RU2369626C2 - Добавка для регулирования потери жидкости, жидкость разрыва с данной добавкой и способы гидравлического разрыва подземной формации и регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве с использованием данной жидкости разрыва - Google Patents
Добавка для регулирования потери жидкости, жидкость разрыва с данной добавкой и способы гидравлического разрыва подземной формации и регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве с использованием данной жидкости разрыва Download PDFInfo
- Publication number
- RU2369626C2 RU2369626C2 RU2006130802/03A RU2006130802A RU2369626C2 RU 2369626 C2 RU2369626 C2 RU 2369626C2 RU 2006130802/03 A RU2006130802/03 A RU 2006130802/03A RU 2006130802 A RU2006130802 A RU 2006130802A RU 2369626 C2 RU2369626 C2 RU 2369626C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inorganic material
- fluid
- hydrated organic
- organic
- additive
- Prior art date
Links
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
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular 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
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- 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
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/922—Fracture fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Mechanical Light Control Or Optical Switches (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к гидравлическому разрыву подземной формации, и более конкретно к жидкостям разрыва, которые включают добавку для регулирования потери жидкости, и способам использования таких жидкостей разрыва в разрываемых подземных формациях. Жидкость разрыва включает загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, содержащую деформируемое разлагаемое вещество. Технический результат - повышение эффективности регулирования потерь жидкости при гидравлическом разрыве. 4 н. и 58 з.п. ф-лы.
Description
Предшествующий уровень техники изобретения
Настоящее изобретение относится к операциям гидравлического разрыва подземной формации, и более конкретно к жидкостям разрыва, содержащим улучшенную добавку для регулирования потери жидкости, и способам использования указанных жидкостей разрыва при гидравлическом разрыве подземных формаций.
Скважины для добычи углеводородов часто стимулируются с помощью операций гидравлического разрыва, при котором вязкая жидкость разрыва вводится в зону добычи углеводородов внутри подземной формации при гидравлическом давлении, достаточном для создания или увеличения в ней, по меньшей мере, одного разрыва. Обычно, жидкость разрыва содержит взвешенные частицы расклинивающего наполнителя, который должен быть помещен в разрывы для предотвращения их полного закрытия (при снятии гидравлического давления), формируя тем самым проводящие каналы внутри формации для протекания углеводородов. При создании, по меньшей мере, одного разрыва и при размещении, по меньшей мере, части расклинивающего наполнителя по существу на месте вязкость жидкости разрыва может быть уменьшена для ее удаления из формации.
При определенных обстоятельствах часть жидкости разрыва может теряться во время операции разрыва, например, из-за нежелательной утечки в естественные разрывы, присутствующие в формации. Это является проблематичным, поскольку такие естественные разрывы часто имеют более высокие напряжения, чем разрывы, созданные операцией гидравлического разрыва. Эти более высокие напряжения могут разрушать расклинивающий наполнитель и приводить к образованию из него непроницаемой пробки в естественных разрывах, что может препятствовать течению углеводородов через естественные разрывы.
Обычно, операторы предпринимают попытки решить эту проблему путем включения добавки для регулирования потери жидкости в жидкость разрыва. Обычные добавки для регулирования потери жидкости в основном содержат твердые частицы, имеющие сферическую форму. Использование этих добавок может быть проблематичным, между прочим, из-за того, что такие добавки могут потребовать частиц, которые имеют определенное распределение размеров частиц для достижения эффективного регулирования потери жидкости. Например, когда такие добавки используются для блокирования поровых отверстий в формации, достаточная часть относительно больших частиц потребуется для блокирования большинства поровых отверстий и достаточная часть относительно маленьких частиц также потребуется для заполнения пустот между большими частицами. Более того, получение для определенных добавок регулирования потери жидкости заданного распределения размеров частиц может быть затруднено без привлечения дополнительных затрат для переработки веществ, например, криогенного размалывания их для достижения заданного распределения размеров частиц.
Описание изобретения
Согласно изобретению создан способ гидравлического разрыва подземной формации, содержащий следующие этапы:
обеспечение жидкости разрыва, содержащей загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, содержащую деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли-ε-капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы;
осуществляют контактирование подземной формации с жидкостью разрыва для создания или увеличения, по меньшей мере, одного разрыва подземной формации.
Способ может дополнительно содержать этап удаления жидкости разрыва из подземной формации.
Согласно изобретению создан также способ регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве подземной формации, содержащий добавление в жидкость разрыва добавки для регулирования потери жидкости, содержащей деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли-ε-капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
Жидкость разрыва может содержать загуститель и основную жидкость.
Согласно изобретению создана также жидкость разрыва, содержащая загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, содержащую деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли-ε-капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
Жидкость разрыва может дополнительно содержать основную жидкость, которой может быть вода, нефть или их смесь.
Основная жидкость может присутствовать в жидкости разрыва в количестве от около 30% до около 99% по весу жидкости разрыва.
Загуститель может содержать биополимер, производное от целлюлозы, или их смесь. Биополимер может содержать ксантан, сукциногликан, или их смесь. Производное иеллюлозы может содержать гидроксиэтилцеллюлозу, гуар, производное гуара или их смесь. Производным гуара может быть гидроксипропилгуар.
Загуститель может присутствовать в жидкости разрыва в количестве от около 0,01% до около 1.0% по весу жидкости разрыва.
Жидкость разрыва может дополнительно содержать буферный состав.
Буферным составом может быть карбонат кальция, ацетат аммония или оксид магния.
Жидкость разрыва может дополнительно содержать деэмульгатор, соль, сшивающий агент, стабилизатор глины, расклинивающий наполнитель, кислоту, разрушитель, бактерицид, каустик, или их смесь.
Согласно изобретению создана добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли-ε-капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
Деформируемое разлагаемое вещество может дополнительно содержать пластификатор или стереоизомер полилактида. Стереоизомер полилактида может содержать смесь D- и L-стереоизомеров полилактида.
Деформируемое разлагаемое вещество может содержать полимолочную кислоту.
Деформируемое разлагаемое вещество может иметь распределение размеров частиц от около 1 микрона до около 1000 микрон или от около 100 микрон до около 850 микрон.
Деформируемое разлагаемое вещество может иметь средний размер частиц около 200 микрон.
Добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, может присутствовать в жидкости разрыва в количестве от около 0,01% до около 2% по весу жидкости разрыва.
Добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, может деформироваться для блокирования пор в формации.
Хитозан, полигидроксибутират, полиортоэфир или полифосфазен, при их присутсвии, могут быть использованы в комбинации с гидратированным органическим или неорганическим материалом, выбранным из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
Признаки и преимущества настоящего изобретения будут более понятны специалистам в данной области техники после чтения следующего описания предпочтительных вариантов осуществления.
Описание примерных вариантов осуществления
Настоящее изобретение относится к операциям гидравлического разрыва подземного пласта, и более конкретно к жидкостям разрыва, содержащим добавку для регулирования потери жидкости, и способам для использования таких жидкостей в разрываемых подземных формациях. Добавки для регулирования потери жидкости настоящего изобретения деформируются поверхностью подземной формации. Обычно, добавки для регулирования потери жидкости настоящего изобретения не требуют широкого распределения размеров частиц для обеспечения требуемого уровня регулирования потери жидкости.
Улучшенные добавки для регулирования потери жидкости настоящего изобретения в основном содержат деформируемое разлагаемое вещество, способное подвергаться необратимому разложению в скважине. Как здесь упоминается, термин «необратимый» должен пониматься в том значении, что деформируемое разлагаемое вещество, однажды разложившись, не должно повторно кристаллизоваться или повторно затвердевать в скважине, например, деформируемое разлагаемое вещество должно разлагаться по месту расположения, но не должно повторно кристаллизоваться или повторно затвердевать по месту расположения. Термин «разложение» или «разлагаемый» относятся к обоим относительно крайним случаям гидролитического разложения, которые может испытывать деформируемый разлагаемый материал (например, объемное разрушение или поверхностное разрушение), или любая стадия разложения между этими двумя. Это разложение может быть результатом, между прочим, химической или тепловой реакции, ферментативного разложения или реакции, вызванной излучением. Термин «деформируемый» должен пониматься в том значении, что вещество деформируется (с помощью пластической или упругой деформации) под действием разности давлений между давлением поровых отверстий (давлением, оказываемым на подземную скважину текучими средами внутри формации) и давлением разрыва (давлением, которое будет разрывать формацию). Когда жидкость разрыва, содержащая добавку для регулирования потери жидкости настоящего изобретения, помещена в подземную формацию, добавка для регулирования потери жидкости деформируется для блокировки поровых отверстий подземной формации. Обычно, добавка для регулирования потери жидкости присутствует в жидкостях разрыва настоящего изобретения в количестве, достаточном для обеспечения требуемого уровня регулирования потери жидкости. Более конкретно, добавка для регулирования потери жидкости присутствует в жидкостях настоящего изобретения в количестве от около 0,01% до около 2% по весу жидкости разрыва. В определенных предпочтительных вариантах осуществления добавка для регулирования потери жидкости присутствует в жидкостях разрыва настоящего изобретения в количестве от около 0,2% до около 0,7% по весу жидкости разрыва. Добавка для регулирования потери жидкости настоящего изобретения будет в основном иметь распределение размеров частиц от около 1 микрона до около 1000 микрон. В определенных предпочтительных вариантах осуществления добавка для регулирования потери жидкости будет иметь распределение размеров частиц от около 100 микрон до около 85,0 микрон со средним размером частицы около 200 микрон.
В определенных примерных вариантах осуществления деформируемое разлагаемое вещество может содержать смесь разлагаемого вещества и гидратированного органического или неорганического твердого состава. Например, оператор может столкнуться с обстоятельствами, требующими присутствия воды в подземной формации для облегчения разложения деформируемого разлагаемого вещества. В таких случаях желательным выбором добавки для регулирования потери жидкости может быть вариант осуществления деформируемых разлагаемых веществ, содержащих смесь разлагаемого вещества и гидратированного органического или неорганического твердого состава. В варианте осуществления настоящего изобретения деформируемое разлагаемое вещество может разлагаться в воде, обеспечиваемой гидратированным органическим или неорганическим составом, который дегидратируется с течением времени при нагревании в подземной зоне. В других вариантах осуществления настоящего изобретения наличие гидратированного органического или неорганического твердого состава в деформируемом разлагаемом веществе может по желанию содействовать деформации добавок для регулирования потери жидкости настоящего изобретения для блокировки пор в подземной формации без проникновения в них. Примеры таких органических или неорганических составов включают, но не ограничены ими, тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия, амилозу, гидрофильные полимеры на основе крахмала или гидрофильные полимеры на основе целлюлозы.
В варианте осуществления деформируемое разлагаемое вещество является разлагаемым полимером. Здесь полимер считается «разлагаемым», если разложение происходит из-за химического и/или радикального процесса, например такого, как гидролиз, окисление, ферментативное разложение или УФ-излучение. Разлагаемость полимера зависит, по меньшей мере, частично, от структуры его основной цепи. Например, наличие гидролизуемых и/или окисляемых связей в основной цепи позволяет получить вещество, которое будет разлагаться, как здесь описано.
Скорости, с которыми такие полимеры разлагаются, зависят от таких факторов, как, между прочим, тип повторяющегося элемента, состав, последовательность, длина, молекулярная геометрия, молекулярный вес, морфология (например, кристалличность, размер сферолит и ориентация), гидрофильность, гидрофобность, площадь поверхности и добавки. Способ, которым разлагается полимер, также может испытывать влияние среды, в которую помещен полимер, например температуры, наличия влаги, кислорода, микроорганизмов, ферментов, рН и тому подобное.
Подходящие примеры разлагаемых полимеров, которые могут быть использованы в соответствии с настоящим изобретением, включают в себя, но не ограничены ими, те, что описаны в издании «Advances in Polymer Science», т.157, озаглавленный "Degradable Aliphatic Polyesters", по редакцией А. С.Albertsson. Конкретные примеры включают в себя гомополимеры, нерегулярные, блочные, привитые и звездообразно и сильно ветвящиеся алифатические полиэфиры. Такие подходящие полимеры могут быть подготовлены с помощью поликонденсационных реакций, полимеризаиии с раскрытием цикла, полимеризации на свободных радикалах, анионной полимеризации. Примерные полимеры для использования в настоящем изобретении включают в себя полисахариды, такие как декстран или целлюлоза, хитин, хитозан, белки, алифатические полиэфиры, полилактид, полигликолид, поли-ε-капролактон, полигидроксибутират, полиангидриды, алифатические поликарбонаты, полиортоэфиры, полиаминокислоты, полиэтиленоксид и полифосфазены. В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения, где деформируемое разлагаемое вещество является разлагаемым полимером, разлагаемый полимер является алифатическим полиэфиром или полиангидридом.
Алифатические полиэфиры могут разлагаться химически при помощи гидролиза. Гидролиз может быть катализирован при помощи кислот или оснований. Обычно, во время гидролиза, карбоксильные концевые группы формируются во время разделения цепочки, и это может увеличить скорость дальнейшего гидролиза. Этот механизм известен в данной области техники как «автокатализ», и считается, что он делает полиэфирную матрицу, более подверженную объемному разрушению.
