RU2097547C1 - Emulsion composition for hydraulic fracturing formation - Google Patents
Emulsion composition for hydraulic fracturing formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2097547C1 RU2097547C1 RU96118664A RU96118664A RU2097547C1 RU 2097547 C1 RU2097547 C1 RU 2097547C1 RU 96118664 A RU96118664 A RU 96118664A RU 96118664 A RU96118664 A RU 96118664A RU 2097547 C1 RU2097547 C1 RU 2097547C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- fresh
- emulsion
- phase
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эмульсионным составам, применяемым для гидравлического разрыва пласта, глушения и консервации скважин, проведения перфорационных работ, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to emulsion compositions used for hydraulic fracturing, killing and conservation of wells, perforation, and can also be used to limit water inflow into oil and gas wells.
Известен состав (авт. св. СССР N 1794082 АЗ аналог) для гидроразрыва пласта, включающий углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют эмультал, минерализованную воду, а с целью снижения фильтрации, увеличения пескоудерживающей способности, морозоустойчивости и стабильности, он дополнительно содержит шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам (товарное название "Дисин") или присадку на его основе при следующем соотношении компонентов, мас. The known composition (ed. St. USSR N 1794082 AZ analogue) for hydraulic fracturing, including the hydrocarbon phase, a surfactant, which is used as emulsion, saline water, and in order to reduce filtration, increase sand retention capacity, frost resistance and stability, it additionally contains sludge from the production of sulfonate additives to lubricating oils (trade name "Disin") or an additive based on it in the following ratio of components, wt.
Углеводородная фаза 2-20
Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадка на его основе 10-35
Эмультал 0,5-2,0
Минерализованная вода Остальное
Указанный состав отличается низкой фильтрацией, высокой пескоудерживающей способностью, морозоустойчивостью и стабильностью, но при этом обладает большими потерями давления на трение, а также не содержит деструктора.Hydrocarbon phase 2-20
Sludge from the production of sulfonate additives for lubricating oils or additive based on it 10-35
Emultal 0.5-2.0
Mineralized water Else
The specified composition is characterized by low filtration, high sand-holding ability, frost resistance and stability, but at the same time it has large losses of friction pressure, and also does not contain a destructor.
Наиболее близким к предлагаемому составу является патент Российской Федерации N 2018642 C1 "Состав для гидроразрыва пласта" (прототип), включающий углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество (нефтехим, или эмультал, или ЭС-2), шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадку на его основе и минерализованную воду, который для регулирования стабильности дополнительно содержит минеральную и/или органическую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас. Closest to the proposed composition is the patent of the Russian Federation N 2018642 C1 "Composition for hydraulic fracturing" (prototype), including the hydrocarbon phase, a surfactant (petrochemical, or emulsion, or ES-2), sludge from the production of sulfonate additives for lubricating oils or an additive based on it and mineralized water, which for regulation of stability additionally contains mineral and / or organic acid in the following ratio of components, wt.
Углеводородная фаза 2-15
Эмультал, или нефтехим, или ЭС-2 0,5-5,0
Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадка на его основе 10-25
Минерализованная и/или органическая кислота 2-8
Минерализованная вода Остальное
К недостаткам прототипа следует отнести то, что также как приведенный выше аналог он обладает высокими потерями давления на трение при прокачке жидкости по трубам, так как также представляет собой инвертную эмульсию, внешней фазой которой является углеводородная жидкость.Hydrocarbon phase 2-15
Emultal, or petrochem, or ES-2 0.5-5.0
Sludge from the production of sulfonate additives for lubricating oils or additives based on it 10-25
Mineralized and / or Organic Acid 2-8
Mineralized water Else
The disadvantages of the prototype include the fact that, like the above analogue, it has high friction pressure losses when pumping fluid through pipes, since it also represents an invert emulsion, the external phase of which is a hydrocarbon fluid.
Цель изобретения снижение потерь давления на трение при сохранении высокого качества эмульсионного состава как жидкости для гидроразрыва: высокой вязкости, пескоудерживающей способности, низкой фильтрации, а также регулируемой деструкции. The purpose of the invention is the reduction of friction pressure losses while maintaining the high quality of the emulsion composition as a fracturing fluid: high viscosity, sand-holding ability, low filtration, as well as controlled destruction.
Поставленная цель достигается тем, что эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта, включающий углеводородную фазу, малорастворимый эмульгатор и водную фазу пресную или минерализованную воду, а в качестве понизителя фильтрации конденсированную сульфитно-спиртовую барду или лигносульфонат, дополнительно содержит еще одну фазу водный раствор полимера, в результате образуется множественная полиэмульсия, а водный раствор полимера является внешней фазой эмульсии, при этом, с одной стороны, снижаются потери давления на трение за счет проскальзывающего эффекта раствора полимера, а с другой, водорастворимый полимер, являющийся поверхностно-активным веществом и эмульгатором эмульсий прямого типа постепенно, под воздействием повышенной температуры, растворяясь во всем количестве воды, деэмульгирует эмульсионный состав и, таким образом, является его деструктором, при следующем содержании компонентов, мас. This goal is achieved in that the emulsion composition for hydraulic fracturing, including the hydrocarbon phase, sparingly soluble emulsifier and the aqueous phase, fresh or saline water, and as a filtration reducer, condensed sulphite-alcohol stillage or lignosulfonate additionally contains another phase, an aqueous polymer solution, in as a result, a multiple polyemulsion is formed, and the aqueous polymer solution is the external phase of the emulsion, while, on the one hand, friction pressure losses are reduced and due to the slipping effect of the polymer solution, and on the other, the water-soluble polymer, which is a surface-active substance and emulsifier of direct emulsions, gradually, under the influence of elevated temperature, dissolves in the entire amount of water, demulsifies the emulsion composition and, thus, is its destructor, when the following components, wt.
Углеводородная фаза: дизельное топливо, или газоконденсат, или нефть - 5-25
Маслорастворимый эмульгатор: эмультал, или нефтенол-НЗ, или нефтехимеко-1, или ЭС-2 0,3-5,0
Конденсированная сульфитно-спиртовая барда или лигносульфонат 0,1-1,0
Водный раствор полимера, приготовленный на пресной или минерализованной воде, содержащий 0,3-1,0 мас. ПА или КМЦ 5-25
Водная фаза: пресная или минеральная вода Остальное
Для исследований использовались:
1) дизельное топливо:
летнее, с температурой застывания не выше -10oC;
зимнее, с температурой застывания не выше -35oC;
арктическое, с температурой застывания не выше -55oC;
2) нефть:
Муравленковского месторождения плотностью 843 кг/м3;
Салымского месторождения легкая, плотностью 824 кг/м3;
3) малорастворимые эмульгаторы:
эмультал смесь сложных моноэфиров кислот таллового масла и триэтаноламина;
нефтенол-НЗ углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина. Нефтенол-НЗ представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета плотностью 900-930 кг/м3 при 20 oC, температура застывания -40oC;
нефтехимеко-1 40%-ный раствор производных технических полиэтиленполиаминов и кислот таллового масла;
ЭС-2 50%-ный керосиновый раствор производных декстрамина и жирных кислот кубового остатка СЖК с молярным соотношением компонентов 1:2 соответственно;
4) конденсированная сульфитно-спиртовая барда (марки КССБ-2, КССБ-4 и др. ) продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства с формальдегидом и фенолом, порошок коричневого цвета;2 лигносульфонаты технические из отходов целлюлозно-бумажного производства марки А, Б и др.Hydrocarbon phase: diesel fuel, or gas condensate, or oil - 5-25
Oil-soluble emulsifier: emulsifier, or neftenol-NZ, or neftekhimeko-1, or ES-2 0.3-5.0
Condensed sulphite-alcohol stillage or lignosulfonate 0.1-1.0
An aqueous polymer solution prepared in fresh or saline water, containing 0.3-1.0 wt. PA or CMC 5-25
Water phase: fresh or mineral water
For research were used:
1) diesel fuel:
summer, with a pour point not higher than -10 o C;
winter, with a pour point not higher than -35 o C;
arctic, with pour point not higher than -55 o C;
2) oil:
Muravlenkovskoye field with a density of 843 kg / m 3 ;
Salym field is light, with a density of 824 kg / m 3 ;
3) sparingly soluble emulsifiers:
an emulsified mixture of tall oil acid monoesters and triethanolamine;
Neftenol-NZ hydrocarbon solution of tall oil acid esters of triethanolamine. Neftenol-NZ is an oily liquid from light brown to brown in density 900-930 kg / m 3 at 20 o C, pour point -40 o C;
Neftekhimeko-1 40% solution of derivatives of technical polyethylene polyamines and tall oil acids;
ES-2 50% kerosene solution of dextramine derivatives and fatty acids of the bottoms of FFA with a molar ratio of components of 1: 2, respectively;
4) condensed sulphite-alcohol bard (grades KSSB-2, KSSB-4, etc.), a product of condensation of wastes from pulp and paper production with formaldehyde and phenol, brown powder; 2 technical lignosulfonates from wastes from pulp and paper production from brands A, B and other
5) водорастворимые полимеры:
полиакриламид (ПАА) полимеризованный амид акриловой кислоты порошок белого цвета легко растворимый в воде марки Пушер, ПДА, Аккотрол и др. возможно использование гелеобразного ПАА;
карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты порошок белого цвета легко растворимый в воде.5) water soluble polymers:
polyacrylamide (PAA); polymerized acrylic acid amide; white powder readily soluble in water of the Pusher, PDA, Accotrol and other brands. gel PAA can be used;
carboxymethyl cellulose (CMC) sodium salt of cellulose ether and glycolic acid is a white powder readily soluble in water.
6) минерализованная вода:
пластовая вода хлоркальциевого типа (Западная Сибирь) плотностью 1012 кг/м3;
растворы CaCl2 28, 30 и 37 мас. плотностью 1260, 1280 и 1360 кг/м3 соответственно;
раствор NaCl 20 мас. плотностью 1150 кг/м3.6) mineralized water:
formation water of calcium chloride type (Western Siberia) with a density of 1012 kg / m 3 ;
CaCl 2 solutions 28, 30 and 37 wt. density of 1260, 1280 and 1360 kg / m 3, respectively;
Состав готовится следующим образом. The composition is prepared as follows.
В расчетное количество углеводородной фазы при механическом перемешивании вводится эмульгатор, далее вводится расчетное количество водной фазы пресной или минерализованной воды, затем вводится расчетное количество КССБ или лигносульфоната, а в последнюю очередь в полученную эмульсию вводится приготовленный заранее водный раствор полимера. An emulsifier is introduced into the calculated amount of the hydrocarbon phase with mechanical stirring, then the calculated amount of the aqueous phase of fresh or mineralized water is introduced, then the calculated amount of KSSB or lignosulfonate is introduced, and lastly, the prepared aqueous polymer solution is introduced into the emulsion obtained.
Пример 1. В 6,25 мл (5 г) дизельного топлива растворили 0,3 г эмультала, затем в полученный раствор при механическом перемешивании небольшими порциями ввели 89,6 мл пресной воды, далее, не прекращая перемешивания, ввели 0,1 г КССБ-2, а в последнюю очередь 5 мл (5 г) 0,3%-ного раствора ПАА, приготовленного на пресной воде. В результате получили множественную полиэмульсию следующего состава, мас. Example 1. 0.3 g of emulsion was dissolved in 6.25 ml (5 g) of diesel fuel, then 89.6 ml of fresh water was introduced into the resulting solution with mechanical stirring in small portions, then, without stopping mixing, 0.1 g of KSSB was added. -2, and lastly, 5 ml (5 g) of a 0.3% PAA solution prepared in fresh water. The result was a multiple polyemulsion of the following composition, wt.
Дизельное топливо 5,0
Эмультал 0,3
КССБ-2 0,1
Раствор полимера на пресной воде, содержащий 0,3% мас. ПАА 5,0
Пресная вода 89,6
Аналогичным образом готовили эмульсии другого состава.Diesel 5.0
Emultal 0.3
KSSB-2 0.1
A polymer solution in fresh water containing 0.3% wt. PAA 5.0
Freshwater 89.6
Emulsions of a different composition were prepared in a similar manner.
Полученные эмульсии подвергались реологическим и фильтрационным испытаниям, исследованиям на пескоудерживающую способность и деструкцию в соответствии с общепринятыми методиками исследования жидкостей для гидравлического разрыва пласта. Реологические исследования проводились на ротационном вискозиметре "Reotest-2", определялись вязкости эмульсий при скорости сдвига 170 и 511 об/с при температуре 20oC. Вычислялись коэффициенты консистенции и коэффициенты неньютоновского поведения жидкостей, по которым математическим путем (уравнение Т.Кармана, которое решается методом Ньютона) определялись потери давления на трение в трубах.The resulting emulsions were subjected to rheological and filtration tests, studies of sand holding capacity and destruction in accordance with generally accepted methods for the study of hydraulic fluids for hydraulic fracturing. Rheological studies were carried out on a Reotest-2 rotational viscometer, emulsion viscosity was determined at a shear rate of 170 and 511 r / s at a temperature of 20 o C. The consistency coefficients and non-Newtonian coefficients of liquids were calculated by mathematical methods (T. Karman equation, which is solved by the Newton method) the pressure loss due to friction in the pipes was determined.
