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 PDFInfo
- 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
Links
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 title claims description 101
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 93
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 76
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 title claims description 64
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 title claims description 60
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 title claims description 60
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 22
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 137
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 137
- 229940088598 enzyme Drugs 0.000 claims description 137
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 81
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 44
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 claims description 44
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 39
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 27
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 27
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 27
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims description 19
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 19
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 claims description 17
- -1 exo-xylanases Proteins 0.000 claims description 16
- 150000002772 monosaccharides Chemical group 0.000 claims description 16
- 239000008103 glucose Substances 0.000 claims description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 11
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 102000004157 Hydrolases Human genes 0.000 claims description 9
- 108090000604 Hydrolases Proteins 0.000 claims description 9
- 125000002791 glucosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 claims description 9
- 229940025131 amylases Drugs 0.000 claims description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 150000004043 trisaccharides Chemical group 0.000 claims description 6
- 108010056771 Glucosidases Proteins 0.000 claims description 5
- 102000004366 Glucosidases Human genes 0.000 claims description 5
- 108010059892 Cellulase Proteins 0.000 claims description 4
- 108010001817 Endo-1,4-beta Xylanases Proteins 0.000 claims description 4
- 229920000057 Mannan Polymers 0.000 claims description 4
- 108010054377 Mannosidases Proteins 0.000 claims description 4
- 102000001696 Mannosidases Human genes 0.000 claims description 4
- 229940106157 cellulase Drugs 0.000 claims description 4
- 108010002430 hemicellulase Proteins 0.000 claims description 4
- 239000004382 Amylase Substances 0.000 claims description 3
- 229920000945 Amylopectin Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000856 Amylose Polymers 0.000 claims description 3
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical group OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 claims description 3
- 229930182830 galactose Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000000311 mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 claims description 3
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 108010028688 Isoamylase Proteins 0.000 claims description 2
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011630 iodine Substances 0.000 claims description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 6
- 108010073178 Glucan 1,4-alpha-Glucosidase Proteins 0.000 claims 1
- 102000005840 alpha-Galactosidase Human genes 0.000 claims 1
- 108010030291 alpha-Galactosidase Proteins 0.000 claims 1
- 230000027455 binding Effects 0.000 claims 1
- 238000009739 binding Methods 0.000 claims 1
- 125000000600 disaccharide group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 72
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 44
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 22
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 20
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 10
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 229920001503 Glucan Polymers 0.000 description 6
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 6
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 description 6
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 4
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 4
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 4
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 4
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 4
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000002353 D-glucosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 3
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 3
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 108010028144 alpha-Glucosidases Proteins 0.000 description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 2
- 101710121765 Endo-1,4-beta-xylanase Proteins 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 102100024295 Maltase-glucoamylase Human genes 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 108010065511 Amylases Proteins 0.000 description 1
- 102000013142 Amylases Human genes 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 108010084185 Cellulases Proteins 0.000 description 1
- 102000005575 Cellulases Human genes 0.000 description 1
- 229920001353 Dextrin Polymers 0.000 description 1
- 239000004375 Dextrin Substances 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N Galacturonsaeure Natural products O=CC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 description 1
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 1
- 108010059820 Polygalacturonase Proteins 0.000 description 1
- LCTONWCANYUPML-UHFFFAOYSA-M Pyruvate Chemical compound CC(=O)C([O-])=O LCTONWCANYUPML-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N aldehydo-D-glucuronic acid Chemical compound O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N 0.000 description 1
- 102000016679 alpha-Glucosidases Human genes 0.000 description 1
- HFHDHCJBZVLPGP-RWMJIURBSA-N alpha-cyclodextrin Chemical compound OC[C@H]([C@H]([C@@H]([C@H]1O)O)O[C@H]2O[C@@H]([C@@H](O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O3)[C@H](O)[C@H]2O)CO)O[C@@H]1O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]3O[C@@H]1CO HFHDHCJBZVLPGP-RWMJIURBSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019418 amylase Nutrition 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 125000001547 cellobiose group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 210000002808 connective tissue Anatomy 0.000 description 1
- 235000019425 dextrin Nutrition 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 230000007515 enzymatic degradation Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 108010093305 exopolygalacturonase Proteins 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 229940097043 glucuronic acid Drugs 0.000 description 1
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 1
- 238000010505 homolytic fission reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002843 nonmetals Chemical class 0.000 description 1
- 150000002482 oligosaccharides Polymers 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000001814 pectin Substances 0.000 description 1
- 229920001277 pectin Polymers 0.000 description 1
- 235000010987 pectin Nutrition 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 150000004044 tetrasaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
- C09K8/905—Biopolymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- Y—GENERAL 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
-
- Y—GENERAL 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/928—Spacing 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.
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)
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)
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 |
-
1992
- 1992-07-08 US US07/910,050 patent/US5247995A/en not_active Expired - Lifetime
-
1993
- 1993-07-01 CA CA002139624A patent/CA2139624C/en not_active Expired - Lifetime
- 1993-07-01 NL NL9320040A patent/NL9320040A/nl active Search and Examination
- 1993-07-01 WO PCT/US1993/006113 patent/WO1994001654A1/en active Application Filing
- 1993-07-01 GB GB9500181A patent/GB2283519B/en not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-01-06 NO NO19950063A patent/NO326894B1/no not_active IP Right Cessation
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 |