RU2016119594A - Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения - Google Patents
Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016119594A RU2016119594A RU2016119594A RU2016119594A RU2016119594A RU 2016119594 A RU2016119594 A RU 2016119594A RU 2016119594 A RU2016119594 A RU 2016119594A RU 2016119594 A RU2016119594 A RU 2016119594A RU 2016119594 A RU2016119594 A RU 2016119594A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- treatment fluid
- well treatment
- acid
- Prior art date
Links
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
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
-
- 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
- E21B43/255—Methods for stimulating production including the injection of a gaseous medium as treatment fluid into the formation
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polymers With Sulfur, Phosphorus Or Metals In The Main Chain (AREA)
- Inorganic Compounds Of Heavy Metals (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Claims (31)
1. Флюид для обработки скважин, включающий:
а) сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и
б) гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония.
2. Флюид для обработки скважин по п. 2, где рН флюида составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,5.
3. Флюид для обработки скважин по п. 2, который представляет собой флюид для гидроразрыва.
4. Флюид для обработки скважин по п. 3, где рН флюида составляет от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0.
5. Флюид для обработки скважин по п. 2, где рН флюида составляет от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5.
6. Флюид для обработки скважин по п. 5, который представляет собой отводящий флюид.
7. Флюид для обработки скважин по п. 1, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей гуаровую камедь, производные гуаровой камеди, камедь бобов рожкового дерева, камедь карайи, производное целлюлозы, поливиниловый спирт, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновую кислоту, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид и сополимеры, содержащие акриламид, полимеры и сополимеры акриламидометилпропансульфоновой кислоты (АМПС) и их соли, фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA), а также комбинации указанных соединений.
8. Композиция для обработки скважин по п. 7, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей гуаровую камедь, производные гуаровой камеди, производные целлюлозы, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновую кислоту, гомо- и сополимеры акриламида, частично гидролизованный полиакриламид, полимеры акриламидометилпропансульфоновой кислоты (АМПС), соли сополимера акриламидометилпропансульфоната и акриловой кислоты (АМПС/АК), фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA), соли терполимеров полималеиновой кислоты, акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната (ПМК/АМПС), сополимеры, полученные из акриламида, акриламидометилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, а также комбинации указанных соединений.
9. Флюид для обработки скважины по п. 8, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей немодифицированную гуаровую камедь, гидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилгуаровую камедь, карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу и сополимеры, полученные из акриламида, акриламидометилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, а также комбинации указанных соединений.
10. Флюид для обработки скважин по п. 1, где количество сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, растворенного в растворителе - бензиловом спирте, составляет от 6 мас. % до 20 мас. %.
11. Флюид для обработки скважин по п. 1, где растворитель дополнительно включает 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанол.
12. Флюид для обработки скважин по п. 11, где объемное соотношение бензиловый спирт/2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанол составляет от приблизительно 10:90 до 90:10.
13. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважин по п. 1.
14. Способ по п. 13, где рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,5.
15. Способ по п. 14, где гидроразрыв пласта проводят при закачивании в скважину флюида для обработки скважин при давлении, достаточном для начала образования или расширения трещины в подземном пласте.
16. Способ по п. 15, где флюид для обработки скважин дополнительно включает буферный агент, и рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5.
17. Способ по п. 15, где флюид для обработки скважин дополнительно включает буферный агент, и рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0.
18. Способ по п. 13, где флюид для обработки скважин дополнительно включает буферный агент, и рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 3,0 до приблизительно 6,5.
19. Способ по п. 18, который заключается в том, что:
(а) в скважину закачивают флюид для обработки скважин в ходе операции кислотной обработки в качестве первой порции для кислотной обработки,
(б) после закачивания в пласт первой порции для кислотной обработки в скважину закачивают одну или более следующих порций флюида для обработки скважин и
(в) поток одной или более следующих порций флюида для обработки скважин отводят из зон пласта с высокой проницаемостью или поврежденных зон пласта в зоны пласта с низкой проницаемостью или неповрежденные зоны пласта.
20. Способ по п. 13, где количество ацетилацетоната циркония, растворенного в растворителе - бензиловом спирте, составляет от приблизительно 6 мас. % до приблизительно 20 мас. %.
21. Способ по п. 20, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей немодифицированную гуаровую камедь, гидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилгуаровую камедь, карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюзу, гидроксиэтилцеллюлозу и сополимеры, полученные из акриламида, акриламидометилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, а также комбинации указанных соединений.
22. Способ по п. 13, где растворитель дополнительно включает 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанол.
23. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, который заключается в том, что:
(а) в скважину закачивают флюид для обработки скважин, включающий (i) ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола, и (ii) гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, и
(б) замедляют сшивку флюида для обработки скважин, пока температура внутри скважины составляет, по крайней мере, 100°F.
24. Способ по п. 23, где рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,0.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/061,485 US9663707B2 (en) | 2013-10-23 | 2013-10-23 | Stimulation method using biodegradable zirconium crosslinker |
| US14/061,485 | 2013-10-23 | ||
| PCT/US2014/052922 WO2015060937A1 (en) | 2013-10-23 | 2014-08-27 | Well treatment fluids containing a zirconium crosslinker and methods of using the same |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016119594A true RU2016119594A (ru) | 2017-11-28 |
| RU2016119594A3 RU2016119594A3 (ru) | 2018-04-02 |
| RU2655275C2 RU2655275C2 (ru) | 2018-05-24 |
Family
ID=51535557
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016119594A RU2655275C2 (ru) | 2013-10-23 | 2014-08-27 | Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9663707B2 (ru) |
| EP (1) | EP3060621B1 (ru) |
| CN (1) | CN105658760B (ru) |
| AU (1) | AU2014340662B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016008284B1 (ru) |
| CA (1) | CA2926618C (ru) |
| MX (1) | MX377030B (ru) |
| NZ (1) | NZ718569A (ru) |
| RU (1) | RU2655275C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015060937A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2016171686A1 (en) * | 2015-04-22 | 2016-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Syneresis reducing compositions for conformance applications using metal crosslinked gels |
| US10047278B1 (en) * | 2017-03-15 | 2018-08-14 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Fracturing fluid composition and a method of fracturing a subterranean formation using the same |
| CN107880862B (zh) * | 2017-11-07 | 2018-08-10 | 西南石油大学 | 一种提高承压能力的封堵剂及其制备方法 |
| US12054669B2 (en) | 2018-06-08 | 2024-08-06 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fluid compositions and uses thereof |
| US11746282B2 (en) | 2018-06-08 | 2023-09-05 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| US11274243B2 (en) | 2018-06-08 | 2022-03-15 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| CN110105929B (zh) * | 2019-05-25 | 2020-09-29 | 石家庄华莱鼎盛科技有限公司 | 钻井液用固体润滑剂聚糖衍生物 |
| US11905655B2 (en) * | 2019-08-30 | 2024-02-20 | Ecolab Usa Inc. | Black liquor viscosity reducing and anti-scale agent |
| CN111100617B (zh) * | 2019-11-22 | 2021-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种矿化度敏感型分流暂堵剂及其制备方法和应用 |
| CN114621743B (zh) * | 2022-03-31 | 2023-10-03 | 中国石油大学(华东) | 缓交联耐温耐盐聚合物冻胶压裂液及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO824020L (no) | 1982-04-22 | 1983-10-24 | Key Fries Inc | Zirkonatfortykningsmidler. |
| US4510731A (en) * | 1982-04-26 | 1985-04-16 | Hobart Corporation | Film wrapping machine including film length selection |
| US4534870A (en) | 1982-06-28 | 1985-08-13 | The Western Company Of North America | Crosslinker composition for high temperature hydraulic fracturing fluids |
| US4480696A (en) * | 1982-10-25 | 1984-11-06 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
| US4477360A (en) * | 1983-06-13 | 1984-10-16 | Halliburton Company | Method and compositions for fracturing subterranean formations |
| US5002125A (en) * | 1989-08-02 | 1991-03-26 | The Western Company Of North America | Fracturing process using a viscosity stabilized energizing phase |
| DE4039899A1 (de) * | 1990-12-14 | 1992-06-17 | Henkel Kgaa | Lyo-gel, seine herstellung und verwendung zum dichten |
| US5305832A (en) * | 1992-12-21 | 1994-04-26 | The Western Company Of North America | Method for fracturing high temperature subterranean formations |
| US6090399A (en) * | 1997-12-11 | 2000-07-18 | Rohm And Haas Company | Controlled release composition incorporating metal oxide glass comprising biologically active compound |
| US6235914B1 (en) * | 1999-08-24 | 2001-05-22 | Goldschmidt Chemical Company | Amine and quaternary ammonium compounds made from ketones and aldehydes, and compositions containing them |
