NO326894B1 - Fremgangsmater for okning av produksjonsfluidstrommene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller polysakkaridholdig odeleggende fluid. - Google Patents

Fremgangsmater for okning av produksjonsfluidstrommene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller polysakkaridholdig odeleggende fluid. Download PDF

Info

Publication number
NO326894B1
NO326894B1 NO19950063A NO950063A NO326894B1 NO 326894 B1 NO326894 B1 NO 326894B1 NO 19950063 A NO19950063 A NO 19950063A NO 950063 A NO950063 A NO 950063A NO 326894 B1 NO326894 B1 NO 326894B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
enzyme treatment
filter cake
fluid
bonds
cellulose
Prior art date
Application number
NO19950063A
Other languages
English (en)
Other versions
NO950063D0 (no
NO950063L (no
Inventor
Robert M Tjon-Joe-Pin
Harold D Brannon
Allan Ray Rickards
Original Assignee
Bj Services Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Bj Services Co filed Critical Bj Services Co
Publication of NO950063D0 publication Critical patent/NO950063D0/no
Publication of NO950063L publication Critical patent/NO950063L/no
Publication of NO326894B1 publication Critical patent/NO326894B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • C09K8/905Biopolymers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/514Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/921Specified breaker component for emulsion or gel
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927Well cleaning fluid
    • Y10S507/928Spacing slug or preflush fluid

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)
  • Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter for å øke produksjonsfluid-strømmene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller et polysakkaridholdig ødeleggende fluid ved anvendelse av en enzymbehandling for å bryte ned den polysakkaridholdige filterkake eller det polysakkaridholdige ødeleggende fluid.
Filterkaker eller tetningsplugger dannes under forskjellige fremgangsmåter som utføres i en brønnboring. Filterkaker er sammensatt av utfellinger, så som silikater dannet fra boreslam, eller rester dannet etter anvendelsen av polymerholdige gelerbare fluider. Resten kan inneholde enten polyakrylamid eller polysakkarider, avhengig av den anvendte polymeren. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vedrører polysakkaridrester, spesielt filterkaker.
Under hydraulisk frakturering, en type brønnboringsprosedyre, injiseres et sand-holdig fluid i en brønnboring under høyt trykk. Når det naturlige reservoartrykket er overskredet initierer fraktureringsfluidet en fraktur i formasjonen som generelt fortsetter å vokse under pumping. Behandlingsutførelsen krever generelt at fluidet når maksimal viskositet når det trer inn i frakturen, hvilket påvirker frakturlengden og bredden. Viskositeten oppnås normalt ved gelering av egnede polymerer, så som et egnet polysakkarid, og som er kjent som frakturerende geler. Det gelerte fluidet kan være ledsaget av et proppemiddel som resulterer i plassering av proppemiddelet i frakturen som derved er dannet. Proppemiddelet forblir i den produserte frakturen for å forhindre fullstendig lukning av frakturen og for å danne en ledende kanal, som strekker seg fra brønnboringen inn i formasjonen som behandles når f rakturfluidet utvinnes. Proppemidler innbefatter en lang rekke materialer og kan være belagt med harpikser. Gelfluidene kan også inneholde andre konvensjonelle additiver som er vanlige for brønnbehandlingsindustrien, så som overflateaktive midler og lignende.
US 2,681,704 beskriver en fremgangsmåte for å frakturere formasjoner som omfatter å injisere en viskøs gel eller væske inn i en formasjon ved høyt trykk, og deretter å konvertere den viskøse væske eller gel til en hovedsakelig mindre viskøs væske slik at væsken kan fjernes. Denne konvertering av den viskøse væske eller gel til en mindre viskøs væske gjennomføres ved å anvende en enzymgelbryter. I denne referansen blir enzymet tilsatt til gelen før gelen introduseres i brønnen. Enzymet er derfor allerede blandet med gel-matriksen. Alternativt kan gelen i permeable frakturerte formasjoner fortrenges av en enzym-løsning ved å pumpe enzymløsningen inn bak gelen.
Iblant må produksjonen fra brønnboringsoperasjoner opphøre temporært for å utføre hjelpeprosedyrer, betegnet overhalingsoperasjoner. Anvendelsen av temporært blokkerende geler, også dannet ved gelering av egnede polysakkarider, gir en relativt ugjennomtrengelig barriere over produksjonsformasjonen.
Ved avslutningen av frakturerings— eller pverhalingsoperasjonene nedbrytes gelene og fluidene utvinnes. Utvinningen av frakturerende og blokkerende gelfluider oppnås ved å redusere viskositeten av fluidet til en lav verdi, slik at det flyter naturlig fra formasjonen under virkningen av formasjonsfluider og trykk. Viskositetsreduksjonen eller omdanningen betegnes som "brytning".
US 5,126,051 beskriver en fremgangsmåte for å rense opp boreslam fra et bore-hull og fra rundt en brønnflate. Boreslammet dekomponeres ved å blande inn ett eller flere enzymer med slammet for selektivt nedbryte én eller flere polymere organiske viskositetsøkere som er i slammet.
Polysakkarider har andre anvendelser innenfor oljeindustrien. For eksempel fortykker polysakkarider fluider og kontrollerer fluidtap. andre typer polysakkarider anvendes med proppemidler, så som sand-kontroll-fluider og kompletterings-fluider.
Filterkaker dannes imidlertid ofte under disse fremgangsmåtene. En filterkake er en sterk, tett, praktisk talt vannuoppløselig rest som reduserer permeabiliteten av formasjonen. Konsentrasjonen av polysakkarid i en filterkake er større enn den normale polysakkaridkonsentrasjonen i et fraktureringsfluid, f.eks. 480 pund pr.. tusen (ppt) mot 40 ppt. Se S.P.E. publikasjon nr. 21497.
Filterkaker dannes på en rekke måter. Når f .eks. gelfluidene pumpes inn i undergrunnsformasjonen kan fluid lekke inn i formasjonsmatriksen, gjennom
porerommene i bergarten. Porene virker som filtere, som tillater fluidet å lekke inn i bergartsmatriksen, mens gelen filtreres ut. Et lag av den filtrerte gelen avsettes på overflaten av matriksen og plugger igjen formasjonen. Ufullstendig gelnedbrytning er et annet eksempel.
Filterkaken interfererer med fremstillingen fra formasjonen ved å redusere utbyttet av hydrokarboner. Filterkaken fyller porene i bergartmatriksen og forhindrer strømmen av fluider fra matriksen. Når en fraktur lukkes ved avslutningen av behandlingen kan lukningen tvinge den gjenværende filterkaken inn i proppe-middelsjiktet og nærliggende strømningskanaler. Filterkaken kan da plugge igjen strømningskanalene, derved reduseres strømmen av hydrokarboner under produksjon.
Selv om noen polysakkarider ikke danner filterkaker, skaper viskositeten av disse fluidene ødeleggende betingelser analogt de som finnes med filterkaker. Derfor kan betegnelsen "filterkake" når den benyttes om en generisk term i foreliggende beskrivelse også referere til disse tilstandene.
Permeabiliteten av formasjonen kan bedømmes i laboratoriet. En fremgangsmåte for å bedømme permeabiliteten måler strømmen av et fluid gjennom en ødelagt formasjonsprøve ved en gitt hastighet og et gitt trykk. For eksempel gjenvinner en fullstendig nedbrutt filterkake mer enn ca. 95 % av den innledende permeabiliteten av en formasjonsprøve ved å anvende en skade-permeabilitetstest, mens en gjenplugget formasjon har ca. 30 % av den innledende permeabiliteten, avhengig av fluidet, kjernen og tilstandene. En andre fremgangsmåte bestemmer den bevarte konduktiviteten av formasjonen. En gjenplugget formasjon har en bevart konduktivitet på mindre enn 10 %, avhengig av betingelsene.
Derfor er fjerning av filterkaken nødvendig for å øke strømmen av produksjons-fluider fra formasjonen. Siden filterkaken er tett og praktisk talt uoppløselig i vandige fluider kan den ikke bare spyles ut av formasjonen. Fjerning av filterkaken krever en viss ytterligere behandling. Vanlige oksidasjonsmidler, f.eks. persulfater, anvendes ofte for å fjerne filterkake. Oksidasjonsmidlene er imidlertid ineffektive ved lav temperatur varierende fra romtemperatur til 55°C. I dette temperaturområdet er oksidasjonsmidlene stabile og undergår ikke lett homolytisk spaltning for å initiere nedbrytningen av filterkaken. Spaltning oppnås typisk ved lave temperaturer bare ved å anvende høye konsentrasjoner av oksidasjonsmidler. Høye oksidasjonsmiddelkonsentrasjoner er ofte dårlige oppløselige under behandlingsbetingelsene.
Reaksjoner med vanlige oksidasjonsmidler er imidlertid vanskelige å kontrollere. Vanlige oksidasjonsmidler bryter polysakkarider til ikke-spesifikke enheter, som skaper en filterkake som består av en blanding av monosakkarid-, disakkarid— og polysakkaridfragmenter, så vel som andre forskjellige fragmenter. Vanlige oksidasjonsmidler reagerer med andre ting enn gelfragmentene. Oksidasjonsmidler kan reagere med jern som finnes i formasjonen, idet det fremstilles jernoksider som utfelles og skader formasjonen, og som dermed nedsetter permeabiliteten. Oksidasjonsmidler kan også reagere ikke-spesifikt med andre materialer anvendt innen oljeindustrien, f.eks. rør, foringer og harpiksbelagte proppemidler.
Oksidasjonsmidler kan bryte ned eventuelle etterfølgende geler anvendt i formasjonen. Dersom oksidasjonsmidlene ikke fjernes fullstendig eller inaktiveres, kan de for tidlig bryte den nye gelen. Derfor må oksidasjonsmidler fjernes fullstendig eller inaktiveres før noen etterfølgende innføring av en annen gel i undergrunnsformasjonen.
For fullstendig å fjerne filterkaken etter behandling med oksidasjonsmidler kan ytterligere behandling være påkrevet. Et ekstra syrehydrolysetrinn kan være nødvendig for å fjerne gjenværende rest. Behandling med en syre, f.eks. saltsyre, øker fjerningen av overskuddsrest. Syrebehandlinger korroderer imidlertid stål og utstyr som anvendes i operasjonen. Syrebehandlinger kan også være inkompatible med formasjonen og/eller dens fluider.
Fluoridioner sammen med et oksidasjonsmiddel i et surt miljø øker effektiviteten av filterkakefjernelse. Frie fluoridioner konkurrerer med polysakkaridpolymeren om metallionene av tverrbindingsmiddelet. Tverrbindingsmiddel-metallionene har en større affinitet for fluorid enn for polysakkaridet i gelen. Denne affiniteten sammen med virkningen av et oksidasjonsmiddel bryter gelen raskere.
