RU2132458C1 - Liquid for hydraulic breakage of bed - Google Patents
Liquid for hydraulic breakage of bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2132458C1 RU2132458C1 RU97114013A RU97114013A RU2132458C1 RU 2132458 C1 RU2132458 C1 RU 2132458C1 RU 97114013 A RU97114013 A RU 97114013A RU 97114013 A RU97114013 A RU 97114013A RU 2132458 C1 RU2132458 C1 RU 2132458C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- fluid
- sodium
- destruction
- bed
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта и может быть использовано преимущественно на нефтедобывающих предприятиях. The invention relates to the field of oil production, in particular to technological compositions used to increase the permeability of productive formations by means of hydraulic fracturing and can be used mainly in oil producing enterprises.
Известна жидкость для гидравлического разрыва пласта (ГПР), содержащая следующие ингредиенты, мас. %: сульфит-спиртовая дрожжевая барда 31,72 - 39,76; хлорид калия 3,37 - 6,92; полиакриланид 0,05-0,12; поверхностно-активное вещество марки МЛ-80 0,03-0,15 и пластовая вода остальное (см., например, патент РФ N 1710710, кл. E 21 B 43/26, от 1990 г). Known fluid for hydraulic fracturing (GPR), containing the following ingredients, wt. %: sulphite-alcohol yeast stillage 31.72 - 39.76; potassium chloride 3.37-6.92; polyacrylanide 0.05-0.12; ML-80 surfactant 0.03-0.15 and formation water the rest (see, for example, RF patent N 1710710, class E 21 B 43/26, from 1990).
Известная жидкость имеет хорошую пракачиваемость, низкие значения показателя фильтрации, обладает высокими антикоррозионными свойствами и высокой ингибирующей способностью по отношению к набуханию к набухающим глинистым породам. Known liquid has good pumpability, low values of the filtration rate, has high anticorrosive properties and high inhibitory ability with respect to swelling to swellable clay rocks.
Существенным недостатком известного состава является его низкая пескоудерживающая способность, т.к. даже при наиболее высоких показателях структурно-механических и реологических свойств, известная жидкость не удерживает в объеме более 10% песка, что в промысловых условиях требует существенно увеличить (в 5 - 7 раз) объем заканчиваемой жидкости в пласт. A significant disadvantage of the known composition is its low sand holding capacity, because even with the highest structural-mechanical and rheological properties, the known fluid does not hold more than 10% of sand in the volume, which under field conditions requires a significant increase (5-7 times) in the volume of the finished fluid in the reservoir.
Кроме того, известная жидкость не обладает деструктурирующей способностью, поэтому она не удаляется полностью из пласта, тем самым снижая проницаемость продуктивного пласта после проведения работ по гидроразрыву. In addition, the known fluid does not have a destructive ability, so it is not completely removed from the reservoir, thereby reducing the permeability of the reservoir after hydraulic fracturing.
Наряду с указанным, известная жидкость не термостойка, т.к. при температуре выше +25oC резко снижаются структурно-механические и реологические свойства известной жидкости, а следовательно и ее песконесущая и пескоудерживающая способность.Along with the above, the known fluid is not heat-resistant, because at temperatures above +25 o C, the structural, mechanical and rheological properties of the known fluid are sharply reduced, and hence its sand-bearing and sand-holding ability.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является жидкость для ГРП (см., например, РД 39-0147035-236-89. Инструкция по технологии глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта. М.: ВНИИ, 1988, с. 16 - 17), содержащая полисахарид, например, КМЦ, структурообразователь (бихроматы натрия, калия или аммония), деструктор (соль хлорноватой кислоты) и воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: КМЦ 1,0 - 2,5; хроматы 1,0 - 3,0; лигносульфонаты 0,2 - 0,7; соль хлорноватой кислоты 0,75 - 2,1 и вода остальное. Closest to the claimed technical solution according to the technical essence is hydraulic fracturing fluid (see, for example, RD 39-0147035-236-89. Instructions for the technology of deep penetrating hydraulic fracturing. M: VNII, 1988, S. 16 - 17), containing a polysaccharide, for example, CMC, a builder (dichromates of sodium, potassium or ammonium), a destructor (salt of perchloric acid) and water, in the following ratio of ingredients, wt.%: CMC 1.0 - 2.5; chromates 1.0-3.0; lignosulfonates 0.2 - 0.7; salt of chloric acid 0.75 - 2.1 and the rest of the water.
