處理高溫地下地層的組合物和方法

處理高溫地下地層的組合物和方法
【專利摘要】本發明提供了處理高至約500°F(260℃)的高溫地下地層的井處理流體和方法。所述井處理流體和處理方法使用高分子量合成共聚物和使流體的pH值維持在約4.5-約5.25范圍內的pH緩沖液。高分子量合成共聚物源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯。井處理流體可以是增能的或發泡的。
【專利說明】處理高溫地下地層的組合物和方法
【技術領域】
[0001]本發明涉及一種處理高溫地下地層的方法和組合物。更特別地，本發明涉及處理在高至約500° F(2600C )的溫度下被其中注入高溫增能的或發泡的井處理流體的井筒穿透的地下地層的方法和組合物。
[0002]現有技術的描述
[0003]與現有的鉆井操作相比，含烴地下地層的持續勘探經常需要操作人員鉆得顯著更深。除了鉆得更深之外，操作人員一直在設法提高烴的產量。從多種地層提高烴產量的一種方法是水力壓裂。在水力壓裂工藝中，以一定的速度和壓力把粘性的井處理流體注入井筒以使裂紋或裂縫通向周圍的地層。
[0004]典型地，水力壓裂的井處理流體包括瓜爾膠或瓜爾膠衍生物或者粘彈性表面活性劑作為增稠劑來協助運輸支撐劑、減小摩擦、控制流體損失和控制裂縫幾何形狀。水力壓裂流體通常把支撐劑運輸至裂縫以阻止裂縫完全地封閉。除了能把支撐劑放置在裂縫中之外，壓裂流體必須能通過降低其粘度來降解以使低粘度流體能夠剛好在烴生產之前容易地從裂縫中清理出去。
[0005]當處理對水敏感的地下地層時，經常需要最小化井處理流體中的水量。在這種情況下，通常優選的是將發泡劑和流體混合。這使得引入地層的水量降低而不會損失流體體積。從而提高了流體的回收。合適的發泡劑包括如氮氣和二氧化碳的發泡氣體。在一些情況下，可以使用這些氣 體的混合物。兩種這些氣體的混合物稱為二元組合物。
[0006]通常，術語“增能的”指的是含有兩相的液體，其中小于53體積百分比的內相是氣體或者液體(例如，氮氣或者液態CO2)。通常，術語“發泡的”指的是其中大于53體積百分比的內相是氣體或者液體的流體。增能的或發泡的流體特別適用于壓力下的氣儲層和富含可膨脹的和移動的粘土的井。
[0007]隨著鉆井深度的持續增大，地層溫度也增大。不幸地是，當溫度超過325° F(162.8°C )時，許多瓜爾膠基的壓裂流體(包括發泡的或增能的瓜爾膠基壓裂流體)開始失效，其原因是它們損失了部分或全部的粘性。許多瓜爾膠基壓裂流體急劇地降解，阻礙了最佳的支撐劑放置、流體損失控制或裂縫幾何形狀。
[0008]在高溫下，通常在比完成壓裂處理所需的時間更短的時間內，瓜爾膠基聚合物容易通過多種方法而進行自動降解。隨著溫度的持續升高，降解通常變得更糟。升高的溫度加劇這種行為。最多的降解導致聚合物鏈的斷裂，其同時降低了流體的粘度。這可能是由于以下原因:來自流體中所攜帶的余量空氣的氧化，沿著聚合物主鏈的乙縮醛鍵的熱誘導斷裂，聚合物的水解或其組合。
[0009]需要可用于更深和更熱的操作中的地層，同時當完成壓裂工藝時能以受控方式降解的壓裂流體。也需要用于處理更深和更熱但對水敏感的地層的增能的或發泡的壓裂流體。更加期望的是這樣的壓裂流體是穩定的，以使得壓裂流體能在裂縫中移動更遠的距離。
[0010]發明概述
[0011]考慮到前面所述，本發明的一個實施方案提供了能壓裂高至約500° F(260°C)溫度的地下地層的高溫井處理流體。該高溫井處理流體包含水、高分子量合成共聚物和交聯劑。該高溫井處理流體可以進一步包含pH緩沖液。
[0012]一方面，高分子量合成共聚物源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯。一方面，共聚物包含約30-約80wt.%的丙烯酰胺、約20-約50wt.%的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和約1-約5wt.%的膦酸乙烯酯。pH緩沖液能使高溫井處理流體維持約4.5-約
5.25 的 pH 值。
[0013]本發明的一個實施方案還提供了能壓裂高至約500° F(260°C)溫度的地下地層的高溫發泡的或增能的井處理流體。該高溫發泡的或增能的井處理流體包含水、高分子量合成共聚物、交聯劑，和任選的PH緩沖液，以及發泡劑(例如發泡氣體，如氮氣和二氧化碳)，以及任選的非氣態發泡劑。高溫井處理流體的PH值可以在約4.0和約6.0之間，pH緩沖液能使高溫井處理流體保持該PH值范圍。
[0014]一方面，發泡的或增能的流體包含源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量合成共聚物。一方面，該共聚物包含約30-約80wt.%的丙烯酰胺、約20-約50wt.%的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和約1-約5wt.%的膦酸乙烯酯。
[0015]除了高溫井處理流體組合物之外，本發明的實施方案還提供了壓裂地下地層的方法。在一個實施方案中，提供了壓裂高至約500° F(260°C)溫度的地下地層的方法。在該實施方案中，包含水；源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量共聚物；交聯劑和PH緩沖液的高溫井處理流體在足以壓裂地下地層的壓力下與至少一部分地下地層接觸。PH緩沖液使高溫井處理流體的pH值維持在約4.5-約5.25的范圍內。
[0016]本發明的另一個實施方案提供了另一種壓裂地下地層的方法。在該實施方案中，水和源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量共聚物接觸形成水溶性聚合物。水溶性聚合物接觸交聯劑和發泡劑以生成發泡的或增能的流體。在足以壓裂地層的壓力下，至少一部分地下地層與發泡的或增能的液體接觸。發泡的或增能的流體可以進一步包含PH緩沖液，優選使發泡的或增能的流體的pH值維持在約4.0-約6.0的范圍內。
[0017]在此描述的用于高溫井處理流體中的其他添加劑也可以用在本發明的實施方案中。這種添加劑可以包含能與高溫井處理流體中的高分子量聚合物共聚的另外的單體，有助于高溫井處理流體長時間有效的穩定劑、有助于提高高溫井處理流體粘度的交聯劑、有助于分解高溫井處理流體的破膠劑(breaker)、有助于高溫井處理流體水合作用的表面活性劑等等。用于高溫井處理流體中的其他合適的化合物，例如支撐劑和其他添加劑，對本領域的技術人員將會是清楚的并且在本發明的范圍內予以考慮。
【專利附圖】

【附圖說明】
[0018]圖1是根據本發明的實施方案的高溫井處理流體在不同的溫度下有或沒有破膠劑時的表觀粘度對應時間的曲線圖；
[0019]圖2是根據本發明的實施方案的高溫井處理流體在350° F(176.7V )下有或沒有破膠劑時的表觀粘度對應時間的曲線圖；
[0020]圖3是根據本發明的實施方案的含有不同量的共聚物的高溫井處理流體的表觀粘度和溫度的曲線圖；
[0021]圖4是根據本發明的實施方案的含有63體積％的氮氣的高溫井處理流體的表觀粘度的曲線圖；和
[0022]圖5是根據本發明的實施方案的用30體積％的二氧化碳增能的高溫井處理流體的表觀粘度的曲線圖。
[0023]盡管本發明容易有各種改進和替代形式，但是特定的實施方案已經通過附圖中的實施例的方法給出并將在此詳細描述。然而，將會理解的是本發明不限于公開的特定形式。相反，本發明覆蓋如所述權利要求書中所限定的落入本發明的精神和范圍內的所有的改進、等價物和替代方式。
[0024]示例性實施方案的說明
[0025]下面，對本發明的示例性實施方案進行描述，其可能用在烴采收操作中和用在井筒的處理中。為了清楚起見，在本說明書中不會描述實際實施的所有特征。必然會理解的是，在任何此類實際的實施方案的研發中，必須做出許多的具體實施的決定來達到研發者的具體目標，其對于每次實施將是不同的。而且，將會理解的是，這種研發努力可能是復雜的和耗費時間的，但是對本領域的技術人員而言仍然是對本公開有利的例行程序。從如下說明書的考慮，將會清楚本發明的各種實施方案進一步的方面和益處。
[0026]本發明的一個實施方案提供了能在高至約500° F(260°C)的溫度下壓裂地下地層的高溫井處理流體。在該實施方案中，該高溫井處理流體包含水、高分子量合成共聚物、交聯劑和任選的pH緩沖液。