Et av problemene forbundet med fluorid er at de frie ionene er ekstremt reaktive. Uheldigvis kan fluorid reagere med de fleste metaller og mange ikke-metaller. Frie fluoridioner kan reagere med metallene i rør og med formasjonen. For eksempel reagerer fluoridioner lett med kalsium, idet det dannes kalsiumfluorid som utfelles i vandige oppløsninger og skader produksjonssonen.
For å omgå problemet med reaktiviteten av fluoridioner foreslår den tidligere kjente teknikken tilsetning av bor som har en høy affinitet for fluorid. Imidlertid kan ingen mengde tilsatt bor motvirke mengden av kalsium som er til stede i mange formasjoner, så som kalkstein som er kalsiumkarbonat. Kalsiumkarbonat er uoppløselig i vann og oppløselig i sure oppløsninger, mens kalsiumfluorid bare er svakt oppløselig i vann og sure oppløsninger. Disse betingelsene fremmer dannelsen av kalsiumfluorid. For å forhindre dannelsen av kalsiumfluorid en kalksteinformasjon må bor i det minste være i overskudd i forhold til fluoridet, og interfererer følgelig med effektiviteten av reaksjonen ved reduksjon av mengden fluorid tilgjengelig for reaksjon med tverrbindingsmiddelet av filterkaken.
Enzymsystemer er kjente for å nedbryte typene av polysakkarider som anvendes i frakturering, blokkerende geler og andre anvendelser innen oljeindustrien. Enzym-brytersystemer er utformet for å bryte gelerte frakturerings— og blokkeringsfluider anvendt innen industrien. Se f.eks. søknadene til Robert Tjon-Joe-Pin med tittelen "Enzyme Breaker For Galactomannan Based Fracturing Fluid", fullmektig referanse 291-0011-US, og Robert Tjon-Joe-Pin, et al., "Novel Enzyme Complex Used For Breaking Crosslinked Cullulose Based Blocking Gels At Low To Moderate Temperatures", fullmektig referanse 291-0013-US. Enzymer, f.eks. cellulasene, hemi-cellulasene, amylasene, pektinasene og deres blandinger er kjente for fagfolk innen brønn-betjeningsindustrien når de anvendes i frakturerings-gel-brytersystemer. Noen av disse enzymene bryter bindingene som forbinder monosakkaridene i en polysakkaridryggrad, f.eks. (1,4)-a-D-galaktosiduroniske bindinger i pektin. Disse konvensjonelle enzymene er ikke-spesifikke blandinger som forårsaker tilfeldige brytninger. Ved derfor å anvende disse konvensjonelle enzymene for å bryte gelerte fraktureringsfluider oppnås det bare en delvis nedbrytning av polysakkaridpolymeren. Istedenfor å fragmentere tilnærmet fullstendig i langt mindre fragmenter, bryter disse enzymene polysakkaridryggraden til en blanding av fragmenter bestående av monosakkarider, disakkarider og polysakkarider. Større tverrbundne fragementer som disakkarider og polysakkarider kan danne filterkaker og skade produksjonssonen. Siden brytningene er ikke-spesifikke kan konvensjonelle enzymer nedbryte andre komponenter som anvendes i systemet.
Foreliggende oppfinnelse har som sitt formål å tilveiebringe en mekanisme for nedbrytning av en filterkake dannet under frakturering og andre brønnborings-operasjoner som gir en rask nedbrytning av filterkaken for å tillate forøket permeabilitet av formasjonen og for å fremme utvinningen av formasjonsfluidene.
Et annet formål ved oppfinnelsen er å tilveiebringe et system for nedbrytning av en filterkake ved lave til moderate temperaturer.
Nok et formål ved oppfinnelsen er å tilveiebringe et enzymsystem som nedbryter den tverrbundne resten av filterkaken hovedsakelig til monosakkaridfragmenter.
Et annet formål ved oppfinnelsen er å tilveiebringe et enzymsystem som reduserer viskositeten av ikke-tverrbundne polysakkarider ved å nedbryte polysakkaridene til mindre stykker.
Et annet formål ved oppfinnelsen er å tilveiebringe en mekanisme for nedbrytning av filterkake som ikke reagerer med andre materialer eller metaller anvendt i brønnboringsoperasjoner eller finnes i undergrunnsformasjonen.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer i et første aspekt en fremgangsmåte for økning av produksjonsfluidstrømmene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake dannet under produksjonsdrift og funnet i undergrunnsformasjonen som omgir en fullstendig brønnboring. Fremgangsmåten innbefatter trinnene: formulering av en enzymbehandling ved å blande sammen et vandig fluid og enzymer;
pumping av enzymbehandlingen til et ønsket sted inne i brønnboringen; og enzymbehandlingen får nedbryte filterkaken, hvorved filterkaken kan fjernes fra undergrunnsformasjonen til brønnoverflaten.
I et annet aspekt tilveiebringes en fremgangsmåte for økning av produksjons-fluidstrømmene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av et polysakkaridholdig ødeleggende fluid dannet under produksjonsdrift og funnet i undergrunnsformasjonen som omgir en fullstendig brønnboring. Fremgangsmåten innbefatter trinnene: formulering av en enzymbehandling ved å blande sammen et vandig fluid og enzymer;
pumping av enzymbehandlingen til et ønsket sted i brønnboringen; og enzymbehandlingen får nedbryte det ødeleggende fluidet, hvorved det ødeleggende fluidet kan fjernes fra den undergrunnsformasjonen til brønn-overflaten.
Fortrinnsvis består enzymbehandlingen av hydrolaser som er spesifikke for bindingene innenfor den polysakkaridholdige filterkaken. Typen av enzymer som anvendes avhenger av typen polysakkarid inneholdt i filterkaken. Mest foretrukket består polysakkaridene inneholdt i filterkaken av guarer, avledede guarer, cellulose, avledede celluloser, stivelser, avledede stivelser og xantangummier.
I en spesielt foretrukket fremgangsmåte for utførelse av oppfinnelsen inneholder filterkaken polysakkarider med gjentagende enheter mannose og galaktose, gjentagende enheter av glukose, eller gjentagende enheter av glukose med alternerende trisakkaridsidekjeder. Betingelsene for den enzymatiske nedbrytningen skreddersys til typen av polysakkarid og valgte enzymer. Generelt er pH ved enzymbehandlingen mellom ca. 2,0 og 10,0. Temperaturene varierer generelt fra ca. 10°C til 90°C. Mest foretrukket er enzymbehandlingen for et guarbasert polysakkarid f.eks. ca. pH 5,0 med temperatur mellom ca. 27°C og ca. 80°C. Enzymbehandlingen pumpes til en ønsket lokasjon i brønnboringen for å belegge filterkaken innenfor en produksjonsformasjon. Enzymbehandlingen reduserer viskositeten av filterkaken hvorved den nedbrutte filterkaken kan pumpes fra formasjonen. Fjernelsen av filterkaken øker permeabiliteten av formasjonen eller frakturen, og tillater en større utvinning av formasjonsfluider pumpet fra undergrunnsformasjonen tilbake til brønnoverflaten.
I tillegg vil formål, trekk og fordeler fremgå av den etterfølgende beskrivelsen.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse bryter opp filterkaken som
dannes etter anvendelse av polysakkaridholdige fluider, så som frakturerende eller blokkerende geler. Filterkaken dannes primært ved filtrering av det vandige fluidet fra den hydratiserbare polymeren gjennom en bergartsmatriks. Imidlertid bidrar det gjenværende avfallet også til å redusere permeabiliteten av formasjonen. Dette avfallet blir tilbake etter ufullstendig brytning av en gel bestående av en hydratiser-bar polymer blandet i et vandig fluid. Det vandige fluidet kan f.eks. være vann, saltvannsoppløsning, vandigbasert skum eller vann-alkoholblandinger. Den hydratiserbare polymeren som er nyttig i foreliggende oppfinnelse kan være en hvilken som helst av de hydratiserbare polysakkaridene som er kjente for fagfolk inne brønnbetjeningsindustrien. Disse polysakkaridene er i stand til å gelere i nærvær av et tverrbindende middel for å danne et gelbasert fluid. For eksempel er egnede hydratiserbare polysakkarider galaktomannangummier, guarer, avledede guarer, cellulose og cellulosederivater. Spesifikke eksempler er guargummi, guargummiderivater, soyabønnegummi, karayagummi, xantangummi, cellulose og cellulosederivater. De foretrukne geleringsmidlene er guargummi, hydroksypropylguar, karboksymetylhydroksypropylguar, cellulose, karboksymetylcellulose, karboksymetylhydroksyetylcellulose og hydroksyetylcellulose. De mest foretrukne geleringsmidlene er guargummi, hydroksypropylguar, karboksymetylhydroksy-
propylguar, hydroksyetylcellulose og karboksymetylhydroksyetylcellulose avhengig av typen enzymbehandling som velges.
