CN103261364A - 使用螯合剂提高砂岩地层渗透率的方法和流体 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种处理砂岩地层的方法，包括将包含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)且pH值为1-14的流体引入所述地层中。此外，本发明还涉及一种适用于上述方法中的流体和要素成套包装，其包含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)、腐蚀抑制剂、表面活性剂和任选的互溶剂。

Description

使用螯合剂提高砂岩地层渗透率的方法和流体
本发明涉及一种用含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)的流体处理砂岩地层的方法以及所述流体。
可由其开采油和/或气的地下地层可包含数种包含于多孔或压裂岩层中的固体材料。天然存在的烃，如油和/或气被覆在其上的具有较低渗透率的岩层所捕集。使用烃勘探法寻找油藏，且从其中获取油和/或气的一个目的是提高所述地层的渗透率。岩层可由其主要组分加以区分，一类由所谓的砂岩地层形成，其包含硅质材料如石英作为主要成分，且此外还可包含不同量的粘土(硅铝酸盐，如高岭石或伊利石)或碱性硅铝酸盐如长石，和沸石，还有碳酸盐(方解石、白云石、铁白云石)以及铁基矿物质(赤铁矿和黄铁矿)。
在砂岩中，通常存在一定量的碳酸钙；一种使砂岩更具渗透率的方法是实施所谓的酸化步骤，其中将酸溶液泵入该地层中。出于三个目的之一，通常实施砂岩地层的酸化：1)打开或“破坏”穿孔；2)移除酸溶性污垢；和3)提高井眼附近区域的渗透率，如移除由先前步骤所造成的地层破坏。
高温砂岩酸化是非常具有挑战性的，这是因为在处理流体与砂岩地层矿物质之间发生非常复杂的反应，这此外可导致由此引发的副反应。这类反应在升高的温度下更有可能发生且可导致潜在的破坏性沉淀反应。
Gdanski，R.D.和Shuchart，C.E.(1998)，“Advanced Sandstone-Acidizing Designs with Improved Radial Models”，SPE Production&Facilities13(4)：272-278，DOI：10.2118/52397-PA显示基本上所有粘土在高于250°F(对应于约121°C)下在HCl中都是不稳定的。
若干文献公开了在砂岩地层酸化中使用螯合剂，而不使用HCl。例如，Frenier，W.W.；Brady，M.；Al-Harthy，S.等(2004)，“Hot Oil and GasWells Can Be Stimulated without Acids”，SPE Production & Facilities19(4)：189-199，DOI:10.2118/86522-PA表明基于羟乙基氨基羧酸族螯合剂的配制剂可用于提高许多不同地层如碳酸盐和砂岩地层中的油气井的生产。
Parkinson，M.；Munk，T.；Brookley，J.；Caetano，A.；Albuquerque，M.；Cohen，D.和Reekie，M.(2010)在SPE International Symposium andExhibition on Formation Damage，Lafayette，Louisiana，2月10-12日，DOI:10，2118/128043-MS发表的论文SPE128043，“Stimulation of Multi-layered High Carbonate-Content Sandstone Formations in West AfricaUsing Chelant-Based Fluids and Mechanical Diversion”中公开了使用HEDTA增产砂岩地层。西非的Pinda地层具有大范围的碳酸盐含量(从2%变化至几乎100%)，且地层温度为300°F(约149°C)。结果显示，与使用7.5重量%HCl的常规处理相比，Na3HEDTA更有效地增产油藏。该文献还公开了一种配制剂，其包含具有0.2%腐蚀抑制剂、0.2%表面活性剂和0.4%破乳剂的HEDTA。
