RU2018130648A - Способы и составы для обработки скважин - Google Patents
Способы и составы для обработки скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018130648A RU2018130648A RU2018130648A RU2018130648A RU2018130648A RU 2018130648 A RU2018130648 A RU 2018130648A RU 2018130648 A RU2018130648 A RU 2018130648A RU 2018130648 A RU2018130648 A RU 2018130648A RU 2018130648 A RU2018130648 A RU 2018130648A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- iron
- acrylamide
- oxidizing agent
- copolymers
- ppm
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 47
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims 14
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims 10
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 9
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims 9
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N Peracetic acid Chemical compound CC(=O)OO KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 8
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 6
- 239000013522 chelant Substances 0.000 claims 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 6
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 claims 6
- -1 alcohol sulfates Chemical class 0.000 claims 5
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 claims 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims 4
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims 4
- NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K iron(III) citrate Chemical compound [Fe+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 4
- AQLJVWUFPCUVLO-UHFFFAOYSA-N urea hydrogen peroxide Chemical compound OO.NC(N)=O AQLJVWUFPCUVLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 229940078916 carbamide peroxide Drugs 0.000 claims 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims 3
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- DKKCQDROTDCQOR-UHFFFAOYSA-L Ferrous lactate Chemical compound [Fe+2].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O DKKCQDROTDCQOR-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- WHMDKBIGKVEYHS-IYEMJOQQSA-L Zinc gluconate Chemical compound [Zn+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O WHMDKBIGKVEYHS-IYEMJOQQSA-L 0.000 claims 2
- 229940091179 aconitate Drugs 0.000 claims 2
- GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N aconitic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)=CC(O)=O GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- ATMLPEJAVWINOF-UHFFFAOYSA-N acrylic acid acrylic acid Chemical compound OC(=O)C=C.OC(=O)C=C ATMLPEJAVWINOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims 2
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 claims 2
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 claims 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims 2
- FWBOFUGDKHMVPI-UHFFFAOYSA-K dicopper;2-oxidopropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound [Cu+2].[Cu+2].[O-]C(=O)CC([O-])(C([O-])=O)CC([O-])=O FWBOFUGDKHMVPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims 2
- 235000013924 ferrous gluconate Nutrition 0.000 claims 2
- 239000004222 ferrous gluconate Substances 0.000 claims 2
- 235000013925 ferrous lactate Nutrition 0.000 claims 2
- 239000004225 ferrous lactate Substances 0.000 claims 2
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 claims 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims 2
- VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L iron(ii) gluconate Chemical compound [Fe+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L 0.000 claims 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- 235000011478 zinc gluconate Nutrition 0.000 claims 2
- 239000011670 zinc gluconate Substances 0.000 claims 2
- 229960000306 zinc gluconate Drugs 0.000 claims 2
- QDRZQOZDXKQYPT-UHFFFAOYSA-K 1-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;iron(3+) Chemical compound [Fe+3].[O-]C(=O)C(O)C(C([O-])=O)CC([O-])=O QDRZQOZDXKQYPT-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- ICZIHZSHPUOYCC-UHFFFAOYSA-L 2-carboxyphenolate;iron(2+) Chemical compound [Fe+2].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O.OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ICZIHZSHPUOYCC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- ZRNHBOAYYNHVOY-UHFFFAOYSA-K 2-hydroxybenzoate;iron(3+) Chemical compound [Fe+3].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O.OC1=CC=CC=C1C([O-])=O.OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ZRNHBOAYYNHVOY-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- ODBLHEXUDAPZAU-UHFFFAOYSA-N isocitric acid Chemical compound OC(=O)C(O)C(C(O)=O)CC(O)=O ODBLHEXUDAPZAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-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
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
Claims (48)
1. Способ обработки ствола скважины, проходящего в подземной среде, причем способ предусматривает следующие стадии:
а) введение в ствол скважины водного состава, который содержит в себе окисляющее вещество, активатор на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активное вещество, причем ствол скважины содержит в себе одно или несколько шламовых отложений на стволе скважины,
б) контактирование шламовых отложений с водным составом.
2. Способ по п. 1, в котором подземная среда содержит в себе геологическую формацию.
3. Способ по п. 1, в котором окисляющее вещество выбирают из группы, состоящей из пероксида водорода, пероксида карбамида, перуксусной кислоты, персульфата натрия и персульфата калия.