I tillegg til den hydratiserbare polymeren kan filterkaken innbefatte tverrbindingsmiddelet anvendt ved geleringen. Tverrbindingsmiddelet kan være et hvilket som helst av de konvensjonelt anvendte tverrbindingsmidiene som er kjente for fagfolk. I senere år er f.eks. gelering av den hydratiserbare polymeren oppnådd ved hjelp av tverrbinding av disse polymerene med metallioner innbefattende aluminium, antimon, zirkonium og titanholdige forbindelser innbefattende de såkalte organo-titanatene. Se f.eks. US-patent nr. 4514309. For eksempel er borat-tverrbindings-midler foretrukne for guargeler, mens overgangsmetallene er foretrukne for tverrbinding av cellulosegeler.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen reduserer også viskositeten av andre polysakkarider anvendt i oljeindustrien. Disse polysakkaridene er ikke tverrbundne. Polysakkarider, så som stivelse, fortykker fluider eller kontrollerer fluidtap. Stivelse eller avledet stivelse, enten den er vannoppløselig eller uoppløselig, kan anvendes. Xantangummier anvendes ofte som sandkontrollmidler. Både stivelse og xantangummier bidrar til en ødeleggende reduksjon i permeabiliteten av formasjonen eller frakturen. Stivelser kan danne filterkaker, selv om stivelses-filterkaker ikke har noe tverrbindingsmiddel til stede. Xantangummier danner ikke lett filterkaker i formasjonen. Xantaner reduserer imidlertid permeabiliteten på en måte som er analog med den forårsaket av en filterkake. Når derfor betegnelsen "filterkake" anvendes generisk i foreliggende beskrivelse og krav for å beskrive fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, omfatter betegnelsen også fremgangsmåten for å redusere viskositeten av fluider med ødeleggende, viskøse, ikke-tverrbundne polysakkarider, så som stivelser, xantaner og lignende.
Fremgangsmåter for filterkakefjernelse som er vanlig anvendte i industrien for denne spesielle anvendelsen, innbefatter kjemiske oksidasjonsmidler, så som persulfater, alene eller sammen med additiver, så som en kilde for fluoridioner. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en ny behandling for fjernelsen av en polysakkaridholdig filterkake fra en formasjon. Enzymbehandlingen er en blanding av meget spesifikke enzymer som, for alle praktiske formål, raskt og fullstendig nedbryter polysakkarid resten som finnes i en filterkake. Den nedbrutte resten spyles deretter fra formasjonen ved formasjonsfluider eller i tilfelle med en tørr gassbrønn, ved formasjonstrykk. Disse enzymene er godt tilpasset for anvendelse med en spesifikk type av polysakkarid. Det valgte enzymsystemet avhenger av typen av polysakkarid anvendt for gelpolymer-ryggraden. Fordi enzymene er meget spesifikke vil de ikke reagere eller nedbryte materialene som vanligvis finnes i en undergrunnsformasjon, eller som anvendes i brønnboringsoperasjoner, så som kalkstein, jern, harpiksbelagte proppemidler, rør og lignende.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for behandling av guarholdige filterkaker anvender enzymer som er hydrolaser. Enzymhydrolasene ifølge oppfinnelsen er stabile i pH-området på ca. 2,0 til 11,0 og forblir aktive ved både sure og alkaliske pH-områder på ca. 2,0 til 10,0. Disse samme enzymene er aktive ved lave til moderate temperaturer på ca. 10°C til ca. 91 °C. For fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er pH-området fortrinnsvis 3 til 7 ved et temperaturområde på ca. 27°C til 91 °C, med den mest foretrukne pH på ca. 5,0. Ved temperaturer over ca. 52°C varierer den foretrukne pH fra ca. 3 til 5, mest foretrukket ca. 5,0. Enzymene er spesifikke for å angripe de mannosidiske og galaktomannosidiske bindingene i guarresten, idet de bryter molekylene til monosakkarid— og disakkaridfragmenter. Under visse betingelser hydrolyserer disse enzymene resten fullstendig til monosakkaridfragmenter. De foretrukne enzymene for den guarholdige filterkaken er galaktomannanhydrolaser kollektivt betegnet galaktomannase og de hydrolyseres spesifikt de (1,6)-a-D-galaktomannosidiske og de (1,4)-f3-D-mannosidiske bindingene mellom monosakkaridenhetene i den guarholdige filterkaken. Den foretrukne galaktomannase er kommersielt tilgjengelig fra Novo Nordisk i Norge som "Gammanase 1,5 L". Den foretrukne konsentrasjonen av galaktomannase er en 1:2 (vekt/vekt) oppløsning av (1,6)-a-D-galaktosidase og mannan-endo(1,4)-B-D-mannosidase, hvor galaktomannasen er til stede i området fra ca. 0,1 % til 0,4 % (vekt/vekt), basert på det samlede volumet av det vandige fluidet.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for fjernelse av celluloseholdige filterkaker anvender hydrolaseenzymer som er forskjellige fra enzymene for den guarholdige filterkaken. Disse enzymene er aktive i pH-området fra ca. 1,0 til 8,0. Det foretrukne pH-området er ca. 3,0 til 5,0. Disse samme enzymene er aktive ved lave til moderate temperaturer på ca. 10°C til 60°C. Mest foretrukket for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er pH ca. 3,5 til 4,0.
Med en filterkake inneholdende cellulose eller avledet cellulose angriper de spesifikke enzymene de glukosidiske bindingene av celluloseryggraden, idet ryggraden brytes i fragmenter. Cellulose består av gjentagende enheter av D-glukose sammenføyet ved hjelp av (1,4)-B-glukosidiske bindinger. Fragmentene brytes ned til D-glukosemonosakkarider. De foretrukne enzymene er hvilke som helst enzymer eller kombinasjoner av enzymer som angriper de glukosidiske bindingene av cellulosepolymeregraden og nedbryter polymeren til hovedsakelig monosakkaridenheter, så som cellulase, ikke-spesifikke hemicellulaser, glukosidaser, endo-xylanase, ekso-xylanase og lignende. De to foretrukne enzymene er vanligvis betegnet ekso— og endo-xylanaser. De foretrukne enzymene for dette cellulosebaserte systemet hydrolyserer spesifikt de ekso(1,4)-B-D-glukosidiske og de endo(1,4)-B-D-glukosidiske bindingene mellom monosakkaridenhetene i celluloseryggraden og de (1,4)-B-D-glukosidiske bindingene av hvilke som helst cellobiosefragmenter. De foretrukne xylanasene er kommersielt tilgjengelige fra Novo Nordisk i Norge som "SP-431". Den foretrukne enzymblandingen er en 1:4 (vekt/vekt) oppløsning av ekso(1,4)-B-D-xylanase og endo(1,4)-B-D-xylanase. Xylanasene bør være til stede i området fra ca. 0,01 til ca. 10,0 volum-%, basert på det samlede volumet av vandig fluid, mest foretrukket ca. 0,5 %.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for fjerning av stivelsesavledet filterkake anvender enzymer som er spesifikke for bindingene som finnes i stivelses-molekylet. Disse enzymene er aktive ved pH-området på mellom ca. 2,0 og 10,0 for temperaturområdet på ca. 10°C til 110°C.
Stivelse er, som cellulose, et polysakkarid dannet av gjentagende enheter av D-glukose. Imidlertid er glukosemolekylene sammenføyet i en (1,4)-a-glukosidisk binding fremfor den (1,4)-8-glukosidiske binding som finnes i cellulose. Stivelse inneholder en blanding av to polymerer, amylose og amylopektin. Amylose består av en lineær kjede av D-glukosemolekyler bundet i a-D-(1-4)-bindinger. Amylopektin, hovedkomponenten av stivelsespolysakkaridet, er en sterkt forgrenet D-glukan med en ryggrad av D-glukose a -D-(1-4)-bindinger og D-glukosesidig kjeder forbundet ved hjelp av a -D-(1-6)-bindeledd. For å redusere viskositeten av stivelsesresten, så som filterkake, nedbryter de foretrukne enzymene stivelses-molekylene inntil ingen stivelse er til stede, som bestemt ved jodtesting. Enzymene reduserer stivelsen til mindre enheter, mest sannsynlig oligosakkarid-enheter og dekstrin. Denne nedbrytningen reduserer viskositeten tilstrekkelig. De mindre polysakkaridene ødelegger ikke formasjonen og nedbrytes ofte terminalt ved høye temperaturer. Disse enzymene eller kombinasjonen av enzymer er valgt fra endo-amylasene, ekso-amylasene, iso-amylasene, glukosidasene, a -glukosidasene, glukan(1,4)- a -glukosidase, glukan (1,6)- a -glukosidase, oligo(1,6)-glukosidase, a -glukosidase, a -dekstrin endo(1,6)- a -glukosidase, amylo(1,6)-glukosidase, glukan(1,4)- a -maltotetrahydralase, glukan(1,6)- a -isomaltosidase, glukan(1,4)- a -maltoheksosidase, og lignende. Fortrinnsvis er enzymene endo-amylaser. Endo-amylasene angriper tilfeldig de interne a-glukosidiske bindingene. Det er ingen foretrukket type endo-amylase, etter som den spesifikke valgte endo-amylasen varierer avhengig av betingelsene som er til stede i formasjonen, så som pH og temperatur. De forskjellige typene av endo-amylaser er velkjente innen enzymologi og er lett tilgjengelige fra en lang rekke kommersielle kilder, så som Novo Nordisk. Mengden enzym anvendt i fremgangsmåten er den samme som diskutert for cellulosefilterkaken.
Enzymbehandling for celluloseholdige polysakkarider kan tilpasses for andre polysakkarider med celluloseryggraden og sidekjedene. Behandlingen kan kreve ytterligere enzymer for å bryte sidekjedebindingene før effektiv nedbrytning av ryggraden finner sted. Disse enzymene er hydrolaser som er spesifikke for bindingene av sidekjedene.
Et eksempel på denne typen polysakkarid er xantan. Enzymbehandling spesifikk
for xantanpolysakkaridet reduserer den statiske viskositeten av xantan.
t
Enzymbehandlingen virker ved et pH-område mellom ca. 2,0 og 10,0 ved temperaturer varierende fra ca. 10°C til 65°C.
