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    • 11. 发明专利
    • METODO DE FRACTURACION DE FORMACIONES SUBTERRANEAS CON FLUIDO RETICULADO.
    • MX351767B
    • 2017-10-27
    • MX2012007068
    • 2010-12-17
    • BAKER HUGHES INCORPORATED STAR
    • CHARLES ELMER BELLHAROLD DEAN BRANNON
    • C09K8/68
    • La invención se refiere a formaciones subterráneas, tales como formaciones de gas herméticas, que pueden ser sometidas a fracturación hidráulica introduciendo en la formación un fluido de fracturación de un fluido acuoso, un polímero hidratable, un agente de reticulación y apuntalante. El fluido de fracturación se prepara en una mezcladora y después bombea de la mezcladora en la perforación de pozo la cual penetra la formación. El fluido entra al reservorio a través de un sitio de entrada. La viscosidad aparente del fluido se reduce distalmente desde el sitio de entrada de manera que al menos una de las siguientes condiciones prevalece en condiciones in situ: (a) la viscosidad aparente del fluido de fracturación 30.48 metros (100 pies) a partir del sitio de entrada es menor de 10 por ciento de la viscosidad aparente del fluido de fracturación en el sitio de entrada; (b) la viscosidad aparente del fluido de fracturación 15 minutos después de la introducción en el sitio de entrada es menor de 15% de la viscosidad aparente del fluido de fracturación en el sitio de entrada; o (c) la viscosidad aparente del fluido de fracturación es menor de 10 cP dentro de 15 minutos después de ser introducido a través del sitio de entrada.
    • 19. 发明专利
    • METHOD AND APPARATUS FOR TREATMENT OF SUBTERRANEAN WELL BORES
    • AU636883B2
    • 1993-05-13
    • AU5450090
    • 1990-04-30
    • BAKER HUGHES INCORPORATED
    • MARTIN P. CORONADO
    • E21B33/124E21B34/00E21B34/06E21B34/10
    • An apparatus for effecting chemical treatment of a subterranean well bore comprises vertically spaced, inflatable packing elements which are run into the well on a fluid conduit, such as continuous coiled tubing, or the like. The apparatus permits circulation while being run into the well and, when positioned, effects the expansion of the two inflatable elements by pressured fluid introduced through the supporting fluid conduit. The applied pressure is trapped within the inflatable elements by axial movement of an inner body relative to an outer body, which effects the opening of fluid communication between the central fluid conduit and the well bore portion between the inflated packing elements, permitting testing of the sealing effectiveness of the packing elements, and the application of a treatment fluid. The same movement, accompanied by an increase in fluid pressure effects the opening of a fluid path to the well bore above the uppermost packing element. For deflation of the inflatable packing elements, the central body is moved downwardly by the spring, a circulation port is opened and a rupture disc is ruptured through the application of preselected higher fluid pressures. In order to compensate for a pressure variance as a result of the initation of the release sequence involved in deflating the inflatable packing elements, a pressure compensating member is provided, with the member having a cylindrical outer housing and a valve housing concentrically movable relative to and within the cylindrical housing.