4. Способ по п. 1, в котором окисляющее вещество представляет собой пероксид водорода или пероксид карбамида.
5. Способ по п. 1, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет приблизительно от 500 частей на миллион приблизительно до 25000 частей на миллион.
6. Способ по п. 1, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет приблизительно от 1000 частей на миллион приблизительно до 2000 частей на миллион.
7. Способ по п. 1, в котором активатор на основе металла в хелатной форме выбирают из группы, состоящей из FeEDTA, CuEDTA, FeDTPA, цитрата железа (II), цитрата железа (III), изоцитрата железа (II), аконитата железа (II), салицилата железа (II), глюконата цинка, цитрата меди, лактата железа (II) или глюконата железа (II).
8. Способ по п. 1, в котором активатор на основе металла в хелатной форме это FeEDTA.
9. Способ по п. 7, в котором концентрация активатора на основе металла в хелатной форме составляет приблизительно от 100 частей на миллион приблизительно до 2000 частей на миллион.
10. Способ по п. 1, в котором поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из этоксилированного касторового масла, этоксилированных жирных кислот, D-лимонена, сульфатов спиртов, этоксилатов спиртов, N-оксидов амина или их комбинаций.
11. Способ по п. 1, в котором концентрация поверхностно-активного вещества составляет от приблизительно 0,5% до приблизительно 5,0% масс/об.
12. Способ по п. 1, в котором шламовое отложение содержит в себе синтетический полимер.
13. Способ по п. 1, в котором синтетический полимер содержит в себе полимер, полученный из акриламида.
14. Способ по п. 13, в котором полимер, полученный из акриламида, выбирают из группы, состоящей из полиакриламида, сополимеров акриламида с акрилатом (акриловой кислотой), сополимеров метакриламида с акриловой кислотой, сополимеров частично гидролизованного полиакриламида, частично гидролизованных полиметакриламидов и сополимеров акриламидометилпропансульфоната.
15. Способ по п. 13, в котором полимер, полученный из акриламида, это сшитый полимер.
16. Способ по п. 1, в котором шламовое отложение содержит в себе нефтяную смолу или побочный смолистый продукт и синтетический полимер.
17. Способ по п. 1, в котором стадия контактирования имеет продолжительность, достаточную для растворения или частичного растворения шламовых отложений.
18. Способ по п. 1, в котором водный состав дополнительно содержит в себе биоцид.
19. Способ по п. 18, в котором биоцид это перуксусная кислота.
20. Способ по п. 2, в котором температура подземной геологической формации составляет от приблизительно -10°С до приблизительно 50°С.
21. Способ по п. 20, в котором температура подземной геологической формации составляет от приблизительно 0°С до приблизительно 30°С.
22. Способ по п. 1, в котором водный состав имеет рН от приблизительно 6,0 до приблизительно 10,0.
23. Способ обработки шламового отложения в подземной среде, включающей в себя ствол скважины, причем способ предусматривает следующие стадии:
а) введение в ствол скважины водного состава, который содержит в себе окисляющее вещество, активатор на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активное вещество,
б) контактирование шламовых отложений с водным составом.
24. Способ по п. 23, в котором подземная среда содержит в себе геологическую формацию.
25. Способ по п. 23, в котором окисляющее вещество выбирают из группы, состоящей из пероксида водорода, пероксида карбамида, перуксусной кислоты, персульфата натрия и персульфата калия.
26. Способ по п. 23, в котором окисляющее вещество это пероксид водорода или пероксид карбамида.
27. Способ по п. 23, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 25000 частей на миллион.
28. Способ по п. 23, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет от приблизительно 1000 частей на миллион до приблизительно 2000 частей на миллион.
29. Способ по п. 23, в котором активатор на основе металла в хелатной форме выбирают из группы, состоящей из FeEDTA, CuEDTA, FeDTPA, цитрата железа (II), цитрата железа (III), изоцитрата железа (II), аконитата железа (II), салицилата железа (И), глюконата цинка, цитрата меди, лактата железа (II) или глюконата железа (II).
30. Способ по п. 23, в котором активатор на основе металла в хелатной форме представляет собой FeEDTA.
31. Способ по п. 29, в котором концентрация активатора на основе металла в хелатной форме составляет приблизительно от 100 частей на миллион приблизительно до 2000 частей на миллион.