Xantangummier er celluloseholdige heteropolysakkarider. Xantaner inneholder en celluloseryggrad av (1,4)-B-D-glukosidiske bindinger og trisakkaridsidekjeder på alternerende rester. Trisakkaridsidekjedene kan bestå av glukuronsyre, pyruvert mannose, mannose og/eller acetylert mannose. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvender hydrolaser som kan bryte ned de (1,4)-B-D-glukosidiske bindingene i celluloseryggraden. Celluloseryggraden kan imidlertid bare brytes etter behandling av xantan for å nedbryte trisakkaridsidekjedene med et annet enzym, så som en mannosidase. Behandlingen krever derfor minst to enzymer. Enzymbehandlingen anvender de samme enzymene som beskrevet ovenfor for celluloseholdige filterkaker og mannosidase eller mannan (1,2)-B-D-mannosidase, selv om ingen spesielle enzymer er konsentrasjon av enzymer er foretrukket på det nåværende tidspunkt. Xantangummien reduseres til mindre polysakkarid-molekyler, sannsynligvis er det minste et tetrasakkarid. Nedbrytningen redusere den statiske viskositeten av xantanpolysakkaridet for enkel fjerning. Selv om nøytrale eller svakt sure pH-verdier er foretrukne betraktes ingen pH på det nåværende tidspunkt som optimal. pH-verdien avhenger av aktivitetsområdet for de valgte enzymene og tilstandene som finnes i formasjonen.
Anvendelser av enzymbehandlingsfluidet pumpes gjennom røret til området for filterkaken i produksjonssonen ved en hastighet som er tilstrekkelig til å belegge formasjonen. Pumping sikrer jevn fordeling av enzymene for de beste resultatene. Additiver som er vanlige anvendte innen oljeindustrien, f.eks. overflateaktive midler, gelateringsmidler, skummemidler og lignende, kan være tilsatt til enzymbehandlingen. Fortrinnsvis anvendes behandlingen ved skumming. Fortrinnsvis behandles filterkaken med et minimalt volum av vandig fluid. Disse minimale volumene er lik ett frakturporevolum for tette og ikke-lekkende formasjoner, mens to porevolumer er foretrukket. Større volumer av fluid bør anvendes for mindre tette dg/eller lekkende formasjoner. Porevolumet kan måles ved en hvilken som helst fremgangsmåte som i dag anvendes innen oljeindustrien. Enzymbehandlingen lukkes inne i formasjonen i et tidsrom som er tilstrekkelig til å begynne nedbrytningen av filterkaken. Lukningstiden avhenger av temperaturen og pH for behandlingen, idet reaksjonshastigheter varierer betydelig avhengig av disse to variablene. Mengden enzym som anvendes, kan økes for å redusere tiden som er påkrevet for nedbrytning uten å interferere med enzymsubstrat-reaksjonen eller forårsake uønskede bivirkninger.
Uventet nedbryter enzymbehandlingen guar— og cellulosefilterkaker i oppløsninger av hovedsakelig monosakkaridenheter. "Hovedsakelig monosakkaridenheter" betyr at gelpolymer-ryggraden reduseres til en oppløsning av mer enn ca. 90 % monosakkaridenheter, fortrinnsvis mer enn ca. 95 % monosakkaridenheter. Tilsetning av ytterligere typer av enzymer eller oksidasjonsmidler til dette systemet reduserer imidlertid i vesentlig grad effekten av enzymene ifølge oppfinnelsen på polysakkarid resten av filterkaken.
Selv om de stivelses— og xantangummibehandlede formasjonene ikke reduseres til hovedsakelig monosakkaridenheter, reduserer behandlingen i tilstrekkelig grad viskositeten til at adekvat strømning kan gjenopptas av formasjonsfluider.
I fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen reguleres pH av enzymfluidet ved anvendelse av en egnet buffer, syre eller base, f.eks. saltsyre eller natrium-hydroksid. Det optimale pH-området er fra ca. 3,0 til 7,0. Fortrinnsvis er pH ca. 5,0 for behandlingen av den guarbaserte filterkaken, 3,5 for cellulosebasert filterkakebehandling. Ingen spesifikk pH er i dag foretrukket for stivelses — og xantangummibehandlingene.
Eksempel 1
Anvendelse av en skade-permeabilitetstest bedømmer gjenvinningen av permeabilitet av en kjerne etter nedbrytning av den blokkerende gelfluid-polymeren. For denne testen bores en prøvekjerne fra en sandsteinsformasjons-prøve. Dimensjonene av kjernen måles omhyggelig. Tverrsnittsarealet (A) og lengden av kjernen (L) registreres.
Kjernen plasseres deretter i en oppløsning av en lett saltvannsoppløsning som skal anvendes for å simulere en formasjonssaltvannsoppløsning. Den lette saltvannsoppløsningen kan være fremstilt av kaliumklorid, natriumklorid, kalsium-klorid, magnesiumklorid, eller en kombinasjon av disse eller et hvilket som helst salt som kan bestemmes fra en analyse av et virkelig formasjonsvann. Kjernen vakuummettes i saltvannsoppløsningen. Kjernen plassere deretter i en kjerne-holder. Kjernen og kjerneholderen plassers deretter i en kjernetestapparatur, så som en "Hassler Core Test Cell". Denne apparaturen gjør det mulig å pålegge trykk i en radial og en aksial retning. Toppen og bunnen av kjernen eksponeres mot strømmen av saltvannsoppløsningen.
Saltvannsoppløsningen bringes deretter til å strømme gjennom kjernen ved å anvende en pumpe eller et trykkdrevet system. Strømningshastigheten (Q) i enheter/tid og trykket (P) i kPa registreres. Permeabiliteten av kjernen beregnes deretter ved å anvende Darcy's ligning:
hvor u er viskositeten målt i centipoise og K er en konstant.
Retningen av den innledende strømmen av saltvannsoppløsningen gjennom kjernen er produksjonsretningen. Strømningsretningen reverseres for å simulere injeksjon av et fluid i en brønn. Dette betegnes "injeksjonsretning".
For denne testen anvendes en tverrbundet guargel uten indre brytningsmidler for å oppnå en filterkake. Den oppnådde filterkaken har ca. ti til tjuefem ganger høyere viskositet enn en konvensjonell tverrbundet gel. Gelen kan fremstilles på en hvilken som helst måte som normalt anvendes innen brønnboringsoperasjoner. De tverrbundne gelkomponentene er angitt i tabell I.
Den tverrbundne gelen injiseres 6895 kPa og strømningen og mengden av effluent registreres som beskrevet i fremgangsmåten angitt i API publikasjon RP 39. Denne injeksjonen kan opprettholdes for et hvilket som helst gitt tidsrom.
Strømningsretningen reverseres deretter til produksjonsretningen og strømningen måles igjen. Permeabiliteten beregnes igjen ved å anvende Darcy's ligning. De to verdiene anvendes for å beregne prosent skade.
Strømningen reverseres til injeksjonsretningen og en enzymbehandling av 90.000 IU/g injiseres. Enzymbehandlingen er en 1:2 (vekt/vekt) oppløsning av (1,6)-a-D-galaktosidase og mannan endo(1,4)-B-D-mannosidase. En IU (internasjonal enhet) er like mengden av enzym som hydrolyserer 1 umol substrat (guar) pr. minutt ved 25°C under optimale målebetingelser. Enzymfluidet ble lukket inne i et gitt tidsrom.
Permeabiliteten ble deretter målt i produksjonsretningen og en endelig permeabilitet beregnes. Prosent skade beregnes ved å anvende den innledende og den endelige permeabiliteten. En hvilken som helst ytterligere behandling utføres ved fremgangsmåten angitt i det foregående avsnittet. Resultatene er vist i den følgende tabellen: 2 % KCI, 30 pund pr. tusen (ppt) guar, 3,0 gallons pr. tusen (gpt) 45 % kaliumkarbonat, 1,25 gpt borat tverrbindingsmiddel.
Enzymbehandlingskomponenter
2 % KCI, 1 gpt, 90.000 IU/ml galaktomannase, 4 ppt fumarsyre, 5 gpt overflateaktive midler, 5 gpt skummemidler
pH: 3,80.
Filterkakekonsentrasjonen er ekvivalent med 480 ppt guar.
Eksempel 2
Forsøksfremgangsmåten for bevart konduktivitet følger en standardprotokoll anvendt innen petroleumsindustrien som beskrevet i SPE 19402. Først plasseres et borat/guar tverrbundet frakturfluid av sammensetningen beskrevet i tabell I i proppemiddelpakken uten et indre brytningsmiddel ved en pH på 9,97. Deretter ble en filterkake dannet ved å plassere proppemiddelpakken under en lukningsbelastning på 13.790 kPa ved 65°C og ble lukket inne i åtte timer. Proppemiddel-pakke-skaden (skade forårsaket av filterkaken og den ubrutte gelen) ble beregnet til ca. 92 %, med 8 % bevart permeabilitet.
Deretter ble proppemiddelpakken behandlet med to porevolumer av enzymbehandlingen beskrevet i tabell I. Enzymbehandlingen ble lukket inne i to timer ved en lukningsbelastning på 13.790 kPa ved 65°C og en pH på 3,80. Etter to timers behandling var den endelige beholdte permeabiliteten 82 %.
Foreliggende oppfinnelse har flere fordeler. Oppfinnelsen tillater forøket permeabilitet av en formasjon gjenplugget ved en polysakkaridholdig filterkake eller et viskøst fluid. Enzymbehandlingen ifølge oppfinnelsen er aktiv ved lave til moderate temperaturer, som vanligvis finnes i undergrunnsformasjoner.
En annen fordel er at enzymene ikke må være fullstendig fjernet eller inaktivert før det anvendes en annen gel i formasjonen. For eksempel etter fjernelse av en guarholdig filterkake kan formasjonen behandles med en celluloseholdig gel. I motsetning til behandlingene som bygger på oksidasjonsmidlet kan enzymene som nedbryter en guarholdig filterkake bare angripe polymerer med monosidiske eller galaktomannosidiske bindinger. Enzymene kan ikke angripe cellulosen i gelen fordi gelen ikke har noen av disse bindingene. Siden enzymene er spesifikke for bindinger som vanligvis finnes i guarer og celluloser, reagerer de ikke med, eller nedbryter andre materialer, så som metaller, rør, harpikser, reservoar, reservoarfluider og lignende.
En tredje fordel er at enzymene kan anvendes i flere typer formasjoner. Fordi enzymene ikke reagerer med metaller, kan de anvendes for formasjoner hvor oksiderende midler reagerer. For eksempel kan enzymbehandlingen anvendes i formasjoner med kalsium— eller jernavsetninger uten å reagere og danne ødeleggende utfellinger.