[0027]在另一個實施方案中，高溫井處理流體可以用發泡劑(例如發泡氣體)和任選的非氣態發泡劑來發泡或增能。所得到的流體包括兩相一液相和氣相。當氣態的內相小于約53體積百分比時，該 流體稱為“增能的流體”。當氣態的內相大于53體積百分比時，該流體稱為“發泡的流體”。
[0028]高分子量合成共聚物源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯。一方面，丙烯酰胺可以源自至少一種烯鍵式不飽和羧酸的酰胺。一方面，高分子量合成共聚物具有大于約375的K-值。一方面，K-值在約50-約750之間；或者替代地，在約150-約350之間。K-值(即Fikentscher K-值)是聚合物平均分子量的量度標準。本領域技術人員通常所使用的計算K值的測試方法是按照IS01628-2(DIN53726)測定。在本發明的實施方案中，高溫井處理流體包含乳液中的約25wt.%的高分子量共聚物。乳液中的高分子量共聚物存在的量為在小于350° F(176.70C )的溫度下約10加侖每1，000加侖高溫井處理流體-在500° F (260 0C )下約25加侖每1，000加侖高溫井處理流體。高分子量合成共聚物的濃度取決于地下地層的溫度以及高分子量合成共聚物將暴露于升高的溫度的持續時間。通常，在較高溫度下與在較低溫度下相比需要更多的高分子量合成共聚物。
[0029]一方面，共聚物源自約20-約90wt.%的丙烯酰胺、約9-約80wt.%的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和約0.1-約20wt.%的膦酸乙烯酯；替代地，約30-約80wt.%的丙烯酰胺、約25-約60wt.%的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和約0.2-約IOwt.%的膦酸乙烯酯；替代地，約40-約70wt.%的丙烯酰胺、約30-約40wt.%的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和約1_約3wt.%的膦酸乙烯酯；或者替代地，約50wt.%的丙烯酰胺、約30wt.%的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和約2wt.%的膦酸乙烯酯，以及余量的丙烯酰胺與丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的共聚物。
[0030]高溫井處理流體可進一步地使用合適的氣體或液體來發泡或增能或者用合適的液體來乳化。發泡的和增能的流體通過減少水量而降低密度，并且不會損失流體體積以及增加井處理流體的粘度。當處理對水敏感的地下地層(例如壓力下的氣儲層，如干煤層和富含可膨脹的和移動的粘土的井)，期望最小化液體中的水量時，特別適合使用它們。雖然氮氣和液態CO2更常用作用于發泡的和增能的流體的適合的發泡劑，但地可以使用本領域已知的任何其他的氣體或液體，例如隋性氣體(如氬)或者天然氣。一方面，對于發泡的流體，發泡劑以提供53體積百分比-超過96體積百分比的內部氣體的量存在，對于增能的流體以提供5-53體積百分比的內部氣體的量存在。在優選的實施方案中，流體中發泡劑的量提供具有約20 % -50體積％的內部氣體的增能的流體，或者具有約63-約94體積％的內部氣體的發泡的流體。
[0031]在某些情況下，期望的是將非氣態的發泡劑添加至流體。當使用時，這種非氣態的發泡劑通常聯合發泡氣體一起使用。非氣態的發泡劑通常有助于穩定所得到的流體并且減小流體中需要的水量。此外，該試劑通常提高流體的粘度。例如，當流體中內部氣體的量超過30體積％時，可進一步添加非氣態的發泡劑至流體以生成發泡的流體。加入非氣態的發泡劑通常會增加流體的粘度。除了增加粘度之外，非氣態的發泡劑還有助于穩定所得到的流體。非氣態的發泡劑可以是兩性型、陽離子型或陰離子型，并且可以包含基于甜菜堿、α烯烴磺酸鹽、硫酸酯醚、乙氧基化硫酸酯醚和乙氧基化物的表面活性劑。
[0032]合適的陰離子型非氣態發泡劑包括烷基醚硫酸鹽、乙氧基化醚硫酸鹽、磷酸酯、烷基醚磷酸鹽、乙氧基化醇磷酸酯、烷基硫酸鹽和α烯烴磺酸鹽。優選的α烯烴磺酸鹽是一價陽離子的鹽，一價陽離子例如堿金屬離子(如鈉、鋰或鉀)、銨離子或者烷基取代的或羥烷基取代的銨，其中烷基取代基可以在每個取代基中含有1-3個碳原子。α烯烴組成部分通常具有12-16個碳原子。
[0033]優選的烷基醚硫酸鹽也是上述提及的一價陽離子的鹽。烷基醚硫酸鹽可以是烷基聚醚硫酸鹽，并且在烷基醚組成部分中含有8-16個碳原子。優選的陰離子型表面活性劑是月桂基醚硫酸鈉(2-3摩爾氧化乙烯)X8-Cltl醚硫酸銨(2-3摩爾氧化乙烯)和C14-C16 α烯烴磺酸鈉及其混合物。特別優選的是醚硫酸銨。
[0034]合適的陽離子型非氣態發泡劑包括烷基季銨鹽、烷基芐基季銨鹽和烷基氨基胺季銨鹽。
[0035]優選的非氣態發泡劑是烷基醚硫酸鹽、烷氧基化醚硫酸鹽、磷酸酯、烷基醚磷酸鹽、烷氧基化醇磷酸酯、烷基硫酸鹽和α烯烴磺酸鹽。
[0036]典型地，井處理流體中發泡劑的量足以提供約30-約98，優選90百分比或更高的泡沫量。泡沫量是井處理流體完成預定目標所需的液體體積的最低量的度量。因此，90百分比的泡沫量指的是使用通過去穩定作用提供IOml的液態井處理流體的100mL發泡的井處理流體。
[0037]本發明的pH緩沖液有助于將高溫井處理流體的低pH值維持在約4.0-約6.0的范圍。PH緩沖液可以包括乙酸和乙酸鈉或者乙酸、乙酸鈉的組合，或者甲酸。
[0038]一方面，所需的pH緩沖液的量將有效地使高溫井處理流體的pH值維持在約
4.5-約5.25范圍內；或者替代地，在約4.75-約5的范圍內；或者替代地，為約5。一方面，與PH調節劑相對，pH緩沖液是如本領域技術人員所理解的純pH緩沖液。在此描述的系統和方法的低PH值有助于在井處理工藝之后清除流體。
[0039] 在高溫井處理流體是發泡的或增能的情況下，當發泡氣體為氮氣時，所需的pH緩沖液的量將有效地使高溫井處理流體的PH值維持在約5.3-約5.75范圍內，當發泡氣體為二氧化碳時則是約4.1-約4.5。
[0040]在高于400° F(204.4°C)的溫度下，可以使用包含乙酸和乙酸鈉，在25%時pH值約為5的pH緩沖液。在低于400° F(204.4°C)的溫度下，可以使用其他pH緩沖液，例如乙酸和甲酸緩沖液。通常，可以使用任何能使高溫井處理流體的PH值維持在約4.5-約5.25范圍內并且不會干擾高溫井處理流體的剩余成分的pH緩沖液。其他合適的pH緩沖液對本領或的技術人員將會是清楚的并且在本發明的范圍內予以考慮。
[0041]包含乙酸和乙酸鈉、pH值約為5的pH緩沖液可以以約I加侖每1，000加侖高溫井處理流體-約3加侖每1，000加侖高溫井處理流體的濃度使用，這取決于地下地層的溫度。
[0042]高分子量合成共聚物可以進一步地與其他單體共聚以提供與高溫井處理流體的穩定性相關的各種優勢。與瓜爾膠基高溫井處理流體相似，當首先與少量的單體共聚井且在井現場與過渡金屬(例如鐵、鈦、鋯、鉻、鉿、鋁及其組合)交聯時，本發明的高溫井處理流體的粘度將會顯著地提高。可以與高分子量合成聚合物共聚的適合的單體包括選自以下的單體:丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的堿金屬鹽、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的銨鹽、磺酸苯乙烯酯、磺酸乙烯酯、N-乙烯基吡咯烷酮、N-乙烯基甲酰胺、N-乙烯基乙酰胺、N, N- 二烯丙基乙酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯酰胺、N, N-二甲基丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、來自鈣鹽的二價陽離子、來自鎂鹽的二價陽離子及其組合。例如，可以將丙烯酰胺甲基丙烷磺酸(AMPS)的堿金屬或銨鹽、磺酸苯乙烯酯或磺酸乙烯酯共聚來為高分子量合成聚合物增加耐鹽性。來自鈣鹽和鎂鹽的二價陽離子也適用于為高分子量合成聚合物增加耐鹽性。作為另一個實例，如N-乙烯基酸胺、N-乙烯基吡咯燒酮、N-乙烯基甲酸胺、N-乙烯基乙酸胺和N- 二烯丙基乙酰胺的單體也可以與高分 子量合成聚合物共聚以通過吸附在支撐劑表面上來有助于支撐劑輸送。高分子量合成共聚物的共聚物可以通過生成高分子量共聚物所必須的共聚方法來制造。生成共聚物的特別有效的方法是通過反向聚合物乳液，這是因為在壓裂過程中其能容易地進入水流中并產生快速地水合，這可以減少井現場所需的設備數量。
[0043]本發明的高溫井處理流體也可以包含穩定劑來有助于高溫井處理流體長時間有效。穩定劑幫助延長高溫井處理流體作用時間的一種方式是，通過與不含穩定劑的高溫井處理流體將能夠做到的相比，使高溫井處理流體的粘度維持更長的時間。一方面，穩定劑是硫代硫酸鈉、吩噻嗪或其組合。使用吩噻嗪作為穩定劑描述在2008年I月28日提交的共同未決的美國專利申請序列號12/020，755中。另一種合適的穩定劑是凝膠穩定劑，其可作為GS-1L (含有硫代硫酸鈉)商購自Baker Hughes Incorpora ted。
[0044]通常，可以使用任何能維持高溫井處理流體的粘度足夠長的時間以進行壓裂工藝的穩定劑化合物。可以使用的穩定劑的量包括能維持高溫井處理流體的粘度(即阻止熱降解)足夠長的時間以進行壓裂工藝的有效量。
[0045]一方面，本發明的高溫井處理流體也可以包含交聯劑。合適的交聯劑可以是任何通過化學交聯、物理交聯或任何其他機理來提高高溫井處理流體的粘度的化合物。例如，高分子量合成共聚物的膠凝可以通過用含有包括硼、鋯和鈦的金屬離子的化合物或其混合物來交聯高分子量合成共聚物來實現。一類合適的交聯劑是鋯基交聯劑。合適的交聯劑可以包括氯氧化鋯、乙酸鋯、乳酸鋯、蘋果酸鋯、羥乙酸鋯、乳酸鋯三乙醇胺、檸檬酸鋯、乳酸鈦、蘋果酸鈦、檸檬酸鈦、鈦、鋁、鐵、銻、鋯酸鹽基化合物、鋯三乙醇胺或有機鋯酸鹽，或者其組合。XLW-14是特別適合的錯酸鹽交聯劑,其可從Baker Hughes Incorpora t ed商購,并且描述在美國專利4，534，870中，其全部內容引入作為參考。
[0046]高溫井處理流體中所需交聯劑的量取決于井條件和要實現的處理類型，但是通常在高分子量合成共聚物流體中約IOppm-約1000ppm交聯劑的金屬離子的范圍內。一方面，可以使用的交聯劑的量包括能使高溫井處理流體的粘度增大，使其能在壓裂工藝中充分作用的有效量。在某些應用中，含水的聚合物溶液在添加交聯劑后立即交聯形成高粘性的凝膠。在其他的應用中，交聯劑的反應可以延遲直到所需的時間才形成粘性的凝膠。
[0047]當使用鋯作為交聯劑時，鋯具有固有的延遲并且取決于高溫井處理流體的溫度和高分子量合成聚合物濃度，用量為I加侖每1，000加侖-2加侖每1，000加侖。如果需要額外的穩定時間，可以以約I加侖每1，000加侖高溫井處理流體-約3加侖每1，000加侖高溫井處理流體的范 圍使用另外的穩定劑，例如硫代硫酸鈉(如來自BJ ServiceS的GS-1L)。
[0048]本發明的高溫井處理流體也可包含表面活性劑來幫助井處理工藝。表面活性劑通常有助于高分子量合成聚合物的水合作用。沒有表面活性劑的話，本發明的高溫井處理流體可能需要約20-30分鐘來充分地水合。當添加表面活性劑時,實質地減少了水合時間。使用表面活性劑，水合所用時間可以小于5分鐘。使用合適的表面活性劑，本發明的高溫井處理流體的90-95%可以在約1-2分鐘內水合。表面活性劑的類型和濃度可以控制高溫井處理流體的水合時間。可以使用任何合適的表面活性劑，這對本領域的技術人員是清楚的。一方面，可以使用非離子型表面活性劑，例如乙氧基化醇。本發明中可以使用的合適的表面活性劑是從Rhodia商購的兩種不同的表面活性劑的專利共混物。Rhodia共混物包含50wt.%的Rhodasurf BC720 (其是烷氧基聚(乙烯氧基)乙醇表面活性劑)和具有10-18個碳分子的乙氧基化長鏈醇。一方面，表面活性劑包括烷氧基聚(乙烯氧基)乙醇、具有10-18個碳分子的乙氧基化醇及其組合。合適的表面活性劑的有效類型和用量對本領域的技術人員將是清楚的，并且在本發明的范圍內予以考慮。
[0049]在本發明的一方面，高溫井處理流體也包含破膠劑，其能以受控方式降解高溫井處理流體以在井處理工藝完成時幫助操作者清理和除去高溫井處理流體。例如，破膠劑可以在壓裂處理之后有助于清理工作。粘度計測試表明含有氧化劑的大多數破膠劑對流體的降解有用。合適的氧化劑可以包括硼酸鈉、過硫酸銨、過硫酸鈉、過硼酸鈉、過碳酸鈉、過氧化鈣、過氧化鎂和高碘酸鈉。由于導致了流體粘度的同時的和受控的降低，所以可以認為是受控的降解。測試表明了本發明的高溫井處理流體的穩定性，即使在具有有意加入的含氧化劑的破膠劑的情況下，大大超過了瓜爾膠基井處理流體所獲得的穩定性，使得在250° F(121.TC )-500° F(260°C )之間的井溫度下能夠進行優化的處理。
[0050]一方面，破膠劑包括硼酸鈉，或者是原態的或者是包封的。硼酸鈉已經顯示易于以受控的方式降解高溫井處理流體。一方面，破膠劑包括溴酸鈉、過硫酸銨、過硫酸鈉、過硼酸鈉、過碳酸鈉、過氧化鈣、過氧化鎂、高碘酸鈉、堿土金屬過碳酸鹽、堿土金屬過硼酸鹽、堿土金屬過氧化物、堿土金屬過磷酸鹽、過氧化鋅、過磷酸鋅、過硼酸鋅、過碳酸鋅、硼化合物、過硼酸鹽、過氧化物、過磷酸鹽或其組合。破膠劑包括溴酸鈉、過硫酸銨、過硫酸鈉、過硼酸鈉、過碳酸鈉、過氧化鈣、過氧化鎂、高碘酸鈉或其組合。本發明中可以使用的其他類型和用量的合適破膠劑對本領域的技術人員將是清楚的，并且在本發明的范圍內予以考慮。
[0051]當使用溴酸鈉破壞本發明的高溫井處理流體時，溴酸鈉的濃度可以是約0.5ppt高溫井處理流體-20ppt高溫井處理流體。濃度取決于溴酸鈉的作用形式是固體、溶液或者是包封的，例如來自Baker Hughes Incorporated的High Perm BR?凝膠破膠劑。
[0052]在此描述的pH緩沖液、穩定劑、交聯劑、破膠劑、單體和其他添加劑可以用在本發明的方法實施方案中以及組合物的實施方案中。用于高溫井處理流體的其他合適的化合物，例如支撐劑和其他添加劑，對本領域的技術人員將是清楚的，并且在本發明的范圍內予以考慮。
[0053]除了高溫井處理流體的組成之外，本發明的實施方案提供了壓裂具有高至約500° F(260°C)溫度的地下地層的方法。在一個實施方案中，高溫井處理流體在足以壓裂地下地層的壓力下與至少一部分地下地層接觸。一方面，高溫井處理流體包含:水；包含丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量聚合物；交聯劑；以及使高溫井處理流體的pH值維持在約4.5-約5.25范圍內的pH緩沖液。
[0054]本發明的另一個實施方案提供了另一種壓裂地下地層的方法。在該實施方案中，水與源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量共聚物接觸形成水溶性聚合物，之后該水溶性聚合物與交聯劑以及PH緩沖液接觸生成膠凝流體。之后，膠凝流體在足以壓裂地層的壓力下與至少一部分地下地層接觸。如同本發明的其他實施方案一樣，PH緩沖液使膠凝流體的pH值維持在約4.5-約5.25范圍內。
[0055]本發明的另一個實施方案提供了另一種壓裂地下地層的方法。在該實施方案中，水與源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量共聚物接觸形成水溶性聚合物。該水溶性聚合物與交聯劑和發泡劑接觸生成發泡的或增能的流體。在足以壓裂地層的壓力下使至少一部分地下地層與發泡的或增能的流體接觸。發泡的或增能的流體可以進一步包含pH緩沖液，優選使發泡的或增能的流體的pH值維持在約4.0-約6.0范圍內。
[0056]當與傳統的瓜爾膠基井處理流體比較時，在此描述的組合物和方法表現良好。井處理流體需要持續長時間的足夠粘度，以使井處理流體完成井處理工藝，例如壓裂。在此描述的組合物和方法在升高的溫度下比大多數現有技術的井處理流體穩定遠遠更長的時間。例如，本發明的高溫井處理流體可以在高至約500° F(260°C)的溫度下泵送長至約2小時的時間。高溫井處理流體可以在高至約425° F(218.3°C )的溫度下泵送長至約4小時的時間。高溫井處理流體可以在高至約400° F(204.40C )的溫度下泵送長至約6小時的時間。
[0057]本發明的方法和組合物不需要任何新的或額外的裝置。傳統的井處理流體裝置可以不加任何改進而使用。本發明的方法和組合物可以用于具有比許多現有的井處理流體能夠適當作用更高的溫度的地下地層。
實施例
[0058]實施例1
[0059]通過在1000加侖(ppt)自來水中混合40磅源自丙烯酰胺和丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的共聚物來制備本發明的高 溫井處理流體樣品，并且進行水合30分鐘。該實施例中所用的適合的共聚物是可從Allessa Chemie商購的AlleSSan? AG5028P。添加劑的添加順序如圖1中所示。如圖1中所示，使用R1B5浮子和杯組合測量并繪制在300° F(148.9°C )-500° F(260°C)的溫度下高溫井處理流體的以厘泊(cP)表示的表觀粘度相對于以分鐘表示的時間的曲線。圖1表示不使用破膠劑的本發明的高溫井處理流體的穩定性。使用兩種不同的PH緩沖液控制pH值。如圖1中所示，一些樣品以干粉形式添加至壓裂流體，同時其他成分在乳液中制備。在高至400° F(204.4°C)的樣品中使用由乙酸(來自 Baker Hughes Incorporated 的 BF-10L)達到 4.5 的 pH值。在大于 400。F (204.4°C )的樣品中使用由pH值為4.5的純緩沖液(來自Baker Hughes Incorpora ted的BF-18L)達到4.76的pH值。在樣品中使用2.5-3.0gpt的鋯酸鹽基交聯劑(來自Baker HughesIncorporated的XLW-14)。在400° F (204.4°C )下制備并測量兩個樣品，一個樣品使用
0.06wt.的硫代硫酸納凝I父穩定劑制備，另Iv樣品沒有使用穩定劑制備。從圖1中可以看出，在400° F(204.4°C)下使用了穩定劑的樣品表現得遠好于沒有穩定劑的樣品，即其比沒有使用穩定劑的樣品在更長的時間內維持其粘度。
[0060]實施例2
[0061]通過在1000加侖自來水中混合40磅源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的共聚物(來自Alles sa Chemie的AlleSSan? AG5028P)來制備本發明的高溫井處理流體的三個樣品，并且進行水合30分鐘。添加劑的添加順序如圖2中所示。如圖2中所示，使用R1B5浮子和杯組合測量并繪制在350° F(176.7°C)溫度下高溫井處理流體的表觀粘度相對于以分鐘表示的時間的曲線。使用Igpt的乙酸控制pH值至4.5 (例如來自Baker Hughes Incorporated的BF-10L)。在樣品中，每1，000加侖的高溫井處理流體(gpt)使用2.5加侖的錯酸鹽基交聯劑(例如來自Baker Hughes Incorporated的XLW-14)。第一個樣品不使用破膠劑制備。制備第二個和第三個樣品分別使用I和3ppt的包封的溴酸鈉，圖 2 中標識為 High Perm Br (來自 Baker Hughes Incorporated 的 Higj Perm BR? 凝膠破膠劑)。從圖2中可以看出，含有溴酸鈉破膠劑的每個樣品的粘度以一致的速度漸漸減少，這說明高溫井處理流體可以以受控的方式降解。使用Ippt破膠劑的第二樣品的粘度比使用3ppt破膠劑的第三樣 品的粘度減少得慢。
[0062]實施例3
[0063]通過將不同量的源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的共聚物與自來水混合(內置有來自Allessa Chemie的穩定劑的Al leSSan? AG5028P)來制備本發明的高溫井處理流體的三個樣品，并且進行水合30分鐘。試樣中的成分、添加的順序和條件如下所示:
[0064]
【權利要求】
1.一種壓裂具有約300° F(149°C )_約500° F(260°C )溫度的地下地層的方法，該方法包括以下步驟:在足以壓裂地下地層的壓力下，使高溫井處理流體與至少一部分地下地層接觸，該高溫井處理流體包含:水；源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量共聚物；交聯劑；包含吩噻嗪或者硫代硫酸鈉和吩噻嗪的組合的穩定劑；和發泡劑。
2.根據權利要求1所述的方法，其中發泡劑是選自氮氣和二氧化碳的發泡氣體。
3.根據權利要求1所述的方法，其中高溫井處理流體的泡沫量是約20-約98體積百分比。
4.根據權利要求1所述的方法，其中高溫井處理流體的pH值是約4.0-約6.0。
5.根據權利要求2所述的方法，其中發泡氣體是氮氣。
6.根據權利要求5所述的方法，其中高溫井處理流體的pH值是約5.3-約5.75。
7.根據權利要求2所述的方法，其中發泡氣體是二氧化碳。
8.根據權利要求7所述的方法，其中高溫井處理流體的pH值是約4.1-約4.5。
9.根據權利要求3所述的方法，其中發泡劑是氮氣或者液態CO2并且存在的量是以體積計53至超過96體積百分比。
10.根據權利要求3 所述的方法，其中發泡劑以對于增能的流體提供5-53體積百分比的內部氣體或者對于發泡的流體提供大于53體積百分比的內部氣體的量存在。
11.根據權利要求1所述的方法，其中高分子量共聚物存在的范圍是約10加侖第I,000加侖膠凝流體-約25加侖每1，000加侖膠凝流體。
12.—種壓裂具有約300° F(149°C )_約500° F(260°C )溫度的地下地層的方法，該方法包括在足以制造或者擴大裂縫的壓力下使至少一部分地下地層與交聯的發泡的或者增能的井處理流體接觸，該交聯的發泡的或者增能的井處理流體源自:水；源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量共聚物；交聯劑；包含吩噻嗪或者硫代硫酸鈉和吩噻嗪的組合的穩定劑；和發泡劑，并且其中發泡的或者增能的流體中發泡劑的量對于增能的流體提供5-53體積百分比的內部氣體或者對于發泡的流體提供約53-96體積百分比的內部氣體。
13.根據權利要求12所述的方法，其中發泡劑是氮氣或二氧化碳。
14.根據權利要求12所述的方法，其中發泡的或者增能的井處理流體的pH值為約4.0-約 6.0。
15.—種壓裂具有約300° F(149°C )_約500° F(260°C )溫度的地下地層的方法，該方法包括在足以制造或者擴大地層中裂縫的壓力下使至少一部分地下地層與發泡的或者增能的井處理流體接觸，該發泡的或者增能的井處理流體包含:水，源自丙烯酰胺、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和膦酸乙烯酯的高分子量共聚物，交聯劑，包含吩噻嗪或者硫代硫酸鈉和吩噻嗪的組合的穩定劑，和用于使流體的PH值維持在約4.0-約6.0范圍內的pH緩沖液。
16.根據權利要求15所述的方法，其中高分子量共聚物具有大于約375的K值。
17.根據權利要求15所述的方法，其中高分子量共聚物存在的量是約10加侖每1，000加侖高溫井處理流體-約25加侖每1，000加侖高溫井處理流體。
18.根據權利要求15所述的方法，其中高分子量共聚物還包括選自以下的單體:丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的堿金屬鹽、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的銨鹽、磺酸苯乙烯酯、磺酸乙烯酯、N-乙烯基吡咯烷酮、N-乙烯基甲酰胺、N-乙烯基乙酰胺、N，N-二烯丙基乙酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯酰胺、N，N-二甲基丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、來自鈣鹽的二價陽離子、來自鎂鹽的二價陽離子及其組合。
19.根據權利要求15所述的方法，其中pH緩沖液包括乙酸、乙酸鈉、甲酸或其組合，并且存在的量是約I加侖每1，000加侖膠凝流體-約3加侖每1，000加侖膠凝流體。
20.根據權利要求15所述的方法，其中發泡的或增能的處理流體還包含酶破膠劑。
【文檔編號】C09K8/70GK104024369SQ201280045707
【公開日】2014年9月3日 申請日期:2012年6月20日 優先權日:2011年9月19日
【發明者】P·S·卡門, D·V·S·古普塔 申請人:貝克休斯公司