32. Способ по п. 23, в котором поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из этоксилированного касторового масла, этоксилированных жирных кислот, D-лимонена, сульфатов спиртов, этоксилатов спиртов, N-оксидов амина и их смесей.
33. Способ по п. 23, в котором концентрация поверхностно-активного вещества составляет приблизительно от 0,5 приблизительно до 5,0% масс/об.
34. Способ по п. 23, в котором шламовое отложение содержит в себе синтетический полимер.
35. Способ по п. 23, в котором синтетический полимер содержит в себе полимер, полученный из акриламида.
36. Способ по п. 35, в котором полимер, полученный из акриламида, выбирают из группы, состоящей из сополимеров акриламида с акрилатом (акриловой кислотой), сополимеров метакриламида с акриловой кислотой, сополимеров частично гидролизованного полиакриламида, частично гидролизованных полиметакриламидов и сополимеров акриламидометилпропансульфоната.
37. Способ по п. 35, в котором полимер, полученный из акриламида, это сшитый полимер.
38. Способ по п. 23, в котором шламовое отложение содержит в себе нефтяную смолу или побочный продукт нефтяной смолы и синтетический полимер.
39. Способ по п. 23, в котором стадия контактирования имеет продолжительность, достаточную для растворения или частичного растворения шламовых отложений.
40. Способ по п. 23, в котором водный состав дополнительно содержит в себе биоцид.
41. Способ по п. 40, в котором биоцид представляет собой перуксусную кислоту.
42. Способ по п. 24, в котором температура подземной геологической формации составляет приблизительно от -10°С приблизительно до 50°С.
43. Способ по п. 42, в котором температура подземной геологической формации составляет приблизительно от 0°С приблизительно до 30°С.
44. Способ по п. 1, в котором водный состав имеет рН приблизительно от 6,0 приблизительно до 10,0.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201662286765P | 2016-01-25 | 2016-01-25 | |
| US62/286,765 | 2016-01-25 | ||
| PCT/US2017/014930 WO2017132253A1 (en) | 2016-01-25 | 2017-01-25 | Well treatment methods and compositions |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018130648A true RU2018130648A (ru) | 2020-02-25 |
| RU2018130648A3 RU2018130648A3 (ru) | 2020-05-28 |
| RU2745034C2 RU2745034C2 (ru) | 2021-03-18 |
Family
ID=59360259
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018130648A RU2745034C2 (ru) | 2016-01-25 | 2017-01-25 | Способы и составы для обработки скважин |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10344199B2 (ru) |
| EP (1) | EP3408344A4 (ru) |
| BR (1) | BR112018015057A2 (ru) |
| CA (1) | CA3012476A1 (ru) |
| MX (1) | MX2018009069A (ru) |
| RU (1) | RU2745034C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017132253A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| PL443336A1 (pl) * | 2022-12-29 | 2024-07-01 | Master Pharm Spółka Akcyjna | Kompozycja krzemowa do zabezpieczania kwasu metakrzemowego przed degradacją, sposób jej otrzymywania oraz zastosowanie Fe IDHA lub Fe EDTA do zabezpieczania kwasu metakrzemowego przed degradacją |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110087464B (zh) | 2016-10-18 | 2022-04-19 | 赢创运营有限公司 | 土壤处理 |
| MX2019015198A (es) | 2017-06-15 | 2020-08-13 | Evonik Operations Gmbh | Tratamiento antimicrobiano de las canales de animales y productos alimenticios. |
| US11597664B2 (en) | 2017-11-20 | 2023-03-07 | Evonik Operations Gmbh | Disinfection method for water and wastewater |
| AU2019222745B2 (en) | 2018-02-14 | 2021-11-04 | Evonik Operations Gmbh | Treatment of cyanotoxin-containing water |
| AU2019277675A1 (en) | 2018-05-31 | 2021-01-21 | Evonik Operations Gmbh | Sporicidal methods and compositions |
| KR20210011496A (ko) * | 2018-06-19 | 2021-02-01 | 퍼옥시켐, 엘엘씨 | 미셀 전달 방법 |
| US20220325169A1 (en) * | 2019-08-12 | 2022-10-13 | Solugen, Inc. | Multifunctional additive for use in wellbore servicing |
| US11299972B2 (en) | 2019-10-10 | 2022-04-12 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
