RU2014115672A - Составы и способы высокотемпературной обработки подземных формаций - Google Patents
Составы и способы высокотемпературной обработки подземных формаций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014115672A RU2014115672A RU2014115672/03A RU2014115672A RU2014115672A RU 2014115672 A RU2014115672 A RU 2014115672A RU 2014115672/03 A RU2014115672/03 A RU 2014115672/03A RU 2014115672 A RU2014115672 A RU 2014115672A RU 2014115672 A RU2014115672 A RU 2014115672A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vol
- wells
- fluid
- liquid
- gallons
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 11
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims abstract 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract 10
- WJFKNYWRSNBZNX-UHFFFAOYSA-N 10H-phenothiazine Chemical compound C1=CC=C2NC3=CC=CC=C3SC2=C1 WJFKNYWRSNBZNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 8
- 229950000688 phenothiazine Drugs 0.000 claims abstract 8
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract 7
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims abstract 6
- BOOMOFPAGCSKKE-UHFFFAOYSA-N butane-2-sulfonic acid;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CCC(C)S(O)(=O)=O BOOMOFPAGCSKKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract 4
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-L ethenyl-dioxido-oxo-$l^{5}-phosphane Chemical compound [O-]P([O-])(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract 4
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 4
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims abstract 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims abstract 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract 3
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 8
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- -1 alkali metal salt Chemical class 0.000 claims 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 claims 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 2
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 claims 1
- 229940096405 magnesium cation Drugs 0.000 claims 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 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
- C09K8/60—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
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
- C09K8/604—Polymeric surfactants
-
- 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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
- C09K8/703—Foams
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/725—Compositions containing polymers
-
- 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
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular 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
- C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
-
- 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
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Treatments Of Macromolecular Shaped Articles (AREA)
Abstract
1. Способ гидроразрыва подземной формации с температурой примерно от 300°F (149°C) до 500°F (260°C), включающий стадию контакта между жидкостью высокотемпературной обработки скважин, содержащей воду; высокомолекулярный сополимер, полученный из акриламида, акриламидметилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната; сшивающий агент; стабилизатор, включающий фенотиазин или сочетание тиосульфата натрия и фенотиазина; и вспениватель, где по меньшей мере часть подземной формации находится при давлениях, достаточных для гидроразрыва подземной формации.2. Способ по п. 1, в котором вспениватель - это вспенивающий газ, представляющий собой азот либо диоксид углерода.3. Способ по п. 1, в котором качество пены в жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 20 до 98 об.%.4. Способ по п. 1, в котором pH жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 4,0 до 6,0.5. Способ по п. 2, в котором вспенивающий газ представляет собой азот.6. Способ по п. 5, в котором pH жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 5,3 до 5,75.7. Способ по п. 2, в котором вспенивающий газ представляет собой диоксид углерода.8. Способ по п. 7, в котором pH жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 4,1 до 4,5.9. Способ по п. 3, в котором вспениватель представляет собой азот или жидкий CO, который присутствует в количестве от 53 об.% до избытка в 96 об.%.10. Способ по п. 3, в котором вспениватель присутствует в количестве, обеспечивающем от 5 до 53 об.% внутреннего газа в активированных жидкостях или более 53 об.% для вспененных жидкостей.11. Способ по
Claims (20)
1. Способ гидроразрыва подземной формации с температурой примерно от 300°F (149°C) до 500°F (260°C), включающий стадию контакта между жидкостью высокотемпературной обработки скважин, содержащей воду; высокомолекулярный сополимер, полученный из акриламида, акриламидметилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната; сшивающий агент; стабилизатор, включающий фенотиазин или сочетание тиосульфата натрия и фенотиазина; и вспениватель, где по меньшей мере часть подземной формации находится при давлениях, достаточных для гидроразрыва подземной формации.
2. Способ по п. 1, в котором вспениватель - это вспенивающий газ, представляющий собой азот либо диоксид углерода.
