[go: up one dir, main page]

RU2012150663A - HETEROGENEOUS POSITIONING OF THE PROPELLING AGENT - Google Patents

HETEROGENEOUS POSITIONING OF THE PROPELLING AGENT Download PDF

Info

Publication number
RU2012150663A
RU2012150663A RU2012150663/03A RU2012150663A RU2012150663A RU 2012150663 A RU2012150663 A RU 2012150663A RU 2012150663/03 A RU2012150663/03 A RU 2012150663/03A RU 2012150663 A RU2012150663 A RU 2012150663A RU 2012150663 A RU2012150663 A RU 2012150663A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gel
proppant
polymer
polyelectrolyte
syneresis
Prior art date
Application number
RU2012150663/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2544943C2 (en
Inventor
Анатолий Владимирович Медведев
Сергей Михайлович МАКАРЫЧЕВ-МИХАЙЛОВ
Евгений Борисович Барматов
Тревор Хьюз
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2012150663A publication Critical patent/RU2012150663A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2544943C2 publication Critical patent/RU2544943C2/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
  • Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)

Abstract

1. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий этапы (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, вязкость которой повышена путем использования первого полимерного геля, способного к синерезису; (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; и (3) инициирования синерезиса геля.2. Способ по п.1, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.3. Способ по п.1, где по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.4. Способ по п.1, где упомянутый полимерный гель представляет собой сшитый гель.5. Способ по п.1, где упомянутый полимерный гель представляет собой сшитый боратом полимерный гель, а упомянутый синерезис инициируется введением в гель поливалентного катиона.6. Способ по п.5, где упомянутый поливалентный катион представляет собой катион металла, выбираемого из группы, состоящей из Ca, Zn, Al, Fe, Cu, Co, Cr, Ni, Ti, Zr, а также их смесей.7. Способ по п.5, где упомянутый катион вводится в гель путем растворения соли, оксида или гидроксида катиона.8. Способ по п.5, где упомянутый катион на момент инициирования синерезиса находится в форме гидроксида.9. Способ по п.1, где упомянутый синерезис вызывается избыточной сшивкой полимерного геля.10. Способ по п.9, где избыточная сшивка геля задержана путем использования задерживающего сшивку агента.11. Способ по п.9, где избыточная сшивка геля индуцируется инкапсулированным сшивающим агентом, медленно растворяющимся сшивающим агентом, либо температурно-активируемым сшивающим агентом.12. Способ по п.1, где упомянутый синерезис вызывается путем введения в сост�1. A method of inducing proppant aggregation in a hydraulic fracture, comprising the steps of (1) preparing a proppant carrier fluid, the viscosity of which is increased by using a first polymer gel capable of syneresis; (2) pumping the proppant slurry and said fluid into the well; and (3) initiating gel syneresis. 2. The method of claim 1, wherein said carrier liquid also comprises fibers. The method of claim 1, wherein at least a portion of the proppant used has a polymer coating. The method of claim 1, wherein said polymer gel is a crosslinked gel. The method according to claim 1, wherein said polymer gel is a borate-crosslinked polymer gel, and said syneresis is initiated by introducing a polyvalent cation into the gel. The method of claim 5, wherein said polyvalent cation is a metal cation selected from the group consisting of Ca, Zn, Al, Fe, Cu, Co, Cr, Ni, Ti, Zr, and mixtures thereof. The method according to claim 5, wherein said cation is introduced into the gel by dissolving the salt, oxide or hydroxide of the cation. The method according to claim 5, wherein said cation is in the form of a hydroxide at the time of syneresis initiation. The method of claim 1, wherein said syneresis is caused by excessive crosslinking of the polymer gel. The method of claim 9, wherein excess crosslinking of the gel is delayed by the use of a crosslinking agent. The method of claim 9, wherein excess crosslinking of the gel is induced by an encapsulated crosslinker, a slow dissolving crosslinker, or a temperature activated crosslinker. The method according to claim 1, wherein said syneresis is caused by introducing into the composition

Claims (31)

1. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий этапы (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, вязкость которой повышена путем использования первого полимерного геля, способного к синерезису; (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; и (3) инициирования синерезиса геля.1. A method of inducing proppant aggregation in a hydraulic fracture, comprising the steps of (1) preparing a proppant carrier fluid, the viscosity of which is increased by using a first polymeric gel capable of syneresis; (2) pumping a suspension of proppant and said fluid into the well; and (3) initiation of gel syneresis. 2. Способ по п.1, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.2. The method according to claim 1, where the aforementioned carrier fluid also contains fibers. 3. Способ по п.1, где по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.3. The method according to claim 1, where at least a portion of the proppant used is polymer coated. 4. Способ по п.1, где упомянутый полимерный гель представляет собой сшитый гель.4. The method according to claim 1, where the aforementioned polymer gel is a crosslinked gel. 5. Способ по п.1, где упомянутый полимерный гель представляет собой сшитый боратом полимерный гель, а упомянутый синерезис инициируется введением в гель поливалентного катиона.5. The method according to claim 1, wherein said polymer gel is a borate crosslinked polymer gel, and said syneresis is initiated by introducing a polyvalent cation into the gel. 6. Способ по п.5, где упомянутый поливалентный катион представляет собой катион металла, выбираемого из группы, состоящей из Ca, Zn, Al, Fe, Cu, Co, Cr, Ni, Ti, Zr, а также их смесей.6. The method according to claim 5, where said polyvalent cation is a metal cation selected from the group consisting of Ca, Zn, Al, Fe, Cu, Co, Cr, Ni, Ti, Zr, as well as mixtures thereof. 7. Способ по п.5, где упомянутый катион вводится в гель путем растворения соли, оксида или гидроксида катиона.7. The method according to claim 5, where the aforementioned cation is introduced into the gel by dissolving the salt, oxide or hydroxide of the cation. 8. Способ по п.5, где упомянутый катион на момент инициирования синерезиса находится в форме гидроксида.8. The method according to claim 5, where the said cation at the time of initiation of syneresis is in the form of a hydroxide. 9. Способ по п.1, где упомянутый синерезис вызывается избыточной сшивкой полимерного геля.9. The method according to claim 1, where said syneresis is caused by excessive crosslinking of the polymer gel. 10. Способ по п.9, где избыточная сшивка геля задержана путем использования задерживающего сшивку агента.10. The method according to claim 9, where the excessive crosslinking of the gel is delayed by using a delaying crosslinking agent. 11. Способ по п.9, где избыточная сшивка геля индуцируется инкапсулированным сшивающим агентом, медленно растворяющимся сшивающим агентом, либо температурно-активируемым сшивающим агентом.11. The method according to claim 9, where the excessive crosslinking of the gel is induced by an encapsulated crosslinking agent, a slowly dissolving crosslinking agent, or a temperature-activated crosslinking agent. 12. Способ по п.1, где упомянутый синерезис вызывается путем введения в состав расклинивающей жидкости дополнительно к полимеру первого полимерного геля, второго полимера и агента задержанной сшивки для второго полимера.12. The method according to claim 1, where said syneresis is caused by introducing into the composition of the proppant fluid in addition to the polymer of the first polymer gel, the second polymer and the delayed crosslinking agent for the second polymer. 13. Способ по п.12, где упомянутый второй полимер присутствует в концентрации ниже его концентрации кроссовера.13. The method of claim 12, wherein said second polymer is present at a concentration below its crossover concentration. 14. Способ по п.1, где упомянутый синерезис вызывается суперабсорбирующим полимером.14. The method of claim 1, wherein said syneresis is caused by a superabsorbent polymer. 15. Способ по п.1, где упомянутое инициирование производится второй жидкостью, которая приводится в контакт с несущей расклинивающий агент жидкостью непосредственно в трещине гидроразрыва.15. The method according to claim 1, where the aforementioned initiation is carried out by a second fluid, which is brought into contact with the proppant-bearing fluid directly in the fracture. 16. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий этапы (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей (i) по меньшей мере один анионный полиэлектролит или предшественник по меньшей мере одного анионного полиэлектролита, и (ii) по меньшей мере один катионный полиэлектролит или предшественник по меньшей мере одного катионного полиэлектролита; (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; и (3) инициирования образования комплекса полиэлектролитов.16. A method of inducing proppant aggregation in a fracture, comprising the steps of (1) preparing a proppant carrier fluid containing (i) at least one anionic polyelectrolyte or a precursor of at least one anionic polyelectrolyte, and (ii) at least one a cationic polyelectrolyte or a precursor of at least one cationic polyelectrolyte; (2) pumping a suspension of proppant and said fluid into the well; and (3) initiating the formation of a complex of polyelectrolytes. 