Подходящие алифатические полиэфиры имеют общую формулу I повторяющихся элементов, показанную ниже
где n является целым числом между 75 и 10000, и R выбран из группы, состоящей из водорода, алкила, арила, алкиларила, ацетила, гетероатомов и их смесей. Из подходящих алифатических полиэфиров полилактид является предпочтительным. Полилактид синтезируется из молочной кислоты путем конденсационной реакции или более часто с помощью полимеризации с раскрытием цикла циклического лактидного мономера. Поскольку и молочная кислота, и лактид могут давать одинаковые повторяющиеся элементы, общий член полимолочной кислоты, как использовано здесь, относится к записи формулы I без каких-либо ограничений на то, как полимер был сделан, из лактида ли, молочной кислоты или олигомеров, и безотносительно степени полимеризации или уровня пластификации.
Мономер лактида существует в трех разных формах: два стереоизомера (L- и D-лактид) и рацемический D/L-лактид (мезолактид). Олигомеры молочной кислоты и олигомеры лактида определяются формулой II:
где m является целым числом: 2<=m<=75. Предпочтительно m является целым числом: 2<=m<=10. Эти границы могут соответствовать числам средних молекулярных весов ниже примерно 5400 и ниже примерно 720, соответственно. Хиральность лактидных элементов обеспечивает средства для регулирования, между прочим, скорости разложения, так же как и физических, и химических свойств. Поли-L-лактид, например, является полукристаллическим полимером с относительно низкой скоростью гидролиза. Это может быть желательным в применениях настоящего изобретения, где требуется медленное разложение деформируемого и разлагаемого вещества. Поли-D,L-лактид может быть более аморфным полимером с результирующей большей скорость гидролиза. Он может быть подходящим для других применений, где может подходить более быстрое разложение. Стереоизомеры молочной кислоты могут быть использованы раздельно или совместно в соответствии с настоящим изобретением. Дополнительно, они могут быть сополимеризованы с, например, гликолидом или другими мономерами, как ε-капролактон, 1,5-диоксепан-2-один, триметиленкарбонат, или другими подходящими мономерами для получения полимеров с разными свойствами или временем разложения. Дополнительно, стереоизомеры молочной кислоты могут быть изменены путем смешивания полилактидов с высоким и низким молекулярным весом или путем смешивания полилактида с другими полиэфирами. В вариантах осуществления, где полилактид используется в качестве разлагающегося вещества, определенные предпочтительные варианты осуществления применяют смесь D- и L-стереоизомеров, приготовленную так, чтобы обеспечить требуемое время разложения и/или скорость.
Пластификаторы могут присутствовать в полимерных деформируемых разлагаемых веществах настоящего изобретения. Пластификаторы могут присутствовать в количестве, достаточном для обеспечения требуемых характеристик, например, более эффективной совместимости компонентов смеси, улучшенные рабочие характеристики во время смешивания и рабочих этапов, и управление и регулирование чувствительности и разложения полимера при помощи влаги. Подходящие пластификаторы включают, но не ограничены ими, производные от олигомерной молочной кислоты, выбранные из группы, определенной формулой III
где R является водородом, алкилом, арилом, алкиларилом, гетероатомом, или их смесью, и R является насыщенным, где R' является водородом, алкилом, арилом, алкиларилом, гетероатомом, или их смесью, и R' является насыщенным, где R и R' одновременно не могут быть водородом, где q является целым числом: 2<=q<=75; и их смесью. Предпочтительно q является целым числом: 2<=q<=10. Как используется здесь, термин «производное от олигомерной молочной кислоты» включает в себя производные от олигомерного лактида. В дополнение к другим качествам, описанным выше, пластификаторы могут увеличить скорость разложения разлагаемых полимерных веществ.
Алифатические полиэфиры, применимые в настоящем изобретении, могут быть подготовлены по существу любыми общеизвестными способами производства, такими как описанные в патентах США №№6323307; 5216050; 4387769; 3912692; и 2703316, соответствующие раскрытия которых включены сюда по ссылке.
Полиангидриды являются другим типом особенно подходящих разлагаемых полимеров, применимых в настоящем изобретении. Гидролиз полиангидрида происходит, между прочим, через свободные концы цепи с карбоксильной кислотой для получения карбоксильных кислот в качестве конечных продуктов разложения. Время их разрушения может изменяться благодаря широкому диапазону изменений в основной цепи полимера. Примеры подходящих полиангидридов включают полиадипиновый ангидрид, полипробковый ангидрид, полисебациновый ангидрид, полидекандикарбоновый ангидрид. Другие подходящие примеры включают в себя, но не ограничены ими, полималеиновый ангидрид и полибензойный ангидрид.
Физические свойства разлагаемых полимеров могут зависеть от нескольких факторов, таких как состав повторяющихся элементов, гибкость цепи, наличие полярных групп, молекулярная масса, степень ветвления, кристалличность, ориентация и так далее. Например, ветви из коротких цепочек уменьшают степень кристалличности полимеров, в то время как ветви из длинных цепочек уменьшают вязкость расплава и обуславливают, между прочим, вязкость растяжения со свойствами упругого растяжения. Свойства используемого вещества могут быть дополнительно настроены путем смешивания и сополимеризации его с другим полимером или путем изменения макромолекулярной архитектуры (например, сильно ветвящиеся полимеры, звездообразные или дендримеры и так далее). Свойства любых таких подходящих разлагающихся полимеров (например, гидрофобия, гидрофилия, скорость разложения и так далее) могут быть настроены путем введения выбранных функциональных групп в полимерные цепочки. Например, полифениллактид будет разлагаться с примерно 1/5 от скорости разложения рацемического полилактида при рН, равном 7,4, и при температуре 55°С. Специалист в данной области техники исходя из данного описания сможет определить соответствующие функциональные группы для введения в полимерные цепочки для достижения требуемых физических свойств разлагаемого полимера.
При выборе соответствующего деформируемого разлагаемого вещества следует принимать во внимание получающиеся продукты разложения. Также эти продукты разложения не должны оказывать негативного влияния на другие операции или компоненты. Выбор деформируемого разлагаемого вещества также может зависеть, по меньшей мере, частично, от условий в скважине, например от температуры в стволе скважины. Например, было открыто, что лактиды подходят для низкотемпературных скважин, включая в себя скважины от 60°F до 150°F, и было обнаружено, что полилактиды подходят для скважинных температур выше этого диапазона.