然而，仍需要寻找一种能进一步提高砂岩地层的渗透率且避免在大量地下地层所固有的升高的温度下用强无机酸处理的缺点的方法和增产流体。此外，还需要提供一种能确保更好地移除井眼附近的破坏而不在该地层中沉积沉淀物，且更好地防止开采井由于固体运动而倾斜的方法和增产流体。优选的，所述增产流体为在淡水和海水中是可生物降解的且具有有利的生态毒性。
本发明提供了一种处理砂岩地层的方法，其包括将包含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)且pH值为1-14的流体引入该地层中。优选地，所述方法中的流体包含5-30重量%的GLDA。
在本申请中，术语“处理”旨在涵盖用所述流体对地层进行的任何处理。其尤其涵盖用所述流体对地层进行处理以获得至少一种如下效果：(i)提高渗透率，(ii)移除小颗粒，和(iii)移除无机污垢，且因此提高井性能并能提高从所述地层开采和/或采出的油和/或气。同时，其可涵盖清洁井眼、对油/气开采井以及开采设备进行除垢。
尽管GLDA一直具有比HEDTA更低的对所有金属的稳定性，且因此被认为具有比HEDTA更小的螯合能力，然而令人惊讶地发现，使用含GLDA而非HEDTA的溶液的本发明方法进一步提高了砂岩地层的渗透率。此外，GLDA似乎对砂岩地层中的溶解性碳酸盐具有良好的选择性。
此外，本发明还提供了一种增产流体，其适用于处理砂岩的方法或者使砂岩地层对液体更具渗透率的方法，即，从砂岩中移除碳酸盐的方法。本发明的流体为包含GLDA、腐蚀抑制剂、表面活性剂和任选的互溶剂的流体。
最后，本发明涉及一种用于如下处理方法中的要素成套包装，所述方法由若干步骤构成，例如前置液处理、主处理和后置液处理步骤，其中用于所述处理方法的一个步骤的要素成套包装中的一个要素包含含GLDA、腐蚀抑制剂和表面活性剂的流体，且用于所述处理方法的另一步骤的要素成套包装中的另一要素包含互溶剂；或者其中一个要素包含含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)和腐蚀抑制剂的流体，且另一要素包含互溶剂和表面活性剂。前置液处理或后置液处理是在主处理步骤之前或之后泵入地层中的流体步骤。前置液处理可或后置液处理的目的包括但不限于调节地层的润湿性、置换地层盐水、调节地层的盐度、溶解钙质物质和溶解铁污垢。该要素成套包装可有利地用于本发明的方法中，其中包含含互溶剂和在一个实施方案中含表面活性剂的流体的要素用作前置液和/或后置液，且包含含GLDA、腐蚀抑制剂和在另一实施方案中含表面活性剂的流体用作主处理液。
当处理地下地层时，出于若干原因，将表面活性剂添加至主处理液中或者在处理过程中以独立的流体添加，所述表面活性剂有助于使地层具有水润湿性，由此使得主处理更为有效且允许主处理液与地下地层更好且更深地接触。此外，添加表面活性剂使得通常为水性的处理液能更好地输送非水性物质如原油。
除了能在上述方法中提供提高的砂岩地层渗透率，此外，本发明的流体和本发明的要素成套包装还具有如下优点：良好的生物降解性和生态毒性以及高酸度而不形成任何沉积物。同时，发现在本发明的流体和本发明的要素成套包装中，GLDA的存在能确保需要更少量的一些常规添加剂如腐蚀抑制剂、腐蚀抑制剂强化剂、抗渣剂、铁调节剂、防垢剂，但仍获得与现有技术的增产流体相当的效果，降低所述方法的化学品负荷并导致更可持续的开采油和/或气的方法。在一些条件下，这些添加剂甚至完全是多余的。应认识到在现有技术的用于砂岩地层的处理流体中，通常存在阴离子表面活性剂以及阳离子腐蚀抑制剂，这意味着一定程度上的相互中和，且因此使其他成分的功效变劣。由于现已发现基于GLDA的流体需要少得多的腐蚀抑制剂，本发明的流体和本发明的要素成套包装更易配制且可更容易地避免上述缺点。此外，在本发明的流体和要素成套包装中，各成分、表面活性剂和腐蚀抑制剂之间存在预料不到的相容性，以及与杀菌剂和/或生物杀伤剂产生协同增效效果。
