RU2009115862A - PROCESSING VIBRATIONS THICKEN WITH A MODIFIED XANTHAN AND RELATED METHODS FOR COMPLETING AND EXCITING A WELL - Google Patents

PROCESSING VIBRATIONS THICKEN WITH A MODIFIED XANTHAN AND RELATED METHODS FOR COMPLETING AND EXCITING A WELL Download PDF

Info

Publication number
RU2009115862A
RU2009115862A RU2009115862/03A RU2009115862A RU2009115862A RU 2009115862 A RU2009115862 A RU 2009115862A RU 2009115862/03 A RU2009115862/03 A RU 2009115862/03A RU 2009115862 A RU2009115862 A RU 2009115862A RU 2009115862 A RU2009115862 A RU 2009115862A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
brine
fluid
agent
thickened
processing
Prior art date
Application number
RU2009115862/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Томас Д. УЭЛТОН (US)
Томас Д. УЭЛТОН
Ричард В. ПОЛС (US)
Ричард В. ПОЛС
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк (Us)
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк (Us), Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк (Us)
Publication of RU2009115862A publication Critical patent/RU2009115862A/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof

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)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

1. Способ обработки части подземного пласта, включающий стадии обеспечения загущенным флюидом для обработки, который содержит воду и гелеобразующий агент, содержащий модифицированный ксантан, и обработки части подземного пласта. ! 2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть ксантана является неацетилированной. ! 3. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть ксантана является депирувалатированной. !4. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть ксантана является неацетилированной и депирувалатированной. ! 5. Способ по п.1, в котором жидкая часть загущенного флюида для обработки имеет плотность от примерно 0,994 г/см3 (8,3 фунт/галлон) до примерно 2,3 г/см3 (19,3 фунт/галлон). ! 6. Способ по п.1, в котором часть подземного пласта имеет температуру от примерно -1,1°С (30°F) до примерно 204,4°С (400°F). ! 7. Способ по п.1, в котором гелеобразующий агент включен в загущенный флюид для обработки в количестве от примерно 0,6 кг/м3 (5 фунт/1000 гал) до примерно 24 кг/м3 (200 фунт/1000 галлонов) жидкого загущенного флюида для обработки. ! 8. Способ по п.1, в котором вода содержит кальций-бромидный рассол, цинк-бромидный рассол, кальций-хлоридный рассол, натрий-хлоридный рассол, натрий-бромидный рассол, калий-бромидный рассол, калий-хлоридный рассол, натрий-нитратный рассол, калий-формиатный рассол, формиат натрия, формиат цезия, их смеси или их смесь. ! 9. Способ по п.1, в котором загущенный флюид для обработки дополнительно включает соль, регулирующую рН добавку, ПАВ, разжижитель, бактерицид, сшивающий агент, агент для борьбы с потерей флюида, стабилизатор, хелатообразующий агент, ингибитор образования отложений, газы, взаимные растворители, волокна, расклинив 1. A method for treating a portion of a subterranean formation, comprising the steps of providing a viscosified treatment fluid that contains water and a gelling agent containing a modified xanthan, and treating a portion of the subterranean formation. ! 2. The method of claim 1 wherein at least a portion of the xanthan is non-acetylated. ! 3. The method of claim 1 wherein at least a portion of the xanthan is depyruvalated. !4. The method of claim 1 wherein at least a portion of the xanthan is non-acetylated and depyruvalated. ! 5. The method of claim 1, wherein the liquid portion of the viscosified treatment fluid has a density of from about 0.994 g/cm3 (8.3 lb/gal) to about 2.3 g/cm3 (19.3 lb/gal). ! 6. The method of claim 1, wherein a portion of the subterranean formation has a temperature of from about -1.1°C (30°F) to about 204.4°C (400°F). ! 7. The method of claim 1 wherein the gelling agent is included in the viscosified treatment fluid in an amount of from about 0.6 kg/m3 (5 lb/1000 gal) to about 24 kg/m3 (200 lb/1000 gal) of liquid viscosified processing fluid. ! 8. The method of claim 1 wherein the water contains calcium bromide brine, zinc bromide brine, calcium chloride brine, sodium chloride brine, sodium bromide brine, potassium bromide brine, potassium chloride brine, sodium nitrate brine, potassium formate brine, sodium formate, cesium formate, mixtures thereof or mixtures thereof. ! 9. The method of claim 1, wherein the viscosified treatment fluid further comprises a salt, a pH adjusting agent, a surfactant, a thinner, a bactericide, a crosslinking agent, a fluid loss control agent, a stabilizer, a chelating agent, a scale inhibitor, gases, mutual solvents, fibers, wedged

Claims (24)

1. Способ обработки части подземного пласта, включающий стадии обеспечения загущенным флюидом для обработки, который содержит воду и гелеобразующий агент, содержащий модифицированный ксантан, и обработки части подземного пласта.1. A method of treating part of a subterranean formation, comprising the steps of providing a thickened treatment fluid that contains water and a gelling agent containing modified xanthan, and treating part of the subterranean formation. 2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть ксантана является неацетилированной.2. The method of claim 1, wherein at least a portion of the xanthan is non-acetylated. 3. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть ксантана является депирувалатированной.3. The method according to claim 1, wherein at least a portion of the xanthan is depiruvated. 4. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть ксантана является неацетилированной и депирувалатированной.4. The method according to claim 1, in which at least part of the xanthan gum is non-acetylated and depiruvated. 5. Способ по п.1, в котором жидкая часть загущенного флюида для обработки имеет плотность от примерно 0,994 г/см3 (8,3 фунт/галлон) до примерно 2,3 г/см3 (19,3 фунт/галлон).5. The method according to claim 1, in which the liquid part of the viscosified processing fluid has a density of from about 0.994 g / cm 3 (8.3 lb / gallon) to about 2.3 g / cm 3 (19.3 lb / gallon) . 6. Способ по п.1, в котором часть подземного пласта имеет температуру от примерно -1,1°С (30°F) до примерно 204,4°С (400°F).6. The method according to claim 1, in which part of the subterranean formation has a temperature of from about -1.1 ° C (30 ° F) to about 204.4 ° C (400 ° F). 7. Способ по п.1, в котором гелеобразующий агент включен в загущенный флюид для обработки в количестве от примерно 0,6 кг/м3 (5 фунт/1000 гал) до примерно 24 кг/м3 (200 фунт/1000 галлонов) жидкого загущенного флюида для обработки.7. The method according to claim 1, in which the gelling agent is included in the thickened fluid for processing in an amount of from about 0.6 kg / m 3 (5 lb / 1000 gal) to about 24 kg / m 3 (200 lb / 1000 gallon) liquid thickened fluid for processing. 8. Способ по п.1, в котором вода содержит кальций-бромидный рассол, цинк-бромидный рассол, кальций-хлоридный рассол, натрий-хлоридный рассол, натрий-бромидный рассол, калий-бромидный рассол, калий-хлоридный рассол, натрий-нитратный рассол, калий-формиатный рассол, формиат натрия, формиат цезия, их смеси или их смесь.8. The method according to claim 1, in which the water contains calcium bromide brine, zinc bromide brine, calcium chloride brine, sodium chloride brine, sodium bromide brine, potassium bromide brine, potassium chloride brine, sodium nitrate brine, potassium formate brine, sodium formate, cesium formate, mixtures thereof or a mixture thereof. 9. Способ по п.1, в котором загущенный флюид для обработки дополнительно включает соль, регулирующую рН добавку, ПАВ, разжижитель, бактерицид, сшивающий агент, агент для борьбы с потерей флюида, стабилизатор, хелатообразующий агент, ингибитор образования отложений, газы, взаимные растворители, волокна, расклиниватель, ингибиторы коррозии, кислоты, основания, окислители, восстановители или их комбинацию.9. The method according to claim 1, in which the thickened processing fluid further includes a salt, a pH adjusting additive, a surfactant, a thinner, a bactericide, a crosslinking agent, a fluid loss control agent, a stabilizer, a chelating agent, a scale inhibitor, gases, mutual solvents, fibers, proppants, corrosion inhibitors, acids, bases, oxidizing agents, reducing agents, or a combination thereof. 10. Способ по п.1, в котором загущенный флюид для обработки дополнительно содержит повышающий клейкость агент или смолу.10. The method according to claim 1, in which the thickened fluid for processing further comprises a tackifying agent or resin. 11. Способ по п.1, дополнительно включающий соль, выбранную из группы, состоящей из бромида кальция, бромида цинка, хлорида кальция, хлорида натрия, бромида натрия, бромида калия, хлорида калия, нитрата натрия, формиата калия или любой их смеси в любой пропорции.11. The method according to claim 1, further comprising a salt selected from the group consisting of calcium bromide, zinc bromide, calcium chloride, sodium chloride, sodium bromide, potassium bromide, potassium chloride, sodium nitrate, potassium formate, or any mixture thereof in any proportions. 12. Способ по п.1, дополнительно включающий регулирующую рН добавку, выбранную из группы, состоящей из основания, хелатообразующего агента, кислоты, комбинации основания и хелатообразующего агента или комбинации кислоты и хелатообразующего агента.12. The method according to claim 1, further comprising a pH adjusting additive selected from the group consisting of a base, a chelating agent, an acid, a combination of a base and a chelating agent, or a combination of an acid and a chelating agent. 13. Способ по п.1, дополнительно включающий сшивающий агент, где сшивающий агент выбирают из группы, состоящей из пероксисоединений, производных трехвалентного железа или производных магния.13. The method according to claim 1, further comprising a crosslinking agent, wherein the crosslinking agent is selected from the group consisting of peroxy compounds, ferric derivatives or magnesium derivatives. 14. Способ по п.1, дополнительно включающий разжижитель, где разжижитель выбирают из группы, состоящей из кислоты, генерирующего кислоту вещества, пероксида, окислителя или фермента.14. The method according to claim 1, further comprising a diluent, where the diluent is selected from the group consisting of an acid, an acid generating substance, peroxide, oxidizing agent or enzyme. 15. Способ по п.14, в котором разжижитель является инкапсулированным и включает покрытие.15. The method according to 14, in which the thinner is encapsulated and includes a coating. 16. Способ по п.15, в котором покрытие содержит разлагаемый материал.16. The method according to clause 15, in which the coating contains degradable material. 17. Способ по п.16, в котором разлагаемый материал выбирают из группы, состоящей из полисахарида, хитина, хитозана, протеина, алифатического полиэфира, полилактида, полигликолида, поли-ε-капролактама, полигидроксибутирата, полиангидрида, алифатического поликарбоната, орто-эфира, поли-орто-эфира, полиаминокислоты, полиэтиленоксида, полифосфоцена, их производных или любой их комбинации в любом соотношении.17. The method according to clause 16, in which the degradable material is selected from the group consisting of polysaccharide, chitin, chitosan, protein, aliphatic polyester, polylactide, polyglycolide, poly-ε-caprolactam, polyhydroxybutyrate, polyanhydride, aliphatic polycarbonate, ortho-ether, poly-ortho-ester, polyamino acids, polyethylene oxide, polyphosphocene, their derivatives or any combination thereof in any ratio. 18. Способ по п.6, дополнительно включающий агент для борьбы с потерями флюида, включенный в количестве от примерно 0,6 кг/м3 (5 фунт/1000 гал) до примерно 6 кг/м3 (50 фунтов на 1000 галлонов) загущенного флюида для обработки.18. The method according to claim 6, further comprising an agent for controlling fluid loss, included in an amount of from about 0.6 kg / m 3 (5 pounds / 1000 gal) to about 6 kg / m 3 (50 pounds per 1000 gallons) thickened fluid for processing. 19. Способ по п.18, в котором агент для борьбы с потерями флюида включает кварцевую муку, крахмал, дизельное топливо или разлагаемый материал.19. The method of claim 18, wherein the fluid loss control agent comprises silica flour, starch, diesel fuel or degradable material. 20. Способ по п.1, в котором загущенный флюид для обработки дополнительно включает разжижитель и активатор или ингибитор.20. The method according to claim 1, in which the thickened fluid for processing further includes a diluent and an activator or inhibitor. 21. Способ размещения гравийного фильтра в часть подземного пласта, включающий обеспечение загущенным флюидом гравийной набивки, который включает гравий, рассол и гелеобразующий агент, который содержит модифицированный ксантан, и контактирование части подземного пласта с загущенным флюидом гравийной набивки так, чтобы поместить гравийный фильтр в части подземного пласта или рядом с ней.21. A method of placing a gravel filter in a portion of an underground formation, comprising providing a thickened fluid with a gravel pack that includes gravel, brine and a gelling agent that contains modified xanthan, and contacting a portion of the underground formation with a thickened fluid with a gravel pack so as to place the gravel filter in the part underground layer or near it. 22. Способ добычи углеводородов из подземного пласта, включающий использование в операциях заканчивания или обслуживания скважины загущенного флюида для обработки, который содержит рассол и гелеобразующий агент, содержащий модифицированный ксантан.22. A method of producing hydrocarbons from a subterranean formation, comprising using a thickened treatment fluid in a well completion or maintenance operation that comprises a brine and a gelling agent containing modified xanthan. 23. Способ согласно п.22, в котором подземный пласт имеет температуру дна скважины от примерно -1,1°С (30°F) до примерно 204,4°С (400°F). 23. The method according to claim 22, wherein the subterranean formation has a bottom temperature of about -1.1 ° C (30 ° F) to about 204.4 ° C (400 ° F) . 24. Способ получения загущенного флюида для обработки, включающий стадии обеспечения рассолом; фильтрации рассола через фильтр; диспергирование гелеобразующего агента, который содержит модифицированный ксантан, в рассоле при должном сдвиге для того, чтобы полностью диспергировать в нем гелеобразующий агент для образования смеси рассола и гелеобразующего агента; смешивания рассола и смеси гелеобразующего агента; предоставление возможности модифицированному ксантану полностью гидратироваться в смеси рассола и гелеобразующего агента, чтобы образовать загущенный флюид для обработки, и фильтрации загущенного флюида для обработки. 24. A method of producing a thickened processing fluid, comprising the steps of providing brine; filtering brine through a filter; dispersing a gelling agent that contains the modified xanthan gum in the brine with proper shear in order to completely disperse the gelling agent in it to form a mixture of the brine and gelling agent; mixing brine and a mixture of a gelling agent; allowing the modified xanthan to fully hydrate in a mixture of brine and gelling agent to form a thickened fluid for processing, and filtering the thickened fluid for processing.
RU2009115862/03A 2006-09-28 2007-09-24 PROCESSING VIBRATIONS THICKEN WITH A MODIFIED XANTHAN AND RELATED METHODS FOR COMPLETING AND EXCITING A WELL RU2009115862A (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/540,296 US20080078545A1 (en) 2006-09-28 2006-09-28 Treatment fluids viscosifield with modified xanthan and associated methods for well completion and stimulation
US11/540,296 2006-09-28

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2009115862A true RU2009115862A (en) 2010-11-10

Family

ID=38691929

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009115862/03A RU2009115862A (en) 2006-09-28 2007-09-24 PROCESSING VIBRATIONS THICKEN WITH A MODIFIED XANTHAN AND RELATED METHODS FOR COMPLETING AND EXCITING A WELL

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20080078545A1 (en)
AU (1) AU2007301712A1 (en)
BR (1) BRPI0715215A2 (en)
RU (1) RU2009115862A (en)
WO (1) WO2008037973A1 (en)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7727937B2 (en) * 2004-07-13 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods
US7825073B2 (en) * 2004-07-13 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods
US7727936B2 (en) * 2004-07-13 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods
US7754658B2 (en) * 2007-02-22 2010-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Crosslinked acids comprising derivatized xanthan and subterranean acidizing applications
WO2009137399A2 (en) * 2008-05-05 2009-11-12 M-I L. L. C. High density breaker fluids and methods of use thereof
US8354360B2 (en) * 2010-04-01 2013-01-15 Schlumberger Technology Corporation Method of subterranean formation treatment
US20120090848A1 (en) * 2010-10-19 2012-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Modification of solid polysaccharide with transesterification agent
US20120090846A1 (en) * 2010-10-19 2012-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Modification of solid polysaccharide with transesterification agent
US8697615B2 (en) * 2010-12-14 2014-04-15 Nalco Company Polyepihalohydrin reverse emulsion breakers
GB201118838D0 (en) 2011-10-31 2011-12-14 Cleansorb Ltd Process for treating an underground formation
US9982520B2 (en) 2013-07-17 2018-05-29 Bp Exploration Operating Company Limited Oil recovery method
CA2924465A1 (en) * 2013-11-11 2015-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for enhancing propped fracture conductivity
CN104312571B (en) * 2014-09-17 2017-07-14 华东理工大学 A kind of modified xantham gum thickening and its application in fracturing fluid is prepared
US11149180B2 (en) 2015-09-30 2021-10-19 Schlumberger Technology Corporation High density brine with low crystallization temperature
WO2018080437A1 (en) * 2016-10-25 2018-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for diversion and controlling fluid-loss using formate brine compositions
US20210095188A1 (en) * 2017-05-09 2021-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Fulvic acid iron control agent and gel stabilizer
WO2018208288A1 (en) 2017-05-09 2018-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Fulvic acid well treatment fluid
CN112567003B (en) * 2018-08-13 2022-08-09 三菱瓦斯化学株式会社 Viscous fluid decomposer and method for producing the same
US11434160B1 (en) 2020-09-01 2022-09-06 Wm Intellectual Property Holdings, L.L.C. System and method for processing of sewage sludge using pyrolysis to eliminate PFAS and other undesirable materials

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1987005939A1 (en) * 1986-03-24 1987-10-08 Getty Scientific Development Company Family of xanthan-based polysaccharide polymers including non-acetylated and/or non-pyruvylated gum and acetylated or non-acetylated polytetramer gum
US5330005A (en) * 1993-04-05 1994-07-19 Dowell Schlumberger Incorporated Control of particulate flowback in subterranean wells
CA2497728C (en) * 1993-04-05 2008-02-19 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US5775415A (en) * 1993-07-07 1998-07-07 Nippondenso Co., Ltd. Air conditioning system
US6047772A (en) * 1995-03-29 2000-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US6209643B1 (en) * 1995-03-29 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals
US5833000A (en) * 1995-03-29 1998-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5787986A (en) * 1995-03-29 1998-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5775425A (en) * 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
US5839510A (en) * 1995-03-29 1998-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5894888A (en) * 1997-08-21 1999-04-20 Chesapeake Operating, Inc Horizontal well fracture stimulation methods
US6225262B1 (en) * 1998-05-29 2001-05-01 3M Innovative Properties Company Encapsulated breaker slurry compositions and methods of use
US6573221B2 (en) * 2000-05-12 2003-06-03 Cp Kelco U.S., Inc. Non-pyruvylated xanthan in oil field applications utilizing high density calcium-based brines
US6605570B2 (en) * 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
US7148183B2 (en) * 2001-12-14 2006-12-12 Baker Hughes Incorporated Surfactant-polymer composition for substantially solid-free water based drilling, drill-in, and completion fluids
US7178596B2 (en) * 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US7066258B2 (en) * 2003-07-08 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures
US7090015B2 (en) * 2003-07-10 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination cross-linker—breaker
US7131491B2 (en) * 2004-06-09 2006-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based tackifier fluids and methods of use
US8076271B2 (en) * 2004-06-09 2011-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous tackifier and methods of controlling particulates
US7204311B2 (en) * 2003-08-27 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation
US20060014648A1 (en) * 2004-07-13 2006-01-19 Milson Shane L Brine-based viscosified treatment fluids and associated methods
US20070087941A1 (en) * 2005-10-19 2007-04-19 Bj Services Company Storable fracturing suspensions containing ultra lightweight proppants in xanthan based carriers and methods of using the same

Also Published As

Publication number Publication date
US20080078545A1 (en) 2008-04-03
BRPI0715215A2 (en) 2013-06-11
AU2007301712A1 (en) 2008-04-03
WO2008037973A1 (en) 2008-04-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2009115862A (en) PROCESSING VIBRATIONS THICKEN WITH A MODIFIED XANTHAN AND RELATED METHODS FOR COMPLETING AND EXCITING A WELL
AU2008288334B2 (en) Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods
US7910524B2 (en) Treatment fluids comprising diutan and associated methods
US7584791B2 (en) Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan
EP1814959B1 (en) Method of drilling a well bore in a subterranean formation and the use of a well drill-in fluid to establish a filter cake in at least a portion of a well bore.
US8377855B2 (en) Methods and compositions for treating subterranean zones
US20060014648A1 (en) Brine-based viscosified treatment fluids and associated methods
US20080173452A1 (en) Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications
US20080176770A1 (en) Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications
EA010933B1 (en) Well treatment composition crosslinkers and uses thereof
EA011222B1 (en) Dry blend fracturing fluid additives
EP1460121B1 (en) Well treating fluids
CA2283019A1 (en) Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery
US20110214859A1 (en) Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods
CA2419829A1 (en) Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids
CA2675298C (en) Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications
WO2013081805A1 (en) BREAKING DIUTAN WITH OXALIC ACID AT 180 °F to 220 °F
GB2511624A (en) Process for acidizing
SA515370189B1 (en) Process to treat subterranean formations using a chelating agent