В определенных вариантах осуществления разложение деформируемого разлагаемого вещества может приводить к появлению конечных продуктов разложения, оказывая влияние на рН жидкости разрыва. Например, в вариантах осуществления, где деформируемое разлагаемое вещество является полимолочной кислотой, разложение полимолочной кислоты для получения молочной кислоты может изменить рН жидкости разрыва. В определенных вариантах осуществления буферный состав может быть включен в жидкости разрыва настоящего изобретения в количестве, достаточном для нейтрализации конечных продуктов разложения. Примеры подходящих буферных составов включают, но не ограничены ими, карбонат кальция, оксид магния, ацетат аммония и тому подобное. Обычный специалист в данной области техники, имея преимущество этого раскрытия, сможет определить нужную концентрацию буферного состава для включения его в жидкость разрыва для конкретных применений. Пример подходящего буфера содержит ацетат аммония и поставляется на рынок компанией Halliburton Energy Services, Inc., под торговой маркой «ВА-20».
Также обнаружено, что предпочтительный результат достигается, если деформируемое разлагаемое вещество разлагается медленно на протяжении времени по сравнению с мгновенным разложением. Даже более предпочтительные результаты получаются, когда деформируемое разлагаемое вещество не начинает разлагаться до тех пор, пока расклинивающий наполнитель не будет помещен в разрыв. Медленное разложение деформируемого разлагаемого вещества помогает, между прочим, обеспечить регулирование потери жидкости во время размещения расклинивающего наполнителя.
Жидкости разрыва настоящего изобретения в основном содержат основную жидкость, загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, которая содержит деформируемое разлагаемое вещество. Множество основных жидкостей может быть введено в жидкости разрыва настоящего изобретения. Например, основной жидкостью может быть вода, нефть или их смесь. Обычно, основная жидкость присутствует в жидкости разрыва настоящего изобретения в количестве от около 30% до около 99% по весу жидкости разрыва.
Жидкости разрыва настоящего изобретения содержат загуститель. Примеры подходящих загустителей включают, между прочим, биополимеры, такие как ксантан и сукциногликан, производные целлюлозы (например, гидроксиэтилцеллюлоза), и гуар и его производные (например, гидроксипропилгуар). В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения загуститель является гуаром. В основном, загуститель присутствует в жидкостях разрыва настоящего изобретения в количестве, достаточном для доставки расклинивающего наполнителя в разрыв. Более конкретно, загуститель присутствует в жидкостях разрыва настоящего изобретения в количестве от около 0,01% до около 1,0% по весу жидкости разрыва. В определенных вариантах осуществления загуститель присутствует в жидкостях разрыва в количестве от около 0,2% до около 0,6% по весу.
Необязательно, жидкости разрыва настоящего изобретения могут включать дополнительные добавки, которые специалист в данной области техники посчитает необходимыми для улучшения производительности жидкости разрыва относительно одного или нескольких свойств. Варианты таких добавок включают, но не ограничены ими, деэмульгатор, соль, сшивающий агент, стабилизатор глин, расклинивающий наполнитель, кислоту, разрушитель, бактерицид, каустик или тому подобное. Подходящий деэмульгатор поставляется на рынок компанией Halliburton Energy Services, Inc., под торговой маркой «LO-SURF 300». Подходящий источник каустика поставляется на рынок компанией Halliburton Energy Services, Inc., под торговой маркой «МО-67». Подходящий сшивающий агент поставляется на рынок компанией Halliburton Energy Services, Inc., под торговой маркой «CL-28M». Подходящий разрушитель поставляется на рынок компанией Halliburton Energy Services, Inc., под торговой маркой «VICON NF». Подходящие бактерициды поставляются на рынок компанией Halliburton Energy Services, Inc., под торговыми марками «BE-3S» и «ВЕ-6».
Объектом настоящего изобретения является способ разрыва подземной формации, содержащий следующие этапы:
обеспечение жидкости разрыва, содержащей загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, включающей деформируемое разлагаемое вещество;
и осуществление контактирования подземной формации с жидкостью разрыва для создания или увеличения, по меньшей мере, одного разрыва подземной формации. Дополнительные этапы могут включать извлечение жидкости разрыва из подземной формации.
Одним вариантом жидкости разрыва настоящего изобретения является жидкость разрыва, содержащая: воду, 1% хлористого калия по весу, 0,05% LO-SURF 300 по весу, 0,15% добавки для регулирования потери жидкости настоящего изобретения по весу, 0,2% гуара по весу, 0,005% ВА-20 по весу, 0,1% МО-67 по весу, 0,05% CL-28M по весу, 0,1% VICON NF по весу 0,001% BE-3S по весу, 0,001% ВЕ-6 по весу и 50% песка по весу.
Таким образом, настоящее изобретение является хорошо приспособленным для выполнения целей и достижения упомянутых результатов и преимуществ, так же как и тех, что вытекают из них. В то время как изобретение было изображено, описано и определено ссылками на примерные варианты осуществления изобретения, такие ссылки не подразумевают ограничение изобретения и такие ограничения не должны быть выведены. Изобретение допускает существенные модификации, изменения и эквиваленты по форме и назначению, как это станет ясно обычным специалистам в соответствующей области техники и имеющим преимущества этого изобретения. Изображенные и описанные варианты осуществления изобретения являются только примерными и не исчерпывают объема изобретения. Следовательно, изобретение предназначено быть ограниченным только сущностью и объемом прилагаемой формулы изобретения, дающей полную информацию по эквивалентам во всех отношениях.
Claims (62)
1. Способ гидравлического разрыва подземной формации, содержащий следующие этапы: обеспечение жидкости разрыва, содержащей загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, содержащую деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли -ε- капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия и амилозы;
осуществляют контактирование подземной формации с жидкостью разрыва для создания или увеличения, по меньшей мере, одного разрыва подземной формации.
осуществляют контактирование подземной формации с жидкостью разрыва для создания или увеличения, по меньшей мере, одного разрыва подземной формации.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап удаления жидкости разрыва из подземной формации.
3. Способ по п.1, в котором деформируемое разлагаемое вещество дополнительно содержит пластификатор или стереоизомер полилактида.
4. Способ по п.3, в котором стереоизомер полилактида содержит смесь D- и L-стереоизомеров полилактида.
5. Способ по п.1, в котором деформируемое разлагаемое вещество содержит полимолочную кислоту.
6. Способ по п.1, в котором деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 1 до около 1000 мкм.
7. Способ по п.1, в котором деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 100 до около 850 мкм.
8. Способ по п.1, в котором деформируемое разлагаемое вещество имеет средний размер частиц около 200 мкм.
9. Способ по п.1, в котором добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, присутствует в жидкости разрыва в количестве от около 0,01 до около 2% по весу жидкости разрыва.
10. Способ по п.1, в котором добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, деформируется для блокирования пор в формации.