Указанная известная жидкость имеет высокие реологические и структурно-механические свойства, высокую пескоудерживающую способность, обладает способностью разрушаться через определенный промежуток времени. The specified known liquid has high rheological and structural-mechanical properties, high sand-holding ability, has the ability to collapse after a certain period of time.
Однако эта известная жидкость имеет высокие значения показателя фильтрации (11 - 4 см3 за 30 минут), что приводит к повышенной проникающей способности фильтрата в пласт и дополнительной потере жидкости.However, this known fluid has high values of the filtration rate (11-4 cm 3 in 30 minutes), which leads to increased permeability of the filtrate into the formation and additional loss of fluid.
Одновременно с этим известная жидкость характеризуется низкой прокачиваемой способностью, т. е. при подаче ее в трубы и пласт создаются высокие гидравлические сопротивления, что затрудняет проведение работ по гидроразрыву и снижает их эффективность. At the same time, the known fluid is characterized by low pumped ability, i.e., when it is fed into pipes and the reservoir, high hydraulic resistances are created, which makes it difficult to carry out hydraulic fracturing and reduces their effectiveness.
Вместе с тем, что стоимость известной жидкости достаточно высокая, для ее получения с необходимыми реологическими показателями и пескоудерживающей способностью требуются большие затраты времени (не менее 8 - 10 часов), т.к. структурообразование происходит в результате медленно протекающих окислительно-восстановительных реакций между лигносульфонатами и бихроматами и последующей реакции хрома трехвалентного с полисахаридами. At the same time, the cost of the known liquid is quite high, to obtain it with the necessary rheological parameters and sand-holding ability requires a lot of time (at least 8 - 10 hours), because structure formation occurs as a result of slowly occurring redox reactions between lignosulfonates and dichromates and the subsequent reaction of trivalent chromium with polysaccharides.
Кроме того, деструкция заявляемой жидкости происходит в течение длительного промежутка времени и только при повышенных температурах и в кислой среде, что ограничивает область применения жидкости. При этом, деструкция сопровождается образованием хрупкого осадка и выделением большого количества дисперсной среды, что может привести к необратимой кольматации обрабатываемого пласта и удлиняет сроки выхода скважин в эксплуатацию. In addition, the destruction of the claimed fluid occurs over a long period of time and only at elevated temperatures and in an acidic environment, which limits the scope of the fluid. At the same time, the destruction is accompanied by the formation of a brittle sediment and the release of a large amount of dispersed medium, which can lead to irreversible mudding of the treated formation and lengthens the time for putting the wells into operation.
В качестве структурообразователя в известной жидкости используют экологически опасные вещества, в частности, бихроматы и лигносульфонаты. Environmentally hazardous substances, in particular dichromates and lignosulfonates, are used as a builder in a known liquid.
Целью настоящего изобретения является снижение гидравлических сопротивлений жидкости за счет повышения ее прокачиваемости, снижение показателя фильтрации до и после деструкции, повышение скорости деструкции жидкости в пласте, при одновременном сохранении высоких значений вязкости и высокой пескоудерживающей способности. The aim of the present invention is to reduce the hydraulic resistance of the fluid by increasing its pumpability, reducing the filtration rate before and after the destruction, increasing the rate of destruction of the liquid in the reservoir, while maintaining high viscosity and high sand-holding ability.
Поставленная цель достигается тем, что известная жидкость для гидравлического разрыва пласта, включающая полисахарид, структурообразователь и воду, дополнительно содержит гидроксид натрия поверхностно-активное вещество, в качестве полисахарида жидкость содержит крахмал, а в качестве структурообразователя - смесь тетрабората натрия и перекисного соединения, например, пероксобората натрия или монопероксигидрата мочевины, в массовом соотношении (1 - 5):1, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
крахмал - 5,0 - 10,0
гидроксид натрия - 0,5 - 1,0
поверхностно-активное вещество - 0,05 - 0,075
смесь тетрабората натрия и перекисного соединения, например, пероксобората натрия или монопероксигидрата мочевины, в соотношении (1 - 5):1 - 0,7 - 1,5
вода - остальное
Благодаря совместной обработке полисахарида стуктурообразователем в виде смеси тетрабората натрия и перекисного соединения с одновременной обработкой поверхностно-активным веществом в предложенном количественном соотношении ингредиентов, оказалось возможным получить жидкость для ГРП с низкими значениями показателя фильтрации как после приготовления, так и после деструкции этой жидкости, с высокими реологическими свойствами и высокой пескоудерживающей способностью, и одновременно с высокой прокачиваемостью, низкими гидравлическими сопротивлениями, а также обеспечить быстрое, заранее определенное время начала деструкции в широком диапазоне температур.This goal is achieved by the fact that the known hydraulic fracturing fluid, including a polysaccharide, a structurant and water, additionally contains sodium hydroxide surfactant, as a polysaccharide, the fluid contains starch, and as a builder, a mixture of sodium tetraborate and a peroxide compound, for example, sodium peroxoborate or urea monoperoxyhydrate, in a mass ratio (1 - 5): 1, in the following ratio of ingredients, wt.%:
starch - 5.0 - 10.0
sodium hydroxide - 0.5 - 1.0
surfactant - 0.05 - 0.075
a mixture of sodium tetraborate and a peroxide compound, for example, sodium peroxoborate or urea monoperoxyhydrate, in the ratio (1 - 5): 1 - 0.7 - 1.5
water - the rest
Thanks to the joint treatment of the polysaccharide with a builder in the form of a mixture of sodium tetraborate and a peroxide compound with simultaneous treatment with a surfactant in the proposed quantitative ratio of ingredients, it turned out to be possible to obtain a hydraulic fracturing fluid with low filtration values both after preparation and after the destruction of this fluid, with high rheological properties and high sand holding capacity, and at the same time with high pumpability, low hydraulic their resistances, and also provide quick, predetermined start time degradation in a wide temperature range.
При этом на придание заявляемой жидкости вышеуказанных свойств затрачивается меньше времени и средств. At the same time, less time and money are spent on imparting the claimed liquid of the above properties.
Это объясняется, по-видимому, тем, что при совместной обработке полисахарида комплексообразующей солью, содержащей B4+, и перекисным соединением образуется высокоструктурированный гель, устойчивость во времени которого определяется количественным соотношением тетрабората и перекисного соединения.This is apparently due to the fact that when the polysaccharide is treated together with a complexing salt containing B 4+ and a peroxide compound, a highly structured gel is formed, the time stability of which is determined by the quantitative ratio of tetraborate and peroxide compound.
Для получения заявляемой жидкости для ГРП в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- крахмал экструзионный, немодифицированный, ТУ 18-8-14-85;
- гидроксид натрия, ГОСТ 6-01-204847-06-90;
- тетраборат натрия, ГОСТ 8429-77;
- пероксоборат натрия, ТУ 6-02-1187-79;
- монопероксигидрат мочевины СТП 6-14-11-112-77;
- поверхностно-активные вещества: МЛ-51, ТУ 84-228-89; реапон 4B, ТУ 6-05-221-886-86; сепарол WF-41 - BASF, ФРГ;
- техническая вода с жесткостью не более 3 мг-экв/л.To obtain the claimed fluid for hydraulic fracturing in laboratory conditions, the following substances were used:
- extruded starch, unmodified, TU 18-8-14-85;
- sodium hydroxide, GOST 6-01-204847-06-90;
- sodium tetraborate, GOST 8429-77;
- sodium peroxoborate, TU 6-02-1187-79;
- urea monoperoxyhydrate STP 6-14-11-112-77;
- surfactants: ML-51, TU 84-228-89; reapon 4B, TU 6-05-221-886-86; Separol WF-41 - BASF, Germany;
- process water with a hardness of not more than 3 mEq / l.
