RU2016138017A - Способы и флюиды для обработки скважины - Google Patents
Способы и флюиды для обработки скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016138017A RU2016138017A RU2016138017A RU2016138017A RU2016138017A RU 2016138017 A RU2016138017 A RU 2016138017A RU 2016138017 A RU2016138017 A RU 2016138017A RU 2016138017 A RU2016138017 A RU 2016138017A RU 2016138017 A RU2016138017 A RU 2016138017A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- well
- zirconium
- viscosity
- crosslinking
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 30
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 17
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 15
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims 14
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 12
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical group O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 12
- 150000003754 zirconium Chemical class 0.000 claims 11
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims 10
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims 9
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims 9
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims 7
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 7
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 claims 7
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 claims 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 5
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims 5
- IVORCBKUUYGUOL-UHFFFAOYSA-N 1-ethynyl-2,4-dimethoxybenzene Chemical compound COC1=CC=C(C#C)C(OC)=C1 IVORCBKUUYGUOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims 4
- XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J zirconium(4+);dicarbonate Chemical compound [Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 3
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000013522 chelant Substances 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims 1
- 238000011105 stabilization Methods 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
- C09K8/60—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
- C09K8/62—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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/26—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)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
Claims (40)
1. Способ обработки скважины, включающий следующие стадии:
формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий альдегид,
сшивка загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины,
обработка скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся более высокой вязкостью,
химическое превращение альдегида после сшивки, при этом образуется кислота, и
снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины под действием кислоты.
2. Способ по п. 1, где альдегид подвергается не значительному химическому превращению перед сшивкой и флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку альдегидом.
3. Способ по п. 1, где загуститель включает полимер, а сшиватель включает катион металла или борат, причем способ дополнительно включает разрыв поперечных связей, образованных катионом металла или боратом, чтобы вызвать снижение вязкости.
4. Способ по п. 3, где снижение вязкости происходит в ходе постадийного процесса, включающего превращение альдегида, при этом образуется кислота, которая разрывает поперечные связи, образованные катионом металла или боратом.
5. Способ по п. 1, где вязкость снижается с более высокой скоростью по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор.
6. Способ по п. 1, где альдегид представляет собой глиоксаль, а кислота -щавелевую кислоту.
7. Способ по п. 1, где водный флюид представляет собой добываемую воду, а ингредиенты дополнительно включают соль циркония.
8. Способ по п. 7, где соль циркония выбирают из группы, состоящей из гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.
9. Способ обработки скважины, включающий следующие стадии:
формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель, содержащий цирконий, и реологический модификатор, содержащий глиоксаль,
сшивка загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины,
обработка скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся более высокой вязкостью,
химическое превращение глиоксаля после сшивки, при этом образуется щавелевая кислота, и
разрыв поперечных связей, образованных цирконием, под действием щавелевой кислоты и снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины под действием кислоты.
10. Способ по п. 9, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку глиоксалем.
11. Способ по п. 9, где вязкость снижается с более высокой скоростью по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор.
12. Способ по п. 9, где водный флюид представляет собой добываемую воду, а ингредиенты дополнительно включают соль циркония, выбранную из группы, состоящей из гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.
13. Способ обработки скважины, включающий следующие стадии:
формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих добываемую воду, загуститель, сшиватель, содержащий катион металла, реологический модификатор, содержащий альдегид, и соль циркония, при этом добываемая вода содержит всего более 1000 част./млн растворенных твердых веществ,
растворение по крайней мере части соли циркония во флюиде для обработки скважины,
стабилизация рН флюида для обработки скважины с использованием соли циркония,
сшивка загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя и растворенного циркония из соли циркония, при этом сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим соль циркония,
обработка скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся более высокой вязкостью,
химическое превращение альдегида после сшивки, при этом образуется кислота,
снижение рН и образование хелатных комплексов катиона металла и растворенного циркония с кислотой, при этом происходит разрыв поперечных связей флюида для обработки скважины, и с использованием кислоты снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины по сравнению со сшитым флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор.
14. Способ по п. 13, где альдегид представляет собой глиоксаль, а кислота -щавелевую кислоту.
