RU2012146372A - Текучая среда для обслуживания скважин - Google Patents
Текучая среда для обслуживания скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012146372A RU2012146372A RU2012146372/03A RU2012146372A RU2012146372A RU 2012146372 A RU2012146372 A RU 2012146372A RU 2012146372/03 A RU2012146372/03 A RU 2012146372/03A RU 2012146372 A RU2012146372 A RU 2012146372A RU 2012146372 A RU2012146372 A RU 2012146372A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- agent
- water
- anionic surfactant
- groups
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 47
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 15
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract 13
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 8
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract 8
- GDJZZWYLFXAGFH-UHFFFAOYSA-M xylenesulfonate group Chemical group C1(C(C=CC=C1)C)(C)S(=O)(=O)[O-] GDJZZWYLFXAGFH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M acrylate group Chemical group C(C=C)(=O)[O-] NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 5
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid group Chemical group C(\C=C/C(=O)O)(=O)O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims abstract 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract 5
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 claims abstract 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 4
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract 3
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 claims abstract 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 2
- ZZXDRXVIRVJQBT-UHFFFAOYSA-M Xylenesulfonate Chemical compound CC1=CC=CC(S([O-])(=O)=O)=C1C ZZXDRXVIRVJQBT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M chlormequat chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCl UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims 1
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 claims 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims 1
- 229940071104 xylenesulfonate Drugs 0.000 claims 1
- 239000003831 antifriction material Substances 0.000 abstract 2
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
-
- 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
- C09K8/602—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
- C09K8/62—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
- C09K8/84—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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
1. Текучая среда для обслуживания скважин, рецептура которой составлена с использованием вязкоупругого геля на водной основе, включающая:анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество; иагент для снижения трения, содержащий по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты,где агент для снижения трения растворен в вязкоупругом геле на водной основе.2. Текучая среда по п.1, дополнительно включающая расклинивающий агент.3. Текучая среда по п.2, где расклинивающий агент включает керамический материал.4. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения представляет собой сополимер акрилата натрия и акриламида.5. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения представляет собой сухой порошок.6. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения является анионогенным.7. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения является катионогенным.8. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения является неионогенным.9. Текучая среда по п.1, где концентрация агента для снижения трения составляет примерно 0,5 фунта/тысячу галлонов или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.10. Текучая среда по п.1, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.11. Текучая среда по п.1, где катионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N-триметил-1-октадекаммония.12. Текучая среда по п.11, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.13. Текучая среда по п.1, где соотношение по объему
Claims (36)
1. Текучая среда для обслуживания скважин, рецептура которой составлена с использованием вязкоупругого геля на водной основе, включающая:
анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество; и
агент для снижения трения, содержащий по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты,
где агент для снижения трения растворен в вязкоупругом геле на водной основе.
2. Текучая среда по п.1, дополнительно включающая расклинивающий агент.
3. Текучая среда по п.2, где расклинивающий агент включает керамический материал.
4. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения представляет собой сополимер акрилата натрия и акриламида.
5. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения представляет собой сухой порошок.
6. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения является анионогенным.
7. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения является катионогенным.
8. Текучая среда по п.1, где агент для снижения трения является неионогенным.
9. Текучая среда по п.1, где концентрация агента для снижения трения составляет примерно 0,5 фунта/тысячу галлонов или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.
10. Текучая среда по п.1, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.
11. Текучая среда по п.1, где катионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N-триметил-1-октадекаммония.
12. Текучая среда по п.11, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.
13. Текучая среда по п.1, где соотношение по объему анионогенного поверхностно-активного вещества к катионогенному поверхностно-активному веществу находится в диапазоне от примерно 1:4 до примерно 4:1.
14. Текучая среда по п.1, где вода вязкоупругого геля на водной основе выбрана из группы, состоящей из пресной воды, рассола и пластовой воды.
15. Текучая среда по п.1, где текучая среда для обслуживания скважин представляет собой разрывающую текучую среду.
16. Текучая среда по п.1, где рецептура текучей среды составлена с использованием по меньшей мере одного разжижителя.
17. Текучая среда по п.1, где рецептура текучей среды составлена с использованием по меньшей мере одного дополнительного соединения, выбранного из водных увлажняющих поверхностно-активных веществ, деэмульгаторов, дополнительных агентов увеличения вязкости, дополнительных поверхностно-активных веществ, добавок для стабилизации глин, растворителей отложений, добавок для разрушения биополимеров, добавок для снижения водоотдачи и высокотемпературных стабилизаторов.
18. Текучая среда по п.1, где текучая среда не содержит минерального масла.
19. Способ получения композиции предварительной смеси для прибавления к текучей среде для обслуживания скважин, причем способ включает смешение агента для снижения трения, содержащего по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты; анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы в условиях, достаточных для формирования геля на водной основе, включающего растворенный в нем агент для снижения трения.
20. Способ по п.19, где агент для снижения трения представляет собой сополимер акрилата натрия и акриламида.
21. Способ по п.19, где агент для снижения трения представляет собой сухой порошок.
22. Способ по п.19, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.
23. Способ по п.19, где катионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N-триметил-1-октадекаммония.
24. Способ по п.23, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.
25. Способ по п.19, где соотношение по объему анионогенного поверхностно-активного вещества к катионогенному поверхностно-активному веществу находится в диапазоне от примерно 1:4 до примерно 4:1.
26. Способ по п.19, где водная основа представляет собой жидкость, выбранную из пресной воды, рассола и пластовой воды.
27. Способ по п.19, дополнительно включающий добавление расклинивающего агента.
28. Способ получения текучей среды для обслуживания скважин, включающий прибавление предварительной смеси по п.19 к текучей среде для обслуживания, применяемой в скважине.
29. Композиция предварительной смеси для прибавления к текучей среде для обслуживания скважин, причем предварительная смесь включает:
вязкоупругий гель на водной основе, включающий:
анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество; и
агент для снижения трения, содержащий по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты,
где агент для снижения трения растворен в вязкоупругом геле на водной основе.
30. Предварительная смесь по п.29, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.
31. Предварительная смесь по п.29, где катионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N-триметил-1-октадекаммония.
32. Предварительная смесь по п.31, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.
33. Предварительная смесь по п.29, где соотношение по объему анионогенного поверхностно-активного вещества к катионогенному поверхностно-активному веществу находится в диапазоне от примерно 1:4 до примерно 4:1.
34. Способ обслуживания ствола скважины, причем способ включает:
формирование текучей среды для обслуживания скважин смешением агента для снижения трения, содержащего по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты; анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы в условиях, достаточных для формирования геля на водной основе, образованного анионогенным поверхностно-активным веществом и катионогенным поверхностно-активным веществом и агентом для снижения трения, растворенным в вязкоупругом геле на водной основе; и
введение текучей среды для обслуживания скважин в ствол скважины.
35. Способ по п.34, где способ дополнительно включает разрыв ствола скважины с использованием текучей среды для обслуживания скважин.
36. Способ по п.34, где способ дополнительно включает очистку труб, расположенных в стволе скважины, с использованием текучей среды для обслуживания скважин.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/751,899 US8669213B2 (en) | 2010-03-31 | 2010-03-31 | Method of servicing a wellbore with an aqueous gel containing a friction reducer |
| US12/751,899 | 2010-03-31 | ||
| PCT/US2011/030218 WO2011123397A1 (en) | 2010-03-31 | 2011-03-28 | Well servicing fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012146372A true RU2012146372A (ru) | 2014-05-10 |