Учитывая различные пластовые условия, в которых будет использоваться предлагаемая жидкость, рекомендуется для повышения плотности применять:
- хлорид натрия, ТУ 6-13-14-77;
- хлорид калия, ГОСТ 4568-83;
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.Given the different reservoir conditions in which the proposed fluid will be used, it is recommended to use to increase the density:
- sodium chloride, TU 6-13-14-77;
- potassium chloride, GOST 4568-83;
The essence of the invention is illustrated by the following example.
Пример. Получение заявляемой жидкости для ГРП осуществляли по следующей технологии: к 184,4 мл технической воды добавляли 12 г крахмала и 0,12 г ПАВ МЛ-51, перемешивали 10 мин, добавляли 1,2 г гидроксида натрия и перемешивали еще 30 мин, далее добавляли 2,4 г смеси тетрабората натрия и пероксобората натрия в соотношении 5: 1, перемешивали 20 мин до получения состава однородной консистенции. Получали жидкость для ГРП со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: крахмал 6,0; гидроксид натрия 0,6; смесь тетрабората натрия и пероксобората натрия в соотношении 5:1 - 1,2; ПАВ МЛ-51 0,06; техническая вода остальное. Example. The claimed fluid for hydraulic fracturing was carried out according to the following technology: 12 g of starch and 0.12 g of ML-51 surfactant were added to 184.4 ml of industrial water, stirred for 10 minutes, 1.2 g of sodium hydroxide was added and stirred for another 30 minutes, then was added 2.4 g of a mixture of sodium tetraborate and sodium peroxoborate in a ratio of 5: 1 was stirred for 20 minutes to obtain a homogeneous composition. Received fluid for hydraulic fracturing with the following ratio of ingredients, wt.%: Starch 6.0; sodium hydroxide 0.6; a mixture of sodium tetraborate and sodium peroxoborate in a ratio of 5: 1 - 1.2; Surfactant ML-51 0.06; process water the rest.
Аналогичным способом готовили другие составы заявляемой жидкости с различным соотношением ингредиентов. In a similar manner, other formulations of the inventive liquid were prepared with a different ratio of ingredients.
В ходе лабораторных исследований определяли следующие свойства заявляемой жидкости: пескоудерживающую способность, т. е. способность жидкости удерживать определенное количество песка (% от объема жидкости, 50; 60% 70.. .) в течение заданного периода времени; показатель фильтрации, см3/за 30 мин при ΔP= 0,7 и ΔP= 0,1 МПа; динамическую вязкость, МПа•с (на вискозиметре Хепплера); время начала деструкции жидкости, час; показатель фильтрации после деструкции (через 18 час); прокачиваемость жидкости, см3/с (интенсивность истечения определенного объема жидкости в единицу времени).In the course of laboratory studies, the following properties of the claimed liquid were determined: sand-holding ability, that is, the ability of the liquid to hold a certain amount of sand (% of the liquid volume, 50; 60% 70 ...) for a given period of time; filtration rate, cm 3 / in 30 min at ΔP = 0.7 and ΔP = 0.1 MPa; dynamic viscosity, MPa • s (on a Heppler viscometer); liquid destruction start time, hour; the rate of filtration after destruction (after 18 hours); fluid pumpability, cm 3 / s (the intensity of the expiration of a certain volume of fluid per unit time).
Пескоудерживающую способность жидкости определяли следующим способом: при перемешивании в жидкость вводили определенное количество песка, перемешивали 10 мин на лабораторной мешалке и наливали в цилиндр емкостью 100 мл и наблюдали время осаждения песка в цилиндре. Через 1 и 8 час определяли стабильность, т.е. разницу плотностей между верхней и нижней частью. The sand holding capacity of the liquid was determined in the following way: a certain amount of sand was introduced into the liquid with stirring, stirred for 10 min on a laboratory stirrer and poured into a cylinder with a capacity of 100 ml and the time of sand deposition in the cylinder was observed. After 1 and 8 hours, stability was determined, i.e. density difference between the upper and lower parts.
Время начала деструкции определяли по изменению вязкости на приборе Хепплера. The start time of destruction was determined by the change in viscosity on a Heppler instrument.
Фильтратоотдачу определяли на фильтр-прессе фирмы "Бароид" при перепаде давления ΔP=0,7 МПа и на приборе ВМ-6 при перепаде давления ΔP=0,1 МПа. The filtrate recovery was determined on a Baroid filter press with a pressure drop ΔP = 0.7 MPa and on a VM-6 device with a pressure drop ΔP = 0.1 MPa.
Прокачиваемость состава определяли по времени истечения 150 мл состава при давлении 0,1 МПа из делительной воронки, соединенной с вакуумном насосом. The pumpability of the composition was determined by the expiration time of 150 ml of the composition at a pressure of 0.1 MPa from a separatory funnel connected to a vacuum pump.
В ходе лабораторных исследований изучали эти же свойства у известных по аналогу и прототипу жидкостей. Данные об ингредиентном составе и о показателях свойств заявляемой и известных по аналогу и прототипу жидкостей приведены в табл. 1 и 2. In the course of laboratory research, the same properties were studied in liquids known by analogy and prototype. Data on the ingredient composition and on the properties of the claimed and known by analogue and prototype liquids are given in table. 1 and 2.
Данные, приведенные в табл. 1 и 2, показывают, что заявляемая жидкость для гидравлического разрыва пласта имеет следующие преимущества по сравнению с известными жидкостями:
- хорошую прокачиваемую способность (12,3 см3/с до 28,0 см3/с) при одновременно высоких показателях динамической вязкости (800 - 56340 МПа•с), что обеспечивает достаточно надежные пескоудерживающие и песконесущие свойства жидкости, стабильность которой остается в течение 2 час 0,3 - 1,0 кГ/м3;
- низкие показатели фильтрации (0 - 0,5 см3 при ΔP=0,1 МПа, 2 - 5,0 см3 при ΔP= 0,7 МПа) в момент приготовления и после деструкции жидкости (0,3 - 1,0 см3 при Δ P=0,1 МПа; 3,0 - 6,0 при Δ P=0,7 МПа).The data given in table. 1 and 2 show that the inventive hydraulic fracturing fluid has the following advantages compared to known fluids:
- good pumpability (12.3 cm 3 / s to 28.0 cm 3 / s) with simultaneously high dynamic viscosity (800 - 56340 MPa • s), which provides sufficiently reliable sand-holding and sand-bearing properties of the liquid, the stability of which remains in within 2 hours 0.3 - 1.0 kg / m 3 ;
- low filtration rates (0 - 0.5 cm 3 at ΔP = 0.1 MPa, 2 - 5.0 cm 3 at ΔP = 0.7 MPa) at the time of preparation and after the destruction of the liquid (0.3 - 1.0 cm 3 at Δ P = 0.1 MPa; 3.0 - 6.0 at Δ P = 0.7 MPa).
Одновременно с этим заявляемая жидкость имеет свойство разрушаться в течение времени, необходимого для технологического процесса ГРП, равномерно снижая вязкость (в 5 - 100 раз) по всему объему. At the same time, the claimed fluid tends to break down during the time required for the hydraulic fracturing process, uniformly reducing the viscosity (5-100 times) throughout the volume.
Кроме того, заявляемая жидкость требует в 3 - 5 раз меньше времени на ее приготовление, и в ее состав входят реагенты, относящиеся к малоопасным вредным веществам. In addition, the inventive liquid requires 3-5 times less time for its preparation, and its composition includes reagents related to low-hazardous harmful substances.