11. Способ по п.1, в котором хитин, хитозан, полигидроксибутират, полиортоэфир или полифосфазен, при их присутствии, использованы в комбинации с гидратированным органическим или неорганическим материалом, выбранным из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
12. Способ по п.1, в котором жидкость разрыва дополнительно содержит основную жидкость.
13. Способ по п.12, в котором основной жидкостью является вода, нефть или их смесь.
14. Способ по п.12, в котором основная жидкость присутствует в жидкости разрыва в количестве от около 30 до около 99% по весу жидкости разрыва.
15. Способ по п.1, в котором загуститель содержит биополимер, производное от целлюлозы, или их смесь.
16. Способ по п.15, в котором биополимер содержит ксантан, сукциногликан или их смесь.
17. Способ по п.15, в котором производное целлюлозы содержит гидроксиэтилцеллюлозу, гуар, производное гуара или их смесь.
18. Способ по п.17, в котором производным гуара является гидроксипропилгуар.
19. Способ по п.1, в котором загуститель присутствует в жидкости разрыва в количестве от около 0,01 до около 1,0% по весу жидкости разрыва.
20. Способ по п.1, в котором жидкость разрыва дополнительно содержит буферный состав.
21. Способ по п.20, в котором буферным составом является карбонат кальция, ацетат аммония или оксид магния.
22. Способ по п.1, в котором жидкость разрыва дополнительно содержит деэмульгатор, соль, сшивающий агент, стабилизатор глины, расклинивающий наполнитель, кислоту, разрушитель, бактерицид, каустик или их смесь.
23. Способ регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве подземной формации, содержащий добавление в жидкость разрыва добавки для регулирования потери жидкости, содержащей деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли -ε- капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия и амилозы.
24. Способ по п.23, в котором жидкость разрыва содержит загуститель и основную жидкость.
25. Способ по п.23, в котором хитин, хитозан, полигидроксибутират, полиортоэфир или полифосфазен, при их присутствии, использованы в комбинации с гидратированным органическим или неорганическим материалом, выбранным из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
26. Способ по п.23, в котором деформируемое разлагаемое вещество дополнительно содержит пластификатор или стереоизомер полилактида.
27. Способ по п.26, в котором стереоизомер полилактида содержит смесь D- и L-стереоизомеров полилактида.
28. Способ по п.23, в котором деформируемое разлагаемое вещество содержит полимолочную кислоту.
29. Способ по п.23, в котором деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 1 до около 1000 мкм.
30. Способ по п.23, в котором деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 100 до около 850 мкм.
31. Способ по п.23, в котором деформируемое разлагаемое вещество имеет средний размер частиц примерно в 200 мкм.
32. Способ по п.23, в котором добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, присутствует в жидкости разрыва в количестве от около 0,01 до около 2% по весу жидкости разрыва.
33. Способ по п.23, в котором добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, деформируется для блокирования пор в формации.
34. Способ по п.24, в котором основной жидкостью является вода, нефть или их смесь.
35. Способ по п.24, в котором основная жидкость присутствует в жидкости разрыва в количестве от около 30 до около 99% по весу жидкости разрыва.
36. Способ по п.24, в котором загуститель содержит биополимер, производное от целлюлозы или их смесь.
37. Способ по п.24, в котором загуститель присутствует в жидкости разрыва в количестве от около 0,01 до около 1,0% по весу жидкости разрыва.
38. Способ по п.24, в котором жидкость разрыва дополнительно содержит буферный состав.
39. Способ по п.38, в котором буферным составом является карбонат кальция, ацетат аммония или оксид магния.
40. Способ по п.24, в котором жидкость разрыва дополнительно содержит деэмульгатор, соль, сшивающий агент, стабилизатор глины, расклинивающий наполнитель, кислоту, разрушитель, бактерицид, каустик или их смесь.
41. Жидкость разрыва, содержащая загуститель и добавку для регулирования потери жидкости, содержащую деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли -ε- капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия и амилозы.
42. Жидкость разрыва по п.41, дополнительно содержащая основную жидкость.
43. Жидкость разрыва по п.42, в которой основной жидкостью является вода, нефть или их смесь.
44. Жидкость разрыва по п.42, дополнительно содержащая деэмульгатор, соль, сшивающий агент, стабилизатор глины, расклинивающий наполнитель, кислоту, разрушитель, бактерицид, каустик или их смесь.
45. Жидкость разрыва по п.41, в которой хитин, хитозан, полигидроксибутират, полиортоэфир или полифосфазен, при их присутствии, использованы в комбинации с гидратированным органическим или неорганическим материалом, выбранным из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
46. Жидкость разрыва по п.41, в которой деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 1 до около 1000 мкм.
47. Жидкость разрыва по п.46, в которой деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 100 до около 850 мкм.
48. Жидкость разрыва по п.46, в которой деформируемое разлагаемое вещество имеет средний размер частиц около 200 мкм.
49. Жидкость разрыва по п.41, в которой добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, присутствует в количестве от около 0,01 до около 2% по весу жидкости разрыва.
50. Жидкость разрыва по п.41, в которой основная жидкость присутствует в количестве от около 30 до около 99% по весу жидкости разрыва.
51. Жидкость разрыва по п.41, в которой загуститель содержит биополимер, производное от целлюлозы или их смесь.
52. Жидкость разрыва по п.41, в которой загуститель присутствует в количестве от около 0,01 до около 1,0% по весу жидкости разрыва.
53. Жидкость разрыва по п.42, дополнительно содержащая буферный состав.
54. Жидкость разрыва по п.53, в которой буферным составом является карбонат кальция, ацетат аммония или оксид магния.
55. Добавка для регулирования потери жидкости, содержащая деформируемое разлагаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из полисахарида и гидратированного органического или неорганического материала, хитина, хитозана, белка и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического полиэфира и гидратированного органического или неорганического материала, полигликолида и гидратированного органического или неорганического материала, полилактида и гидратированного органического или неорганического материала, поли -ε- капролактона и гидратированного органического или неорганического материала, полигидроксибутирата, полиангидрида и гидратированного органического или неорганического материала, алифатического поликарбоната и гидратированного органического или неорганического материала, полиортоэфира, полиаминокислоты и гидратированного органического или неорганического материала, полиэтиленоксида и гидратированного органического или неорганического материала, полифосфазена, при этом гидратированный органический или неорганический материал выбран из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия и амилозы.
56. Добавка по п.55, в которой деформируемое разлагаемое вещество дополнительно содержит пластификатор или стереоизомер полилактида.
57. Добавка по п.56, в которой стереоизомер полилактида содержит смесь D- и L-стереоизомеров полилактида.
58. Добавка по п.55, в которой деформируемое разлагаемое вещество содержит полимолочную кислоту.