| CN115023489A (zh) * | 2020-02-12 | 2022-09-06 | 埃科莱布美国股份有限公司 | 脲或脲/螯合剂组合在将过氧羧酸和过氧化物制剂化学稳定化中的用途 |
| CN111286317B (zh) * | 2020-03-20 | 2021-08-31 | 东北大学 | 一种聚丙烯酰胺/铬凝胶常温静态破胶剂及其制备方法 |
| RU2768864C1 (ru) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Способ повышения продуктивности скважин |
| CA3226578A1 (en) | 2021-07-12 | 2023-01-19 | 1579689 Alberta Ltd. (Dba Saurus Solutions) | Use of percitric acid in oil- and gas-field operations |
| CN115043482B (zh) * | 2022-06-28 | 2023-08-08 | 南京贝克特环保科技有限公司 | 一种过硫酸盐处理畜禽养殖废水的方法 |
| GB202218581D0 (en) * | 2022-12-09 | 2023-01-25 | Bluesky Environmental Engineering Ltd | Compositions for the removal of deposits and methods of use |
| US12351755B1 (en) * | 2023-12-29 | 2025-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaker fluids for removal of polyolefin residue |
Family Cites Families (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3254719A (en) | 1964-08-04 | 1966-06-07 | Dow Chemical Co | Method for decreasing friction loss in a well fracturing process |
| US4144179A (en) | 1975-07-21 | 1979-03-13 | Halliburton Company | Composition for treating low temperature subterranean well formations |
| US4152274A (en) | 1978-02-09 | 1979-05-01 | Nalco Chemical Company | Method for reducing friction loss in a well fracturing process |
| US4243638A (en) * | 1978-06-15 | 1981-01-06 | Westinghouse Electric Corp. | Iron EDTA chelate catalyzed oxidation of uranium |
| US4464268A (en) | 1982-01-11 | 1984-08-07 | Texaco Inc. | Method for restoring permeability of injection wells |
| US4995461A (en) | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| US5268112A (en) | 1990-12-21 | 1993-12-07 | Union Oil Company Of California | Gel-forming composition |
| GB9906484D0 (en) * | 1999-03-19 | 1999-05-12 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| US7380606B2 (en) | 2002-03-01 | 2008-06-03 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
| US7216704B2 (en) * | 2003-05-29 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for breaking viscosified fluids |
| US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7481273B2 (en) * | 2004-09-02 | 2009-01-27 | Bj Services Company | Method of using water-in-oil emulsion to remove oil base or synthetic oil base filter cake |
| US7888297B2 (en) * | 2005-01-06 | 2011-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for reducing the viscosity of treatment fluids |
| ITMI20051559A1 (it) * | 2005-08-10 | 2007-02-11 | Eni Spa | Procedimento per la rimozione di barriere impermeabili presenti nei pozzi petroliferi |
| US7621335B2 (en) | 2006-06-08 | 2009-11-24 | Chemplex, Ltd. | Viscosity breaker for polyacrylamide friction reducers |
| US8481462B2 (en) | 2006-09-18 | 2013-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids |
| US7923417B2 (en) | 2007-01-23 | 2011-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
| US8871695B2 (en) | 2007-04-25 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | In situ microemulsions used as spacer fluids |
| US8091646B2 (en) | 2007-07-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage |
| JP5291363B2 (ja) * | 2008-03-14 | 2013-09-18 | 三菱重工業株式会社 | ポンプ |
| US8575073B2 (en) | 2008-06-20 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Slickwater treatment fluid and method |
| US7998906B2 (en) * | 2008-08-21 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations |
| US20100093891A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-15 | Leiming Li | Self-Viscosifying and Self-Breaking Gels |
| WO2010080274A2 (en) | 2008-12-18 | 2010-07-15 | Fmc Corporation | Peracetic acid oil-field biocide and method |
| US8575075B2 (en) | 2009-02-27 | 2013-11-05 | Fmc Corporation | Oil-field viscosity breaker method utilizing a peracid |
| US7992656B2 (en) | 2009-07-09 | 2011-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self healing filter-cake removal system for open hole completions |
| US8211835B2 (en) | 2009-09-24 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for slickwater application |