| RU2590914C2 RU2590914C2 (ru) | 2016-07-10 |
Family
ID=44121620
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012146372/03A RU2590914C2 (ru) | 2010-03-31 | 2011-03-28 | Текучая среда для обслуживания скважин |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8669213B2 (ru) |
| EP (1) | EP2553042B1 (ru) |
| CN (1) | CN102858905B (ru) |
| AU (1) | AU2011235297B2 (ru) |
| BR (1) | BR112012024784A2 (ru) |
| CA (1) | CA2794772C (ru) |
| CO (1) | CO6612258A2 (ru) |
| EC (1) | ECSP12012220A (ru) |
| MX (1) | MX2012011108A (ru) |
| PL (1) | PL2553042T3 (ru) |
| RU (1) | RU2590914C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011123397A1 (ru) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9057014B2 (en) | 2007-12-11 | 2015-06-16 | Aquasmart Enterprises, Llc | Hydraulic fracture composition and method |
| US8661729B2 (en) | 2007-12-11 | 2014-03-04 | Calder Hendrickson | Hydraulic fracture composition and method |
| US10920494B2 (en) | 2007-12-11 | 2021-02-16 | Aquasmart Enterprises, Llc | Hydraulic fracture composition and method |
| US9856415B1 (en) | 2007-12-11 | 2018-01-02 | Superior Silica Sands, LLC | Hydraulic fracture composition and method |
| US20170137703A1 (en) | 2007-12-11 | 2017-05-18 | Superior Silica Sands, LLC | Hydraulic fracture composition and method |
| CN102516975B (zh) * | 2011-12-06 | 2013-11-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩气藏速溶可回收滑溜水 |
| US9518207B2 (en) | 2012-06-29 | 2016-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to prevent formation damage from friction reducers |
| CA2901405C (en) | 2013-03-04 | 2018-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with liquefied natural gas |
| US10822935B2 (en) | 2013-03-04 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of treating a subterranean formation with natural gas |
| CN105086982B (zh) * | 2014-05-08 | 2020-01-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多组分滑溜水减阻剂及其制备方法 |
| US10266450B2 (en) | 2014-07-01 | 2019-04-23 | Aquasmart Enterprises, Llc | Coated-fine-aggregate, concrete composition and method |
| US9359253B2 (en) | 2014-07-01 | 2016-06-07 | Aquasmart Enterprises, Llc | Coated-fine-aggregate, concrete composition and method |
| CN104549077B (zh) * | 2014-12-25 | 2016-08-17 | 中国石油大学(北京) | 一种阴阳离子表面活性剂混合体系凝胶及其制备方法 |
| US10138334B2 (en) * | 2015-06-16 | 2018-11-27 | Water Mark Technologies, Inc. | Dry water soluble polymer particles |
| US10793768B2 (en) | 2016-04-29 | 2020-10-06 | PfP Industries LLC | Polyacrylamide slurry for fracturing fluids |
| US11274240B2 (en) | 2019-07-10 | 2022-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cationic formation stabilizers compatible with anionic friction reducing polymers |
| US10920535B1 (en) | 2019-09-17 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection method for high viscosity dry friction reducer to increase viscosity and pump efficiency |
| RU2727986C1 (ru) * | 2020-02-04 | 2020-07-28 | Александр Валерьевич Ворошилов | Состав для вытеснения нефти |
| US11479715B2 (en) * | 2020-05-22 | 2022-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced friction reducers for water-based fracturing fluids |
| AU2021283270A1 (en) | 2020-06-02 | 2022-12-15 | Schlumberger Technology B.V. | Fracturing slurry on demand using produced water |
| US12428593B2 (en) * | 2020-09-03 | 2025-09-30 | Independence Oilfield Chemicals Llc | Hydraulic fracturing fluids and methods of use with friction reducer slurry formulation |
| WO2023009115A1 (en) * | 2021-07-28 | 2023-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for iron mitigation |
| US11999905B2 (en) | 2021-08-11 | 2024-06-04 | Cnpc Usa Corporation | Degradable friction reducer for hydraulic fracturing treatments |
| CN116717227B (zh) * | 2023-08-07 | 2023-11-17 | 中煤科工西安研究院(集团)有限公司 | 一种井地联合煤矿井下定向长钻孔水力压裂方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2257697C (en) | 1998-12-31 | 2003-05-20 | Fracmaster Ltd. | Foam-fluid for fracturing subterranean formations |
| CA2257699C (en) * | 1998-12-31 | 2003-07-22 | Fracmaster Ltd. | Fluids for fracturing subterranean formations |