Claims (44)

1. Fremgangsmåte for økning av produksjonsfluidstrømmene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake dannet under produksjonsdrift og funnet i undergrunnsformasjonen som omgir en fullstendig brønnboring, karakterisert ved at den innbefatter trinnene: formulering av en enzymbehandling ved å blande sammen et vandig fluid og enzymer; pumping av enzymbehandlingen til et ønsket sted inne i brønnboringen; og enzymbehandlingen får nedbryte filterkaken, hvorved filterkaken kan fjernes fra undergrunnsformasjonen til brønnoverflaten.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet i pH-området fra ca. 2,0 til 10,0 og er effektiv ved at den angriper bare spesifikke bindinger i den polysakkaridholdige filterkaken.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at den polysakkaridholdige filterkaken er valgt fra gruppen bestående av guar, avledede guarer, cellulose, avledede celluloser, stivelser, avledede stivelser, xantaner og avledede xantaner.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at enzymene er hydrolaser.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet ved lave til moderate temperaturer mellom ca. 10°C og 110°C.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at filterkaken er en guarholdig filterkake.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at den guarholdige filterkaken har gjentagende enheter av mannose og galaktose forbundet ved hjelp av mannosidiske og galaktomannosidiske bindinger.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at enzymbehandlingen spesifikt angriper de mannosidiske og galaktomannosidiske bindingene av den guarholdige filterkaken for å redusere filterkaken til en oppløsning av hovedsakelig monosakkaridenheter.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet i pH-området fra ca. 2,0 til 10,0 og effektivt angriper bare spesifikke bindinger i den guarholdige filterkaken.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at filterkaken har gjentagende enheter av mannose og galaktose forbundet ved hjelp av (1,4)-B-D-mannosidiske og (1,6)-a-D-galaktomannosidiske bindinger.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at enzymbehandlingen effektivt angriper de (1,4)-B-D-mannosidiske og (1,6)-cc-D-galaktomannosidiske bindingene.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at enzymbehandlingen er en 1:2 oppløsning av a-D-galaktosidase og mannan endo (1,4)-B-mannosidase.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at filterkaken er en celluloseholdig filterkake.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at den celluloseholdige filterkaken har gjentagende enheter av glukose forbundet ved hjelp av glukosidiske bindinger.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet i pH-området fra ca. 2,0 til 8,0 og effektivt angriper bare spesifikke bindinger i den celluloseholdige filterkaken.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at enzymbehandlingen spesifikt angriper de glukosidiske bindingene av den celluloseholdige filterkaken for å redusere filterkaken til en oppløsning av mindre molekyler.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at enzymbehandlingen spesifikt angriper de glukosidiske bindingene av den celluloseholdige filterkaken for å redusere filterkaken til en oppløsning av hovedsakelig monosakkarid— og disakkaridenheter.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at den celluloseholdige filterkaken har gjentagende enheter av glukose forbundet ved hjelp av (1,4)-f3-D-glukosidiske bindinger, og hvor enzymbehandlingen effektivt angriper de (1,4)-B-D-glukosidiske bindingene.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at enzymene i behandlingen er valgt fra gruppen bestående av cellulase, ikke-spesifikke hemicellulaser, glukosidaser, endo-xylanaser, ekso-xylanaser og kombinasjoner derav.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at enzymbehandlingen er en 1:4 oppløsning av ekso(1,4)-B-D-xylanase og endo(1,4)-B-D-xylanase.
21. Fremgangsmåte for økning av produksjonsfluidstrømmene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av et polysakkaridholdig ødeleggende fluid dannet under produksjonsdrift og funnet i undergrunnsformasjonen som omgir en fullstendig brønnboring, karakterisert ved at den innbefatter trinnene: formulering av en enzymbehandling ved å blande sammen et vandig fluid og enzymer; pumping av enzymbehandlingen til et ønsket sted i brønnboringen; og enzymbehandlingen får nedbryte det ødeleggende fluidet, hvorved det ødeleggende fluidet kan fjernes fra den undergrunnsformasjonen til brønn-overflaten.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at det ødeleggende fluid er et ikke-tverrbundet, viskøst, polysakkaridholdig, ødeleggende fluid.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet i pH-området på ca. 2,0 til 10,0 og effektivt angriper bare spesifikke bindinger i det polysakkaridholdige, ødeleggende fluidet.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 22, karakterisert ved at det polysakkaridholdige, ødeleggende fluidet er valgt fra gruppen bestående av celluloser, avledede celluloser, stivelser, avledede stivelser, xantaner og avledede xantaner.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 22, karakterisert ved at enzymene er hydrolaser.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 22, karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet ved lave til moderate temperaturer mellom ca. 10°Cog110°C.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert ved at det ødeleggende fluidet er et viskøst, stivelsesholdig, ødeleggende fluid som har gjentagende enheter forbundet ved hjelp av a-glukosidiske bindinger, og hvor enzymbehandlingen effektivt angriper de a-glukosidiske bindingene.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at enzymet velges fra gruppen bestående av endo-amylaser, ekso-amylaser, isoamylaser, glukosidaser, amyloglukosidaser, maltohydrolaser, maltosidaser, isomaltohydro-laser, maltoheksaosidaser og en hvilken som helst kombinasjon derav.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at enzymbehandlingen angriper de indre (1,4)-oc-D-glukosidiske bindingene av det stivelsesholdige fluidet for å redusere stivelsen til en oppløsning uten stivelse, målt ved jodtesting.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at det ikke-tverrbundne, viskøse, stivelsesholdige, ødeleggende fluidet har underenheter av amylose med gjentagende enheter av glukose forbundet ved hjelp av (1,4)-oc-D-glukosidiske bindinger og amylopektin med en ryggrad av (1,4)-a-D-glukosidiske bindinger og sidekjeder av glukose bundet til ryggraden ved hjelp av (1,6)-a-D-glukosidiske bindinger.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 30, karakterisert ved at enzymbehandlingen skal angripe de indre (1,4)-a-D-glukosidiske bindingene i det stivelsesholdige, ødeleggende fluidet.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 31,karakterisert ved at enzymbehandlingen er en endo-amylase.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at det ødeleggende fluid er et ikke-tverrbundet, viskøst, celluloseholdig, ødeleggende fluid som har en ryggrad av gjentagende enheter av glukose forbundet ved hjelp av B-glukosidiske bindinger.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 33, karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet i pH-området fra ca. 2,0 til 10,0, et temperaturområde mellom ca. 10°C og 65°C og er effektivt ved å angripe bare spesifikke bindinger i det celluloseholdige, ødeleggende fluidet.
35. Fremgangsmåte ifølge krav 33, karakterisert ved at det celluloseholdige, ødeleggende fluidet er valgt fra gruppen av cellulose, avledet cellulose, xantan og avledet xantan.
36. Fremgangsmåte ifølge krav 34, karakterisert ved at enzymbehandlingen er spesifikk ved å angripe de (3-glukosidiske bindingene av celluloseryggraden.
37. Fremgangsmåte ifølge krav 33, karakterisert ved det ikke-tverrbundne, viskøse, celluloseholdige, ødeleggende fluidet har gjentagende enheter av glukose forbundet ved hjelp av (1,4)-B-D-glukosidiske bindinger i ryggraden, og hvor enzymbehandlingen effektivt angriper de (1,4)-B-D-glukosidiske bindingene.
38. Fremgangsmåte ifølge krav 37, karakterisert ved at enzymene i behandlingen er valgt fra gruppen bestående av cellulase, ikke-spesifikke hemicellulaser, glukosidaser, endo-xylanaser, ekso-xylanaser, mannosidaser og kombinasjoner derav.
39. Fremgangsmåte ifølge krav 37, karakterisert ved at enzymbehandlingen er en oppløsning valgt fra gruppen bestående av ekso(1,4)-B-D-xylanase, endo(1,4)-B-D-xylanase, mannan (1,2)-f3-D-mannosidase og kombinasjoner derav.
40. Fremgangsmåte ifølge krav 21, karakterisert ved at det ødeleggende fluidet er et ikke-tverrbundet, viskøst, xantanholdig, ødeleggende fluid, som har en ryggrad av gjentagende enheter av glukose forbundet ved hjelp av B-glukosidiske bindinger og trisakkaridsidekjeder.
41. Fremgangsmåte ifølge krav 40, karakterisert ved at enzymbehandlingen har aktivitet i pH-området fra ca. 2,0 til 10,0, et temperaturområde mellom ca. 10°C og 65°C og effektivt angriper bare spesifikke bindinger i det xantanholdige, ødeleggende fluidet.
42. Fremgangsmåte ifølge krav 40, karakterisert ved at det ikke-tverrbundne, viskøse, xantanholdige, ødeleggende fluidet har en ryggrad av gjentagende enheter av glukose forbundet ved hjelp av (1,4)-f3-D-glukosidiske bindinger og trisakkaridsidekjeder med (1,2)-3-D-mannosidiske bindinger og forbundet til alternerende glukosemolekyler i ryggraden og hvor enzymbehandlingen effektivt angriper bare spesifikke bindinger i det xantanholdige, ødeleggende fluidet.
43. Fremgangsmåte ifølge krav 42, karakterisert ved at enzymbehandlingen er en oppløsning valgt fra gruppen bestående av cellulase, ekso(1,4)-B-D-xylanase, endo(1,4)-B-D-xylanase, mannosidaser og kombinasjoner derav.
44. Fremgangsmåte ifølge krav 43, karakterisert ved at enzymbehandlingen er en oppløsning av ekso(1,4)-B-D-xylanase, endo(1,4)-B-D-xylanase og (1,2)-6-D-mannosidase.
NO19950063A 1992-07-08 1995-01-06 Fremgangsmater for okning av produksjonsfluidstrommene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller polysakkaridholdig odeleggende fluid. NO326894B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/910,050 US5247995A (en) 1992-02-26 1992-07-08 Method of dissolving organic filter cake obtained from polysaccharide based fluids used in production operations and completions of oil and gas wells
PCT/US1993/006113 WO1994001654A1 (en) 1992-07-08 1993-07-01 Method of dissolving organic filter cake obtained in drilling and completion of oil and gas wells

