RU2012150663A - Неоднородное размещение расклинивающего агента - Google Patents
Неоднородное размещение расклинивающего агента Download PDFInfo
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 44
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 15
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims abstract 12
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract 7
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract 6
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract 6
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 claims abstract 4
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims abstract 4
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims abstract 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims abstract 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 claims 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 8
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims 5
- 229920001448 anionic polyelectrolyte Polymers 0.000 claims 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000006683 Mannich reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 1
- 230000009918 complex formation Effects 0.000 claims 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 1
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 abstract 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
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�
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.
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 состав расклинивающей жидкости дополнительно к полимеру первого полимерного геля, второго полимера и агента задержанной сшивки для второго полимера.
13. Способ по п.12, где упомянутый второй полимер присутствует в концентрации ниже его концентрации кроссовера.
14. Способ по п.1, где упомянутый синерезис вызывается суперабсорбирующим полимером.
15. Способ по п.1, где упомянутое инициирование производится второй жидкостью, которая приводится в контакт с несущей расклинивающий агент жидкостью непосредственно в трещине гидроразрыва.
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.
17. Способ по п.16, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.
18. Способ по п.16, где по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.
19. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется изменением pH.
20. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется превращением по меньшей мере одного предшественника полиэлектролита в полиэлектролит.
21. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием катионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва.
22. Способ по п.21, где упомянутый катионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва способом, выбираемым из реакции Манниха или разложения полиакриламида по Гофману.
23. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием анионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва.
24. Способ по п.23, где упомянутый анионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва в процессе гидролиза.
25. Способ по п.16, где по меньшей мере один полиэлектролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в жидкости во внутренней фазе эмульсии.
26. Способ по п.16 где по меньшей мере один полиэлектролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в твердом виде.
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.
28. Способ по п.16, где упомянутое инициирование производится второй жидкостью, которая приводится в контакт с несущей расклинивающий агент жидкостью непосредственно в трещине гидроразрыва.
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.
30. Способ по п.29, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.
31. Способ по п.29, где по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.
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 (ru) | 2014-06-10 |
| RU2544943C2 RU2544943C2 (ru) | 2015-03-20 |
Family
ID=44861747
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012150663/03A RU2544943C2 (ru) | 2010-04-27 | 2010-04-27 | Неоднородное размещение расклинивающего агента |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20130056213A1 (ru) |
| CA (1) | CA2797294A1 (ru) |
| MX (1) | MX2012012330A (ru) |
| RU (1) | RU2544943C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011136678A1 (ru) |
Families Citing this family (60)
| 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 (pl) * | 2014-09-04 | 2024-02-19 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Szczelinowanie slick-water z użyciem uwalnianego w czasie środka kompleksującego metal |
| EP3851505A1 (en) * | 2015-01-06 | 2021-07-21 | ConocoPhillips Company | Low molecular weight polyacrylates for eor |
| AR102843A1 (es) * | 2015-02-12 | 2017-03-29 | Schlumberger Technology Bv | Colocación de apuntalantes heterogéneos |
| 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 (ru) * | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ гидроразрыва пласта (варианты) |
| WO2017095253A1 (ru) * | 2015-11-30 | 2017-06-08 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ обработки скважины с образованием проппантных структур (варианты) |
| WO2017095407A1 (en) | 2015-12-02 | 2017-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of fracturing a formation |
| RU2612418C1 (ru) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| 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 (fr) * | 2018-11-06 | 2020-11-06 | S N F Sa | Emulsion inverse polymerique auto inversible |
| 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 (zh) * | 2019-12-30 | 2020-07-14 | 浙江工业大学 | 一种温度响应型相变压裂液及其使用方法 |
| 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)
| 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 (de) * | 1996-07-08 | 2010-08-05 | Sony Corp | Polyelektrolyt |
| 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 |
-
2010
- 2010-04-27 US US13/642,557 patent/US20130056213A1/en not_active Abandoned
- 2010-04-27 MX MX2012012330A patent/MX2012012330A/es unknown
- 2010-04-27 RU RU2012150663/03A patent/RU2544943C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-04-27 WO PCT/RU2010/000207 patent/WO2011136678A1/en not_active Ceased
- 2010-04-27 CA CA2797294A patent/CA2797294A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011136678A1 (en) | 2011-11-03 |
| RU2544943C2 (ru) | 2015-03-20 |
| CA2797294A1 (en) | 2011-11-03 |
| MX2012012330A (es) | 2013-01-29 |
| US20130056213A1 (en) | 2013-03-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012150663A (ru) | Неоднородное размещение расклинивающего агента | |
| CN102337113B (zh) | 一种高温延缓型有机硼锆交联剂的制备方法 | |
| CN103951785B (zh) | 一种压裂液减阻剂及其制备方法和应用 | |
| CN103881694B (zh) | 一种低用量瓜胶多核交联剂 | |
| CN101412905B (zh) | 一种水力压裂的复合压裂液的制备方法 | |
| CN105199706A (zh) | 一种适用于聚合物压裂液体系的有机锆交联剂及其制备方法 | |
| CN101812290A (zh) | 一种酸性清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN104447831A (zh) | 一种有机硼锆交联剂及其制备方法 | |
| CN103497753B (zh) | 一种适用于高矿化度水压裂液的交联剂 | |
| RU2008136865A (ru) | Сшивающая композиция и способ ее применения | |
| MX344581B (es) | Reticulantes borónicos multifuncionales y métodos asociados. | |
| DE60320654D1 (de) | Verfahren zur behandlung einer formation | |
| CN103590803B (zh) | 一种固体酸酸压裂工艺方法 | |
| RU2013153499A (ru) | Способ стабилизации гидрофильной глины | |
| CN109486476A (zh) | 一种用于高温自转向酸的黏弹性表面活性剂、制备方法及应用 | |
| RU2010122306A (ru) | Высокотемпературная цирконийсодержащая жидкость пласта на водной основе и ее применение | |
| CN105601804A (zh) | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 | |
| CN102120929B (zh) | 一种气井控水剂的制备方法 | |
| MX346399B (es) | Sal de base bronsted y acido bronsted como retardador de gelificación para composiciones reticulables de polímeros. | |
| CN103074048A (zh) | 超低温(0～30℃)压裂液体系的开发 | |
| RU2012119789A (ru) | Термофильная маннаногидролаза и содержащие ее жидкости разрыва | |
| CN108485636B (zh) | 一种耐高温的纳米锆硼交联剂及其制备方法 | |
| CN117362516A (zh) | 一种油田压裂用稠化剂及其制备方法 | |
| CN109621835A (zh) | 一种光响应表面活性剂聚集体的制备方法 | |
| CN102775979B (zh) | 一种用于降低胍胶使用浓度的高效交联剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170428 |