| BR112012008528A2 (pt) * | 2009-10-16 | 2016-04-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | fluido operacional, e, uso de fluidos operacionais |
| US8584757B2 (en) * | 2010-04-21 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for treating fluids before injection into subterranean zones |
| RU2467163C1 (ru) * | 2011-04-01 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта |
| US9422420B2 (en) | 2013-02-01 | 2016-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-temperature breaker for well fluid viscosified with a polyacrylamide |
-
2017
- 2017-01-25 EP EP17744834.7A patent/EP3408344A4/en not_active Withdrawn
- 2017-01-25 BR BR112018015057-6A patent/BR112018015057A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2017-01-25 WO PCT/US2017/014930 patent/WO2017132253A1/en not_active Ceased
- 2017-01-25 RU RU2018130648A patent/RU2745034C2/ru active
- 2017-01-25 MX MX2018009069A patent/MX2018009069A/es unknown
- 2017-01-25 US US15/415,539 patent/US10344199B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2017-01-25 CA CA3012476A patent/CA3012476A1/en not_active Abandoned
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| PL443336A1 (pl) * | 2022-12-29 | 2024-07-01 | Master Pharm Spółka Akcyjna | Kompozycja krzemowa do zabezpieczania kwasu metakrzemowego przed degradacją, sposób jej otrzymywania oraz zastosowanie Fe IDHA lub Fe EDTA do zabezpieczania kwasu metakrzemowego przed degradacją |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3408344A4 (en) | 2019-07-10 |
| WO2017132253A1 (en) | 2017-08-03 |
| CA3012476A1 (en) | 2017-08-03 |
| EP3408344A1 (en) | 2018-12-05 |
| US10344199B2 (en) | 2019-07-09 |
| US20170210969A1 (en) | 2017-07-27 |
| MX2018009069A (es) | 2019-09-18 |
| BR112018015057A2 (pt) | 2018-12-18 |
| RU2745034C2 (ru) | 2021-03-18 |
| RU2018130648A3 (ru) | 2020-05-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2018130648A (ru) | Способы и составы для обработки скважин | |
| NZ611150A (en) | Process and fluid to improve the permeability of sandstone formations using a chelating agent | |
| MY164940A (en) | Treatment of illitic formations using a chelating agent | |
| NZ611508A (en) | Fluid suitable for treatment of carbonate formations containing a chelating agent | |
| MY173068A (en) | Stripping compositions having high wn/w etching selectivity | |
| IN2012DN03269A (ru) | ||
| MX2018008655A (es) | Tratamiento de carbonato de calcio con reaccion superficial. | |
| JP2020104115A5 (ru) | ||
| RU2014119653A (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2018141059A (ru) | Способ антикоррозионной обработки металлической поверхности с уменьшенным травлением материала | |
| EA201691524A1 (ru) | Очищающие композиции, содержащие стабильное серебро | |
| RU2016129202A (ru) | Усилители действия для разжижителей, содержащих соединения железа | |
| CN103710712A (zh) | 海水缓蚀剂 | |
| DE60228425D1 (de) | Verfahren zur behandlung von metalloberflächen durch carboxylierung | |
| SA516370648B1 (ar) | تركيبات سماد حمضية تحتوي على معقد معدن من حمض جلوتاميك، حمض n، n- داي أسيتيك أو حمض إيمينو داي سكسينيك | |
| SA520412375B1 (ar) | طريقة لتثبيط تآكل سطح معدني | |
| JP2007332416A (ja) | ステンレス鋼の電解研磨法に用いる電解液 | |
| CN103934593A (zh) | 用于焊接不锈钢的免洗助焊剂 | |
| JP2007231413A (ja) | ステンレス鋼の電解研磨法に用いる電解液 | |
| RU2018124770A (ru) | Водный раствор, содержащий комплексообразующий агент при высоких концентрациях | |
| MX2014001411A (es) | Composiciones de surfactante soluble en agua que tienen sabor mejorado. | |
| RU2012143865A (ru) | Способ восстановления чувствительного слоя биосенсора | |
| MD3082F1 (en) | Process for metal electrochemical protection from corrosion | |
| AR058727A1 (es) | Procedimiento de tratamiento por carboxilatacion de superficies metalicas, procedimiento para la proteccion temporaria contra la corrosion y procedimiento de fabricacion de una chapa formada carboxilatada | |
| JP2007277682A (ja) | ステンレス鋼の電解研磨法に用いる電解液 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant |