Закладки наркотики в Пласте
Закладки наркотики в ПластеЗакладки наркотики в Пласте
• • • • • • • • • • • • • • • • •
Закладки наркотики в Пласте
• • • • • • • • • • • • • • • • •
Гарантии ❗ Качество ❗ Отзывы покупателей ❗
• • • • • • • • • • • • • • • • •
👇 👇 👇 👇 👇 👇 👇 👇 👇 👇 👇 👇
Наши контакты:
▶️▶️▶️ (НАПИСАТЬ ОПЕРАТОРУ В ТЕЛЕГРАМ)️ ◀️◀️◀️
👆 👆 👆 👆 👆 👆 👆 👆 👆 👆 👆 👆
• • • • • • • • • • • • • • • • •
🚩 ИСПОЛЬЗУЙТЕ ВПН (VPN), ЕСЛИ ССЫЛКА НЕ ОТКРЫВАЕТСЯ!
🚩 В Телеграм переходить только по ссылке что выше! В поиске тг фейки!
• • • • • • • • • • • • • • • • •
Закладки наркотики в Пласте
Полиция Алушты задержала летнего местного жителя по подозрению в сбыте синтетических наркотиков в большом объеме, сообщили пресс-службе МВД по Крыму. После это мужчина расфасовывал товар по оному грамму и делал «закладки» по Алуште. Наркотики полиция изъяла. Подозреваемый может сесть в тюрьму на срок до 15 лет. Стали свидетелем происшествия или хотите сообщить об интересном событии? Новости Общество 11 мая Возбуждено уголовное дело. Фото: Архив 'КП'.
Закладки Конопля Ойтин Германия
В Алуште полиция задержала мужчину, который торговал наркотиками через «закладки»
Купить Шишки Шамони-Монблан закладкой
Закладки наркотики в Пласте
Лирику 300 купить наркотик Пас-де-ла-Каса
Закладки наркотики в Пласте
В Алуште полиция задержала мужчину, который торговал наркотиками через «закладки»
Закладки наркотики в Пласте
Эйлат Израиль купить закладку Героин
В Алуште полиция задержала мужчину, который торговал наркотиками через «закладки»
Designated state s : KZ RU. Состав жидкости для обработки скважины, который содержит жидкость-носитель и амфотерное поверхностно-активное вещество и, необязательно, загуститель и расклинивающий наполнитель, хорошо подходит для использования при осуществлении гидравлического разрыва угольных пластов в целях интенсификации получения метана. Составом предпочтительно является пена, которая содержит газ, такой как азот или воздух. Предпочтительно поверхностно-активное вещество имеет формулу R-NH- СН -С O ОХ, где R представляет насыщенную или ненасыщенную алкильную группу, имеющую от 6 до 20 атомов углерода; n представляет число от 2 до 6; Х представляет водород или солеобразующий катион. Область изобретения. Данное изобретение относится к извлечению природного газа из угольных пластов, и в частности к жидкости для обработки скважины и к способу интенсификации добычи газа из подземных угольных пластов с помощью гидравлического разрыва. Подземные угольные пласты часто содержат большие количества метана. Наличие метана в этих подземных угольных месторождениях представляет собой угрозу безопасности при проведении работ по угледобыче, но также дает возможность добычи ценного топлива. В прошлом метан из угольных пластов часто выпускали в атмосферу или сжигали в факеле для повышения безопасности горных работ. В последнее время, чтобы минимизировать загрязнение воздуха и повысить рентабельность разработки угольных пластов, все большее внимание уделяют извлечению метана, а не выпуску его в атмосферу или сжиганию в факеле. Удаление метана из угольных пластов обычно выполняют путем бурения и заканчивания газовой скважины в угольном пласте и путем разрыва скважины внутри угольной формации, чтобы увеличить удаление метана. Способы гидравлического разрыва для нефтяных и газовых скважин, пробуренных в формации твердых пород, предусматривают закачку жидкости для гидравлического разрыва например, водного геля или водной пены по стволу скважины к забою подземной формации при таких объемах подачи насосом и таких давлениях, которые достаточны для создания или расширения трещин в формации. Обычно расклинивающий наполнитель например, песок или боксит смешивают с жидкостью для гидроразрыва и подают его вместе с жидкостью в разрывы. При снижении объема подачи насосом и давления разорванная формация оседает на закачанный расклинивающий наполнитель, и он удерживает разрывы открытыми в достаточной степени, чтобы создать проницаемый канал сообщения текучей среды от оконечности набивки закладки расклинивающего наполнителя назад в скважину. Для гидроразрывной интенсификации удаления метана из залежи в угольном пласте требуется методика, которая сильно отличается от методики, применяемой в обычных залежах твердой породы. Метан в угольном пласте адсорбирован на поверхности угля. Кроме того, угольные пласты часто полностью насыщены водой. В этих случаях значительные количества воды необходимо удалять, чтобы снизить давление залежи до точки ниже давления десорбции метана. Поэтому для гидроразрывной обработки угольного пласта долж но быть предусмотрено эффективное удаление воды. Удалению воды содействует обеспечение гидрофобного смачивания угля. Причина этого заключается в том, что уголь мягкий и рыхлый. Как правило, скважины создают при максимальном перепаде давления, чтобы снизить давление залежи как можно быстрее. Частицы расклинивающего наполнителя обычно - песок становятся внедренными в плоскости разрыва вследствие повышения напряжения при замыкании, создаваемого высоким перепадом давления. Внедрение расклинивающего наполнителя приводит к большому количеству угольной мелочи, которую следует удалять. Если эта мелочь является гидрофильно-смоченной, то ее будет легко транспортировать в водной фазе во время обезвоживания угольного пласта. Мелочь затем будет мигрировать внутрь гидроразрыва, в конечном счете вызывая серьезное снижение проводимости гидроразрыва. Поэтому важно поддерживать состояние гидрофобной смачиваемости угольной мелочи, так что она будет комковаться в присутствии воды, тем самым значительно снижая свою подвижность. Этот принцип является также критическим в естественной системе образования трещин кливаж угля, прилегающей к гидроразрыву. Угольная мелочь будет образовываться по причине усадки угля, окисления и пр. Эта мелочь может вызвать закупорку системы кливажа, что значительно снижает продуктивность скважины и окончательное удаление газа. Имеются добавки, которые могут обеспечить хорошую гидрофобную смачиваемость угля. Один из таких коммерчески доступных поверхностно-активных веществ, доступный от фирмы ЗсЫишЬегдег , содержит тридециловый спирт с разветвленной цепью, с 7 молями оксида этилена ЭО и 2 молями оксида бутилена БО. Для уменьшения ущерба, связанного обычно с присутствующими в основной жидкости природными полимерами, вспененная жидкость для гидроразрыва часто предпочтительна по сравнению с невспененными жидкостями для гидроразрыва в залежах угольных пластов. При обработках разрыва пеной наиболее часто применяют азот в виде газовой фазы. Но материалы, действующие как хорошие гидрофобные смачиватели для угля, оказались неэффективными для обеспечения устойчивой водной пены. Например, действует как противовспениватель. Существует необходимость обеспечения усовершенствованных жидкостей и способов гидравлического разрыва, которые подходят для применения в угольных пластах для интенсификации добычи метана. Данное изобретение относится к составу жидкости для обработки скважин, содержащему жидкость-носитель, загуститель, амфотерное поверхностно-активное вещество и расклинивающий наполнитель. Этот состав жидкости особенно подходит для применения при гидравлическом разрыве газовых скважин в угольных пластах, и его предпочтительно используют в виде пены; он дополнительно содержит газ, такой как азот или воздух. Загустителем может быть, например, сольватируемый, сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из кизельгура, гидроксипропилового кизельгура, карбоксиметилового кизельгура, карбоксиметилгидроксипропилового кизельгура, гидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы, гидроксипропилцеллюлозы, ксантана и их смесей. Они также могут включать в себя агент сшивания; вещество, разлагающее гель для загустителя, и одну или несколько других добавок. Еще одним аспектом данного изобретения является способ гидравлического разрыва подземного угольного пласта. Этот способ включает стадию закачки состава жидкости для обработки скважины по стволу скважины в подземный угольный пласт при таком расходе и давлении, которые достаточны для создания или расширения разрыва в формации. Состав жидкости для обработки скважины может содержать описываемые выше компоненты. Данное изобретение предлагает корректирующую обработку газовых скважин в угольных пластах для повышения обезвоживания и увеличения удаления газа. Данное изобретение полезно как для гидравлического разрыва новых пробуренных скважин, так и для капитального ремонта действующих скважин например, корректирующий гидравлический разрыв скважины, уже некоторое время являющейся добывающей и в которой в прошлом уже был сделан гидравлический разрыв. Используемые в данном изобретении поверхностно-активные вещества имеют хорошие характеристики гидрофобного смачивания в присутствии угля и являются эффективными пенообразователями. Поэтому эти поверхностно-активные вещества обладают способностью создания стабильной вспененной жидкости с использованием либо пресной воды, либо рассола, при этом сохраняя естественные свойства поверхности угля, и могут свести к минимуму подвижность и перемещение миграцию угольной мелочи, тем самым сохраняя проводимость гидравлического разрыва и проницаемость кливажа. Кроме того, стабильность пены, сформированной с помощью этих поверхностноактивных веществ, снижается с рН, и это обстоятельство будет облегчать очистку пены после обработки гидравлическим разрывом то есть очистку можно выполнить с помощью пластовой жидкости, рН которой ниже рН пены. Для удаления природного газа, в основном метана, из подземной угольной залежи скважину бурят в подземный угольный пласт и заканчивают и перфорируют или, альтернативно, заканчивают хвостовиком с щелевидными продольными отверстиями, или необсаженным стволом аналогично порядку, используемому при бурении и заканчивании обычной подземной газовой скважины в формации твердой породы. Затем в формации можно осуществить гидравлический разрыв для интенсификации получения подземной текучей среды жидкости и газы. Жидкости для гидравлического разрыва обычно содержат водную жидкость-носитель, которую обычно подвергают загущению в целях улучшения ее реологических характеристик и ее способности нести расклинивающий наполнитель. Предпочтительная жидкость для гидравлического разрыва согласно данному изобретению содержит водную жидкость-носитель например, рассол , сольватируемый и сшиваемый полимер для обеспечения повышенной вязкости, по меньшей мере одно поверхностноактивное вещество и расклинивающий наполнитель. Подходящие сольватируемые полимеры включают кизельгур, гидроксипропиловый ки зельгур, карбоксиметиловый кизельгур, карбоксиметилгидроксипропиловый кизельгур, гидроксиэтилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу, ксантан и их смеси. Необязательно, можно также включать замедляющее сшивание вещество, такое как хеланты или лиганды например, функционализированные амины, такие как триэтаноламин, или функционализированные карбоновые кислоты, такие как лимонная кислота. Состав может также содержать гель-разлагающие вещества, такие как персульфат аммония окислители для разложения вязких гелей и для содействия возвращению жидкостей для гидроразрыва в ствол скважины по завершении гидравлического разрыва. Как правило, для пены не требуются замедляющие агенты. Состав жидкости для гидравлического разрыва содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, которое будет поддерживать гидрофобную смачиваемость угольной мелочи и которое является эффективным пенообразователем. Подходящим примером такого поверхностно-активного вещества является кокоаминопропионат. Эти поверхностно-активные вещества имеют цвиттерионный характер. Пена, приготовленная с использованием пресной воды или рассола КС1, будет иметь нейтральный рН. В угольном пласте рН воды часто имеет значение меньше 7. По причине цвиттерионного характера этих пенообразователей пена будет менее стабильной, так как рН жидкости будет пониженным. Поэтому контакт с водой формации поможет разрушению пены, тем самым облегчая ее удаление. Жидкость для гидравлического разрыва также предпочтительно содержит газ, такой как воздух или азот, для вспенивания жидкости. Газ также содействует процессу очистки скважины после разложения геля. Для образования пены также можно использовать двуокись углерода, и ее можно закачивать даже до обработки гидроразрыва пеной для 1 обеспечения дополнительной энергии для очистки жидкости, 2 обеспечения дополнительного гидростатического давления свыше полученного с применением азота или воздуха, 3 кондиционирования угля; посредством чего двуокись углерода обладает способностью вытеснять метан, адсорбированный на угле. Необязательно, жидкость для гидроразрыва может дополнительно содержать одну или несколько добавок, таких как дополнительные поверхностно-активные вещества, вспомогательные разлагающие вещества, ингибиторы окалины и бактерициды. Вспомогательные разлагающие вещества служат в качестве катализаторов для повышения активности и характеристик разлагающего вещества при более низких температурах в забое, обычных для гидравлического разрыва скважин угольных пластов с метаном. Состав может также содержать добавку, такую как полиакриламид или подобную, которая снижает давление трения закачки жидкости через насосно-компрессорную колонну, обсадную колонну, кольцевое пространство между насосно-компрессорной и обсадной колоннами, через наземные линии и пр. Также возможно использовать состав жидкости для гидравлического разрыва, который не содержит какой-либо загуститель. В этом случае жидкость для гидроразрыва может содержать просто воду или рассол, пенообразующее поверхностно-активное вещество и другие необходимые добавки такие как биоциды. Методика гидравлического разрыва подземной формации хорошо известна специалистам данной области техники и предусматривает закачку жидкости для гидравлического разрыва в ствол скважины и из него в окружающую формацию. Согласно обычному способу гидравлического разрыва разрыв инициируют путем закачки водной жидкости со свойствами утечки от умеренных до хороших, с низкой полимерной нагрузкой и, как правило, без расклинивающего наполнителя, в формацию. За первоначальной жидкостью, называемой «подбивкой», следует жидкость для гидравлического разрыва повышенной вязкости, несущая сначала небольшие количества, затем - постепенно увеличивающиеся количества расклинивающего наполнителя в гидравлические разрывы. После того как расклинивающий наполнитель будет помещен в гидравлические разрывы, разрывающее давление снимают, и разрывы частично замыкаются по отношению к расклинивающему наполнителю, который удерживает разрывы в частично открытом, очень проницаемом состоянии. Несмотря на то, что составы по изобретению описываются здесь как содержащие определенные материалы, следует понимать, что состав может необязательно содержать два или более химических различных материалов. Например, состав может содержать смесь двух или более пенообразующих поверхностно-активных веществ, имеющих вышеуказанные характеристики. Порядок проведения испытания:. В раствор, приготовленный на стадии 1, добавляют 5 г измельченного угля и смешивают в течение 60 с. Сливают жидкость с суспензии, полученной на стадии 2, в другой стеклянный сосуд. Добавляют 50 мл окрашенного керосина в сосуд, содержащий слитую с осадка жидкость. Твердые частицы угля помещают в сосуд, полученный на стадии 4. Уголь был в виде крупных кусков выветренного гидрофильно-смоченного материала. Использованные поверхностно-активные вещества приводятся в табл. Предполагается, что поверхностноактивные вещества Си Р оба имеют изоэлектрическую точку где-то около рН 4. Окрашенный керосин получали растворением 0,1 г красителя в мл керосина. После выполнения описанных выше испытаний смеси рассола, керосина и частиц угля интенсивно встряхивали в течение 10 с. Для фиксирования результатов через 0, 15 и 30 мин использовали видеокамеру. Испытание на пенообразование выполняли в соответствии со следующим порядком. Автотрансформаторный регулятор скорости для смесителя ХУаппд устанавливают на 0 и смеситель устанавливают на высокое значение. Постепенно увеличивают значение автотрансформатора до достижения максимальной устойчивой высоты пены. Если жидкость колеблется, то значение автотрансформатора уменьшают и потом медленно его увеличивают до достижения устойчивой высоты пены. Максимальное значение выдерживают в течение 15 с. Выключают питание смесителя и сразу регистрируют высоту пены и включают таймер. Регистрируют время, необходимое для того, чтобы мл собрались на дне смесительного сосуда. Результаты испытаний по смачиванию и пенообразованию приводятся ниже в табл. Нет Пена отсутствует В Гидрофил. Да С Гидрофил. Да Б Гидрофил. Да Е Гидрофил. Да О Гидрофил. Да Как видно из табл. Образцы наблюдали в течение 45 мин. Предварительные испытания поверхностно-активного вещества А - как в лабораторных, так и в производственных условиях - показали, что эта добавка имеет превосходные обезвоживающие свойства для скважин угольных пластов с метаном, в результате чего увеличивается добыча природного газа из таких скважин. Данное испытание поверхностно-активного вещества А также демонстрирует, что эта добавка увеличит обезвоживание угля благодаря очень сильной гидрофобной смачиваемости. Визуальное наблюдение результатов этого эксперимента ясно продемонстрировало захват угольной мелочи в дизельной фазе над поверхностью раздела масла-воды. Более крупные смоченные частицы гидрофобно-смоченного угля были задержаны на поверхности раздела за счет сильной смачиваемости. Водная фаза была исключительно прозрачной. Это указывает на то, что весь уголь был захвачен в фазу масла или осел на дне за счет разницы плотности, тем самым демонстрируя значительную тенденцию гидрофобной смачиваемости поверхностно-активного вещества А. Оценка в отношении угля на дне сосуда для образца показала состояние гидрофобной смачиваемосги по причине значительного комкования отдельных частиц угля. Поверхностно-активное вещество С создало устойчивую эмульсию керосиновой и водной фаз. Водная фаза не осветлилась в течение 30 мин, отчасти из-за присутствия эмульсии и отчасти из-за присутствия угольной мелочи. Высокая концентрация угольной мелочи в водной фазе указывала на гидрофильную смачиваемость угля. Свободная текучесть частиц в водной фазе указывала на гидрофильную смачиваемость. Имелась значительная концентрация угольных частиц, приставших к сосуду в водной фазе. Частицы в водной фазе не проявляли тенденции к комкованию при наклоне сосуда, также указывая на гидрофильную смачиваемость. Эксперимент был проведен с использованием поверхностно-активного вещества Р. В фазе масла наблюдалось значительное количество угольных частиц, собиравшихся непосредственно над поверхностью раздела масла-воды, тем самым указывая на сильную тенденцию гидрофобной смачиваемости этого поверхностно-активного вещества. В водном слое частицы не были диспергированы. Несколько крупных частиц угля даже были захвачены в масляную фазу. Силы выталкивания смогли двигать эти крупные частицы вверх к фазе масла даже после того, как разность плотности первоначально погрузила эти частицы на дно сосуда. При наклоне угольные частицы комковались вместе на дне сосуда. В этом эксперименте использовалось поверхностно-активное вещество С. Хотя образец был мутным, было очевидно, что данный материал не обеспечил хорошей гидрофобной смачиваемости, так как и слой фазы масла, и поверхность раздела масла-воды по существу ни имели угольных частиц, и угольные частицы в водной фазе быстро осели без комкования. Некоторая угольная мелочь прилипла к сосуду в водной фазе, указывая на тенденции гидрофильной смачиваемости. Лежавшие на дне сосуда угольные частицы имели свободную и независимую друг от друга текучесть при наклоне сосуда, также демонстрируя состояние гидрофильной смачиваемости угольных частиц. Поскольку только поверхностно-активное вещество Р отвечало критериям и смачиваемости, и пенообразования, оно было выбрано для последующей проверки стабильности пены. Первоначальная высота пены была также меньшей при более низком рН. Испытания были проведены для оценки способности поверхностно-активного вещества сохранять относительную проницаемость по воде, протекавшей через колонку свежего угля. Этот материал затем был помещен в плексигласовую трубку, сообщавшуюся с источником воды сверху трубки. Течение воды поддерживали при постоянном перепаде давления в набивке, и количество вытекающего потока измеряли внизу набивки как функцию времени, чтобы вычислить проницаемость. Уголь был получен непосредственно из действующей шахты и доставлен в герметизированном контейнере в течение ночи, чтобы свести к минимуму старение образца. Испытания были проведены путем определения базовой проницаемости по воде через набивку и затем путем введения одного объема порового пространства оцениваемой системы. После этого введения течение воды через набивку было восстановлено и определено изменение проницаемости. Еще одно важное наблюдение заключалось в том, чтобы отметить перемещение любой угольной мелочи через набивку и отметить ее присутствие в вытекающем потоке. Это явление обычно связывают с резким снижением проницаемости набивки, что указывает на то, что данная добавка не сохранила естественное гидрофобно-смоченное состояние угля и поэтому она не может предотвратить мобилизацию угольной мелочи. Испытания были сосредоточены на поверхностно-активном веществе Р, но также в качестве точки отсчета были проведены и другие испытания, чтобы проиллюстрировать преимущество этой добавки по сравнению с обычными пенообразователями. Важно отметить, что рекомендованная концентрация для поверхностно-активного вещества Р как пенообразователя составляет 2 гал. Концентрация в 4 гал. По данным визуального наблюдения было отмечено, что снижение проницаемости при концентрации 4 гал. Это могло быть последствием избыточного поверхностноактивного вещества или иного механизма. Наиболее распространенный пенообразователь, используемый в настоящее время для гидравлического разрыва залежей в угольных пластах, имеет анионную природу упомянутый здесь как поверхностно-активное вещество Н , содержит этоксилированный сульфат аммония простого эфира с жирным спиртом с более низкой концентрацией, чем поверхностно-активное вещество В, и обычно его вводили при концентрации 5 гал. Произошло резкое уменьшение проницаемости после введения поверхностно-активного вещества в набивку. Визуальное наблюдение также отметило присутствие угольной мелочи в вытекающем потоке после введения жидкости, содержащей поверхностно-активное вещество Н. Выделение угольной мелочи указывает на изменение смачиваемости по той причине, что смоченный материал не мобилизуется в несмачивающей фазе. Это просто означает, что гидрофобно-смоченная угольная мелочь смоченный материал не будет иметь тенденции к мобилизации в воде несмачивающая фаза , текущей через набивку. Если смачиваемость поверхности угля и мелочи изменится, то тогда можно будет транспортировать мелочь через набивку с водой. Одним из основных аспектов испытания образцов угля является содержание состав и химическое состояние испытываемого угля. Разные сорта угля дадут разные по величине результаты, но относительный эффект останется одним и тем же. Когда поверхностно-активное вещество А разрабатывалось, его испытывали со многими разными типами угля, выветрившегося и пр. Было обнаружено, что поверхностно-активное вещество А все же показывает улучшенные результаты с точки зрения протекания через угольную набивку независимо от состояний. Поэтому было решено проводить испытания с поверхностно-активным веществом А, и потом - с поверхностноактивным веществом Р, чтобы определить, реагирует ли уголь нормально на поверхностноактивное вещество А, и удостовериться в том, что поверхностно-активное вещество Р все еще эффективно. Это испытание целесообразно для предварительной промывки пены, использованной для обработки разрыва, поверхностно-активным веществом А или для повторного гидравлического разрыва в скважине, где ранее было закачано поверхностноактивное вещество А. Заключительное испытание предназначалось для оценки еще одного анионного пенообразователя поверхностно-активное вещество В , который является наиболее широко используемым пенообразователем вне скважин угольных пластов с метаном. Показанные на фиг. Как и с поверхностно-активным веществом Н, угольная мелочь визуально наблюдалась в вытекающем потоке после введения поверхностно-активного вещества В. В производственных условиях эта мобилизация угольной мелочи будет гораздо более вредной, где она может заполнять ствол скважины над перфорацией, требуя в связи с этим очистки, закупоривать и повреждать оборудование для механизированной добычи и блокировать кливажную систему «артерии» угольной системы при образовании текучей среды. Приведенное выше описание конкретных воплощений изобретения не предназначается для того, чтобы быть полным перечнем всех возможных его осуществлений. Специалистам в данной области техники будет ясно, что в описанных здесь конкретных воплощениях возможны модификации, которые будут входить в объем данного изобретения. Состав жидкости для обработки скважины, содержащий жидкость-носитель, загуститель, амфотерное поверхностно-активное веще13 ство и расклинивающий наполнитель, где поверхностно-активное вещество содержит алкиламинокарбоновую кислоту или карбоксилат. Состав по п. Состав по любому из пп. Способ гидравлического разрыва подземного угольного пласта, включающий стадию закачки состава жидкости для обработки скважины по любому из пп. Способ по п. Анионный этоксилированный сульфат аммония простого эфира с жирным спиртом. Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта. USB2 ru. EPB1 ru. CNC ru. ATET1 ru. AUB2 ru. CAC ru. DET2 ru. EAB1 ru. NZA ru. WOA2 ru. USB2 en. Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery. Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids. Method of recycling fracturing fluids using a self-degrading foaming composition. Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids. USA1 en. USDS1 en. System of delivering and storing proppant for use at a well site and container for such proppant. Proppant discharge system and a container for use in such a proppant discharge system. Proppant discharge system having a container and the process for providing proppant to a well site. Methods and systems to transfer proppant for fracking with reduced risk of production and release of silica dust at a well site. USA9 en. USREE1 en. Foamed fracturing fluids and methods for treating hydrocarbon bearing formations. WOA1 en. USB1 en. EPA1 en. CAA1 en. Reciprocating pumps for downhole deliquification systems and fluid distribution systems for actuating reciprocating pumps. Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids. Method for stimulation of wells with carbon dioxide or nitrogen based fluids containing high proppant concentrations. Method of determining the porosity and irreducible water saturation of a coal cleat system. USA en. Method for reducing deleterious environmental impact of subterranean fracturing processes. Method for stimulating a coal seam to enhance the recovery of methane from the coal seam. Method for enhancing the recovery of methane from a solid carbonaceous subterranean formation. Method for increasing methane recovery from a subterranean coal formation by injection of tail gas from a hydrocarbon synthesis process. DET2 de. DED1 de. NZA en. CNA zh. WOB1 en. WOA3 en. AUB2 en. EPB1 en. CNC zh. AUA en. EAA1 ru. EPA2 en. CAC en. WOA2 en. ATET1 de. CNB zh. KRA ko. RUC2 ru. Оптимизированные углеводородные смеси и способы использования оптимизированных углеводородных смесей. Смешиваемые с co2 оптимизированные углеводородные смеси и способы использования смешиваемых с со2 оптимизированных углеводородных смесей. RUC1 ru. Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель. Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state s.
Закладки наркотики в Пласте
Тайга купить закладку Амфетамин
Закладки наркотики в Пласте
Белгородская область купить Меф закладки
В Алуште полиция задержала мужчину, который торговал наркотиками через «закладки»
Закладки наркотики в Пласте