59. Добавка по п.55, в которой деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 1 до около 1000 мкм.
60. Добавка по п.55, в которой деформируемое разлагаемое вещество имеет распределение размеров частиц от около 100 до около 850 мкм.
61. Добавка по п.55, в котором деформируемое разлагаемое вещество имеет средний размер частиц около 200 мкм.
62. Добавка по п.55, в которой хитин, хитозан, полигидроксибутират, полиортоэфир или полифосфазен, при их присутствии, использованы в комбинации с гидратированным органическим или неорганическим материалом, выбранным из группы, состоящей из тригидрат ацетата натрия, дигидрат двунатриевой соли L-винной кислоты, дигидрат цитрата натрия, декагидрат тетрабората натрия, гептагидрат динатрийфосфата, додекагидрат фосфата натрия или амилозы.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/765,334 US7096947B2 (en) | 2004-01-27 | 2004-01-27 | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
| US10/765,334 | 2004-01-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006130802A RU2006130802A (ru) | 2008-03-10 |
| RU2369626C2 true RU2369626C2 (ru) | 2009-10-10 |
Family
ID=34795454
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006130802/03A RU2369626C2 (ru) | 2004-01-27 | 2004-12-22 | Добавка для регулирования потери жидкости, жидкость разрыва с данной добавкой и способы гидравлического разрыва подземной формации и регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве с использованием данной жидкости разрыва |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7096947B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0418369B1 (ru) |
| CA (1) | CA2553018C (ru) |
| DE (1) | DE112004002559T5 (ru) |
| NO (1) | NO20062845L (ru) |
| RU (1) | RU2369626C2 (ru) |
| WO (1) | WO2005071223A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614825C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2017-03-29 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера |
| RU2644459C1 (ru) * | 2014-03-11 | 2018-02-12 | Тойо Сейкан Груп Холдингз, Лтд. | Композиция на основе полимолочной кислоты |
Families Citing this family (79)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7219731B2 (en) * | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
| US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
| US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
| US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| KR101009679B1 (ko) * | 2003-12-16 | 2011-01-19 | 엘지디스플레이 주식회사 | 액정표시장치의 구동장치 |
| US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US20080009423A1 (en) | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US7506689B2 (en) * | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
| US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7677315B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
| US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
| US7237610B1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
| WO2007113481A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
| US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US7635028B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
| US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
| US8067342B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids |
| US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7686080B2 (en) * | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| US7681644B2 (en) * | 2006-11-13 | 2010-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Managing lost returns in a wellbore |
| US7935662B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
| US8485265B2 (en) * | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
| US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| US8695708B2 (en) | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
| US20080264641A1 (en) * | 2007-04-30 | 2008-10-30 | Slabaugh Billy F | Blending Fracturing Gel |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8496056B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
| US7784541B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
| US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US8016040B2 (en) * | 2008-11-26 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
| US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
| US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
| US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
| US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
| US8082992B2 (en) * | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
| US8109335B2 (en) * | 2009-07-13 | 2012-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable diverting agents and associated methods |
| US8697612B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US9023770B2 (en) * | 2009-07-30 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US8853137B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| US7923415B2 (en) * | 2009-08-31 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
| US20110198089A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-08-18 | Panga Mohan K R | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
| US8720555B2 (en) | 2009-11-18 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-diverting high-rate water packs |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| AU2011252819A1 (en) * | 2010-05-14 | 2012-12-06 | Chemical Delivery Systems, Inc. | Materials and methods for temporarily obstructing portions of drilled wells |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| US9034803B2 (en) | 2011-04-29 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids comprising chitosan crosslinked by titanate |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US8936086B2 (en) | 2011-10-04 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid loss control, diversion, and sealing using deformable particulates |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US8973659B2 (en) | 2012-05-21 | 2015-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable polymer and legume particulates for well treatment |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US9932513B2 (en) | 2013-01-23 | 2018-04-03 | Haliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising stabilized heteropolysaccharides and related methods |
| CA2915884C (en) * | 2013-06-12 | 2023-02-21 | Meadwestvaco Corporation | Clay inhibitors for drilling, fracturing, and other procedures |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US20170088763A1 (en) * | 2015-09-29 | 2017-03-30 | M-I L.L.C. | Internal breaker compositions for wellbore applications |
| US10711564B2 (en) | 2016-10-28 | 2020-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of degradable metal alloy waste particulates in well treatment fluids |
| CA3072133C (en) | 2017-10-03 | 2021-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable diversion material having a urea compound |
| CN108643876B (zh) * | 2018-04-14 | 2020-05-12 | 西安方正石油科技有限责任公司 | 一种用于低渗油田低产井的多维管压裂方法 |
| WO2023107386A1 (en) | 2021-12-07 | 2023-06-15 | Lyondellbasell Advanced Polymers Inc. | Lost circulation composition and methods |
Family Cites Families (130)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2238671A (en) * | 1940-02-09 | 1941-04-15 | Du Pont | Method of treating wells |
| US2703316A (en) * | 1951-06-05 | 1955-03-01 | Du Pont | Polymers of high melting lactide |
| US3173484A (en) * | 1958-09-02 | 1965-03-16 | Gulf Research Development Co | Fracturing process employing a heterogeneous propping agent |
| US3159217A (en) * | 1959-04-10 | 1964-12-01 | Dow Chemical Co | Plastically deformable solids in treating subterranean formations |
| US3272650A (en) * | 1963-02-21 | 1966-09-13 | Union Carbide Corp | Process for cleaning conduits |
| US3195635A (en) * | 1963-05-23 | 1965-07-20 | Pan American Petroleum Corp | Spacers for fracture props |
| US3302719A (en) * | 1965-01-25 | 1967-02-07 | Union Oil Co | Method for treating subterranean formations |