3. Способ по п. 1, в котором качество пены в жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 20 до 98 об.%.
4. Способ по п. 1, в котором pH жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 4,0 до 6,0.
5. Способ по п. 2, в котором вспенивающий газ представляет собой азот.
6. Способ по п. 5, в котором pH жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 5,3 до 5,75.
7. Способ по п. 2, в котором вспенивающий газ представляет собой диоксид углерода.
8. Способ по п. 7, в котором pH жидкости для высокотемпературной обработки скважин находится в диапазоне примерно от 4,1 до 4,5.
9. Способ по п. 3, в котором вспениватель представляет собой азот или жидкий CO2, который присутствует в количестве от 53 об.% до избытка в 96 об.%.
10. Способ по п. 3, в котором вспениватель присутствует в количестве, обеспечивающем от 5 до 53 об.% внутреннего газа в активированных жидкостях или более 53 об.% для вспененных жидкостей.
11. Способ по п. 1, в котором высокомолекулярный сополимер присутствует в количестве примерно от 10 галлонов на 1000 галлонов загустителя приблизительно до 25 галлонов на 1000 галлонов загустителя.
12. Способ гидроразрыва подземных формаций при температуре примерно от 300°F (149°C) до 500°F (260°C), включающий контакт по меньшей мере части подземной формации со сшитой вспененной или активированной жидкостью для обработки скважин при давлении, достаточном для создания или расширения трещины, где сшитая вспененная или активированная жидкость для обработки скважин содержит воду; высокомолекулярный полимер, получаемый из акриламида, акриламидметилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната; сшивающий агент; стабилизатор, включающий фенотиазин или сочетания тиосульфата натрия и фенотиазина; и вспениватель; и где количество вспенивателя во вспененной или активированной жидкости такое, чтобы обеспечивать от 5 до 53 об.% внутреннего газа в случае активированных жидкостей или примерно от 53 до 96 об.% внутреннего газа в случае вспененных жидкостей.
13. Способ по п. 12, в котором вспениватель представляет собой азот или диоксид углерода.
14. Способ по п. 12, в котором pH вспененной или активированной жидкости для обработки скважин находится в диапазоне примерно от 4,0 до 6,0.
15. Способ разрыва пласта в подземной формации с температурой примерно от 300°F (149°C) до 500°F (260°C), где способ включает контакт по меньшей мере части подземной формации с вспененной или активированной жидкостью для обработки скважин при давлениях, достаточных для создания или расширения трещин в формации, а вспененная или активированная жидкость для обработки скважин содержит воду, высокомолекулярный сополимер, полученный из акриламида, акриламидметилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, сшивающего агента, стабилизатора, представляющего собой фенотиазин или сочетание тиосульфата натрия и фенотиазина и pH-буфер для поддержания pH жидкости в диапазоне примерно от 4,0 до 6,0.
16. Способ по п. 15, в котором для высокомолекулярного сополимера характерно K-значение более, чем приблизительно 375.
17. Способ по п. 15, в котором высокомолекулярный сополимер присутствует в количестве примерно от 10 галлонов на 1000 галлонов жидкости для высокотемпературной обработки скважин приблизительно до 25 галлонов на 1000 галлонов жидкости для высокотемпературной обработки скважин.
18. Способ по п. 15, в котором высокомолекулярный сополимер также содержит мономер из группы, включающей соль щелочного металла акриламидметилпропансульфоновой кислоты, аммониевую соль акриламидметилпропансульфоновой кислоты, стиролсульфонат, винилсульфонат, N-винилпирролидон, N-винилформамид, N-винилацетамид, N,N-диаллилацетамид, метакриламид, акриламид, N,N-диметилакриламид, метакриламид, соль с двухвалентным катионом кальция, соль с двухвалентным катионом магния и их сочетания.
19. Способ по п. 15, в котором pH-буфер содержит уксусную кислоту, ацетат натрия, муравьиную кислоту или их сочетания и присутствует в количестве приблизительно от 1 галлона на 1000 галлонов загустителя примерно до 3 галлонов на 1000 галлонов загустителя.
20. Способ по п. 15, в котором вспененная или активированная жидкость для обработки приствольной зоны также содержит реагент для деструкции ферментов.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/236,378 | 2011-09-19 | ||
| US13/236,378 US8691734B2 (en) | 2008-01-28 | 2011-09-19 | Method of fracturing with phenothiazine stabilizer |
| PCT/US2012/043308 WO2013043243A1 (en) | 2011-09-19 | 2012-06-20 | Compositions and methods of treating high temperature subterranean formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014115672A true RU2014115672A (ru) | 2015-10-27 |
Family
ID=46457070
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014115672/03A RU2014115672A (ru) | 2011-09-19 | 2012-06-20 | Составы и способы высокотемпературной обработки подземных формаций |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2758488A1 (ru) |
| CN (1) | CN104024369A (ru) |
| AR (1) | AR087893A1 (ru) |
| AU (1) | AU2012313410A1 (ru) |
| BR (1) | BR112014006604A2 (ru) |
| CA (1) | CA2849248C (ru) |
| CO (1) | CO6910177A2 (ru) |
| MX (1) | MX368317B (ru) |
| RU (1) | RU2014115672A (ru) |
| WO (1) | WO2013043243A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103265937B (zh) * | 2013-05-07 | 2015-10-28 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 适用于类泡沫压裂液的破胶剂 |
| US9963630B2 (en) * | 2015-11-18 | 2018-05-08 | Cnpc Usa Corporation | Method for a fracturing fluid system at high temperatures |
| US10982519B2 (en) | 2016-09-14 | 2021-04-20 | Rhodia Operations | Polymer blends for stimulation of oil and gas wells |
| CN106566490B (zh) * | 2016-10-25 | 2018-02-09 | 中国石油大学(华东) | 一种具有磷酸酯铝结构的油基钻井液用提切剂及其制备方法 |
| CN107686724B (zh) * | 2017-09-01 | 2020-08-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法 |
| CN108071378B (zh) * | 2017-12-28 | 2020-07-28 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种适用于致密油气藏的co2泡沫压裂方法 |
| CN108424759B (zh) * | 2018-04-17 | 2020-11-06 | 四川申和新材料科技有限公司 | 一种抗110℃高温的二氧化碳泡沫压裂液及其制备方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2075508A (en) | 1934-07-18 | 1937-03-30 | Edward W Davidson | Suture retainer |
| US4534870A (en) | 1982-06-28 | 1985-08-13 | The Western Company Of North America | Crosslinker composition for high temperature hydraulic fracturing fluids |
| US4624795A (en) * | 1985-03-28 | 1986-11-25 | Bj-Titan Services Company | Aqueous acid gels and use thereof |
| US5514644A (en) * | 1993-12-14 | 1996-05-07 | Texas United Chemical Corporation | Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability |
| US7104327B2 (en) * | 2003-08-19 | 2006-09-12 | Halliburton Engery Services, Inc. | Methods of fracturing high temperature subterranean zones and foamed fracturing fluids therefor |
| US8022015B2 (en) * | 2008-01-28 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with phenothiazine stabilizer |
| HUE039758T2 (hu) * | 2008-01-28 | 2019-02-28 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Készítmények és eljárások nagy hõmérsékletû földalatti formációk kezelésére |
| EP2166060B8 (en) * | 2008-09-22 | 2016-09-21 | TouGas Oilfield Solutions GmbH | Stabilized aqueous polymer compositions |
-
2012