| US6461631B1 (en) * | 1999-11-16 | 2002-10-08 | Atrix Laboratories, Inc. | Biodegradable polymer composition |
| CA2432160C (en) * | 2001-01-09 | 2010-04-13 | Bj Services Company | Well treatment fluid compositions and methods for their use |
| US6737485B1 (en) | 2003-04-22 | 2004-05-18 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Titanium chelate dispersions |
| US7316275B2 (en) | 2005-03-17 | 2008-01-08 | Bj Services Company | Well treating compositions containing water superabsorbent material and method of using the same |
| ES2340876T3 (es) * | 2005-06-03 | 2010-06-10 | Basf Se | Derivados de un 1-feniltriazol como agentes antiparasitos. |
| CA2613861C (en) * | 2005-06-30 | 2011-02-22 | M-I Llc | Brine based fluid loss pills comprising crosslinked polymer gels and solid salt particles |
| US7732382B2 (en) * | 2006-02-14 | 2010-06-08 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Cross-linking composition and method of use |
| CA2583105C (en) * | 2006-05-18 | 2010-05-04 | Bj Services Company | Aqueous alcohol well treatment fluid and method of using the same |
| US7455112B2 (en) * | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
| US8082994B2 (en) * | 2006-12-05 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing fracture conductivity in subterranean formations |
| US8034750B2 (en) * | 2007-05-14 | 2011-10-11 | Clearwater International Llc | Borozirconate systems in completion systems |
| US20090149354A1 (en) | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Bj Services Company | Well Treatment Compositions Containing Hydratable Polyvinyl Alcohol and Methods of Using Same |
| US20090149353A1 (en) | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Bj Services Company | Polysaccharide Containing Well Treatment Compositions and Methods of Using Same |
| US8022015B2 (en) | 2008-01-28 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with phenothiazine stabilizer |
| EP2262870B1 (en) * | 2008-02-29 | 2019-01-02 | TUCC Technology, LLC | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
| US8853135B2 (en) * | 2008-05-07 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers |
| US7718582B2 (en) | 2008-05-29 | 2010-05-18 | Bj Services Company | Method for treating subterranean formation with enhanced viscosity foam |
| EP2438138B1 (en) | 2009-06-04 | 2016-03-30 | Rhodia Opérations | Methods and compositions for viscosifying heavy aqueous brines |
| US8657003B2 (en) * | 2010-12-01 | 2014-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of providing fluid loss control or diversion |
| US9920609B2 (en) | 2010-03-12 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum |
| US8636066B2 (en) | 2010-03-12 | 2014-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing productivity of a formation with unhydrated borated galactomannan gum |
| US20110308802A1 (en) * | 2010-06-17 | 2011-12-22 | Ladva Hemant K J | Degradable material for different oilfield applications |
| US20120220503A1 (en) * | 2011-02-24 | 2012-08-30 | Javier Sanchez Reyes | Composition and method for treating well bore in a subterranean formation with crosslinkers polymer fluids |
| US9371479B2 (en) * | 2011-03-16 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Controlled release biocides in oilfield applications |
| CA2843884C (en) * | 2011-08-01 | 2020-06-16 | Rhodia Operations | Use of environmentally friendly solvents to replace glycol-based solvents |
| US20130048282A1 (en) * | 2011-08-23 | 2013-02-28 | David M. Adams | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore |
| US9580642B2 (en) | 2011-11-22 | 2017-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for improving isolation of flow to completed perforated intervals |
| US20130203637A1 (en) * | 2012-02-02 | 2013-08-08 | D. V. Satyanarayana Gupta | Method of delaying crosslinking in well treatment operation |
| US9090814B2 (en) | 2012-08-09 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Well treatment fluids containing an ylide or a vitamin B and methods of using the same |
| US9080094B2 (en) | 2012-08-22 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing well productivity in weakly consolidated or unconsolidated formations |
| US20140073538A1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid Loss Control Composition and Method of Using the Same |
| US8967264B2 (en) | 2012-09-25 | 2015-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing fracturing stimulation in subterranean formations using in situ foam generation and pressure pulsing |
