RU2008141290A - Способы обработки стволов скважин рециклируемыми флюидами - Google Patents
Способы обработки стволов скважин рециклируемыми флюидами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008141290A RU2008141290A RU2008141290/03A RU2008141290A RU2008141290A RU 2008141290 A RU2008141290 A RU 2008141290A RU 2008141290/03 A RU2008141290/03 A RU 2008141290/03A RU 2008141290 A RU2008141290 A RU 2008141290A RU 2008141290 A RU2008141290 A RU 2008141290A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- wellbore
- polysaccharide
- derivatives
- heteropolysaccharide
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 34
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 24
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract 20
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract 20
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract 20
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 12
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims abstract 6
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 claims abstract 4
- 235000010492 gellan gum Nutrition 0.000 claims abstract 4
- 239000000216 gellan gum Substances 0.000 claims abstract 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 3
- 150000004044 tetrasaccharides Chemical group 0.000 claims abstract 3
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims 4
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims 2
- -1 methylol group Chemical group 0.000 claims 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical group [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N Galacturonsaeure Natural products O=CC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 claims 1
- WQZGKKKJIJFFOK-JFNONXLTSA-N L-mannopyranose Chemical compound OC[C@@H]1OC(O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-JFNONXLTSA-N 0.000 claims 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000002777 acetyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 claims 1
- AEMOLEFTQBMNLQ-WAXACMCWSA-N alpha-D-glucuronic acid Chemical compound O[C@H]1O[C@H](C(O)=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O AEMOLEFTQBMNLQ-WAXACMCWSA-N 0.000 claims 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 claims 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical group [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 1
- 125000003976 glyceryl group Chemical group [H]C([*])([H])C(O[H])([H])C(O[H])([H])[H] 0.000 claims 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims 1
- LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N n'-[2-[2-[2-(2-aminoethylamino)ethylamino]ethylamino]ethyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCNCCN LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- Y10S507/927—Well cleaning 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)
- Detergent Compositions (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
1. Способ проведения операции очистки ствола скважины, включающий приготовление и введение в ствол скважины водного флюида, содержащего сфингановый гетерополисахарид, вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида и вынесенного наполняющего ствол скважины материала в целях, по существу, отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида и введение данной части флюида в ствол скважины для проведения второго цикла, где не требуется значительная подпитка сфингановым гетерополисахаридом. ! 2. Способ по п.1, дополнительно включающий дегазацию флюида после извлечения флюида на поверхности. ! 3. Способ по п.1, дополнительно включающий, по существу, удаление органических материалов из флюида, извлеченного на поверхности. ! 4. Способ по п.1, где гетерополисахарид выбран из группы, состоящей из геллановой камеди и производных геллановой камеди, велановой камеди и производных велановой камеди, диутановой камеди и производных диутановой камеди, рамзановой камеди и производных рамзановой камеди, полисахарида S-8 и производных полисахарида S-8, полисахарида S-88 и производных полисахарида S-88, полисахарида S-198 и производных полисахарида S-198, полисахарида S-657 и производных полисахарида S-657, полисахарида NW11 и производных полисахарида NW11 и любых их смесей. !5. Способ по п.1, где сфингановый гетерополисахарид представляет собой гетерополисахарид с тетрасахаридным повторяющимся звеном в полимерной цепи, как представлено химической формулой ! !где, по меньшей мере, три разных сахарида присутствуют в повторяющемся звене, причем такие сахариды включают D-г
Claims (19)
1. Способ проведения операции очистки ствола скважины, включающий приготовление и введение в ствол скважины водного флюида, содержащего сфингановый гетерополисахарид, вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида и вынесенного наполняющего ствол скважины материала в целях, по существу, отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида и введение данной части флюида в ствол скважины для проведения второго цикла, где не требуется значительная подпитка сфингановым гетерополисахаридом.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий дегазацию флюида после извлечения флюида на поверхности.
3. Способ по п.1, дополнительно включающий, по существу, удаление органических материалов из флюида, извлеченного на поверхности.
4. Способ по п.1, где гетерополисахарид выбран из группы, состоящей из геллановой камеди и производных геллановой камеди, велановой камеди и производных велановой камеди, диутановой камеди и производных диутановой камеди, рамзановой камеди и производных рамзановой камеди, полисахарида S-8 и производных полисахарида S-8, полисахарида S-88 и производных полисахарида S-88, полисахарида S-198 и производных полисахарида S-198, полисахарида S-657 и производных полисахарида S-657, полисахарида NW11 и производных полисахарида NW11 и любых их смесей.