- 2012-06-20 CN CN201280045707.3A patent/CN104024369A/zh active Pending
- 2012-06-20 RU RU2014115672/03A patent/RU2014115672A/ru unknown
- 2012-06-20 CA CA2849248A patent/CA2849248C/en active Active
- 2012-06-20 WO PCT/US2012/043308 patent/WO2013043243A1/en not_active Ceased
- 2012-06-20 EP EP12731854.1A patent/EP2758488A1/en not_active Withdrawn
- 2012-06-20 AU AU2012313410A patent/AU2012313410A1/en not_active Abandoned
- 2012-06-20 MX MX2014003324A patent/MX368317B/es active IP Right Grant
- 2012-06-20 BR BR112014006604A patent/BR112014006604A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2012-09-14 AR ARP120103412A patent/AR087893A1/es unknown
-
2014
- 2014-03-13 CO CO14054084A patent/CO6910177A2/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013043243A1 (en) | 2013-03-28 |
| BR112014006604A2 (pt) | 2017-03-28 |
| EP2758488A1 (en) | 2014-07-30 |
| CA2849248C (en) | 2018-07-10 |
| MX2014003324A (es) | 2014-05-21 |
| AU2012313410A1 (en) | 2014-03-20 |
| AR087893A1 (es) | 2014-04-23 |
| CN104024369A (zh) | 2014-09-03 |
| MX368317B (es) | 2019-09-27 |
| NZ621852A (en) | 2016-07-29 |
| CO6910177A2 (es) | 2014-03-31 |
| CA2849248A1 (en) | 2013-03-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014115672A (ru) | Составы и способы высокотемпературной обработки подземных формаций | |
| RU2008101781A (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
| NO20083368L (no) | Hoy-temperatur filtreringskontroll basert pa vannbasert borevaeskesystem inneholdende vannloselige polymerer | |
| MX2013000047A (es) | Composiciones de espuma gelificada y metodos. | |
| NO334462B1 (no) | Skummede, syrebehandlingsvæsker | |
| RU2013153499A (ru) | Способ стабилизации гидрофильной глины | |
| NO20065811L (no) | Fremgangsmate ved frakturering av underjordisk formasjon ved bruk av viskositetsokt behandlingsvaeske | |
| NO20051305L (no) | Fremgangsmate for a behandle en formasjon | |
| CA2779043A1 (en) | Gellable treatment fluids comprising quaternary ammonium salt gel-time modifiers and methods for use thereof | |
| DK2288631T3 (da) | Fremgangsmåde til behandling af klippeformationer og polyamfolytter | |
| CN103834376A (zh) | 用油田回注水配制的自生气泡沫冻胶调剖剂及其制备方法与应用 | |
| CN103721625B (zh) | 一种水基泡沫稳定剂、制备方法及具有超高稳定性的水基泡沫体系 | |
| CN113896831B (zh) | 一种天然气水合物钻井液用双效抑制剂及其制备方法与应用 | |
| CN104498018A (zh) | 一种低浓度瓜尔胶海水基压裂液及其制备方法与应用 | |
| RU2017111043A (ru) | Улучшенная гидратация ассоциативных полимеров | |
| BR112012007791A2 (pt) | método para reticulação de polímeros solúveis em água para uso em aplicação de poços | |
| RU2014123560A (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с использованием фермента маннаногидролазы в качестве деструктора | |
| EA201170468A1 (ru) | Ингибирующая гидратацию водосодержащая система бурового раствора и способ бурения песков и других водовосприимчивых пластов | |
| CN103194202B (zh) | 一种吸附型酸液缓速外加剂及其制备方法 | |
| CN104311733A (zh) | 一种保粘聚合物及其制备方法 | |
| MX2012010159A (es) | Sal de base bronsted y acido bronsted como retardador de gelificacion para composiciones reticulables de polimeros. | |
| CA2790185A1 (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| CN102492414B (zh) | 甲醇基压裂液稠化剂的合成 | |
| NO326818B1 (no) | Skumbar gelblanding og fremgangsmate for regulering av strukturen i et produserende borehull | |
| RU2012119789A (ru) | Термофильная маннаногидролаза и содержащие ее жидкости разрыва |