17. Способ по п.16, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.17. The method according to clause 16, where the aforementioned carrier fluid also contains fibers. 18. Способ по п.16, где по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.18. The method according to clause 16, where at least part of the used proppant has a polymer coating. 19. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется изменением pH.19. The method according to clause 16, where the said formation of a complex of polyelectrolytes is induced by a change in pH. 20. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется превращением по меньшей мере одного предшественника полиэлектролита в полиэлектролит.20. The method according to clause 16, where the aforementioned complex formation of polyelectrolytes is induced by the conversion of at least one polyelectrolyte precursor into a polyelectrolyte. 21. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием катионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва.21. The method according to clause 16, where the said formation of a complex of polyelectrolytes is induced by the formation of a cationic polyelectrolyte directly in the fracture. 22. Способ по п.21, где упомянутый катионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва способом, выбираемым из реакции Манниха или разложения полиакриламида по Гофману.22. The method according to item 21, where the aforementioned cationic polyelectrolyte is formed directly in the fracture by a method selected from the Mannich reaction or the decomposition of polyacrylamide according to Hoffmann. 23. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием анионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва.23. The method according to clause 16, where the said formation of a complex of polyelectrolytes is induced by the formation of an anionic polyelectrolyte directly in the fracture. 24. Способ по п.23, где упомянутый анионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва в процессе гидролиза.24. The method according to item 23, where the aforementioned anionic polyelectrolyte is formed directly in the fracture during hydrolysis. 25. Способ по п.16, где по меньшей мере один полиэлектролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в жидкости во внутренней фазе эмульсии.25. The method according to clause 16, where at least one polyelectrolyte or polyelectrolyte precursor is initially present in the liquid in the internal phase of the emulsion. 26. Способ по п.16 где по меньшей мере один полиэлектролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в твердом виде.26. The method according to clause 16 where at least one polyelectrolyte or polyelectrolyte precursor is initially present in solid form. 27. Способ по п.16, где образование комплекса полиэлектролитов задерживается во времени путем введения по меньшей мере одного полиэлектролита в жидкость в виде комплекса полиэлектролит-ПАВ.27. The method according to clause 16, where the formation of the complex of polyelectrolytes is delayed in time by introducing at least one polyelectrolyte into the liquid in the form of a complex of polyelectrolyte-surfactant. 28. Способ по п.16, где упомянутое инициирование производится второй жидкостью, которая приводится в контакт с несущей расклинивающий агент жидкостью непосредственно в трещине гидроразрыва.28. The method according to clause 16, where the aforementioned initiation is carried out by a second fluid, which is brought into contact with the proppant carrier fluid directly in the fracture. 29. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий этапы (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей полимер при температуре, меньшей его нижней критической температуре растворения; и (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в подземную формацию при температуре, большей нижней критической температуре растворения полимера.29. A method of inducing proppant aggregation in a fracture, comprising the steps of (1) preparing a proppant carrier fluid containing a polymer at a temperature lower than its lower critical dissolution temperature; and (2) pumping a suspension of proppant and said liquid into the subterranean formation at a temperature higher than the lower critical temperature of polymer dissolution. 30. Способ по п.29, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.30. The method according to clause 29, where the aforementioned carrier fluid also contains fibers. 31. Способ по п.29, где по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие. 31. The method according to clause 29, where at least a portion of the proppant used is polymer coated.
RU2012150663/03A 2010-04-27 2010-04-27 Inhomogeneous distribution of proppant RU2544943C2 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2010/000207 WO2011136678A1 (en) 2010-04-27 2010-04-27 Heterogeneous proppant placement

