RU2014112060A - Снижение водоотдачи вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред для гидравлического разрыва с использованием водорастворимых полимеров - Google Patents
Снижение водоотдачи вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред для гидравлического разрыва с использованием водорастворимых полимеров Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014112060A RU2014112060A RU2014112060/03A RU2014112060A RU2014112060A RU 2014112060 A RU2014112060 A RU 2014112060A RU 2014112060/03 A RU2014112060/03 A RU 2014112060/03A RU 2014112060 A RU2014112060 A RU 2014112060A RU 2014112060 A RU2014112060 A RU 2014112060A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- water
- loss
- processing
- viscoelastic
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- 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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
1. Способ обработки подземного пласта, включающий:введение водной вязкоупругой поверхностно-активной текучей среды для обработки через ствол скважины и в подземный пласт, причем водная вязкоупругая текучая среда для обработки включает:текучую среду на водной основе;вязкоупругое поверхностно-активное (ВУПА) гелеобразующее вещество иводорастворимое несшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество,причем в водной вязкоупругой текучей среде для обработки отсутствует водорастворимое сшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество; иобработку подземного пласта.2. Способ по п. 1, в котором несшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество выбрано из группы полисахаридов, которую составляют гуаровая камедь; гидроксипропилгуар (HPG); карбоксиметилгуар (CMG); карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG); гидроксиэтилцеллюлоза (HEC); карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC); альгинат пропиленгликоля; альгинатные соли; соли йота-, каппа- и лямбда-каррагенана; агар-агар; ксантановая камедь; трагакантовая камедь; камедь плодов рожкового дерева; камедь карайи; камедь аравийской акации; крахмал; а также их смеси.3. Способ по п. 1 или 2, в котором эффективное количество снижающего водоотдачу вещества составляет от 5 до 60 фунтов на 1000 галлонов (от 0,6 до 7,2 кг/м) по отношению к объему водной вязкоупругой текучей среды для обработки.4. Способ по п. 3, в котором снижающее водоотдачу вещество добавляют в водную вязкоупругую текучую среду для обработки до, во время и/или после того, как добавляют вязкоупругое поверхностно-активное гелеобразующее вещество.5. Способ по п. 3, в котором обработка подземного пласта выбрана из группы, которую составл�
Claims (13)
1. Способ обработки подземного пласта, включающий:
введение водной вязкоупругой поверхностно-активной текучей среды для обработки через ствол скважины и в подземный пласт, причем водная вязкоупругая текучая среда для обработки включает:
текучую среду на водной основе;
вязкоупругое поверхностно-активное (ВУПА) гелеобразующее вещество и
водорастворимое несшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество,
причем в водной вязкоупругой текучей среде для обработки отсутствует водорастворимое сшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество; и
обработку подземного пласта.
2. Способ по п. 1, в котором несшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество выбрано из группы полисахаридов, которую составляют гуаровая камедь; гидроксипропилгуар (HPG); карбоксиметилгуар (CMG); карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG); гидроксиэтилцеллюлоза (HEC); карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC); альгинат пропиленгликоля; альгинатные соли; соли йота-, каппа- и лямбда-каррагенана; агар-агар; ксантановая камедь; трагакантовая камедь; камедь плодов рожкового дерева; камедь карайи; камедь аравийской акации; крахмал; а также их смеси.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором эффективное количество снижающего водоотдачу вещества составляет от 5 до 60 фунтов на 1000 галлонов (от 0,6 до 7,2 кг/м3) по отношению к объему водной вязкоупругой текучей среды для обработки.
4. Способ по п. 3, в котором снижающее водоотдачу вещество добавляют в водную вязкоупругую текучую среду для обработки до, во время и/или после того, как добавляют вязкоупругое поверхностно-активное гелеобразующее вещество.
5. Способ по п. 3, в котором обработка подземного пласта выбрана из группы, которую составляют:
гидравлический разрыв пласта при эффективном давлении, в котором водная вязкоупругая текучая среда для обработки дополнительно включает расклинивающий наполнитель;
помещение расклинивающего наполнителя в гидравлический разрыв;
наполнение гравием ствола скважины между скважинным фильтром и пластом, где водная вязкоупругая текучая среда для обработки дополнительно включает гравий;
стимуляция пласта, где водная вязкоупругая текучая среда для обработки дополнительно включает стимулирующее вещество;
заканчивание скважины; и
снижение водоотдачи, где водная вязкоупругая текучая среда для обработки дополнительно включает соль или легко удаляемое твердое вещество, а также их сочетания.
6. Способ по п. 3, в котором количество водорастворимого несшитого полимерного снижающего водоотдачу вещества является эффективным для снижения водоотдачи по сравнению с такой же текучей средой, не содержащей данного вещества.
7. Способ обработки подземного пласта, включающий:
введение водной вязкоупругой наполнительной текучей среды
через ствол скважины и в подземный пласт, причем наполнительная текучая среда включает:
первую текучую среду на водной основе; и
первое вязкоупругое поверхностно-активное (ВУПА) гелеобразующее вещество; и
введение водной вязкоупругой поверхностно-активной текучей среды для обработки через ствол скважины и в подземный пласт, причем текучая среда для обработки включает:
вторую текучую среду на водной основе и
второе вязкоупругое поверхностно-активное (ВУПА) гелеобразующее вещество;
в котором первая текучая среда на водной основе и вторая текучая среда на водной основе могут быть одинаковыми или различными;
где первое вязкоупругое поверхностно-активное гелеобразующее вещество и второе вязкоупругое поверхностно-активное гелеобразующее вещество могут быть одинаковыми или различными; и
где, по меньшей мере, одна из текучих сред, выбранных из группы, которую составляют наполнительная текучая среда и текучая среда для обработки, содержит водорастворимое несшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество при отсутствии водорастворимого сшитого полимерного снижающего водоотдачу вещества.
8. Способ по п. 7, в котором количество вязкоупругого поверхностно-активного гелеобразующего вещества в текучей среде для обработки составляет менее чем количество вязкоупругого поверхностно-активного гелеобразующего вещества в наполнительной текучей среде.
9. Способ по п. 7 или 8, в котором количество водорастворимого несшитого полимерного снижающего водоотдачу вещества является эффективным для снижения водоотдачи по сравнению с такой же текучей средой, не содержащей данного вещества.
10. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки, включающая:
текучую среду на водной основе;
вязкоупругое поверхностно-активное (ВУПА) гелеобразующее вещество и
несшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество при отсутствии водорастворимого сшитого полимерного снижающего водоотдачу вещества.
11. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки по п. 10, в которой несшитое полимерное снижающее водоотдачу вещество выбрано из группы полисахаридов, которую составляют гуаровая камедь; гидроксипропилгуар (HPG); карбоксиметилгуар (CMG); карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG); гидроксиэтилцеллюлоза (HEC); карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC); альгинат пропиленгликоля; альгинатные соли; соли йота-, каппа- и лямбда-каррагенана; агар-агар; ксантановая камедь; трагакантовая камедь; камедь плодов рожкового дерева; камедь карайи; камедь аравийской акации; крахмал; а также их смеси.
12. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки по п. 10 или 11, в которой количество водорастворимого несшитого полимерного снижающего водоотдачу вещества является эффективным для снижения водоотдачи по сравнению с такой же текучей средой, не содержащей данного вещества.
13. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки по п. 12, в которой эффективное количество снижающего водоотдачу вещества составляет от 5 до 60 фунтов на 1000 галлонов (от 0,6 до 7,2 кг/м3) по отношению к объему водной вязкоупругой текучей среды для обработки.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/222,412 US9157022B2 (en) | 2006-09-29 | 2011-08-31 | Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers |
US1322412 | 2011-08-31 | ||
PCT/US2012/053143 WO2013033399A1 (en) | 2011-08-31 | 2012-08-30 | Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014112060A true RU2014112060A (ru) | 2015-10-10 |
Family
ID=47757246
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014112060/03A RU2014112060A (ru) | 2011-08-31 | 2012-08-30 | Снижение водоотдачи вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред для гидравлического разрыва с использованием водорастворимых полимеров |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9157022B2 (ru) |
EP (1) | EP2751217A4 (ru) |
CN (1) | CN103781874A (ru) |
AU (1) | AU2012301813A1 (ru) |
BR (1) | BR112014003384A2 (ru) |
CO (1) | CO6870045A2 (ru) |
RU (1) | RU2014112060A (ru) |
WO (1) | WO2013033399A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9677386B2 (en) * | 2013-02-28 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing weakly consolidated subterranean formation intervals |
US9909403B2 (en) | 2013-09-20 | 2018-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing |
CN103773354A (zh) * | 2014-02-21 | 2014-05-07 | 亿城淄博石油陶粒制造有限公司 | 表面活性剂压裂液用稠化剂及在线交联工厂化作业方法 |
US20150267105A1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids |
WO2016186670A1 (en) | 2015-05-21 | 2016-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid for use in horizontal directional drilling operations |
WO2018170305A1 (en) * | 2017-03-17 | 2018-09-20 | Bastlab, Llc | Method and composition of matter for reducing loss of circulation |
CN107722961A (zh) * | 2017-11-10 | 2018-02-23 | 河北中大永迪生物科技有限公司 | 一种海水基压裂液 |
CN108384521B (zh) * | 2018-04-26 | 2020-04-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于co2驱特低渗透油藏抗气侵高密度压井液 |
US20230366296A1 (en) * | 2022-05-12 | 2023-11-16 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods for Transporting Scale Removal Agents into a Well |
Family Cites Families (39)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4332297A (en) | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
US4569393A (en) * | 1984-02-09 | 1986-02-11 | Phillips Petroleum Company | CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction |
US4552217A (en) * | 1984-07-09 | 1985-11-12 | Phillips Petroleum Company | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process |
US5036919A (en) | 1990-02-05 | 1991-08-06 | Dowell Schlumberger Incorporated | Fracturing with multiple fluids to improve fracture conductivity |
US5233032A (en) | 1990-06-29 | 1993-08-03 | Stein, Hall & Co., Inc. | Hydrophobically modified hydroxybutyl ethers of polygalactomannan |
WO1992008038A1 (fr) * | 1990-10-29 | 1992-05-14 | Institut Français Du Petrole | Utilisation de nouvelles compositions a base de gels pour la reduction de la production d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz |
US5256651A (en) | 1991-01-22 | 1993-10-26 | Rhone-Poulenc, Inc. | Hydrophilic-hydrophobic derivatives of polygalactomannans containing tertiary amine functionality |
US5658859A (en) | 1991-02-28 | 1997-08-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Pseudoplastic mixed metal layered hydroxide fluid with fluid loss additive and method of use in penetrating the earth |
US5421411A (en) * | 1994-01-03 | 1995-06-06 | Marathon Oil Company | Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate |
US5929002A (en) * | 1994-07-28 | 1999-07-27 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
US5646093A (en) | 1994-09-13 | 1997-07-08 | Rhone-Poulenc Inc. | Modified polygalactomannans as oil field shale inhibitors |
FR2729181A1 (fr) | 1995-01-10 | 1996-07-12 | Inst Francais Du Petrole | Procede et fluide a base d'eau utilisant des guars modifiees hydrophobiquement comme reducteur de filtrat |
FR2747702B1 (fr) | 1996-04-18 | 1998-05-29 | Inst Francais Du Petrole | Procede et laitier de ciment utilisant des galactomannanes modifies hydrophobiquement comme reducteur de filtrat |
US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
US5782300A (en) * | 1996-11-13 | 1998-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation |
US5842519A (en) * | 1997-05-21 | 1998-12-01 | Marathon Oil Company | Process for reducing hydrocarbon leakage from a subterranean storage cavern |
US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
US5944106A (en) * | 1997-08-06 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treating fluids and methods |
US6387853B1 (en) | 1998-03-27 | 2002-05-14 | Bj Services Company | Derivatization of polymers and well treatments using the same |
US6283212B1 (en) | 1999-04-23 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for deliberate fluid removal by capillary imbibition |
