey formations
US4842073A (en) 1988-03-14 1989-06-27 Halliburton Services Fluid additive and method for treatment of subterranean formations
US5089151A (en) * 1990-10-29 1992-02-18 The Western Company Of North America Fluid additive and method for treatment of subterranean formations
US5135577A (en) 1990-11-05 1992-08-04 Halliburton Company Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement
US5197544A (en) 1991-02-28 1993-03-30 Halliburton Company Method for clay stabilization with quaternary amines
US5097904A (en) 1991-02-28 1992-03-24 Halliburton Company Method for clay stabilization with quaternary amines
EP0545677A1 (en) 1991-12-06 1993-06-09 Halliburton Company Well drilling fluids and methods
US5436396A (en) * 1992-06-22 1995-07-25 Sandvik Rock Tools, Inc. Stabilizing compositions and methods for stabilizing subterranean formations
US5908073A (en) 1997-06-26 1999-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing well fracture proppant flow-back
US5921317A (en) 1997-08-14 1999-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Coating well proppant with hardenable resin-fiber composites
AU2001260513A1 (en) * 2000-06-06 2001-12-17 T R Oil Services Limited Microcapsule well treatment
US6579947B2 (en) * 2001-02-20 2003-06-17 Rhodia Chimie Hydraulic fracturing fluid comprising a block copolymer containing at least one water-soluble block and one hydrophobic block
US6828280B2 (en) 2001-08-14 2004-12-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for stimulating hydrocarbon production
US7066284B2 (en) 2001-11-14 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell
US6702044B2 (en) 2002-06-13 2004-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling
US20040235677A1 (en) 2003-05-23 2004-11-25 Nguyen Philip D. Methods and compositions for stabilizing swelling clays or migrating fines in formations
US7063154B2 (en) 2003-08-19 2006-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean zones and treating fluids therefor
US8167045B2 (en) 2003-08-26 2012-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
CA2550834C (en) 2005-06-24 2013-04-23 Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. Clay control additive for wellbore fluids
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
US7926591B2 (en) * 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US8020617B2 (en) * 2007-09-11 2011-09-20 Schlumberger Technology Corporation Well treatment to inhibit fines migration
US8371382B2 (en) 2010-03-31 2013-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods relating to improved stimulation treatments and strengthening fractures in subterranean formations
US8371384B2 (en) 2010-03-31 2013-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for strengthening fractures in subterranean formations
US8393394B2 (en) 2010-03-31 2013-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for strengthening fractures in subterranean formations
US8757261B2 (en) 2011-05-12 2014-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for clay control
US8857515B2 (en) 2011-05-23 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Silica control agents for use in subterranean treatment fluids
US20130048282A1 (en) 2011-08-23 2013-02-28 David M. Adams Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore

Also Published As

Publication number Publication date
MY163171A (en) 2017-08-15
RU2564825C2 (ru) 2015-10-10
CA2835036A1 (en) 2012-11-15
US20120285689A1 (en) 2012-11-15
US8757261B2 (en) 2014-06-24
AU2012252122A1 (en) 2013-11-14
CA2835036C (en) 2016-07-19
AU2012252122B2 (en) 2014-08-07
EP2707452A1 (en) 2014-03-19
WO2012153091A1 (en) 2012-11-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2013153499A (ru) Способ стабилизации гидрофильной глины
CA2732287C (en) A process for achieving improved friction reduction in hydraulic fracturing and coiled tubing applications in high salinity conditions
RU2517342C2 (ru) Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие соли четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования, и способы их использования
CN103074049B (zh) 一种使用原油采出污水配制的压裂液及其配制方法
CA2587430A1 (en) Composition and method for treating a subterranean formation
EA027700B1 (ru) Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов
MX2009000833A (es) Metodo para el tratamiento de una sola etapa de yacimientos subterraneos de silicio.
MX2009000790A (es) Metodo para el tratamiento de una sola etapa de yacimientos subterraneos de silicio.
RU2013131772A (ru) Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента
RU2006143843A (ru) Система стабилизаторов и усилителей эксплуатационных качеств водных жидкостей, загущаемых вязкоупругими поверхностно-активными веществами
US9598629B2 (en) Desorbants for enhanced oil recovery
NZ611150A (en) Process and fluid to improve the permeability of sandstone formations using a chelating agent
CN104610954A (zh) 一种适合陆相页岩气井压裂返排液处理水配制压裂液的配方及其制备方法
RU2015104863A (ru) Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов
CN103952126B (zh) 钻井液用抗盐包被剂及其制备方法
JP2020532627A (ja) 増強された高温架橋破砕流体
RU2014123560A (ru) Способ гидравлического разрыва пласта с использованием фермента маннаногидролазы в качестве деструктора
CA2908746A1 (en) Biocidal systems and methods of use
EP2800793B1 (en) Method of using a biocidal system
RU2501828C1 (ru) Спиртовой буровой раствор
RU2011140218A (ru) Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
US10494907B2 (en) Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks
RU2561630C2 (ru) Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)
US20160102242A1 (en) Treatment fluid and method
RU2709261C2 (ru) Этоксилированные десорбенты для повышения нефтеотдачи

Legal Events

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

Effective date: 20180512