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012150663A true RU2012150663A (en) 2014-06-10
RU2544943C2 RU2544943C2 (en) 2015-03-20

Family

ID=44861747

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012150663/03A RU2544943C2 (en) 2010-04-27 2010-04-27 Inhomogeneous distribution of proppant

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20130056213A1 (en)
CA (1) CA2797294A1 (en)
MX (1) MX2012012330A (en)
RU (1) RU2544943C2 (en)
WO (1) WO2011136678A1 (en)

Families Citing this family (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2777748C (en) 2009-10-20 2017-09-19 Soane Energy Llc Proppants for hydraulic fracturing technologies
US20140000891A1 (en) 2012-06-21 2014-01-02 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US9868896B2 (en) 2011-08-31 2018-01-16 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US9297244B2 (en) 2011-08-31 2016-03-29 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer
EP2751387B1 (en) 2011-08-31 2019-06-19 Self-Suspending Proppant LLC Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US8881813B2 (en) 2012-03-26 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations
US11034883B2 (en) 2013-01-28 2021-06-15 The University Of Kansas Low molecular weight polyacrylates for EOR
US9429006B2 (en) 2013-03-01 2016-08-30 Baker Hughes Incorporated Method of enhancing fracture conductivity
US9896923B2 (en) 2013-05-28 2018-02-20 Schlumberger Technology Corporation Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement
US10961832B2 (en) * 2013-07-23 2021-03-30 Schlumberger Technology Corporation Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ
US10344195B2 (en) 2013-08-26 2019-07-09 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling flow in downhole operations
US10081762B2 (en) 2013-09-17 2018-09-25 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Well treatment methods and fluids containing synthetic polymer
US20150107835A1 (en) * 2013-10-17 2015-04-23 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with shapeshifting particles
WO2015076693A1 (en) * 2013-11-25 2015-05-28 Schlumberger Canada Limited Controlled inhomogeneous proppant aggregate formation
US9932521B2 (en) 2014-03-05 2018-04-03 Self-Suspending Proppant, Llc Calcium ion tolerant self-suspending proppants
US9797212B2 (en) 2014-03-31 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers
US9969928B2 (en) 2014-07-02 2018-05-15 Multi-Chem Group, Llc Surfactant formulations and associated methods for reduced and delayed adsorption of the surfactant
PL3189116T3 (en) * 2014-09-04 2024-02-19 Flex-Chem Holding Company, Llc Slick-water fracturing using time release metal-complexing agent
EP3851505A1 (en) * 2015-01-06 2021-07-21 ConocoPhillips Company Low molecular weight polyacrylates for eor
AR102843A1 (en) * 2015-02-12 2017-03-29 Schlumberger Technology Bv PLACEMENT OF HETEROGENIC POINTS
US9976390B2 (en) * 2015-03-30 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Drilling fluids with leakoff control and drill cuttings removal sweeps
US20180135399A1 (en) * 2015-04-03 2018-05-17 Schlumberger Technology Corporation A method for treating wells with a plurality of perforated intervals (variants)
WO2016163983A1 (en) 2015-04-06 2016-10-13 Halliburton Energy Services, Inc. Forming proppant packs having proppant-free channels therein in subterranean formation fractures
US10351758B2 (en) 2015-09-03 2019-07-16 Saudi Arabian Oil Company Treatment of kerogen in subterranean formations
WO2017078560A1 (en) * 2015-11-02 2017-05-11 Шлюмберже Канада Лимитед Hydraulic fracturing method (variants)
WO2017095253A1 (en) * 2015-11-30 2017-06-08 Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн Method of treating a well with the formation of proppant structures (variants)
WO2017095407A1 (en) 2015-12-02 2017-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Method of fracturing a formation
RU2612418C1 (en) * 2015-12-23 2017-03-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Formation hydraulicfracturing
US10273401B2 (en) 2016-01-05 2019-04-30 Baker Hughes, a GE compnay, LLC Hydraulic fracturing using super absorbent polymer having controlled particle size
CA3035215A1 (en) 2016-09-01 2018-03-08 Saudi Arabian Oil Company Treatment of sulfide scales
WO2018071669A2 (en) 2016-10-12 2018-04-19 Schlumberger Canada Limited Crosslinking of cellulose fibers
WO2019195478A1 (en) 2018-04-03 2019-10-10 Schlumberger Technology Corporation Proppant-fiber schedule for far field diversion
FR3088068B1 (en) * 2018-11-06 2020-11-06 S N F Sa AUTO INVERSIBLE REVERSE POLYMERIC EMULSION
WO2020106655A1 (en) 2018-11-21 2020-05-28 Self-Suspending Proppant Llc Salt-tolerant self-suspending proppants made without extrusion
US11573159B2 (en) 2019-01-08 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Identifying fracture barriers for hydraulic fracturing
US10900339B2 (en) 2019-04-23 2021-01-26 Saudi Arabian Oil Company Forming mineral in fractures in a geological formation
US10753190B1 (en) 2019-04-29 2020-08-25 Saudi Arabian Oil Company Forming mineral in fractures in a geological formation
US11319478B2 (en) 2019-07-24 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids
US11492541B2 (en) 2019-07-24 2022-11-08 Saudi Arabian Oil Company Organic salts of oxidizing anions as energetic materials
WO2021076438A1 (en) * 2019-10-18 2021-04-22 Schlumberger Technology Corporation In-situ composite polymeric structures for far-field diversion during hydraulic fracturing
CN111410948A (en) * 2019-12-30 2020-07-14 浙江工业大学 A temperature-responsive phase change fracturing fluid and method of using the same
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
US11339321B2 (en) 2019-12-31 2022-05-24 Saudi Arabian Oil Company Reactive hydraulic fracturing fluid
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
US11473009B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11268373B2 (en) 2020-01-17 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells
US11365344B2 (en) 2020-01-17 2022-06-21 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11473001B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
WO2021159066A1 (en) 2020-02-07 2021-08-12 Flex-Chem Holding Company, Llc Iron control as part of a well treatment using time-released agents
US11473003B2 (en) 2020-02-07 2022-10-18 Flex-Chem Holding Company, Llc Iron control as part of a well treatment using time-released agents
US11549894B2 (en) 2020-04-06 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Determination of depositional environments
US11905462B2 (en) * 2020-04-16 2024-02-20 PfP INDUSTRIES, LLC Polymer compositions and fracturing fluids made therefrom including a mixture of cationic and anionic hydratable polymers and methods for making and using same
US11578263B2 (en) 2020-05-12 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Ceramic-coated proppant
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11584889B2 (en) 2021-01-04 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Synthetic source rock with tea
US12071589B2 (en) 2021-10-07 2024-08-27 Saudi Arabian Oil Company Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US11885790B2 (en) 2021-12-13 2024-01-30 Saudi Arabian Oil Company Source productivity assay integrating pyrolysis data and X-ray diffraction data
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation
WO2024238693A1 (en) * 2023-05-15 2024-11-21 Schlumberger Technology Corporation The method of hydraulic fracturing with low viscosity fluid containing proppant aggregates with polyelectrolyte complexes