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO950063D0 NO950063D0 (no) 1995-01-06
NO950063L NO950063L (no) 1995-02-14
NO326894B1 true NO326894B1 (no) 2009-03-16

Family

ID=25428233

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19950063A NO326894B1 (no) 1992-07-08 1995-01-06 Fremgangsmater for okning av produksjonsfluidstrommene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller polysakkaridholdig odeleggende fluid.

Country Status (6)

Country Link
US (1) US5247995A (no)
CA (1) CA2139624C (no)
GB (1) GB2283519B (no)
NL (1) NL9320040A (no)
NO (1) NO326894B1 (no)
WO (1) WO1994001654A1 (no)

Families Citing this family (114)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5421412A (en) 1994-03-10 1995-06-06 North Carolina State University Methods and compositions for fracturing subterranean formations
US5441109A (en) * 1994-04-19 1995-08-15 The Western Company Of North America Enzyme breakers for breaking fracturing fluids and methods of making and use thereof
US5437331A (en) * 1994-08-24 1995-08-01 The Western Company Of North America Method for fracturing subterranean formations using controlled release breakers and compositions useful therein
US5501276A (en) * 1994-09-15 1996-03-26 Halliburton Company Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions
US5612293A (en) * 1994-12-22 1997-03-18 Tetra Technologies, Inc. Drill-in fluids and drilling methods
US5566759A (en) * 1995-01-09 1996-10-22 Bj Services Co. Method of degrading cellulose-containing fluids during completions, workover and fracturing operations of oil and gas wells
US5547026A (en) * 1995-04-19 1996-08-20 Bj Services Company Crosslinked guar based blocking gel system for use at low to high temperatures
US5806597A (en) 1996-05-01 1998-09-15 Bj Services Company Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation
US5881813A (en) * 1996-11-06 1999-03-16 Bj Services Company Method for improved stimulation treatment
US5881826A (en) 1997-02-13 1999-03-16 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids
US6110875A (en) * 1997-03-07 2000-08-29 Bj Services Company Methods and materials for degrading xanthan
US6169058B1 (en) 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
US6302209B1 (en) 1997-09-10 2001-10-16 Bj Services Company Surfactant compositions and uses therefor
US6387853B1 (en) 1998-03-27 2002-05-14 Bj Services Company Derivatization of polymers and well treatments using the same
US6131661A (en) * 1998-08-03 2000-10-17 Tetra Technologies Inc. Method for removing filtercake
US6138760A (en) * 1998-12-07 2000-10-31 Bj Services Company Pre-treatment methods for polymer-containing fluids
US6228812B1 (en) 1998-12-10 2001-05-08 Bj Services Company Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability
US6140277A (en) * 1998-12-31 2000-10-31 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
GB9906484D0 (en) * 1999-03-19 1999-05-12 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
GB9915354D0 (en) 1999-07-02 1999-09-01 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
MXPA02004767A (es) 1999-11-12 2008-10-08 Mi Llc Metodo y composicion para la liberacion de agentes polimeros degradantes para el uso en el campo del petroleo.
US6818594B1 (en) 1999-11-12 2004-11-16 M-I L.L.C. Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use
US6649571B1 (en) 2000-04-04 2003-11-18 Masi Technologies, L.L.C. Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids
US7360593B2 (en) * 2000-07-27 2008-04-22 Vernon George Constien Product for coating wellbore screens
US6394185B1 (en) * 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
US20030216263A1 (en) * 2000-08-30 2003-11-20 Tibbles Raymond J. Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
US6617285B2 (en) * 2001-07-03 2003-09-09 Baker Hughes Incorporated Polyols for breaking of borate crosslinked fracturing fluid
AU2002333819A1 (en) * 2001-09-11 2003-03-24 Sofitech N.V. Methods for controlling screenouts
US6837309B2 (en) * 2001-09-11 2005-01-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts
EP1438366A1 (en) * 2001-10-26 2004-07-21 Coöperatieve Verkoop- en Productievereniging van Aardappelmeel en Derivaten 'AVEBE' B.A. Drilling fluids
US6791130B2 (en) * 2002-08-27 2004-09-14 E-Phocus, Inc. Photoconductor-on-active-pixel (POAP) sensor utilizing a multi-layered radiation absorbing structure
WO2003074833A2 (en) * 2002-03-01 2003-09-12 Cesi Chemical, A Flotek Company Composition and process for well cleaning
US6935426B1 (en) 2003-02-04 2005-08-30 Encana Oil & Gas (Usa) Inc. System and method for polymer filter cake removal
US7143827B2 (en) * 2003-03-21 2006-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion spacer fluids containing fibers and methods
US6668927B1 (en) * 2003-03-21 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion foamed spacer fluids and methods
US7195071B2 (en) * 2003-08-05 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Enzyme compositions and methods of using these compositions to degrade succinoglycan
US20050227874A1 (en) * 2004-04-06 2005-10-13 Berger Paul D Composition and method for fracturing subterranean reservoirs
US20050257932A1 (en) * 2004-05-19 2005-11-24 Davidson Eric A Filter cake degradation compositions and associated methods
US7188676B2 (en) * 2004-09-02 2007-03-13 Bj Services Company Method for displacing oil base drilling muds and/or residues from oil base drilling mud using water-in-oil emulsion
US7481273B2 (en) * 2004-09-02 2009-01-27 Bj Services Company Method of using water-in-oil emulsion to remove oil base or synthetic oil base filter cake
GB2422839B (en) * 2005-01-11 2009-06-24 Schlumberger Holdings Degradable polymers for wellbore fluids and processes
US7717177B2 (en) * 2006-05-23 2010-05-18 M-I Llc Energized fluid for generating self-cleaning filter cake
CN106222185B (zh) 2006-08-04 2021-12-03 维莱尼姆公司 葡聚糖酶、编码它们的核酸及制备和使用它们的方法
ITMI20062105A1 (it) * 2006-11-03 2008-05-04 Eni Spa Procedimento per la rimozione enzimatica di filter-cake prodotti con fluidi di perforazione e completamento a base acquosa
US20080196892A1 (en) * 2007-02-20 2008-08-21 Lau Philip Y Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for waterflooding operations
US20080115945A1 (en) * 2006-11-20 2008-05-22 Lau Philip Y Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for cyclic steam injection
US7998908B2 (en) 2006-12-12 2011-08-16 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control and well cleanup methods
US20080210428A1 (en) * 2007-03-01 2008-09-04 Bj Services Company Method of removing filter cake
US8016041B2 (en) * 2007-03-28 2011-09-13 Kerfoot William B Treatment for recycling fracture water gas and oil recovery in shale deposits
US20080287323A1 (en) * 2007-05-16 2008-11-20 Leiming Li Treatment and Reuse of Oilfield Produced Water
US20090050325A1 (en) * 2007-08-22 2009-02-26 Gray John L Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for near wellboretreatment of oil and gas with greater than 50% barrel of oil equivalent (BOE) gas production
US20090062153A1 (en) * 2007-08-29 2009-03-05 Gray John L Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells
US20100300693A1 (en) * 2007-08-29 2010-12-02 Gray John L Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells
US20090105097A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Carlos Abad Degradable Friction Reducer
EP2060613A1 (en) * 2007-11-16 2009-05-20 BJ Services Company Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters
US7703527B2 (en) * 2007-11-26 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation
US20090137429A1 (en) * 2007-11-26 2009-05-28 Rimassa Shawn Mccleskey Temperature-Extended Enzyme Systems
CA2718072A1 (en) * 2008-03-12 2009-09-17 M-I Drilling Fluids Uk Limited Methods and systems of treating a wellbore
WO2010001323A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Schlumberger Canada Limited System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
US8658574B2 (en) 2008-08-29 2014-02-25 Schlumberger Technology Corporation Treatment and reuse of oilfield produced water for operations in a well
US8205675B2 (en) 2008-10-09 2012-06-26 Baker Hughes Incorporated Method of enhancing fracture conductivity
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
US8016040B2 (en) * 2008-11-26 2011-09-13 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control
US20100179076A1 (en) * 2009-01-15 2010-07-15 Sullivan Philip F Filled Systems From Biphasic Fluids
EA025916B1 (ru) * 2009-02-12 2017-02-28 Родиа Оперейшнс Способы регулирования скорости деполимеризации полимера
US8058212B2 (en) * 2009-10-15 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using mannanohydrolase enzyme breaker
US8486867B2 (en) 2009-10-15 2013-07-16 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using mannanohydrolase enzyme breaker
US8371383B2 (en) 2009-12-18 2013-02-12 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing subterranean formations with crosslinked fluid
CN101781552B (zh) * 2009-12-21 2012-11-07 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 一种生物酶破胶剂及利用其进行水基胍胶压裂破胶的工艺方法
US8517095B2 (en) 2010-08-09 2013-08-27 Baker Hughes Incorporated Method of using hexose oxidases to create hydrogen peroxide in aqueous well treatment fluids
US20120208726A1 (en) * 2011-02-16 2012-08-16 Kern Smith Composition and method for removing filter cake
US8833457B2 (en) 2011-03-08 2014-09-16 Baker Hughes Incorporated Sulfates and phosphates as allosteric effectors in mannanohydrolase enzyme breakers
WO2012158320A1 (en) 2011-05-13 2012-11-22 Baker Hughes Incorporated Method of using asparaginase as a polyacrylamide enzyme breaker
US20130048292A1 (en) 2011-08-24 2013-02-28 D. V. Satyanarayana Gupta Method of using fracturing fluids containing carboxyalkyl tamarind
CA2874593C (en) 2012-04-15 2017-05-09 Glenn S. Penny Surfactant formulations for foam flooding
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US9803130B2 (en) 2012-10-25 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of activating enzyme breakers
BR112015019169B1 (pt) 2013-02-11 2021-08-31 Baker Hughes Incorporated Método de fraturamento de formações subterrâneas com fluido reticulado
CA2901517C (en) 2013-03-08 2017-08-29 Baker Hughes Incorporated Method of enhancing the complexity of a fracture network within a subterranean formation
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9739132B2 (en) 2013-08-07 2017-08-22 Baker Hughes Incorporated Well treatment fluids and methods
US10392553B2 (en) 2013-08-30 2019-08-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method for enhancing productivity of hydrocarbon formations using fluid containing organometallic crosslinking agent and scale inhibitor
AU2014327012A1 (en) 2013-09-26 2016-03-03 Baker Hughes Incorporated Method of optimizing conductivity in a hydraulic fracturing operation
WO2015073197A1 (en) 2013-11-13 2015-05-21 Baker Hughes Incorporated Method of treating produced or flowback water with nucleophilic agent to deactivate breaker
US10227523B2 (en) 2013-11-26 2019-03-12 Advanced Enzyme Systems, Llc Glycosyl hydrolase enzymes in high temperature industrial processes
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
CA2891278C (en) 2014-05-14 2018-11-06 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for use in oil and / or gas wells
CA3042567C (en) 2014-07-28 2021-12-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
US9587159B2 (en) 2014-12-04 2017-03-07 Baker Hughes Incorporated Enzymes for removing sulfurous compounds in downhole fluids
WO2016154363A1 (en) 2015-03-23 2016-09-29 Baker Hughes Incorporated Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations
WO2017120354A1 (en) 2016-01-05 2017-07-13 Saudi Arabian Oil Company Removal of barite weighted mud
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
US11053433B2 (en) 2017-12-01 2021-07-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
WO2019232341A1 (en) 2018-05-31 2019-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of fracturing with natural gas
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
US10995258B1 (en) * 2020-01-02 2021-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Removing filter cake with delayed enzymatic breakers
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2602778A (en) * 1949-03-10 1952-07-08 Ernest F Snyder Method and composition for treating wells
US2681704A (en) * 1951-01-02 1954-06-22 Paul L Menaul Treating wells with a substrate
US2801218A (en) * 1954-06-18 1957-07-30 Pan American Petroleum Corp Emulsion gels for well servicing
US3044550A (en) * 1957-12-26 1962-07-17 Dow Chemical Co Method of treating earth formations which are penetrated by a well bore
US3684710A (en) * 1969-12-19 1972-08-15 Baxter Laboratories Inc Mannan depolymerase enzyme combination
US4160483A (en) * 1978-07-21 1979-07-10 The Dow Chemical Company Method of treating a well using fluoboric acid to clean a propped fracture
US4342866A (en) * 1979-09-07 1982-08-03 Merck & Co., Inc. Heteropolysaccharide S-130
EP0030393B1 (en) * 1979-10-26 1983-06-15 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Xanthanase enzyme and its production
US4343363A (en) * 1981-01-02 1982-08-10 Marathon Oil Company Process for cleaning a subterranean injection surface and for selectively reducing the permeability of a subterranean formation
US4410625A (en) * 1982-02-04 1983-10-18 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Agriculture Salt-tolerant microbial xanthanase and method of producing same
US4479543A (en) * 1983-07-28 1984-10-30 Union Oil Company Of California Method for deeper penetrating acidizing of siliceous formations
US4609475A (en) * 1984-02-24 1986-09-02 Halliburton Company Method of improving the permeability of a subterranean formation by removal of polymeric materials therefrom
US4713449A (en) * 1985-08-06 1987-12-15 Getty Scientific Development Company Polysaccharide polymer made by xanthomonas
US4690891A (en) * 1985-09-11 1987-09-01 Exxon Research And Engineering Company Method and the microorganism and enzyme used therein for degrading the xanthan molecule
US4809783A (en) * 1988-01-14 1989-03-07 Halliburton Services Method of dissolving organic filter cake
US4996153A (en) * 1988-05-10 1991-02-26 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Agriculture Heat-stable, salt-tolerant microbial xanthanase
US4886746A (en) * 1988-05-10 1989-12-12 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Agriculture Heat-stable, salt-tolerant microbial xanthanase
US5032297A (en) * 1989-05-19 1991-07-16 Nalco Chemical Company Enzymatically degradable fluid loss additive
US5165477A (en) * 1990-12-21 1992-11-24 Phillips Petroleum Company Enzymatic decomposition of drilling mud
US5067566A (en) * 1991-01-14 1991-11-26 Bj Services Company Low temperature degradation of galactomannans

Also Published As

Publication number Publication date
GB2283519A (en) 1995-05-10
CA2139624C (en) 2001-01-02
NO950063D0 (no) 1995-01-06
NL9320040A (nl) 1995-05-01
GB2283519B (en) 1996-02-14
US5247995A (en) 1993-09-28
GB9500181D0 (en) 1995-03-08
NO950063L (no) 1995-02-14
WO1994001654A1 (en) 1994-01-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO326894B1 (no) Fremgangsmater for okning av produksjonsfluidstrommene fra en undergrunnsformasjon ved fjerning av en polysakkaridholdig filterkake eller polysakkaridholdig odeleggende fluid.
CA2182854C (en) Fracturing fluid treatment design to optimize fluid rheology and proppant pack conductivity
EP0803024B1 (en) Method of degrading cellulose-containing fluids during completion operations of oil and gas wells
CA2270556C (en) Method for improved stimulation treatment
US9012378B2 (en) Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids
US6138760A (en) Pre-treatment methods for polymer-containing fluids
EP0628130B1 (en) Enzyme breaker for galactomannan based fracturing fluid
AU784261B2 (en) Polyols for breaking borate crosslinked fracturing fluid
EP0628129B1 (en) Novel enzyme complex for breaking blocking gels
NO339778B1 (no) Fremgangsmåte for nedbryting av et substrat som anvendes for hydrokarbonutvinning og fremgangsmåte for å øke strømmen av hydrokarboner fra en brønn
CA2631000C (en) Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids
US7262154B2 (en) Methods and compositions for breaking viscosified fluids
US7208529B2 (en) Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids
WO2019022789A1 (en) PRODUCTION OF XANTHANE DEGRADING ENZYMES AND METHODS OF USE
WO2008057892A1 (en) Use of anionic surfactants as hydration aid for fracturing fluids
MX2008009485A (en) Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees