RU2008101781A - Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта - Google Patents
Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2008101781A RU2008101781A RU2008101781/03A RU2008101781A RU2008101781A RU 2008101781 A RU2008101781 A RU 2008101781A RU 2008101781/03 A RU2008101781/03 A RU 2008101781/03A RU 2008101781 A RU2008101781 A RU 2008101781A RU 2008101781 A RU2008101781 A RU 2008101781A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- copolymer
- amount
- weight
- friction reducing
- friction
- Prior art date
Links
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 title claims abstract 57
- 238000003672 processing method Methods 0.000 title 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 title 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 title 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 21
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 12
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 11
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 11
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims abstract 8
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 7
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims abstract 4
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 6
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 2
- NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N p-methoxyphenol Chemical compound COC1=CC=C(O)C=C1 NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 claims 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims 1
- WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N [(2s,3r,4r,5r)-2,3,4,5,6-pentahydroxyhexyl] (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N 0.000 claims 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims 1
- 239000003784 tall oil Substances 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- 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
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)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
1. Способ обработки части подземного пласта, включающий обеспечение водной текучей средой для обработки пласта, содержащего снижающий трение сополимер, включающий акриламид в количестве от около 60 до около 90 мас.% и акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 20 мас.%, и ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта. ! 2. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер присутствует в количестве от около 0,01 до около 4 мас.% от водной текучей среды для обработки пласта. ! 3. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер имеет молекулярный вес от примерно 7500000 до примерно 20000000. ! 4. Способ по п.1, в котором акриламид присутствует в снижающем трение сополимере в количестве около 80 до около 90%. ! 5. Способ по п.1, в котором акриловая кислота присутствует в снижающем трение сополимере в количестве от около 12 до около 17% от массы снижающего трение сополимера. ! 6. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер дополнительно включает, по меньшей мере, одно из следующих соединений: 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, N,N-диметилакриламид, винилсульфоновую кислоту, N-винилацетамид или N-винилформамид. ! 7. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию ввода водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта со скоростью и под давлением, достаточными для создания или увеличения одной или нескольких трещин в части подземного пласта. ! 8. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию приготовления водной текучей среды для обработки пласта, включающую обеспечение снижающего трение сополимера и соединение снижающего трение сополимера и воды для образования водной текучей ср�
Claims (20)
1. Способ обработки части подземного пласта, включающий обеспечение водной текучей средой для обработки пласта, содержащего снижающий трение сополимер, включающий акриламид в количестве от около 60 до около 90 мас.% и акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 20 мас.%, и ввод водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта.
2. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер присутствует в количестве от около 0,01 до около 4 мас.% от водной текучей среды для обработки пласта.
3. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер имеет молекулярный вес от примерно 7500000 до примерно 20000000.
4. Способ по п.1, в котором акриламид присутствует в снижающем трение сополимере в количестве около 80 до около 90%.
5. Способ по п.1, в котором акриловая кислота присутствует в снижающем трение сополимере в количестве от около 12 до около 17% от массы снижающего трение сополимера.
6. Способ по п.1, в котором снижающий трение сополимер дополнительно включает, по меньшей мере, одно из следующих соединений: 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, N,N-диметилакриламид, винилсульфоновую кислоту, N-винилацетамид или N-винилформамид.
7. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию ввода водной текучей среды для обработки пласта в часть подземного пласта со скоростью и под давлением, достаточными для создания или увеличения одной или нескольких трещин в части подземного пласта.
8. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию приготовления водной текучей среды для обработки пласта, включающую обеспечение снижающего трение сополимера и соединение снижающего трение сополимера и воды для образования водной текучей среды для обработки пласта.
9. Способ по п.8, в котором снижающий трение сополимер представлен в твердом виде, суспендированном в масляной эмульсии сополимера или в виде компонента водного раствора.
10. Способ по п.8, в котором стадия обеспечения водной текучей среды для обработки пласта включает обеспечение масляной эмульсии сополимера, содержащей дополнительную воду, не смешивающуюся с водой жидкость, эмульгатор и снижающий трение сополимер.
11. Способ по п.10, в котором масляная эмульсия сополимера после соединения с водой инвертируется, выпуская снижающий трение сополимер в воду, с которой была объединена масляная эмульсия сополимера.
12. Способ по п.10, в котором масляная эмульсия сополимера включает по меньшей мере одно из следующего: ингибитор, соль или инвертирующий агент.
13. Способ по п.10, в котором масляная эмульсия сополимера дополнительно включает соль аммония, 4-метоксифенол и этоксилированный спирт С12-С16, не смешивающаяся с водой жидкость включает смесь парафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов; и эмульгатор включает диэтаноламид жирных кислот таллового масла, моноолеат полиоксиэтилен(5)сорбита и моноолеат сорбита, причем акриламид присутствует в снижающем трение сополимере в количестве от около 80 до около 90% от массы сополимера.
14. Водная текучая среда для обработки пласта, содержащая воду, снижающий трение сополимер, включающий акриламид в количестве от около 60 до около 90 мас.% и акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 20 мас.%.
15. Водная текучая среда для обработки пласта по п.14, в которой снижающий трение сополимер присутствует в количестве от около 0,01 до около 4% от массы водной текучей среды для обработки пласта.
16. Водная текучая среда для обработки пласта по п.14, в которой снижающий трение сополимер имеет молекулярный вес от около 7500000 до около 20000000.
17. Водная текучая среда для обработки пласта по п.14, в которой акриламид присутствует в снижающем трение сополимере в количестве от около 80 до около 90%.
18. Водная текучая среда для обработки пласта по п.14, в которой акриловая кислота присутствует в снижающем трение сополимере в количестве от около 12 до около 17% от массы снижающего трение сополимера.
19. Водная текучая среда для обработки пласта по п.14, в которой снижающий трение сополимер дополнительно включает по меньшей мере одно из следующего: 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, N,N-диметилакриламид, винилсульфоновую кислоту, N-винилацетамид или N-винилформамид.
20. Водная текучая среда для обработки пласта по п.14, в которой снижающий трение сополимер включает по меньшей мере одно из следующего:
акриламид в количестве от около 70 до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 12,5% от массы сополимера и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 2,5 до около 20% от массы сополимера;
акриламид в количестве от около 60 до около 80% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 12,5% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 7,5 до около 20% от массы сополимера и N,N-диметилакриламид в количестве от около 2,5 до около 10% от массы сополимера;
акриламид в количестве от около 60 до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 20% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 0,1 до около 25% от массы сополимера и винилсульфоновую кислоту в количестве от около 0,1 до около 5% от массы сополимера;
акриламид в количестве от около 60 до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 20% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 0,1 до около 25% от массы сополимера и N-винилацетамид в количестве от около 0,1 до около 5% от массы сополимера;
акриламид в количестве от около 60 до около 85% от массы сополимера, акриловую кислоту в количестве от около 10 до около 20% от массы сополимера, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту в количестве от около 0,1 до около 25% от массы сополимера и N-винилформамид в количестве от около 0,1 до около 5% от массы сополимера.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/156,356 US7004254B1 (en) | 2005-06-17 | 2005-06-17 | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods |
| US11/156,356 | 2005-06-17 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008101781A true RU2008101781A (ru) | 2009-07-27 |
| RU2447124C2 RU2447124C2 (ru) | 2012-04-10 |
Family
ID=35922610
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008101781/03A RU2447124C2 (ru) | 2005-06-17 | 2006-06-13 | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7004254B1 (ru) |
| AU (1) | AU2006258849B2 (ru) |
| CA (2) | CA2725112C (ru) |
| DE (1) | DE112006001597T5 (ru) |
| EG (1) | EG25277A (ru) |
| RU (1) | RU2447124C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006134348A1 (ru) |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7117943B2 (en) * | 2004-01-15 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducers for fluids comprising carbon dioxide and methods of using friction reducers in fluids comprising carbon dioxide |
| WO2007068876A1 (en) * | 2005-12-13 | 2007-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water-based polymers for use as friction reducers in aqueous treatment fluids |
| WO2008020212A1 (en) * | 2006-08-16 | 2008-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods |
| US7311146B1 (en) * | 2006-08-16 | 2007-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods |
| US7504366B2 (en) * | 2006-08-16 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids, friction reducing copolymers, and associated methods |
| US8640774B1 (en) * | 2007-02-16 | 2014-02-04 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Method of treating a formation |
| US9475974B2 (en) * | 2007-07-17 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling the stability of water in water emulsions |
| US8043999B2 (en) * | 2007-07-17 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes |
| US7579302B2 (en) * | 2007-07-17 | 2009-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducer performance by complexing multivalent ions in water |
| US8044000B2 (en) | 2007-07-17 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer delivery in well treatment applications |
| US7846878B2 (en) * | 2007-07-17 | 2010-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducer performance in water containing multivalent ions |
| US20090105097A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Carlos Abad | Degradable Friction Reducer |
| US7703527B2 (en) * | 2007-11-26 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation |
| US7703521B2 (en) * | 2008-02-19 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications |
| US7712534B2 (en) * | 2008-03-14 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids having biocide and friction reducing properties and associated methods |
| US20090298720A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for maintaining fracture conductivity |
| US8865632B1 (en) * | 2008-11-10 | 2014-10-21 | Cesi Chemical, Inc. | Drag-reducing copolymer compositions |
| US20100179076A1 (en) * | 2009-01-15 | 2010-07-15 | Sullivan Philip F | Filled Systems From Biphasic Fluids |
| US7950459B2 (en) * | 2009-01-15 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Using a biphasic solution as a recyclable coiled tubing cleanout fluid |
| US20100184630A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Sullivan Philip F | Breaking the rheology of a wellbore fluid by creating phase separation |
| US20100184631A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Provision of viscous compositions below ground |
| US20110232907A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Bryant Jason E | Laminar phase ring for fluid transport applications |
| US20120018148A1 (en) * | 2010-07-22 | 2012-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time field friction reduction meter and method of use |
| AR082347A1 (es) | 2010-07-28 | 2012-11-28 | Chevron Usa Inc | Sistema y metodo de reutilizacion de agua de fluido de fractura |
| US8714255B2 (en) * | 2011-03-30 | 2014-05-06 | Coil Chem, Llc | Completion fluid with friction reduction |
| US9796900B2 (en) | 2011-06-22 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of polymer viscosified fluid |
| US9315722B1 (en) | 2011-09-30 | 2016-04-19 | Kemira Oyj | Methods for improving friction reduction in aqueous brine |
| CA2889422A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for completing subterranean wells |
| US20140148369A1 (en) | 2012-11-28 | 2014-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of Treating a Subterranean Formation with Friction Reducing Clays |
| US9932513B2 (en) | 2013-01-23 | 2018-04-03 | Haliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising stabilized heteropolysaccharides and related methods |
| US9422420B2 (en) | 2013-02-01 | 2016-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-temperature breaker for well fluid viscosified with a polyacrylamide |
| US20160060500A1 (en) * | 2013-04-09 | 2016-03-03 | Slaheddine Kefi | Composition and Methods for Completing Subterranean Wells |
| US10711173B2 (en) * | 2013-05-31 | 2020-07-14 | Solvay Usa Inc. | Salt tolerant friction reducer |
| US9816022B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications |
| WO2015049586A1 (en) | 2013-10-04 | 2015-04-09 | Ypf Tecnologia Sa | Pretreatment of subterranean formations for dendritic fracturing |
| AU2014393390B2 (en) * | 2014-05-07 | 2017-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reduction enhancement |
| WO2016011106A1 (en) | 2014-07-15 | 2016-01-21 | Solvay Usa Inc. | Salt tolerant friction reducer |
| CA2996533C (en) * | 2015-08-26 | 2024-03-19 | Solvay Usa Inc. | Diluted cationic friction reducers |
| US10309207B2 (en) | 2015-10-02 | 2019-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling well bashing |
| CN109863221B (zh) | 2016-09-14 | 2021-12-24 | 罗地亚经营管理公司 | 用于油气井增产的聚合物共混物 |
| US20200392397A1 (en) | 2017-12-20 | 2020-12-17 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Crosslinkable friction reducer |
| DK3814449T3 (da) | 2018-06-26 | 2022-10-17 | Nouryon Chemicals Int Bv | Salt af monochloreddikesyre med chelaterende middel til forsinket forsuring i oliefeltindustrien |
| US11549347B2 (en) | 2019-01-10 | 2023-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control system for controlling flow rates of treatments used in hydraulic fracturing |
| FR3094373B1 (fr) * | 2019-03-29 | 2022-01-07 | S N F Sa | Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique |
| FR3102479B1 (fr) * | 2019-10-28 | 2021-10-22 | S N F Sa | Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique |
| US12018211B2 (en) | 2020-06-09 | 2024-06-25 | Rhodia Operations | Inverting surfactants for inverse emulsions |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3442803A (en) | 1966-01-19 | 1969-05-06 | Calgon Corp | Thickened friction reducer for waterbased oil well treating fluids |
| US3562226A (en) | 1969-08-13 | 1971-02-09 | Calgon Corp | Friction reducing |
| US3768565A (en) | 1971-09-29 | 1973-10-30 | Calgon Corp | Friction reducing |
| US3841402A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Fracturing with radiation-induced polymers |
| GB1515983A (en) * | 1972-11-06 | 1978-06-28 | Hercules Inc | Process of reducing friction flow losses in fluids |
| US4500437A (en) * | 1980-12-15 | 1985-02-19 | Cassella Aktiengesellschaft | Water soluble copolymers for use in fracture-acidizing of wells |
| US4694046A (en) | 1985-11-25 | 1987-09-15 | Exxon Research And Engineering Company | Hydrophobically associating terpolymers of acrylamide, salts of acrylic acid and alkyl acrylamide |
| US5065822A (en) * | 1990-09-14 | 1991-11-19 | American Cyanamid Company | Crosslinking water soluble polymers with iron to form gels for use in subterranean profile modification |
| GB2299331B (en) * | 1995-03-27 | 1998-11-18 | Nalco Chemical Co | Enhanced corrosion protection by use of friction reducers in conjunction with corrosion inhibitors |
| RU2097547C1 (ru) * | 1996-09-19 | 1997-11-27 | Любовь Абдулаевна Магадова | Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| RU2200180C2 (ru) * | 2000-09-18 | 2003-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| US6367550B1 (en) * | 2000-10-25 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Service, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| US6787506B2 (en) * | 2002-04-03 | 2004-09-07 | Nalco Energy Services, L.P. | Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids |
| US6784141B1 (en) | 2003-04-21 | 2004-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, aqueous well treating fluids and friction reducers therefor |
| US7117943B2 (en) * | 2004-01-15 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reducers for fluids comprising carbon dioxide and methods of using friction reducers in fluids comprising carbon dioxide |
-
2005
- 2005-06-17 US US11/156,356 patent/US7004254B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2006
- 2006-06-13 CA CA2725112A patent/CA2725112C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-13 RU RU2008101781/03A patent/RU2447124C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-06-13 CA CA2611841A patent/CA2611841C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-13 WO PCT/GB2006/002168 patent/WO2006134348A1/en not_active Ceased
- 2006-06-13 AU AU2006258849A patent/AU2006258849B2/en not_active Ceased
- 2006-06-13 DE DE112006001597T patent/DE112006001597T5/de not_active Withdrawn
-
2007
- 2007-12-16 EG EGNA2007001435 patent/EG25277A/xx active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE112006001597T5 (de) | 2008-04-30 |
| AU2006258849B2 (en) | 2010-12-16 |
| CA2725112A1 (en) | 2006-12-21 |
| CA2725112C (en) | 2012-05-15 |
| CA2611841A1 (en) | 2006-12-21 |
| EG25277A (en) | 2011-12-04 |
| WO2006134348A1 (en) | 2006-12-21 |
| RU2447124C2 (ru) | 2012-04-10 |
| CA2611841C (en) | 2011-08-02 |
| AU2006258849A1 (en) | 2006-12-21 |
| US7004254B1 (en) | 2006-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2008101781A (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
| RU2351627C2 (ru) | Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации | |
| US9315722B1 (en) | Methods for improving friction reduction in aqueous brine | |
| CN104357039B (zh) | 一种聚合物微球乳液驱油剂及其制备方法 | |
| RU2006147239A (ru) | Водные жидкости для придания липкости и способы их применения | |
| RU2013153499A (ru) | Способ стабилизации гидрофильной глины | |
| RU2014121011A (ru) | Получение амфифильных блок-сополимеров путем контролируемой радикальной мицеллярной полимеризации | |
| RU2006143843A (ru) | Система стабилизаторов и усилителей эксплуатационных качеств водных жидкостей, загущаемых вязкоупругими поверхностно-активными веществами | |
| RU2011138209A (ru) | Композиция пеногасителя и способ ее получения и применения | |
| RU2014131481A (ru) | Способ добычи нефти | |
| EA017431B1 (ru) | Приготовление вязкой композиции под землей | |
| CA2315544A1 (en) | Fracturing method using aqueous or acid based fluids | |
| CA2659383A1 (en) | Biocide for well stimulation and treatment fluids | |
| MX373601B (es) | Composición de los fluidos que contiene polivinilpirrolidona reticulada para aplicaciones en yacimientos de petróleo. | |
| US9982184B2 (en) | Terpolymer compositions | |
| NO20054783L (no) | Fremgangsmate for a behandle eller frakturere en underjordisk sone samt vannbasert, miljovennlig vaeskeblanding til bruk ved utforelse av fremgangsmaten | |
| MX2012010159A (es) | Sal de base bronsted y acido bronsted como retardador de gelificacion para composiciones reticulables de polimeros. | |
| CA2849248C (en) | Method of fracturing with phenothiazine stabilizer | |
| US9598631B2 (en) | Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability | |
| AU2016330023B2 (en) | Improvements in and relating to friction reducers and well treatment fluids | |
| EP2800793A1 (en) | Biocidal system and methods of use | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| EA008796B1 (ru) | Полимерная сшивающая система | |
| RU2015156645A (ru) | Регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество для применения в гидравлическом разрыве пласта | |
| AR007573A1 (es) | Procedimiento para inhibir o retardar la formacion, el desarrollo y/o la aglomeracion de los hidratos en el seno de un fluido que comprende por lomenos agua, un gas y un aceite parafinico |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120614 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130427 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160614 |