15. Способ по п. 13, где соль циркония выбирают из группы, состоящей из гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.
16. Флюид для обработки скважины, сформированный из ингредиентов, включающих:
водный флюид,
загуститель и сшиватель, предназначенный для сшивки загустителя в водном флюиде, и, следовательно, для повышения вязкости флюида для обработки скважины,
реологический модификатор, содержащий альдегид, причем флюид для обработки скважины предназначен для химического превращения альдегида после сшивки, при этом образуется кислота, предназначенная для снижения вязкости сшитого флюида для обработки скважины, и флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку альдегидом.
17. Флюид по п. 16, где сшиватель содержит катион металла или борат, а кислота предназначена для разрыва поперечных связей, образованных катионом металла или боратом.
18. Флюид по п. 16, где альдегид представляет собой глиоксаль, а кислота -щавелевую кислоту.
19. Флюид по п. 16, где водный флюид представляет собой добываемую воду, а ингредиенты дополнительно включают соль циркония.
20. Флюид по п. 19, где соль циркония выбирают из группы, состоящей из гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US14/187,544 | 2014-02-24 | ||
US14/187,544 US9394476B2 (en) | 2014-02-24 | 2014-02-24 | Well treatment methods and fluids |
PCT/US2015/015251 WO2015126676A1 (en) | 2014-02-24 | 2015-02-10 | Well treatment methods and fluids |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016138017A true RU2016138017A (ru) | 2018-03-29 |
RU2016138017A3 RU2016138017A3 (ru) | 2018-07-26 |
RU2689940C2 RU2689940C2 (ru) | 2019-05-29 |
Family
ID=53878827
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016138017A RU2689940C2 (ru) | 2014-02-24 | 2015-02-10 | Способы и флюиды для обработки скважины |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9394476B2 (ru) |
EP (1) | EP3110902A4 (ru) |
CN (1) | CN106164209B (ru) |
AR (1) | AR099527A1 (ru) |
AU (1) | AU2015219372B2 (ru) |
BR (1) | BR112016018801B1 (ru) |
CA (1) | CA2940517C (ru) |
MX (1) | MX2016010913A (ru) |
NO (1) | NO347910B1 (ru) |
RU (1) | RU2689940C2 (ru) |
SA (1) | SA516371690B1 (ru) |
WO (1) | WO2015126676A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016099502A1 (en) | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker |
EP3494190A1 (en) * | 2016-08-05 | 2019-06-12 | Independence Oilfield Chemicals, LLC | Formulations comprising recovered water and a viscosifier, and associated methods |
CN111205847B (zh) * | 2020-01-18 | 2020-12-29 | 海兴县新源化工有限公司 | 一种油井压裂交联剂及其制备装置及其制备方法 |
RU2758828C1 (ru) * | 2020-10-28 | 2021-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
CN112983367A (zh) * | 2021-03-15 | 2021-06-18 | 西北大学 | 一种弓形菌在微生物驱油现场试验效果评价中的应用及其方法 |
CN116751577B (zh) * | 2023-08-16 | 2023-10-31 | 山东德坤工贸有限公司 | 一种压裂液用延迟交联型交联剂 |
Family Cites Families (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4428432A (en) | 1980-04-16 | 1984-01-31 | Smith International, Incorporated | Method for stimulating siliceous subterranean formations |
US4514309A (en) * | 1982-12-27 | 1985-04-30 | Hughes Tool Company | Cross-linking system for water based well fracturing fluids |
US4552215A (en) | 1984-09-26 | 1985-11-12 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
US4619776A (en) | 1985-07-02 | 1986-10-28 | Texas United Chemical Corp. | Crosslinked fracturing fluids |
US4649999A (en) | 1985-09-24 | 1987-03-17 | Halliburton Company | Method for treating subterranean formations with temporarily thickening solutions |
US4782900A (en) * | 1987-04-24 | 1988-11-08 | Pfizer Inc. | Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery |
US5160643A (en) | 1990-01-16 | 1992-11-03 | Bj Services Company | Method for delaying the gellation of borated galactomannans with a delay additive such as glyoxal |
US5067566A (en) | 1991-01-14 | 1991-11-26 | Bj Services Company | Low temperature degradation of galactomannans |
US5217632A (en) * | 1992-05-11 | 1993-06-08 | Zirconium Technology Corporation | Process for preparation and composition of stable aqueous solutions of boron zirconium chelates for high temperature frac fluids |
US5806597A (en) * | 1996-05-01 | 1998-09-15 | Bj Services Company | Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation |
US6743756B2 (en) * | 2001-01-26 | 2004-06-01 | Benchmark Research And Technology, Inc. | Suspensions of particles in non-aqueous solvents |
US6617285B2 (en) * | 2001-07-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid |
US7007757B2 (en) | 2002-06-25 | 2006-03-07 | Bj Services Company Canada | Fracturing fluids containing borate esters as crosslinking agents and method of using same |
US6794340B2 (en) | 2002-06-25 | 2004-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing drill cuttings from wellbores and drilling fluids |
US7082995B2 (en) | 2004-03-05 | 2006-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the viscosity of treatment fluids |
US7213651B2 (en) | 2004-06-10 | 2007-05-08 | Bj Services Company | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
US7888297B2 (en) * | 2005-01-06 | 2011-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for reducing the viscosity of treatment fluids |
US20060205605A1 (en) | 2005-03-08 | 2006-09-14 | Dessinges Marie N | Well treatment composition crosslinkers and uses thereof |
US7264054B2 (en) | 2005-04-07 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods |
US7299877B2 (en) | 2005-08-09 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for effecting controlled break in pH dependent foamed fracturing fluid |
US20070037713A1 (en) | 2005-08-12 | 2007-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the viscosity of treatment fluids used in subterranean operations |
US20100175877A1 (en) | 2006-01-24 | 2010-07-15 | Parris Michael D | Method of designing and executing a well treatment |
US8590622B2 (en) * | 2006-02-10 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Organic acid compositions and methods of use in subterranean operations |
US7798224B2 (en) | 2006-07-03 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing |
US7968501B2 (en) * | 2006-10-31 | 2011-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Crosslinker suspension compositions and uses thereof |
US8439115B2 (en) | 2007-04-20 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of chemical diversion of scale inhibitors |
US20080287323A1 (en) | 2007-05-16 | 2008-11-20 | Leiming Li | Treatment and Reuse of Oilfield Produced Water |
AR068867A1 (es) * | 2007-10-15 | 2009-12-09 | Kemira Chemicals Inc | Composiciones de fluido para tratamianto de pozos que incluyen una formulacion de percarbonato de liberacion retardada y metodos para usarlas |
RU2010122306A (ru) | 2007-11-02 | 2011-12-10 | Е.И.Дюпон де Немур энд Компани (US) | Высокотемпературная цирконийсодержащая жидкость пласта на водной основе и ее применение |
US7703527B2 (en) | 2007-11-26 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation |
US8003578B2 (en) | 2008-02-13 | 2011-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating a well and a subterranean formation with alkali nitrate brine |
US7703521B2 (en) | 2008-02-19 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications |
AU2009222091B2 (en) | 2008-02-29 | 2012-12-20 | Texas United Chemical Company, Llc | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
DK2438138T3 (en) | 2009-06-04 | 2016-04-18 | RHODIA OPéRATIONS | PRACTICES AND CONFIGURATIONS FOR DOING HEAVY MARINE SOLUTIONS viscous |
ITVA20110011A1 (it) | 2011-04-07 | 2012-10-08 | Lamberti Spa | Metodo per trattare formazioni sotterranee |
US20140158355A1 (en) * | 2012-06-12 | 2014-06-12 | Soane Energy, Llc | Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing |
-
2014
- 2014-02-24 US US14/187,544 patent/US9394476B2/en active Active
-
2015
- 2015-02-10 AU AU2015219372A patent/AU2015219372B2/en active Active
- 2015-02-10 CA CA2940517A patent/CA2940517C/en active Active
- 2015-02-10 WO PCT/US2015/015251 patent/WO2015126676A1/en active Application Filing
- 2015-02-10 BR BR112016018801-2A patent/BR112016018801B1/pt active IP Right Grant
- 2015-02-10 CN CN201580010348.1A patent/CN106164209B/zh active Active
- 2015-02-10 MX MX2016010913A patent/MX2016010913A/es unknown
- 2015-02-10 RU RU2016138017A patent/RU2689940C2/ru active
- 2015-02-10 EP EP15751866.3A patent/EP3110902A4/en not_active Withdrawn
- 2015-02-23 AR ARP150100533A patent/AR099527A1/es active IP Right Grant
-
2016
- 2016-06-09 US US15/178,140 patent/US20160289548A1/en not_active Abandoned
- 2016-08-10 NO NO20161283A patent/NO347910B1/en unknown
- 2016-08-18 SA SA516371690A patent/SA516371690B1/ar unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN106164209B (zh) | 2019-03-12 |
WO2015126676A1 (en) | 2015-08-27 |
SA516371690B1 (ar) | 2019-03-10 |
US9394476B2 (en) | 2016-07-19 |
NO347910B1 (en) | 2024-05-13 |
BR112016018801B1 (pt) | 2022-08-23 |
US20150240149A1 (en) | 2015-08-27 |
NO20161283A1 (en) | 2016-08-10 |
AU2015219372A1 (en) | 2016-08-25 |
EP3110902A4 (en) | 2017-10-18 |
AU2015219372B2 (en) | 2018-03-15 |
RU2689940C2 (ru) | 2019-05-29 |
CN106164209A (zh) | 2016-11-23 |
AR099527A1 (es) | 2016-07-27 |
CA2940517A1 (en) | 2015-08-27 |
RU2016138017A3 (ru) | 2018-07-26 |
CA2940517C (en) | 2019-03-26 |
MX2016010913A (es) | 2016-11-14 |
EP3110902A1 (en) | 2017-01-04 |
BR112016018801A2 (ru) | 2017-08-08 |
US20160289548A1 (en) | 2016-10-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2016138017A (ru) | Способы и флюиды для обработки скважины | |
CL2016003303A1 (es) | Agente y método lixiviador para lixiviar tierra rara en un mineral de tierra rara con absorción iónica. | |
BR112017027610A2 (pt) | processo e aparelho para tratamento de água, e, uso. | |
RU2017111043A (ru) | Улучшенная гидратация ассоциативных полимеров | |
MY178145A (en) | Process for producing and separating oil | |
BR112013002971A2 (pt) | método para produzir alumina, e, composição | |
EA201891155A1 (ru) | Сополимер, содержащий поливалентный катион, способ его получения и его применение для обработки водных дисперсий | |
RU2016101923A (ru) | Стабильные не содержащие солей полиалюминий хлорсульфаты | |
CN104177535A (zh) | 一种干燥机用吸水剂及其制备方法 | |
RU2019119778A (ru) | Применение цементов на основе оксидов металлов | |
SA519410813B1 (ar) | أنظمة معالجة ماء منتج وطرق استخلاص مركبات عضوية من الماء المنتج | |
AR120277A1 (es) | Procedimiento de tratamiento de fluido acuoso que contiene polímeros utilizando sales de circonio y carboxilatos alcalinos | |
MX2021011033A (es) | Metodos y composiciones para el tratamiento del agua producida. | |
JP2013028509A5 (ru) | ||
JP2015151619A5 (ru) | ||
CN110937669A (zh) | 处理剂及压裂返排液的处理方法 | |
RU2012107355A (ru) | Способ получения бромбутилкаучука | |
RU2018101839A (ru) | Способ восстановления нефтесодержащей почвы химической обработкой | |
JP4061279B2 (ja) | 凝集剤及びその凝集剤からなる土壌浸食防止剤 | |
RU2007147084A (ru) | Способ получения сшитых солей гиалуроновой кислоты в водной среде | |
RU2015122249A (ru) | Способ и система для одновременного введения кислотного флюида для обработки скважины и расклинивающего агента в подземную формацию | |
JP2016028570A5 (ja) | 殻付きエビの処理方法 | |
RU2020128313A (ru) | Способ переработки отходов водоподготовки в виде промывных вод и оборотных растворов в растворы гипохлоритов | |
RU2013141973A (ru) | Реагент для добычи нефти и способ его использования | |
RU2538225C2 (ru) | Способ получения медного электролитического порошка |