US6227295B1 (en) * | 1999-10-08 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature hydraulic fracturing fluid |
US6818597B2 (en) | 2000-04-21 | 2004-11-16 | Benchmark Research & Technology, Inc. | Suspensions of water soluble polymers in surfactant free non-aqueous solvents |
CA2408764C (en) | 2000-05-15 | 2010-02-02 | Bj Services Company | Well service composition comprising a fracturing fluid and a gas hydratecontroller and the method of using the composition |
US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
ITVA20010015A1 (it) | 2001-06-04 | 2002-12-04 | Lamberti Spa | Additivi a base di derivati idrossialchilici di guaro per malte cementizie e malte che li contengono. |
US6617285B2 (en) | 2001-07-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid |
US6828280B2 (en) | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
US6938693B2 (en) * | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
US6706769B2 (en) | 2002-02-28 | 2004-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids |
ITVA20020024A1 (it) | 2002-03-18 | 2003-09-18 | Lamberti Spa | Prodotti per l'edilizia a base di idrossialchilguaro idrofobizzato purificato |
US7199084B2 (en) | 2002-03-21 | 2007-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Concentrated suspensions |
US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
US7066260B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
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 |
US20060205605A1 (en) | 2005-03-08 | 2006-09-14 | Dessinges Marie N | Well treatment composition crosslinkers and uses thereof |
US7445044B2 (en) * | 2005-09-16 | 2008-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer mixtures for crosslinked fluids |
US7588085B2 (en) | 2005-12-07 | 2009-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
WO2008014202A2 (en) * | 2006-07-27 | 2008-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low moelvular weight water- soluble polymers |
US20080161209A1 (en) | 2006-09-29 | 2008-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Fluid Loss Control in Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids Using Water Soluble Polymers |
-
2011
- 2011-08-31 US US13/222,412 patent/US9157022B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-08-30 RU RU2014112060/03A patent/RU2014112060A/ru unknown
- 2012-08-30 WO PCT/US2012/053143 patent/WO2013033399A1/en active Application Filing
- 2012-08-30 CN CN201280042162.0A patent/CN103781874A/zh active Pending
- 2012-08-30 BR BR112014003384A patent/BR112014003384A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-08-30 EP EP12828961.8A patent/EP2751217A4/en not_active Withdrawn
- 2012-08-30 AU AU2012301813A patent/AU2012301813A1/en not_active Abandoned
-
2014
- 2014-01-29 CO CO14018180A patent/CO6870045A2/es not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9157022B2 (en) | 2015-10-13 |
BR112014003384A2 (pt) | 2017-03-01 |
EP2751217A1 (en) | 2014-07-09 |
AU2012301813A1 (en) | 2014-02-06 |
CN103781874A (zh) | 2014-05-07 |
EP2751217A4 (en) | 2015-06-03 |
WO2013033399A1 (en) | 2013-03-07 |
CO6870045A2 (es) | 2014-02-20 |
US20120055676A1 (en) | 2012-03-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2014112060A (ru) | Снижение водоотдачи вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред для гидравлического разрыва с использованием водорастворимых полимеров | |
CA2964875C (en) | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker | |
US8916507B2 (en) | Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof | |
CN101124384B (zh) | 在用粘弹性表面活性剂胶凝化的液体中用于水合物抑制的添加剂 | |
US10087362B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
CA2828230A1 (en) | Composition and method for treating well bore in a subterranean formation with crosslinkers polymer fluids | |
WO2011077336A2 (en) | Method for treating well bore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers | |
WO2009069057A1 (en) | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation | |
US9920241B2 (en) | Breakers containing iron compounds and their methods of use | |
CN108102633B (zh) | 一种粘弹性酸基压裂液及其制备方法 | |
AU2014340662B2 (en) | Well treatment fluids containing a zirconium crosslinker and methods of using the same | |
US10689565B2 (en) | Boosters for breakers containing iron compounds | |
AU2014340662A1 (en) | Well treatment fluids containing a zirconium crosslinker and methods of using the same | |
WO2015073197A1 (en) | Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker | |
US20170044418A1 (en) | High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids | |
CN104212436A (zh) | 一种用于混合水压裂的压裂液 | |
WO2012045711A1 (en) | Low residue formation fracturing | |
CN104327824B (zh) | 提高石油采收率的压裂液 | |
CA3240040A1 (en) | Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations | |
CN114426838B (zh) | 一种复合增效助排剂及其制备方法 | |
US20140262276A1 (en) | Viscosity enhancement of polysaccharide fluids | |
CN115029143B (zh) | 一种二氧化碳响应增黏表面活性剂及在压裂液中的应用 | |
CA2641332C (en) | Stimulation method | |
WO2017135943A1 (en) | In situ generation of ph control agents | |
WO2018128537A1 (en) | Crosslinker slurry compositions and applications |