| US3366178A (en) * | 1965-09-10 | 1968-01-30 | Halliburton Co | Method of fracturing and propping a subterranean formation |
| US3319716A (en) * | 1965-10-21 | 1967-05-16 | Halliburton Co | Fluid loss additive for well fluids, composition and process |
| US3455390A (en) * | 1965-12-03 | 1969-07-15 | Union Oil Co | Low fluid loss well treating composition and method |
| US3364995A (en) * | 1966-02-14 | 1968-01-23 | Dow Chemical Co | Hydraulic fracturing fluid-bearing earth formations |
| US3784585A (en) * | 1971-10-21 | 1974-01-08 | American Cyanamid Co | Water-degradable resins containing recurring,contiguous,polymerized glycolide units and process for preparing same |
| US3819525A (en) * | 1972-08-21 | 1974-06-25 | Avon Prod Inc | Cosmetic cleansing preparation |
| US3828854A (en) * | 1973-04-16 | 1974-08-13 | Shell Oil Co | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
| US3912692A (en) | 1973-05-03 | 1975-10-14 | American Cyanamid Co | Process for polymerizing a substantially pure glycolide composition |
| US3968840A (en) * | 1973-05-25 | 1976-07-13 | Texaco Inc. | Controlled rate acidization process |
| US3955993A (en) * | 1973-12-28 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations |
| US3948672A (en) * | 1973-12-28 | 1976-04-06 | Texaco Inc. | Permeable cement composition and method |
| US3868998A (en) * | 1974-05-15 | 1975-03-04 | Shell Oil Co | Self-acidifying treating fluid positioning process |
| US3960736A (en) * | 1974-06-03 | 1976-06-01 | The Dow Chemical Company | Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations |
| US4172066A (en) | 1974-06-21 | 1979-10-23 | The Dow Chemical Company | Cross-linked, water-swellable polymer microgels |
| US3998744A (en) | 1975-04-16 | 1976-12-21 | Standard Oil Company | Oil fracturing spacing agents |
| CA1045027A (en) * | 1975-09-26 | 1978-12-26 | Walter A. Hedden | Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent |
| US4169798A (en) | 1976-11-26 | 1979-10-02 | Celanese Corporation | Well-treating compositions |
| US4498995A (en) * | 1981-08-10 | 1985-02-12 | Judith Gockel | Lost circulation drilling fluid |
| US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
| US4526695A (en) * | 1981-08-10 | 1985-07-02 | Exxon Production Research Co. | Composition for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4387769A (en) * | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4460052A (en) * | 1981-08-10 | 1984-07-17 | Judith Gockel | Prevention of lost circulation of drilling muds |
| US4470915A (en) * | 1982-09-27 | 1984-09-11 | Halliburton Company | Method and compositions for fracturing subterranean formations |
| US4715967A (en) | 1985-12-27 | 1987-12-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
| US4785884A (en) | 1986-05-23 | 1988-11-22 | Acme Resin Corporation | Consolidation of partially cured resin coated particulate material |
| US4694905A (en) | 1986-05-23 | 1987-09-22 | Acme Resin Corporation | Precured coated particulate material |
| US4693808A (en) * | 1986-06-16 | 1987-09-15 | Shell Oil Company | Downflow fluidized catalytic cranking reactor process and apparatus with quick catalyst separation means in the bottom thereof |
| MX168601B (es) * | 1986-10-01 | 1993-06-01 | Air Prod & Chem | Procedimiento para la preparacion de un homopolimero de vinilamina de alto peso molecular |
| US4817721A (en) * | 1987-12-14 | 1989-04-04 | Conoco Inc. | Reducing the permeability of a rock formation |
| US4809783A (en) * | 1988-01-14 | 1989-03-07 | Halliburton Services | Method of dissolving organic filter cake |
| US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US4848467A (en) * | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4886354A (en) | 1988-05-06 | 1989-12-12 | Conoco Inc. | Method and apparatus for measuring crystal formation |
| US5216050A (en) * | 1988-08-08 | 1993-06-01 | Biopak Technology, Ltd. | Blends of polyactic acid |
| US4986353A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Placement process for oil field chemicals |
| US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
| US4961466A (en) | 1989-01-23 | 1990-10-09 | Halliburton Company | Method for effecting controlled break in polysaccharide gels |
| US4986355A (en) * | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US5032297A (en) | 1989-05-19 | 1991-07-16 | Nalco Chemical Company | Enzymatically degradable fluid loss additive |
| US5464060A (en) | 1989-12-27 | 1995-11-07 | Shell Oil Company | Universal fluids for drilling and cementing wells |
| US5082056A (en) * | 1990-10-16 | 1992-01-21 | Marathon Oil Company | In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications |
| US5247059A (en) | 1992-01-24 | 1993-09-21 | Cargill, Incorporated | Continuous process for the manufacture of a purified lactide from esters of lactic acid |
| US5142023A (en) * | 1992-01-24 | 1992-08-25 | Cargill, Incorporated | Continuous process for manufacture of lactide polymers with controlled optical purity |
| US5249628A (en) | 1992-09-29 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Horizontal well completions |
| US5325923A (en) * | 1992-09-29 | 1994-07-05 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
| US5396957A (en) * | 1992-09-29 | 1995-03-14 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
| US5338822A (en) | 1992-10-02 | 1994-08-16 | Cargill, Incorporated | Melt-stable lactide polymer composition and process for manufacture thereof |
| US5295542A (en) * | 1992-10-05 | 1994-03-22 | Halliburton Company | Well gravel packing methods |
| US5363916A (en) | 1992-12-21 | 1994-11-15 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
| US5316587A (en) * | 1993-01-21 | 1994-05-31 | Church & Dwight Co., Inc. | Water soluble blast media containing surfactant |
| JPH06225848A (ja) * | 1993-02-01 | 1994-08-16 | Tootaru Service:Kk | 建造物外壁表面の清掃方法 |
| US5330005A (en) * | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2119316C (en) * | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5360068A (en) | 1993-04-19 | 1994-11-01 | Mobil Oil Corporation | Formation fracturing |
| US5373901A (en) | 1993-07-27 | 1994-12-20 | Halliburton Company | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations |
| US5359026A (en) | 1993-07-30 | 1994-10-25 | Cargill, Incorporated | Poly(lactide) copolymer and process for manufacture thereof |
| US5386874A (en) * | 1993-11-08 | 1995-02-07 | Halliburton Company | Perphosphate viscosity breakers in well fracture fluids |
| US5402846A (en) * | 1993-11-15 | 1995-04-04 | Mobil Oil Corporation | Unique method of hydraulic fracturing |
| DK0656459T3 (da) * | 1993-11-27 | 2001-06-18 | Aea Technology Plc | Fremgangsmåde til behandling af olieboringer |
| US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
| US5460226A (en) | 1994-05-18 | 1995-10-24 | Shell Oil Company | Formation fracturing |
| US5929002A (en) * | 1994-07-28 | 1999-07-27 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
| US5499678A (en) * | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
| US5591700A (en) | 1994-12-22 | 1997-01-07 | Halliburton Company | Fracturing fluid with encapsulated breaker |
| US5604186A (en) * | 1995-02-15 | 1997-02-18 | Halliburton Company | Encapsulated enzyme breaker and method for use in treating subterranean formations |
| GB9503949D0 (en) | 1995-02-28 | 1995-04-19 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| US5833000A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5497830A (en) * | 1995-04-06 | 1996-03-12 | Bj Services Company | Coated breaker for crosslinked acid |
| US5670473A (en) | 1995-06-06 | 1997-09-23 | Sunburst Chemicals, Inc. | Solid cleaning compositions based on hydrated salts |
| US6028113A (en) * | 1995-09-27 | 2000-02-22 | Sunburst Chemicals, Inc. | Solid sanitizers and cleaner disinfectants |
| US5849401A (en) | 1995-09-28 | 1998-12-15 | Cargill, Incorporated | Compostable multilayer structures, methods for manufacture, and articles prepared therefrom |
| US5985312A (en) | 1996-01-26 | 1999-11-16 | Brown University Research Foundation | Methods and compositions for enhancing the bioadhesive properties of polymers |
| US5698322A (en) | 1996-12-02 | 1997-12-16 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Multicomponent fiber |
| US5765642A (en) * | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| US5791415A (en) * | 1997-03-13 | 1998-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating wells in unconsolidated formations |
| US5981447A (en) | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US5924488A (en) * | 1997-06-11 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing well fracture proppant flow-back |
| US5908073A (en) * | 1997-06-26 | 1999-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing well fracture proppant flow-back |
| US6004400A (en) | 1997-07-09 | 1999-12-21 | Phillip W. Bishop | Carbon dioxide cleaning process |
| US6135987A (en) | 1997-12-22 | 2000-10-24 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Synthetic fiber |
| EP0926310A1 (en) * | 1997-12-24 | 1999-06-30 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Apparatus and method for injecting treatment fluids into an underground formation |
| US6162766A (en) | 1998-05-29 | 2000-12-19 | 3M Innovative Properties Company | Encapsulated breakers, compositions and methods of use |
| US6024170A (en) * | 1998-06-03 | 2000-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
| US6114410A (en) | 1998-07-17 | 2000-09-05 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
| US6686328B1 (en) * | 1998-07-17 | 2004-02-03 | The Procter & Gamble Company | Detergent tablet |
| US6131661A (en) | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
| US6189615B1 (en) | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
| US6140277A (en) * | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6489270B1 (en) * | 1999-01-07 | 2002-12-03 | Daniel P. Vollmer | Methods for enhancing wellbore treatment fluids |
| US6599863B1 (en) * | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| GB9906484D0 (en) * | 1999-03-19 | 1999-05-12 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| US6380138B1 (en) * | 1999-04-06 | 2002-04-30 | Fairmount Minerals Ltd. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use |
| US6209646B1 (en) * | 1999-04-21 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling the release of chemical additives in well treating fluids |
| GB9915354D0 (en) * | 1999-07-02 | 1999-09-01 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| CA2318703A1 (en) * | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
| US6214773B1 (en) * | 1999-09-29 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature, low residue well treating fluids and methods |
| US6444316B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods |
| US6357527B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations |
| US6394185B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
| US6390195B1 (en) * | 2000-07-28 | 2002-05-21 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| US6202751B1 (en) * | 2000-07-28 | 2001-03-20 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US6422314B1 (en) * | 2000-08-01 | 2002-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US7140438B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications |
| US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
| WO2003027431A2 (en) * | 2001-09-26 | 2003-04-03 | Cooke Claude E Jr | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| US6761218B2 (en) * | 2002-04-01 | 2004-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for improving performance of gravel packing systems |
| US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US6817414B2 (en) * | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
| US6896058B2 (en) * | 2002-10-22 | 2005-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of introducing treating fluids into subterranean producing zones |
| ATE350428T1 (de) * | 2002-10-28 | 2007-01-15 | Schlumberger Technology Bv | Selbstzerst render filterkuchen |
| US7419937B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method for providing treatment chemicals in a subterranean well |
| CA2455249A1 (en) * | 2003-01-17 | 2004-07-17 | Bj Services Company | Crosslinking delaying agents for acid fluids |
| US6877563B2 (en) * | 2003-01-21 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and completing well bores |
| US6681856B1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean zones penetrated by well bores using biodegradable dispersants |
| US7066258B2 (en) * | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
| US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
| US8541051B2 (en) * | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US7000701B2 (en) * | 2003-11-18 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for weighting a breaker coating for uniform distribution in a particulate pack |
-
2004
- 2004-01-27 US US10/765,334 patent/US7096947B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-12-22 WO PCT/GB2004/005372 patent/WO2005071223A1/en active Application Filing
- 2004-12-22 CA CA002553018A patent/CA2553018C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-22 BR BRPI0418369A patent/BRPI0418369B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-12-22 RU RU2006130802/03A patent/RU2369626C2/ru active
- 2004-12-22 DE DE112004002559T patent/DE112004002559T5/de not_active Withdrawn
-
2006
- 2006-06-19 NO NO20062845A patent/NO20062845L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614825C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2017-03-29 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера |
| RU2644459C1 (ru) * | 2014-03-11 | 2018-02-12 | Тойо Сейкан Груп Холдингз, Лтд. | Композиция на основе полимолочной кислоты |
| US10626246B2 (en) | 2014-03-11 | 2020-04-21 | Toyo Seikan Group Holdings, Ltd. | Polylactic acid composition |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0418369A (pt) | 2007-05-15 |
| BRPI0418369B1 (pt) | 2016-10-11 |
| DE112004002559T5 (de) | 2006-10-19 |
| US7096947B2 (en) | 2006-08-29 |
| RU2006130802A (ru) | 2008-03-10 |
| US20050161220A1 (en) | 2005-07-28 |
| CA2553018C (en) | 2009-09-22 |
| NO20062845L (no) | 2006-08-28 |
| CA2553018A1 (en) | 2005-08-04 |
| WO2005071223A1 (en) | 2005-08-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2369626C2 (ru) | Добавка для регулирования потери жидкости, жидкость разрыва с данной добавкой и способы гидравлического разрыва подземной формации и регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве с использованием данной жидкости разрыва | |
| US7833944B2 (en) | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications | |
| US7829507B2 (en) | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations | |
| US7674753B2 (en) | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations | |
| US7506689B2 (en) | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations | |
| US8936086B2 (en) | Methods of fluid loss control, diversion, and sealing using deformable particulates | |
| US7036587B2 (en) | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials | |
| CA2528593C (en) | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well | |
| US7204312B2 (en) | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores | |
| US20090062157A1 (en) | Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods | |
| US20140116702A1 (en) | Expanded Wellbore Servicing Materials and Methods of Making and Using Same | |
| EP1619351A1 (en) | Treatment fluids for filter cake degradation in subterranean formations | |
| CN107438651A (zh) | 井处理 | |
| CA2822208C (en) | Triggered polymer viscous pill and methods of using the same | |
| MXPA06008427A (en) | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations | |
| WO2015020668A1 (en) | Gelling agents with covalently bonded breakers | |
| WO2012135466A2 (en) | Methods for supplying a chemical within a subterranean formation |