Указанные технические преимущества заявляемой жидкости при использовании в промысловых условиях позволяет:
- снизить гидравлические сопротивления в трубах за счет хорошей прокачиваемости жидкости;
- повысить качество крепи трещин песком (пропантом) за счет высокой песконесущей способности жидкости;
- повысить качество проводимых работ за счет сохранения проницаемости продуктивного пласта в результате предупреждения проникновения жидкости на большую глубину, с последующей деструкцией состава и удаление продуктов деструкции из скважины без дополнительных кислотных обработок;
- сократить затраты средств и времени на приготовление состава за счет дешевизны применяемых реагентов;
- сократить объем закачиваемой жидкости в пласт а 2 - 7 раз за счет повышения пескоудерживающей способности жидкости;
- повысить экологичность состава за счет исключения экологически опасных химических веществ.These technical advantages of the claimed liquid when used in commercial conditions allows you to:
- reduce hydraulic resistance in the pipes due to the good pumpability of the liquid;
- to improve the quality of support cracks with sand (proppant) due to the high sand-bearing ability of the liquid;
- to improve the quality of the work by maintaining the permeability of the reservoir as a result of preventing liquid penetration to a greater depth, followed by destruction of the composition and removal of the destruction products from the well without additional acid treatments;
- reduce the cost of funds and time for the preparation of the composition due to the low cost of the reagents used;
- reduce the volume of injected fluid into the reservoir a 2 - 7 times by increasing the sand-holding ability of the fluid;
- increase the environmental friendliness of the composition by eliminating environmentally hazardous chemicals.
Claims (1)
Крахмал - 5,0 - 10,0
Гидроксид натрия - 0,5 - 1,0
Поверхностно-активное вещество - 0,05 - 0,075
Смесь тетрабората натрия и перекисного соединения, например пероксобората натрия или монопероксигидрата мочевины в соотношении 1-5:1 - 0,7 - 1,5
Вода - ОстальноеHydraulic fracturing fluid, including a polysaccharide, a structurant and water, characterized in that the fluid further comprises sodium hydroxide and a surfactant, as a polysaccharide it contains starch, and as a builder, a mixture of sodium tetraborate and a peroxide compound, for example sodium peroxoborate or urea monoperoxyhydrate in a ratio of 1 - 5: 1, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Starch - 5.0 - 10.0
Sodium hydroxide - 0.5 - 1.0
Surfactant - 0.05 - 0.075
A mixture of sodium tetraborate and a peroxide compound, for example sodium peroxoborate or urea monoperoxyhydrate in a ratio of 1-5: 1 - 0.7 - 1.5
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97114013A RU2132458C1 (en) | 1997-08-13 | 1997-08-13 | Liquid for hydraulic breakage of bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97114013A RU2132458C1 (en) | 1997-08-13 | 1997-08-13 | Liquid for hydraulic breakage of bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97114013A RU97114013A (en) | 1999-06-20 |
| RU2132458C1 true RU2132458C1 (en) | 1999-06-27 |
Family
ID=20196384
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97114013A RU2132458C1 (en) | 1997-08-13 | 1997-08-13 | Liquid for hydraulic breakage of bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2132458C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA011181B1 (en) * | 2007-02-08 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for treating subterranean formation |
| RU2737605C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing composition |
-
1997
- 1997-08-13 RU RU97114013A patent/RU2132458C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РД 39-0147035-236-89. Инструкция по технологии глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта. - М.: ВНИИ, 1988, с.16-17. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA011181B1 (en) * | 2007-02-08 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for treating subterranean formation |
| RU2737605C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing composition |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2880096A (en) | Cement compositions and process of cementing wells | |
| CN1022121C (en) | Altering subterranean formation permeability | |
| US4610795A (en) | Peroxygen breaker systems for well completion fluids | |
| US3967681A (en) | Repair of cement sheath around well casing | |
| US4679631A (en) | Composition and method of stimulating subterranean formations | |
| NO328661B1 (en) | Procedure for breaking fracture fluids | |
| RU2338872C2 (en) | Methods and compositions for decomposing of thickened liquids | |
| EA008796B1 (en) | Polymer crossing system | |
| RU2337126C2 (en) | Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions) | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2132458C1 (en) | Liquid for hydraulic breakage of bed | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| US2689230A (en) | Acidizing wells | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2116433C1 (en) | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2071555C1 (en) | Composition for control of oil-field development | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2559267C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs | |
| RU2272127C1 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole terrigenous formation area | |
| RU2306326C2 (en) | Gelling composition for killing wells | |
| RU2143551C1 (en) | Composition for increase of oil recovery | |
| RU2192541C2 (en) | Method of fresh water shutoff in wells of deposits of high-viscosity oils and native bitumens | |
| RU2092516C1 (en) | Composition for well killing and well completion | |
| RU2757626C1 (en) | Blocking biopolymer composition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090814 |