5. Способ по п.1, где сфингановый гетерополисахарид представляет собой гетерополисахарид с тетрасахаридным повторяющимся звеном в полимерной цепи, как представлено химической формулой
где, по меньшей мере, три разных сахарида присутствуют в повторяющемся звене, причем такие сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и либо L-рамнозу, либо L-маннозу; M+ представляет собой ионную частицу; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одного до трех сахаридных звеньев; R11 представляет собой метил или метилольную группу; и среднемассовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет от примерно 105 до примерно 107; и
причем флюид дополнительно включает электролит.
6. Способ по п.5, где сфингановый гетерополисахарид представляет собой диутановую камедь, содержащую тетрасахаридное повторяющееся звено в полимерной цепи, как представлено химической формулой
где M+ представляет собой ионную частицу и среднемассовая молекулярная масса (Mw) составляет от примерно 105 до примерно 107.
7. Способ по п.1, где сфингановый гетерополисахарид содержится в количестве от примерно 0,1 до примерно 2,0% от суммарной массы жидкой фазы, предпочтительно содержится в количестве от примерно 0,2 до примерно 1,0% от суммарной массы жидкой фазы.
8. Способ по п.1, где флюид дополнительно содержит электролит, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и комбинаций одной или более органических кислот или солей органических кислот с одной или более неорганическими солями, и электролит включен в количестве от примерно 2 до примерно 240% массово-объемного отношения.
9. Способ по п.8, где электролит представляет собой бромид натрия и содержится в количестве от примерно 10 до примерно 80% отношения масса/объем.
10. Способ по п.8, где электролит представляет собой формиат цезия и содержится в количестве от примерно 80 до примерно 240% отношения масса/объем.
11. Способ по любому из предшествующих пунктов, где флюид дополнительно содержит газовый компонент.
12. Способ по п.11, где флюид дополнительно содержит аминоорганическое соединение, выбранное из группы, состоящей из тетраэтиленпентамина, триэтилентетрамина, пентаэтиленгексамина, триэтаноламина и любых их смесей, и аминоорганическое соединение содержится в количестве от примерно 0,01 до примерно 2,0% в расчете на суммарную массу жидкой фазы и предпочтительно в количестве от примерно 0,05 до примерно 1,0% в расчете на суммарную массу жидкой фазы.
13. Способ по п.1, где флюид имеет плотность от примерно 1,0 до примерно 2,3 кг/л, предпочтительно от примерно 1,1 до 2,1 кг/л, более предпочтительно от примерно 1,3 до 1,9 кг/л.
14. Способ по п.1, дополнительно включающий вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде после введения части флюида в ствол скважины для проведения второго цикла, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида, введенного в ствол скважины для второго цикла, с вынесенным наполняющим ствол скважины материалом в целях существенного отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида, введенного в ствол скважины для второго цикла, и введение данной части извлеченного флюида в ствол скважины для проведения третьего цикла, где не требуется значительная подпитка гетерополисахаридом.
15. Способ по п.14, дополнительно включающий вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде после введения части флюида в ствол скважины для проведения третьего цикла, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида, введенного в ствол скважины для третьего цикла, с вынесенным наполняющим ствол скважины материалом в целях существенного отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида, введенного в ствол скважины для третьего цикла, и введение данной части извлеченного флюида в ствол скважины для проведения четвертого цикла, где не требуется значительная подпитка гетерополисахарида.
16. Способ по п.1, использованный для операций очистки скважин.
17. Способ по п.1, использованный в операциях бурения, вскрытия, замещения, заканчивания скважины, гидравлического разрыва, ремонта, размещения пакерной жидкости, технического обслуживания, обработки скважины, проведения испытаний или ликвидации скважины.
18. Способ по п.1, использованный с применением установки гибких труб.
19. Способ по п.1, использованный с применением установки гибких труб, где скорость закачивания флюида составляет примерно 9,5 м3/ч или более и внешний диаметр гибких труб составляет примерно 4,5 см или менее.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US78402106P | 2006-03-20 | 2006-03-20 | |
| US60/784,021 | 2006-03-20 | ||
| US11/464,931 | 2006-08-16 | ||
| US11/464,931 US7776796B2 (en) | 2006-03-20 | 2006-08-16 | Methods of treating wellbores with recyclable fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008141290A true RU2008141290A (ru) | 2010-04-27 |
| RU2426861C2 RU2426861C2 (ru) | 2011-08-20 |
Family
ID=38255405
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008141290/03A RU2426861C2 (ru) | 2006-03-20 | 2007-03-19 | Способы обработки стволов скважин рециклируемыми флюидами |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7776796B2 (ru) |
| EP (1) | EP1999225B1 (ru) |
| AR (1) | AR059976A1 (ru) |
| AT (1) | ATE467672T1 (ru) |
| DE (1) | DE602007006451D1 (ru) |
| DK (1) | DK1999225T3 (ru) |
| MY (1) | MY145182A (ru) |
| RU (1) | RU2426861C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007107950A1 (ru) |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110172130A1 (en) * | 2004-10-20 | 2011-07-14 | Girish Dinkar Sarap | Treatment Fluids Comprising Vitrified Shale and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations |
| US9512345B2 (en) | 2004-10-20 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations |
| US7712532B2 (en) * | 2007-12-18 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and pressure manipulation for subsurface applications |
| EA201101343A1 (ru) * | 2009-03-18 | 2012-04-30 | Монтануниверзитэт Леобен | Способ обработки буровой скважины и промывочная жидкость для бурения |
| US8813845B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric additives for enhancement of treatment fluids comprising viscoelastic surfactants and methods of use |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
| US8592350B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
| US8418761B2 (en) | 2010-07-29 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-responsive high viscosity pill |
| US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
| US9140107B2 (en) | 2011-07-08 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole polymer foam applications |
| US20130025867A1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-01-31 | Mary Michele Stevens | Method of slickwater fracturing |
| US9296943B2 (en) | 2012-05-22 | 2016-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Subterranean treatment fluid composition and method of treatment |
| US20150197998A1 (en) * | 2012-07-09 | 2015-07-16 | M-I, L.L.C. | Process for recovery of oleaginous fluids from wellbore fluids |
| US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| US20140378353A1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inhibiting Salting Out of Diutan or Scleroglucan in Well Treatment |
| WO2015023296A1 (en) * | 2013-08-16 | 2015-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and hydrophilically modified polysaccharides and methods of using the same for treatment of a subterranean formation |
| US10259995B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified quaternized polysaccharide corrosion inhibitors |
| US10450839B2 (en) | 2017-08-15 | 2019-10-22 | Saudi Arabian Oil Company | Rapidly cooling a geologic formation in which a wellbore is formed |
| CN108286422B (zh) * | 2017-12-18 | 2020-10-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种快速解除凝析气藏污染的方法 |
| US10508517B2 (en) * | 2018-03-07 | 2019-12-17 | Saudi Arabian Oil Company | Removing scale from a wellbore |
| US10934474B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-03-02 | Baker Hughes Holdings Llc | Method to generate acidic species in wellbore fluids |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12203366B2 (en) | 2023-05-02 | 2025-01-21 | Saudi Arabian Oil Company | Collecting samples from wellbores |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3692676A (en) | 1969-12-22 | 1972-09-19 | Continental Oil Co | Method of friction loss reduction in oleaginous fluids flowing through conduits |
| US3937283A (en) | 1974-10-17 | 1976-02-10 | The Dow Chemical Company | Formation fracturing with stable foam |
| US4368136A (en) | 1977-10-06 | 1983-01-11 | Halliburton Services | Aqueous gel composition for temporary stabilization of subterranean well formation |
| US4199484A (en) | 1977-10-06 | 1980-04-22 | Halliburton Company | Gelled water epoxy sand consolidation system |
| US4190113A (en) * | 1978-07-27 | 1980-02-26 | Harrison Wayne O | Well cleanout tool |
| CA1149302A (en) * | 1979-02-22 | 1983-07-05 | David L. Gutnick | Emulsans |
| US5175278A (en) | 1985-06-28 | 1992-12-29 | Merck & Co., Inc. | Heteropolysaccharide S-657 |
| IL79165A0 (en) | 1985-06-28 | 1986-09-30 | Merck & Co Inc | Heteropolysaccharide s-657 and its preparation |
| US4671359A (en) * | 1986-03-11 | 1987-06-09 | Atlantic Richfield Company | Apparatus and method for solids removal from wellbores |
| US4744420A (en) * | 1987-07-22 | 1988-05-17 | Atlantic Richfield Company | Wellbore cleanout apparatus and method |