| US20060272816A1 (en) | 2005-06-02 | 2006-12-07 | Willberg Dean M | Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition |
| WO2008014202A2 (en) * | 2006-07-27 | 2008-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low moelvular weight water- soluble polymers |
| US9034802B2 (en) | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
| CA2645938C (en) * | 2008-12-08 | 2011-10-18 | Bj Services Company | Methods and compositions for reducing fluid loss during treatment with viscoelastic surfactant gels |
-
2010
- 2010-03-31 US US12/751,899 patent/US8669213B2/en active Active
-
2011
- 2011-03-28 AU AU2011235297A patent/AU2011235297B2/en not_active Ceased
- 2011-03-28 MX MX2012011108A patent/MX2012011108A/es active IP Right Grant
- 2011-03-28 EP EP11712740.7A patent/EP2553042B1/en not_active Not-in-force
- 2011-03-28 WO PCT/US2011/030218 patent/WO2011123397A1/en not_active Ceased
- 2011-03-28 RU RU2012146372/03A patent/RU2590914C2/ru active
- 2011-03-28 CA CA2794772A patent/CA2794772C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-03-28 CN CN201180020971.7A patent/CN102858905B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-03-28 PL PL11712740T patent/PL2553042T3/pl unknown
- 2011-03-28 BR BR112012024784A patent/BR112012024784A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-09-25 CO CO12166968A patent/CO6612258A2/es active IP Right Grant
- 2012-10-04 EC ECSP12012220 patent/ECSP12012220A/es unknown
-
2014
- 2014-02-21 US US14/186,655 patent/US9206679B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112012024784A2 (pt) | 2016-06-07 |
| US20110245114A1 (en) | 2011-10-06 |
| EP2553042B1 (en) | 2014-06-18 |
| US8669213B2 (en) | 2014-03-11 |
| ECSP12012220A (es) | 2012-11-30 |
| CO6612258A2 (es) | 2013-02-01 |
| AU2011235297A1 (en) | 2012-10-11 |
| US9206679B2 (en) | 2015-12-08 |
| CA2794772C (en) | 2015-05-12 |
| AU2011235297B2 (en) | 2014-07-03 |
| CN102858905B (zh) | 2015-03-25 |
| US20140251624A1 (en) | 2014-09-11 |
| WO2011123397A1 (en) | 2011-10-06 |
| CN102858905A (zh) | 2013-01-02 |
| CA2794772A1 (en) | 2011-10-06 |
| EP2553042A1 (en) | 2013-02-06 |
| RU2590914C2 (ru) | 2016-07-10 |
| MX2012011108A (es) | 2012-11-29 |
| PL2553042T3 (pl) | 2014-11-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012146372A (ru) | Текучая среда для обслуживания скважин | |
| RU2501829C2 (ru) | Стабилизирующие эмульсию агенты для применения в текучих средах для бурения и заканчивания скважин | |
| US7757766B2 (en) | Density-matched suspensions and associated methods | |
| CN103820100B (zh) | 一种高温缝洞型碳酸盐岩储层酸压用的稠化酸 | |
| RU2447124C2 (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
| CN105154053B (zh) | 一种泡排剂及其制备方法与应用 | |
| CA2892816C (en) | Fracturing fluids including amine oxides as flowback aids | |
| CN106479473A (zh) | 一种用于气井的起泡助排剂 | |
| EA030494B1 (ru) | Раствор для бурения, содержащий поверхностно-активное вещество с высокой температурой кипения и длинноцепочечной головной группой, и способ применения данного раствора | |
| NO344117B1 (no) | Vandig sammensetning for behandling av hydrokarbonbrønner | |
| CN102863584B (zh) | 一种钻井液用高分子乳液包被剂的制备方法 | |
| 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 | |
| CN102108295B (zh) | 一种碱性阴离子表面活性剂压裂液 | |
| US10767098B2 (en) | Method of using sized particulates as spacer fluid | |
| US11274243B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| NO20054783L (no) | Fremgangsmate for a behandle eller frakturere en underjordisk sone samt vannbasert, miljovennlig vaeskeblanding til bruk ved utforelse av fremgangsmaten | |
| US9505971B2 (en) | Stabilization of polyacrylamide emulsion formulations | |
| BR112014020146B1 (pt) | uso de um sal de diamina-diácido carboxílico, processo de perfuração e processo de fratura hidráulica | |
| CN103911138A (zh) | 密度可调型复合加重压裂液 | |
| US20210301195A1 (en) | Water-based friction reducing additives | |
| CN102618250B (zh) | 环保型压裂酸化用破乳助排剂的制备方法 | |
| EA008796B1 (ru) | Полимерная сшивающая система | |
| RU2014101463A (ru) | Композиция поверхностно-активного вещества | |
| NO20151336A1 (en) | A method of treating a high-temperature well with a fluid containing a viscosifier and a stabilizer package | |
| CN108102637A (zh) | 粘弹性表面活性剂加重压裂液及其配置方法 |