Потери давления по единице длины колонны труб определяются по формуле
dpf cfhp,
где hp гидравлический напор;
cf коэффициент сопротивления,
где Um средняя скорость в сечении труб;
Re число Рейнольдса
При расчете потерь давления на трение по формуле Т.Кармана необходимо знать следующие параметры:
плотность жидкости при 20oC, кг/м3 определялась пикнометрически;
реологические коэффициенты: коэффициент консистенции, "k", Па•сn и коэффициент неньютоновского поведения жидкости, "n" определялись при математической обработке реологической кривой;
диаметр НКТ расчеты проводились для d 79 мм;
темп закачки расчеты проводились для темпа закачки 2 м3/мин.The pressure loss per unit length of the pipe string is determined by the formula
d pf c f h p ,
where h p is the hydraulic head;
c f is the drag coefficient,
where U m the average speed in the cross section of the pipes;
R e Reynolds number
When calculating the frictional pressure loss using the T. Karman formula, it is necessary to know the following parameters:
the density of the liquid at 20 o C, kg / m 3 was determined pycnometrically;
rheological coefficients: consistency coefficient, "k", Pa • s n and coefficient of non-Newtonian fluid behavior, "n" were determined by mathematical processing of the rheological curve;
tubing diameter calculations were performed for
injection rate calculations were performed for an injection rate of 2 m 3 / min.
Полученные закономерности сохраняются и для других диаметров НКТ и темпов закачки, так как они при расчетах остаются постоянными. The obtained patterns are preserved for other tubing diameters and injection rates, since they remain constant during calculations.
Фильтрационные исследования проводились на приборе ВМ-6. Пескоудерживающие свойства определялись по времени удержания в эмульсии частиц пропанта при его концентрации в смеси 500 кг/м3.Filtration studies were carried out on a VM-6 device. The sand holding properties were determined by the retention time of the propant particles in the emulsion at its concentration in the mixture of 500 kg / m 3 .
Деструкция определялась по времени, в течение которого при заданной температуре система полностью разлагалась. The destruction was determined by the time during which the system completely decomposed at a given temperature.
В табл. 1 приведены составы эмульсий; в табл. 2 реологические свойства и потери давления на трение в трубах, полученные путем математической обработки реологических коэффициентов по формуле Т.Кармана; в табл. 3 - фильтрационные характеристики, пескоудерживающие свойства и деструкция предлагаемых составов в сравнении с прототипом. In the table. 1 shows the composition of the emulsions; in table 2 rheological properties and pressure loss on friction in pipes obtained by mathematical processing of rheological coefficients according to the T. Karman formula; in table 3 - filtration characteristics, sand-holding properties and destruction of the proposed compositions in comparison with the prototype.
Эмульсионные составы, приготовленные на газоконденсаторе, арктическом или зимнем дизельном топливе либо легкой нефти и высококонцентрированной минерализованной воде обладают высокой морозоустойчивостью, аналогичной прототипу, например, составы 9, 18 (табл. 1) обладают морозоустойчивостью - 50oC, а составы 13, 17 и 22 (табл. 1) -40oC. Морозоустойчивость составов, приготовленных на пресной воде близка к 0oC.Emulsion compositions prepared on a gas condenser, arctic or winter diesel fuel or light oil and highly concentrated mineralized water have high frost resistance, similar to the prototype, for example, compounds 9, 18 (table 1) have frost resistance - 50 o C, and
Сравнение предлагаемого эмульсионного состава по прототипу по электростабильности не представляется возможным, так как в первом случае внешняя фаза эмульсии содержит воду, а во втором углеводород. Comparison of the proposed emulsion composition according to the prototype for electrical stability is not possible, since in the first case, the external phase of the emulsion contains water, and in the second, hydrocarbon.
Как видно из представленных данных, при сохранении высокой вязкости, пескоудерживающей способности, морозоустойчивости и низкой фильтрации, а также возможности регулировать процесс разложения эмульсии, что указывает на высокое качество предлагаемого эмульсионного состава как жидкости для гидроразрыва пласта, он обладает меньшими (в 3-5 раз) чем у прототипа потерями давления на трение в трубах, что позволяет снизить давление разрыва и тем самым значительно упростить процесс ГРП. As can be seen from the presented data, while maintaining high viscosity, sand-holding ability, frost resistance and low filtration, as well as the ability to regulate the process of emulsion decomposition, which indicates the high quality of the proposed emulsion composition as a hydraulic fracturing fluid, it has lower (3-5 times ) than the prototype has friction pressure loss in the pipes, which allows to reduce the fracture pressure and thereby greatly simplify the hydraulic fracturing process.
Claims (1)
дизельное топливо, или газоконденсат, или нефть 5 25
Маслорастворимый эмульгатор:
эмультал, или нефтенол-Н3, или нефтехимеко-1, или ЭС-2 0,3 5,0
Конденсированная сульфитно-спиртовая барда или лигносульфонат 0,1 1,0
Раствор водорастворимого полимера, приготовленный на пресной или минерализованной воде, содержащий 0,3 1,0 мас. ПАА или КМЦ 5 25
Водная фаза:
вода пресная или минерализованная ОстальноеHydrocarbon phase:
diesel fuel or gas condensate or oil 5 25
Oil Soluble Emulsifier:
emultal, or neftenol-N3, or neftekhimeko-1, or ES-2 0.3 5.0
Condensed sulphite-alcohol stillage or lignosulfonate 0.1 1.0
A solution of a water-soluble polymer prepared in fresh or mineralized water containing 0.3 to 1.0 wt. PAA or CMC 5 25
Water phase:
fresh or mineralized water
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96118664A RU2097547C1 (en) | 1996-09-19 | 1996-09-19 | Emulsion composition for hydraulic fracturing formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96118664A RU2097547C1 (en) | 1996-09-19 | 1996-09-19 | Emulsion composition for hydraulic fracturing formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2097547C1 true RU2097547C1 (en) | 1997-11-27 |
| RU96118664A RU96118664A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20185567
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96118664A RU2097547C1 (en) | 1996-09-19 | 1996-09-19 | Emulsion composition for hydraulic fracturing formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2097547C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2447124C2 (en) * | 2005-06-17 | 2012-04-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Fluids for underground processing of formation, copolymers reducing friction and method of processing formations |
| RU2459947C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| US9034802B2 (en) | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
| RU2682534C1 (en) * | 2017-11-07 | 2019-03-19 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Emulsifier for invert emulsions and preparation method thereof |
| RU2717560C2 (en) * | 2014-07-15 | 2020-03-24 | СОЛВЕЙ ЮЭсЭй ИНК. | Saltproof friction reducer |
-
1996
- 1996-09-19 RU RU96118664A patent/RU2097547C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SU, авторское свидетельство, 1794082, кл. E 21 B 43/26, 1993. RU, патент, 2018642, кл. E 21 B 43/26, 1994. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447124C2 (en) * | 2005-06-17 | 2012-04-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Fluids for underground processing of formation, copolymers reducing friction and method of processing formations |
| US9034802B2 (en) | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2459947C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Formation hydraulic fracturing method |
| RU2717560C2 (en) * | 2014-07-15 | 2020-03-24 | СОЛВЕЙ ЮЭсЭй ИНК. | Saltproof friction reducer |
| RU2682534C1 (en) * | 2017-11-07 | 2019-03-19 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Emulsifier for invert emulsions and preparation method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10844266B2 (en) | Spacer fluids and cement slurries that include surfactants | |
| AU2021203368B2 (en) | Inverse emulsion compositions | |
| CA1098690A (en) | Process for fracturing well formations using aqueous gels | |
| US11136493B2 (en) | Friction-reducing compositions formulated with highly concentrated brine | |
| FI108563B (en) | Oil and gas field chemicals | |
| NO343087B1 (en) | Seawater-based, particle-free, environmentally friendly drilling and completion fluids | |
| DE112006001597T5 (en) | Fluid for underground treatments, friction reducing copolymers and related processes | |
| US11879061B2 (en) | High stability polymer compositions with siloxane polyether compounds for enhanced oil recovery applications | |
| US11959018B2 (en) | High stability polymer compositions with poly(alkyl)acrylate compounds for enhanced oil recovery applications | |
| US20100184631A1 (en) | Provision of viscous compositions below ground | |
| RU2231534C2 (en) | Drilling fluid and a method for preparation thereof | |
| RU2097547C1 (en) | Emulsion composition for hydraulic fracturing formation | |
| WO2009127589A1 (en) | Drilling and well treatment fluids | |
| RU2222566C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2698784C2 (en) | Thickener of an aqueous acid solution, a method of thickening an aqueous acid solution and an oil recovery method using said thickener, a set of components for thickening an aqueous acid solution and a composition for carrying out acidic hydraulic fracturing of the formation, including said thickener | |
| CN111676004A (en) | High-temperature-resistant ultrahigh-density oil-based drilling fluid and preparation method thereof | |
| SU1597445A1 (en) | Composition for hydraulic formation fracturing | |
| BR112014032327B1 (en) | WELL TREATMENT FLUID OR DRILLING FLUID WATER IN OIL |