| US5596084A (en) * | 1994-10-05 | 1997-01-21 | Monsanto Company | Alginate gels |
| US5620947A (en) * | 1994-12-27 | 1997-04-15 | Exxon Production Research Company | Water-based high temperature well servicing composition and method of using same |
| WO1996040599A1 (en) | 1995-06-07 | 1996-12-19 | The Nutrasweet Company | Stable suspension of hydrocolloids |
| CA2239864C (en) | 1995-12-15 | 2008-04-15 | Monsanto Company | Methods for improved rheological control in cementitious systems |
| US5688844A (en) | 1996-07-01 | 1997-11-18 | Halliburton Company | Resilient well cement compositions and methods |
| US5782300A (en) | 1996-11-13 | 1998-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| US6258859B1 (en) | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| US6432885B1 (en) * | 1999-08-26 | 2002-08-13 | Osca, Inc. | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| US6227295B1 (en) * | 1999-10-08 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature hydraulic fracturing fluid |
| EA004514B1 (ru) * | 2000-02-25 | 2004-04-29 | Софитек Н.В. | Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта |
| US6620775B2 (en) | 2001-11-26 | 2003-09-16 | Cp Kelco U.S. Inc. | Viscosity stabilization in alkaline solutions |
| RU2242595C2 (ru) * | 2002-07-31 | 2004-12-20 | Гильмияров Рафик Раисович | Реагент для повышения нефтеотдачи пласта, обладающий эффектом разрушения водонефтяной эмульсии, ингибирования коррозии и асфальтеносмолопарафиновых отложений и обессеривания нефти |
| US6903062B2 (en) | 2002-12-19 | 2005-06-07 | Ecolab, Inc. | Rheology modifier concentrate |
| US20050261138A1 (en) | 2004-05-20 | 2005-11-24 | Robb Ian D | Viscosified treatment fluids comprising scleroglucan or diutan and associated methods |
| US7290615B2 (en) * | 2004-09-17 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid having recyclable viscosity |
| US7494957B2 (en) * | 2005-01-24 | 2009-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and methods of use thereof |
-
2006
- 2006-08-16 US US11/464,931 patent/US7776796B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-03-19 DE DE602007006451T patent/DE602007006451D1/de active Active
- 2007-03-19 EP EP07735176A patent/EP1999225B1/en not_active Not-in-force
- 2007-03-19 AT AT07735176T patent/ATE467672T1/de not_active IP Right Cessation
- 2007-03-19 WO PCT/IB2007/050950 patent/WO2007107950A1/en not_active Ceased
- 2007-03-19 DK DK07735176.5T patent/DK1999225T3/da active
- 2007-03-19 RU RU2008141290/03A patent/RU2426861C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-03-20 AR ARP070101118A patent/AR059976A1/es not_active Application Discontinuation
-
2008
- 2008-09-16 MY MYPI20083610A patent/MY145182A/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR059976A1 (es) | 2008-05-14 |
| US20070215355A1 (en) | 2007-09-20 |
| EP1999225B1 (en) | 2010-05-12 |
| DE602007006451D1 (de) | 2010-06-24 |
| MY145182A (en) | 2011-12-30 |
| US7776796B2 (en) | 2010-08-17 |
| RU2426861C2 (ru) | 2011-08-20 |
| DK1999225T3 (da) | 2010-09-06 |
| WO2007107950A1 (en) | 2007-09-27 |
| ATE467672T1 (de) | 2010-05-15 |
| EP1999225A1 (en) | 2008-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2008141290A (ru) | Способы обработки стволов скважин рециклируемыми флюидами | |
| RU2404223C2 (ru) | Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения | |
| CN102516975B (zh) | 一种页岩气藏速溶可回收滑溜水 | |
| CN103867170B (zh) | 一种低产低压气井自产气泡沫排液的方法 | |
| CA2832230C (en) | Method and compositions for enhanced oil recovery | |
| CA2595073A1 (en) | Energized fluids and methods of use thereof | |
| WO2014204540A1 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| RU2013155892A (ru) | Загущенные вязкоупругие текучие среды и их применения | |
| NO20120459A1 (no) | Bronnbehandlingsfluid-blandinger og bruk av slike | |
| WO2015105513A1 (en) | Hydrofluoric based invert emulsions for shale stimulation | |
| RU2338872C2 (ru) | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей | |
| CN113429952B (zh) | 一种碱性解堵剂及其制备方法和一种近油井地带的碱性解堵方法 | |
| FR3073859A1 (fr) | Agent tensioactif autoportant pour la stimulation des puits | |
| WO2011080504A1 (en) | Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments | |
| EP4214293A1 (en) | Methods of enhanced oil recovery using dense carbon dioxide compositions | |
| EP3083876B1 (fr) | Traitement des eaux de production en recuperation assistee par introduction de cations tetravalents | |
| Dai et al. | Experimental study on the flowback of a carboxymethyl hydroxypropyl guar gum fracturing fluid with good temperature resistance | |
| CN110872508B (zh) | 非交联压裂液及其制备方法与应用 | |
| CA3160519C (en) | Stimulation fluids containing metal silicates | |
| CN118294317A (zh) | 页岩油二氧化碳增能压裂驱油和助排效率的测试方法 | |
| MX2014006402A (es) | Reduccion de diutan con acido oxalico de 82.2°c (180°f) a 104.4°c (220°f). | |
| AU2014299302B2 (en) | Inhibiting salting out of diutan or scleroglucan in well treatment | |
| CN115725282B (zh) | 一种复合暂堵剂及其应用 | |
| SU1051226A1 (ru) | Способ временной изол ции пласта | |
| CN117266809A (zh) | 一种化学驱注采井解堵工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170320 |