| DE102012219476A1 (de) * | 2012-10-24 | 2014-04-24 | Hilti Aktiengesellschaft | Harzmischung auf Vinylesterurethanharz-Basis und deren Verwendung |
| DE102012221446A1 (de) * | 2012-11-23 | 2014-05-28 | Hilti Aktiengesellschaft | Harzmischung auf Epoxy(meth)acrylatharz-Basis und deren Verwendung |
| US9822625B2 (en) * | 2013-03-13 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treatment of a subterranean formation |
| EP2969960A4 (en) * | 2013-03-15 | 2016-10-19 | Greenstract Llc | PLANT COMPOSITIONS AND USES THEREOF |
| US9371489B2 (en) * | 2013-03-15 | 2016-06-21 | GreenStract, LLC | Plant-based compositions and uses thereof |
| US9057013B2 (en) | 2013-04-22 | 2015-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions of treating a subterranean formation with an optimized treatment fluid |
| US9816022B2 (en) * | 2013-05-31 | 2017-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications |
-
2013
- 2013-10-23 US US14/061,485 patent/US9663707B2/en active Active
-
2014
- 2014-08-27 WO PCT/US2014/052922 patent/WO2015060937A1/en active Application Filing
- 2014-08-27 NZ NZ718569A patent/NZ718569A/en not_active IP Right Cessation
- 2014-08-27 CA CA2926618A patent/CA2926618C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-08-27 CN CN201480058062.6A patent/CN105658760B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-08-27 AU AU2014340662A patent/AU2014340662B2/en not_active Ceased
- 2014-08-27 MX MX2016004872A patent/MX377030B/es active IP Right Grant
- 2014-08-27 BR BR112016008284-2A patent/BR112016008284B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2014-08-27 EP EP14762179.1A patent/EP3060621B1/en active Active
- 2014-08-27 RU RU2016119594A patent/RU2655275C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2017
- 2017-05-28 US US15/607,520 patent/US20170260444A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105658760A (zh) | 2016-06-08 |
| US20150107844A1 (en) | 2015-04-23 |
| AU2014340662B2 (en) | 2017-10-26 |
| EP3060621B1 (en) | 2020-06-17 |
| US20170260444A1 (en) | 2017-09-14 |
| CA2926618A1 (en) | 2015-04-30 |
| MX377030B (es) | 2025-03-07 |
| NZ718569A (en) | 2020-07-31 |
| BR112016008284B1 (pt) | 2021-12-21 |
| MX2016004872A (es) | 2016-06-24 |
| RU2655275C2 (ru) | 2018-05-24 |
| WO2015060937A1 (en) | 2015-04-30 |
| BR112016008284A2 (pt) | 2017-08-01 |
| CN105658760B (zh) | 2019-08-20 |
| CA2926618C (en) | 2018-12-04 |
| EP3060621A1 (en) | 2016-08-31 |
| RU2016119594A3 (ru) | 2018-04-02 |
| US9663707B2 (en) | 2017-05-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016119594A (ru) | Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения | |
| CN102191023B (zh) | 一种用于中高温油气藏的暂堵剂 | |
| RU2010129838A (ru) | Способ приготовления композиций сшивающего агента на основе циркония и их использование на нефтяных месторождениях | |
| CN101906292B (zh) | 一种高强度暂堵剂及其制备方法 | |
| RU2008136865A (ru) | Сшивающая композиция и способ ее применения | |
| CN109337660B (zh) | 一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法 | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| CN103374342B (zh) | 一种油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法 | |
| RU2008136866A (ru) | Циркониевые сшивающие композиции и способы их использования | |
| RU2014134812A (ru) | Способ повышения эффективности операции гидравлического разрыва | |
| EA200701755A1 (ru) | Способы ограничения фильтруемости и повреждения в гидравлических разрывах пласта | |
| US10309207B2 (en) | Methods of controlling well bashing | |
| RU2400517C2 (ru) | Герметизирующая композиция, включающая сшиваемый материал и пониженное количество цемента, для проницаемой зоны скважины | |
| CN105041261A (zh) | 一种与堵水联作的压井修井方法 | |
| CN108533238B (zh) | 一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法 | |
| RU2014123560A (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с использованием фермента маннаногидролазы в качестве деструктора | |
| CN103375153A (zh) | 一种油田调剖堵水方法 | |
| CN103160261A (zh) | 井下智能胶塞的制备及其使用方法 | |
| RU2011140218A (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| CN111577198A (zh) | 一种利用地层预交联凝胶堵水剂控水增油的堵压一体化重复改造方法 | |
| CN114058359B (zh) | 深水超深水裂缝性储层钻井堵漏用降解凝胶体系制备方法及应用 | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2363841C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины | |
| RU2583803C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190828 |