RU2016129201A - Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения - Google Patents
Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016129201A RU2016129201A RU2016129201A RU2016129201A RU2016129201A RU 2016129201 A RU2016129201 A RU 2016129201A RU 2016129201 A RU2016129201 A RU 2016129201A RU 2016129201 A RU2016129201 A RU 2016129201A RU 2016129201 A RU2016129201 A RU 2016129201A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- copolymer
- crosslinking agents
- acrylamide polymer
- iron
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims 44
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 title claims 16
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 title claims 16
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 14
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 22
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 12
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims 12
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims 11
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims 9
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims 3
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- HHLFWLYXYJOTON-UHFFFAOYSA-N glyoxylic acid Chemical compound OC(=O)C=O HHLFWLYXYJOTON-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910021575 Iron(II) bromide Inorganic materials 0.000 claims 1
- WSMYVTOQOOLQHP-UHFFFAOYSA-N Malondialdehyde Chemical compound O=CCC=O WSMYVTOQOOLQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims 1
- PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N Succinic aldehyde Chemical compound O=CCCC=O PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- IZALUMVGBVKPJD-UHFFFAOYSA-N benzene-1,3-dicarbaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC(C=O)=C1 IZALUMVGBVKPJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims 1
- -1 dialdehyde compound Chemical class 0.000 claims 1
- 229940046149 ferrous bromide Drugs 0.000 claims 1
- 229960002089 ferrous chloride Drugs 0.000 claims 1
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 claims 1
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 claims 1
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 claims 1
- GYCHYNMREWYSKH-UHFFFAOYSA-L iron(ii) bromide Chemical compound [Fe+2].[Br-].[Br-] GYCHYNMREWYSKH-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- FZGIHSNZYGFUGM-UHFFFAOYSA-L iron(ii) fluoride Chemical compound [F-].[F-].[Fe+2] FZGIHSNZYGFUGM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229940118019 malondialdehyde Drugs 0.000 claims 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229940054441 o-phthalaldehyde Drugs 0.000 claims 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims 1
- ZWLUXSQADUDCSB-UHFFFAOYSA-N phthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC=C1C=O ZWLUXSQADUDCSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 claims 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N terephthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=C(C=O)C=C1 KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- 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
- C09K8/60—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
-
- 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
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
-
- 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
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Lubricants (AREA)
Claims (22)
1. Жидкость для обработки скважины, содержащая первую композицию, содержащую мономеры акриламидного полимера или сополимера, вторую композицию, содержащую один или более сшивающих агентов, и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений.
2. Жидкость для обработки скважины, содержащая первую композицию, содержащую водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера; вторую композицию, содержащую один или более сшивающих агентов, и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений.
3. Жидкость для обработки скважины, содержащая гелевую композицию и композицию разжижителя, содержащую одно или более железосодержащих соединений; где гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов.
4. Жидкость для обработки скважины по п. 3, где гелевая композиция получена путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0.
5. Жидкость для обработки скважины по п. 1, 2 или 3, где одно или более железосодержащих соединений выбраны из группы, состоящей из соединения двухвалентного железа, соли двухвалентного железа, соединения трехвалентного железа и соли трехвалентного железа.
6. Жидкость для обработки скважины по п. 1, 2 или 3, где одно или более железосодержащих соединений выбраны из группы, состоящей из хлорида двухвалентного железа, бромида двухвалентного железа, фторида двухвалентного железа, сульфата двухвалентного железа, сульфата аммония и двухвалентного железа, и их комбинаций.
7. Жидкость для обработки скважины по п. 1, 2 или 3, где один или более сшивающих агентов выбраны из группы, состоящей из соединений, включающих цирконий, титан, хром, барий, кальций, марганец, цинк, никель, стронций, бор или их
смеси.
8. Жидкость для обработки скважины по п. 1, 2 или 3, где один или более сшивающих агентов выбраны из группы, состоящей из глиоксаля, малонового диальдегида, янтарного диальдегида, глутарового альдегида, адипинового альдегида, о-фталевого альдегида, м-фталевого альдегида, п-фталевого альдегида, любого подходящего диальдегидного соединения, полиэтиленимина, фенолоформальдегида, глиоксиловой кислоты или их смесей.
9. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины первой композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера, второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений.
10. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины первой композиции, содержащей водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера, второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений.
11. Способ по п. 9 или 10, где композицию разжижителя вводят в ствол скважины по существу одновременно с первой и второй композициями.
