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 PDF

Info

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
Application number
RU2014112060/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Вилльям Расселл ВУД
Original Assignee
Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
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 Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2014112060A publication Critical patent/RU2014112060A/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30Viscoelastic 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.
RU2014112060/03A 2011-08-31 2012-08-30 Снижение водоотдачи вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред для гидравлического разрыва с использованием водорастворимых полимеров RU2014112060A (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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