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4693310A (en) * 1986-12-10 1987-09-15 Marathon Oil Company Conformance correction to improve hydrocarbon recovery from a subterranean formation
US5028344A (en) * 1989-02-16 1991-07-02 Mobil Oil Corporation Stabilizing agent for profile control gels and polymeric gels of improved stability
DE69739919D1 (en) * 1996-07-08 2010-08-05 Sony Corp polyelectrolyte
US7326670B2 (en) * 2001-04-10 2008-02-05 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
US7131491B2 (en) * 2004-06-09 2006-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based tackifier fluids and methods of use
US7334635B2 (en) * 2005-01-14 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for fracturing subterranean wells
US9303203B2 (en) * 2006-06-06 2016-04-05 Schlumberger Technology Corporation Thermoviscoelastic system fluid and well treatment method
US8183184B2 (en) * 2006-09-05 2012-05-22 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
US7779915B2 (en) * 2006-09-18 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011136678A1 (en) 2011-11-03
RU2544943C2 (en) 2015-03-20
CA2797294A1 (en) 2011-11-03
MX2012012330A (en) 2013-01-29
US20130056213A1 (en) 2013-03-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2012150663A (en) HETEROGENEOUS POSITIONING OF THE PROPELLING AGENT
CN102337113B (en) A kind of preparation method of high temperature retardation type organoboron zirconium crosslinking agent
CN103951785B (en) A kind of fracturing fluid drag reducer and its preparation method and application
CN103881694B (en) A low dosage guar polynuclear crosslinking agent
CN101412905B (en) Preparation method of composite fracturing fluid for hydraulic fracturing
CN105199706A (en) Organic zirconium crosslinking agent applicable to polymer fracturing fluid system and preparation method of organic zirconium crosslinking agent
CN101812290A (en) Acid clean fracturing fluid and preparation method thereof
CN104447831A (en) Organic boron-zirconium cross-linking agent and preparation method thereof
CN103497753B (en) One is applicable to the of the fracturing fluid linking agent of concentrated water
RU2008136865A (en) BINDING COMPOSITION AND METHOD OF ITS APPLICATION
MX344581B (en) Multifunctional boronic crosslinkers and associated methods.
DE60320654D1 (en) METHOD FOR TREATING A FORMATION
CN103590803B (en) A kind of solid acid acid fracturing process method
RU2013153499A (en) METHOD FOR STABILIZING HYDROPHILIC CLAY
CN109486476A (en) A kind of Surfactant Used in Viscoelastic Fracturing Fluids for high temperature self-diverting acid, preparation method and application
RU2010122306A (en) HIGH-TEMPERATURE ZIRCONIUM-CONTAINING WATER-BASED LIQUID AND ITS APPLICATION
CN105601804A (en) Hydrophobic associated polymer and preparation method thereof
CN102120929B (en) Preparation method of gas-well water controlling agent
MX346399B (en) Salt of weak bronsted base and bronsted acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions.
CN103074048A (en) Development of ultra-low temperature (0-30 DEG C) fracturing fluid system
RU2012119789A (en) THERMOPHILIC MANNANOHYDROLASE AND CONTAINING ITS RIPTURE FLUID
CN108485636B (en) A kind of nanometer zirconium borate crosslinker resistant to high temperature and preparation method thereof
CN117362516A (en) Thickening agent for oilfield fracturing and preparation method thereof
CN109621835A (en) A kind of preparation method of photoresponse surfactant aggregates
CN102775979B (en) A kind of high-efficiency cross-linking agent for reducing the use concentration of guar gum and preparation method thereof

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170428