12. Способ по п. 9 или 10, где композицию разжижителя вводят в ствол скважины после первой и второй композиций.
13. Способ обработки ствола скважины, включающий введение в ствол скважины гелевой композиции и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений, где гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов.
14. Способ по п. 13, где гелевую композицию получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0.
15. Способ по п. 13, где композицию разжижителя вводят в ствол скважины по существу одновременно с гелевой композицией.
16. Способ по п. 13, где композицию разжижителя вводят в ствол скважины после гелевой композиции.
17. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий получение первой композиции, содержащей мономеры акриламидного полимера или сополимера, второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и помещение этих композиций в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте.
18. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий получение первой композиции, содержащей водную дисперсию или эмульсию акриламидного полимера или сополимера, второй композиции, содержащей один или более сшивающих агентов, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений, и помещение этих композиций в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте.
19. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий получение гелевой композиции, описанной здесь, и композиции разжижителя, содержащей одно или более железосодержащих соединений, и помещение этих композиций в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте; где гелевая композиция содержит акриламидный полимер или сополимер, сшитый одним или более сшивающих агентов.
20. Способ по п. 19, где гелевую композицию получают путем объединения мономеров акриламидного полимера или сополимера и одного или более сшивающих агентов в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 12, и где молярное отношение одного или более сшивающих агентов к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в диапазоне приблизительно больше, чем приблизительно 0,1 до приблизительно 2,0.
21. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий получение жидкости для обработки скважины по любому из пп. 1, 2 или 3, и помещение этой жидкости для обработки скважины в подземный пласт таким образом, чтобы создать или увеличить трещину в подземном пласте.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361922517P | 2013-12-31 | 2013-12-31 | |
| US61/922,517 | 2013-12-31 | ||
| PCT/US2014/072668 WO2015103203A1 (en) | 2013-12-31 | 2014-12-30 | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016129201A true RU2016129201A (ru) | 2018-02-05 |
| RU2016129201A3 RU2016129201A3 (ru) | 2018-07-26 |
| RU2701675C2 RU2701675C2 (ru) | 2019-09-30 |
Family
ID=53493968
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016129201A RU2701675C2 (ru) | 2013-12-31 | 2014-12-30 | Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US11339322B2 (ru) |
| CN (1) | CN105849224A (ru) |
| AR (1) | AR099022A1 (ru) |
| AU (1) | AU2014373886B2 (ru) |
| CA (1) | CA2934282C (ru) |
| RU (1) | RU2701675C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015103203A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11339322B2 (en) * | 2013-12-31 | 2022-05-24 | Kemira Oyj | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use |
| US10035947B2 (en) * | 2015-03-13 | 2018-07-31 | Los Acquisition Co. I Llc | Method for chemically controlling delay time for breaking polymers |
| EP3856864A4 (en) * | 2018-10-31 | 2022-07-06 | Kemira Oyj | METHODS AND COMPOSITIONS FOR INCREASED OIL RECOVERY |
| US11219931B2 (en) * | 2020-01-03 | 2022-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Removal of gels formed from liquid friction-reducing fluids |
| US11448059B2 (en) | 2020-08-06 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Production logging tool |
| US11326092B2 (en) * | 2020-08-24 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature cross-linked fracturing fluids with reduced friction |
| RU2760860C1 (ru) * | 2021-02-04 | 2021-12-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Тампонажный материал |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4103742A (en) * | 1975-12-24 | 1978-08-01 | Phillips Petroleum Company | Method for acidizing subterranean formations |
| FR2376287A1 (fr) | 1976-12-30 | 1978-07-28 | Elf Aquitaine | Prevention des venues d'eau dans les puits deja fores ou en cours de forage |
| US5143157A (en) * | 1991-06-19 | 1992-09-01 | Halliburton Company | Catalyst for breaker system for high viscosity fluids |
| US5624886A (en) * | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5358043A (en) * | 1993-03-22 | 1994-10-25 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
| US7216704B2 (en) * | 2003-05-29 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US7159658B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean zones |
| TWI306591B (en) * | 2005-01-10 | 2009-02-21 | Himax Tech Inc | Overdrive gray level data modifier and method of looking up thereof |
| US7712535B2 (en) * | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
| US20110214860A1 (en) * | 2010-03-05 | 2011-09-08 | Narongsak Tonmukayakul | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods |
| US9051509B2 (en) * | 2011-03-31 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use |
| WO2013188413A1 (en) * | 2012-06-12 | 2013-12-19 | Soane Energy, Llc | Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing |
| US9429006B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
| GB2528621A (en) * | 2013-05-03 | 2016-01-27 | Kemira Oyj | Breakers containing iron compounds and their methods of use |
| AU2013399675B2 (en) * | 2013-09-04 | 2017-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrolyzable compounds for treatment of a subterranean formation and methods of using the same |
| US20150175880A1 (en) * | 2013-12-20 | 2015-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method of viscosity reduction in the presence of fully coordinated compounds |
| AU2014373884B2 (en) * | 2013-12-31 | 2018-11-29 | Oyj, Kemira | Boosters for breakers containing iron compounds |
| US11339322B2 (en) * | 2013-12-31 | 2022-05-24 | Kemira Oyj | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use |
-
2014
- 2014-12-30 US US15/102,434 patent/US11339322B2/en active Active
- 2014-12-30 RU RU2016129201A patent/RU2701675C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-12-30 CN CN201480071935.7A patent/CN105849224A/zh active Pending
- 2014-12-30 AU AU2014373886A patent/AU2014373886B2/en not_active Ceased
- 2014-12-30 WO PCT/US2014/072668 patent/WO2015103203A1/en active Application Filing
- 2014-12-30 CA CA2934282A patent/CA2934282C/en active Active
-
2015
- 2015-01-05 AR ARP150100004A patent/AR099022A1/es active IP Right Grant
-
2022
- 2022-04-27 US US17/660,857 patent/US20220251440A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2014373886B2 (en) | 2018-11-08 |
| WO2015103203A1 (en) | 2015-07-09 |
| CA2934282C (en) | 2022-05-03 |
| AU2014373886A1 (en) | 2016-06-30 |
| US20160376494A1 (en) | 2016-12-29 |
| RU2016129201A3 (ru) | 2018-07-26 |
| AR099022A1 (es) | 2016-06-22 |
| CA2934282A1 (en) | 2015-07-09 |
| US20220251440A1 (en) | 2022-08-11 |
| US11339322B2 (en) | 2022-05-24 |
| CN105849224A (zh) | 2016-08-10 |
| RU2701675C2 (ru) | 2019-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016129201A (ru) | Поперечно-сшитый гель на основе акриламидного полимера или сополимера и композиции разжижителя, а также способы их применения | |
| EA200801133A1 (ru) | Способы гидроразрыва пласта с использованием в качестве загустителей солей четвертичных аминов | |
| RU2517342C2 (ru) | Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие соли четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования, и способы их использования | |
| EA201991955A1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва, содержащая (со)полимер гидратированной кристаллической формы 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, и способ осуществления гидроразрыва | |
| EA200701755A1 (ru) | Способы ограничения фильтруемости и повреждения в гидравлических разрывах пласта | |
| MX2015014256A (es) | Control del desencadenamiento automatico de perdida de circulacion en la formacion de carbonato. | |
| WO2005085591A1 (en) | Subterranean acidizing treatment fluids and methods of using these fluids in subterranean formations | |
| RU2011140218A (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| GB2557053A (en) | Cement activator composition for treatment of subterranean formations | |
| RU2013153499A (ru) | Способ стабилизации гидрофильной глины | |
| MX347806B (es) | Aditivos para usar en la preservacion de la madera. | |
| NZ705214A (en) | Compositions and methods for improving the compatibility of water soluble herbicide salts | |
| MX2012010146A (es) | Halogenuro de amonio como retardador de gelificacion para composiciones reticulables de polimeros. | |
| GB2555292A (en) | Star macromolecules for wellbore applications | |
| WO2015026935A3 (en) | Hdac8 inhibitors for treating cancer | |
| AR075823A1 (es) | Composicon biocida estabilizada | |
| MX355348B (es) | Geles poliméricos de alta temperatura para tratamientos de pozos y sus usos. | |
| MX349770B (es) | Reticulación in situ y formación en complejo de iones de calcio para acidificar una formación subterránea. | |
| MX2018005981A (es) | Hidrogeles de polimeros de injerto para desviacion de acido. | |
| MX2013014660A (es) | Sistemas de acidos emulsionados de auto - desvio para tratamientos de pozos de alta temperatura y su uso. | |
| MX351374B (es) | Reticulacion in situ con carboxilato de aluminio para la estimulacion con acido de una formacion de carbonato. | |
| RU2354678C1 (ru) | Состав для изоляции вод в скважине | |
| RU2012138270A (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| CN106242095A (zh) | 一种抑菌效果好的阻垢剂在排盐暗管中的应用 | |
| EA201700308A1 (ru) | Способ разработки обводненного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201231 |