就此而言，参见S.Al-Harthy等，“Options for High-Temperature WellStimulation”，Oilfield Review2008/2009冬季，20，第4期，其中公开了N-羟乙基乙二胺N,N’,N’-三乙酸(HEDTA)三钠的应用具有比许多其他化学物质，如HCl和土酸(其在通常使用铬钢的油工业中起着重要作用)要低得多的不希望的腐蚀副作用。
现已发现，在1-14，优选3-13的整个pH范围内，在不添加任何腐蚀抑制剂下，GLDA给出了甚至比HEDTA更低的含铬材料的腐蚀，尤其是在相关的3-7的低pH下，甚至在0.05磅/平方英尺的工业极限值之下(6小时测试期间)。因此，本发明涵盖一种具有预料不到的降低铬腐蚀副作用的含GLDA流体；一种砂岩地层处理方法，其中显著防止了含铬设备的腐蚀；以及一种对含铬设备进行清洁和/或除垢的方法。而且，由于上述有利效果，本发明涵盖如下流体，其中与现有技术的流体和方法相比，可显著降低腐蚀抑制剂和腐蚀抑制剂增强剂的量，同时仍然避免所述设备中的腐蚀问题。
作为另一优点，还发现本发明的流体和要素成套包装(在许多实施方案中为水基的)在油饱和的环境下的性能与在含水环境下的性能一样好。这只能得出如下结论，即本发明的流体与(原)油极其相容。
可注意到WO2009/086954公开了包含至少10重量%GLDA的流体及其在溶解井中的碳酸盐地层中的用途。然而，该文献没有公开将该流体用于砂岩地层中，其仅涉及一种的地层，更不用说如上文所述的那样，由可与酸性流体的酸相互作用的大量砂岩矿物质所导致的用酸性流体处理砂岩地层以开采油和/或气的复杂性了。
本发明的流体和本发明的要素成套包装优选包含5-30重量%，更优选10-20重量%的GLDA。所述流体可不含，但优选包含大于0重量%至2重量%，更优选0.1-1重量%，甚至更优选0.1-0.5重量%的腐蚀抑制剂。所述流体可不含，但优选包含大于0重量%至5重量%，更优选大于0重量%至2重量%的表面活性剂。最后，其可不含，但优选包含大于0重量%至5重量%的互溶剂。上文所有重量%和体积%范围和数值均基于全部流体。
可使用的GLDA盐为其碱金属、碱土金属或铵完全盐和部分盐。也可使用含不同阳离子的混合盐。优选使用GLDA的钠、钾和铵完全盐或部分盐。
本发明的流体和本发明要素成套包装中的流体优选为含水流体，即其优选包含水作为溶剂，其中水可例如为淡水、采出水或海水，但是如下文进一步阐述的那样，也可添加其他溶剂。
本发明的流体和本发明要素成套包装中的流体优选包含非离子或阴离子表面活性剂。甚至更优选地，所述表面活性剂为阴离子的。
本发明流体和本发明要素成套包装中的流体中的非离子表面活性剂优选选自如下组：链烷醇酰胺、烷氧基化醇、烷氧基化胺、氧化胺、烷氧基化酰胺、烷氧基化脂肪酸、烷氧基化脂肪族胺、烷氧基化烷基胺(例如椰油烷基胺乙氧基化物)、烷基苯基聚乙氧基化物、卵磷脂、羟基化的卵磷脂、脂肪酸酯、甘油酯及其乙氧基化物、乙二醇酯及其乙氧基化物、丙二醇酯、脱水山梨糖醇、乙氧基化的脱水山梨糖醇、多苷等及其混合物。最优选的非离子表面活性剂为烷氧基化醇，优选乙氧基化醇，任选与(烷基)多苷组合。
所述阴离子(当两种电荷组合成一种化合物时，有时为两性离子的)表面活性剂优选选自磺酸盐、水解的角蛋白、磺基琥珀酸盐、牛磺酸盐、甜菜碱类、改性的甜菜碱、烷基酰胺基甜菜碱(例如椰油酰胺基丙基甜菜碱)。
本发明方法基本上可在处理地下地层时所遇到的任何温度下使用。本发明方法优选在35°F(约2°C)-400°F(约204°C)的温度下使用。更优选地，所述流体在其最佳地获得所需效果的温度下使用，这意指77°F(约25°C)-300°F(约149°C)的温度。
高温应用可能得益于其量为小于约2体积%(基于所述溶液)的氧清除剂的存在。
在一个实施方案中，所述方法可在升高的压力下进行，这意指高于大气压的压力。在许多情况下，优选将所述流体在加压下泵入地层中。优选地，所用压力低于破裂压力，即特定地层发生破裂时的压力。破裂压力可在很大程度上根据所处理的地层变化，这是本领域技术人员所公知的。
在一个实施方案中，本发明流体和本发明要素成套包装中的流体的pH值可为1-14，优选1.7-14。然而，更优选地为3.5-13，因为在1.7-3.5的极酸性范围和13-14的极碱性范围内，所述流体可在地层中产生一些不希望的副作用，如碳酸盐过快溶解并释放出所形成的过量CO2，或者增大的再沉淀风险。为了获得更好的碳酸盐溶解能力，其优选为酸性的。另一方面，必须认识到高酸性溶液的制备更为昂贵。因此，所述溶液甚至更优选具有3.5-8的pH值。
本发明流体和本发明要素成套包装中的流体可包含其他改善增产操作的效果并使由所述处理所导致的破坏风险最小化的添加剂，这是本领域技术人员所已知的。
此外，本发明流体和本发明要素成套包装中的流体可包含一种或多种抗渣剂、(水润湿性或乳化性)表面活性剂、腐蚀抑制剂强化剂、起泡剂、增粘剂、润湿剂、转向剂、氧清除剂、携带液、降滤失添加剂、降阻剂、稳定剂、流变调节剂、胶凝剂、防垢剂、破胶剂(breaker)、盐、盐水、pH调节添加剂如其他酸和/或碱、杀菌剂/生物杀伤剂、颗粒物、交联剂、盐替代物(如四甲基氯化铵)、相对渗透率调节剂、硫化物清除剂、纤维、纳米颗粒、固砂剂(如树脂和/或粘合剂)及其组合等。
所述互溶剂为可溶于油、水、酸(通常为HCl基的)和其他钻井处理流体中的化学添加剂。互溶剂通常用于一系列应用场合中，用于调节处理之前、之中和/或之后接触表面的润湿性以及防止或破坏乳液。由于不溶性地层微粒从原油中采集有机膜，因此使用互溶剂。这些颗粒为部分油润湿性的和部分水润湿性。这导致其在任何油-水界面处收集物质，其可稳定各种油-水乳液。互溶剂移除有机膜，从而使其为水润湿性的，由此消除乳液和颗粒物堵塞。如果使用互溶剂，则其优选选自如下组(包括但不限于)：低级醇，如甲醇、乙醇、1-丙醇、2-丙醇等；二醇，如乙二醇、丙二醇、二甘醇、二丙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、聚乙二醇-聚乙二醇嵌段共聚物等；二醇醚，如2-甲氧基乙醇、二甘醇单甲醚等；基本上水/油溶性的酯，如一种或多种C2酯至C10酯；以及基本上水/油溶性酮，如一种或多种C2-C10酮；其中基本上可溶意指可以以大于1g/L，优选大于10g/L，甚至更优选大于100g/L，最优选大于200g/L的量溶解。所述互溶剂优选以基于总流体为1-50重量%的量存在。在本发明方法的一个实施方案中，不将互溶剂添加至与含GLDA的处理流体相同的流体中，而是在前置液中或作为前置液引入地下地层中。
优选的水/油溶性酮为甲基乙基酮。优选的基本上水/油溶性的醇为甲醇。优选的基本上水/油溶性的酯为乙酸甲酯。更优选的互溶剂为乙二醇单丁醚，通常称为EGMBE。
所述溶液中的二醇溶剂的量优选为约1-约10重量%，更优选为3-5重量%。更优选地，所述酮溶剂可以以40-约50重量%的量存在；所述基本上水溶性的醇可以以约20-约30重量%的量存在；且所述基本上水/油溶性的酯可以以约20-约30重量%的量存在，各自基于所述流体中的溶剂总重量。
可添加至所述流体中或者在本发明方法期间添加的其他表面活性剂可为本领域所已知的任何表面活性剂，且可为非离子的、阳离子的、阴离子的、两性离子的。优选所述表面活性剂为非离子的或阴离子的。甚至更优选所述表面活性剂为阴离子的。
本发明组合物的非离子表面活性剂优选选自如下组：链烷醇酰胺、烷氧基化醇、烷氧基化胺、氧化胺、烷氧基化酰胺、烷氧基化脂肪酸、烷氧基化脂肪族胺、烷氧基化烷基胺(例如椰油烷基胺乙氧基化物)、烷基苯基聚乙氧基化物、卵磷脂、羟基化的卵磷脂、脂肪酸酯、甘油酯及其乙氧基化物、乙二醇酯及其乙氧基化物、丙二醇酯、脱水山梨糖醇、乙氧基化的脱水山梨糖醇、多苷等及其混合物。最优选的非离子表面活性剂为烷氧基化醇，优选乙氧基化醇，任选与(烷基)多苷组合。
所述阴离子(当两种电荷组合成一种化合物时，有时为两性离子的)表面活性剂可包括任意数量的不同化合物，包括磺酸盐、水解的角蛋白、磺基琥珀酸盐、牛磺酸盐、甜菜碱类、改性的甜菜碱、烷基酰胺基甜菜碱(例如椰油酰胺基丙基甜菜碱)。
也为可用于起泡并稳定本发明处理流体的起泡剂的表面活性剂实例包括但不限于甜菜碱类、氧化胺、磺酸甲酯、烷基酰胺基甜菜碱如椰油酰胺基甜菜碱、α-烯烃磺酸盐、三甲基牛油氯化铵、C8-C22烷基乙氧基化物硫酸盐和三甲基椰油氯化铵。
合适的表面活性剂可以以液体或粉末形式使用。当使用时，所述表面活性剂可以以足以防止在油藏温度下与地层流体、其他处理流体或井眼流体之间的不相容性的量存在于所述流体中。在其中使用液体表面活性剂的实施方案中，所述表面活性剂通常以约0.01-约5.0体积%的量存在，基于所述流体。在一个实施方案中，所述液体表面活性剂以约0.1-约2.0体积%，更优选0.1-1.0体积%的量存在，基于所述流体。在其中使用粉末状表面活性剂的实施方案中，所述表面活性剂可以以约0.001-约0.5重量%的量存在，基于所述流体。
所述抗渣剂可选自用于增产含烃砂岩地层的无机和/或有机酸。所述酸的功能是溶解酸溶性物质以清洁或扩大地层至井眼的流动通道，从而允许更多的油和/或气流至井眼。
在地层中成渣的问题是由(通常为浓缩的，20-28%)增产酸与特定原油(例如沥青油)的相互作用所导致的。成渣原油与所引入的酸之间的相互作用研究表明，当水相的pH值低于约4时，在酸-油界面处形成永久性的硬质固体。对非成渣原油与酸没有观察到膜。
这些渣通常为所述酸与高分子量烃如沥青质、树脂等之间形成的反应产物。用于防止或控制含原油的地层酸化过程中形成渣以及伴随的流动性问题的方法包括添加“抗渣”剂以防止或降低原油渣的形成速率，所述抗渣剂能稳定酸-油乳液且包括烷基酚、脂肪酸和阴离子表面活性剂。通常用作所述表面活性剂的为磺酸衍生物与分散性表面活性剂在溶剂中的混合物。这类混合物通常具有十二烷基苯磺酸(DDBSA)或其盐作为主要分散剂，即抗渣组分。
所述携带液为水溶液，其在某些实施方案中包含布朗斯台德酸以将pH值保持在所需的范围内和/或包含无机盐，优选NaCl或KCl。
腐蚀抑制剂可选自胺、季铵化合物和硫化合物。实例为二乙基硫脲(DETU)，其在直至185°F(约85°C)下都是合适的；烷基吡啶盐或喹啉
Figure BDA00003352160700092
盐，如十二烷基溴化吡啶(DDPB)；以及硫化合物，如硫脲或硫氰酸铵(其在203-302°F(约95-150°C)的范围内都是合适的)；苯并三唑(BZT)、苯并咪唑(BZI)、二丁基硫脲、称为TIA的专有抑制剂和烷基吡啶。通常，用于有机酸和螯合剂的最成功的抑制剂配制剂包含铵、还原的硫化合物，或者氮化合物(胺、季铵盐或多官能化合物)与硫化合物的组合。腐蚀抑制剂的量优选为0.1-2.0体积%，更优选为0.1-1体积%，基于总流体。
可添加一种或多种腐蚀抑制剂强化剂，例如甲酸、碘化钾、氯化锑或碘化铜。
可使用一种或多种盐作为流变调节剂以改性所述处理流体的流变性能(例如，粘度和弹性性能)。这些盐可为有机的或无机的。合适的有机盐包括但不限于芳族磺酸盐和羧酸盐(如对甲苯磺酸盐和萘磺酸盐)、羟基萘羧酸盐、水杨酸盐、邻苯二甲酸盐、氯代苯甲酸、邻苯二甲酸、5-羟基-1-萘甲酸、6-羟基-1-萘甲酸、7-羟基-1-萘甲酸、1-羟基-2-萘甲酸、3-羟基-2-萘甲酸、5-羟基-2-萘甲酸、7-羟基-2-萘甲酸、1,3-二羟基-2-萘甲酸、3,4-二氯苯甲酸盐、三甲铵盐酸盐和四甲基氯化铵。合适的无机盐包括水溶性钾、钠和铵的卤化物盐(如氯化钾和氯化铵)、氯化钙、溴化钙、氯化镁、甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯和卤化锌盐。也可使用盐的混合物，但应注意的是优选将氯化物盐与氯化物盐混合，将溴化物盐与溴化物盐混合物，将甲酸盐与甲酸盐混合。
可适用于本发明中的润湿剂包括粗妥尔油、氧化的粗妥尔油、表面活性剂、有机磷酸酯、改性咪唑啉类和酰胺基胺、烷基芳族硫酸盐和磺酸盐等，以及这些的组合或衍生物和应为本领域技术人员所公知的类似的这类化合物。
起泡气体可为空气、氮气或二氧化碳。优选氮气。
在优选实施方案中，胶凝剂为聚合物胶凝剂。通常所用的聚合物胶凝剂的实例包括但不限于生物高分子、多糖如瓜耳胶及其衍生物、纤维素衍生物、合成聚合物如聚丙烯酰胺和粘弹性表面活性剂等。当水合且处于足够浓度下时，这些胶凝剂能形成粘稠溶液。当用于制备水基处理流体时，将胶凝剂与含水流体组合，且所述胶凝剂的可溶部分溶于含水流体中，由此提高所述流体的粘度。
增粘剂可包括天然聚合物和衍生物，如黄原胶和羟乙基纤维素(HEC)；或合成聚合物和低聚物，如聚乙二醇[PEG]、聚(二烯丙基胺)、聚丙烯酰胺、聚氨基甲基丙基磺酸酯[AMPS聚合物]、聚丙烯腈、聚乙酸乙烯酯、聚乙烯醇、聚乙烯基胺、聚乙烯基磺酸盐、聚苯乙烯基磺酸盐、聚丙烯酸酯、聚丙烯酸甲酯、聚甲基丙烯酯、聚甲基丙烯酸甲酯、聚乙烯基吡咯烷酮、聚乙烯基内酰胺和下述共聚单体的共聚-、三元-和四元-聚合物：乙烯、丁二烯、异戊二烯、苯乙烯、二乙烯基苯、二乙烯基胺、1,4-戊二烯-3-酮(二乙烯基酮)、1,6-庚二烯-4-酮(二烯丙基酮)、二烯丙基胺、乙二醇、丙烯酰胺、AMPS、丙烯腈、乙酸乙烯酯、乙烯醇、乙烯基胺、乙烯基磺酸盐、苯乙烯基磺酸盐、丙烯酸酯、丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸酯、甲基丙烯酸甲酯、乙烯基吡咯烷酮和乙烯基内酰胺。其他增粘剂包括粘土基增粘剂，尤其是锂皂石和其他小的纤维状粘土如坡缕石(凹凸棒土和海泡石)。当使用含聚合物的增粘剂时，所述增粘剂可以以基于所述流体为至多5重量%的量使用。
合适的盐水实例包括溴化钙盐水、溴化锌盐水、氯化钙盐水、氯化钠盐水、溴化钠盐水、溴化钾盐水、氯化钾盐水、硝酸钠盐水、甲酸钠盐水、甲酸钾盐水、甲酸铯盐水、氯化镁盐水、硫酸钠、硝酸钾等。也可将盐的混合物用于盐水中，但应注意的是优选将氯化物盐与氯化物盐混合，将溴化物盐与溴化物盐混合，将甲酸盐与甲酸盐混合。
所选盐水应与地层相容且应具有足够的密度以提供合适程度的井控。可向水源中添加额外的盐，例如以提供盐水和所得的处理流体，从而具有所需的密度。盐的添加量应为获得地层相容性所必需的量，例如粘土矿物质的稳定所必需的量，并考虑所述盐水的结晶温度，例如当温度下降时，所述盐由盐水中沉淀出的温度。优选的合适盐水可包括海水和/或地层盐水。
出于许多目的，包括出于涉及所述流体与地层和地层流体的相容性的原因，本发明的流体中可任选包含盐。为了确定盐是否可有利地用于相容性目的，可进行相容性测试以确定潜在的相容性问题。由该测试且借助本发明的公开内容，本领域技术人员能确定本发明的处理流体中是否应包含盐。合适的盐包括但不限于氯化钙、氯化钠、氯化镁、氯化钾、溴化钠、溴化钾、氯化铵、甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯等。也可使用盐的混合物，但应注意的是，优选将氯化物盐与氯化物盐混合，将溴化物盐与溴化物盐混合，将甲酸盐与甲酸盐混合。盐的添加量应为对地层相容性所需密度所必需的量，例如粘土矿物质稳定性所必需的量，并考虑所述盐水的结晶温度，例如当温度下降时，盐由盐水中沉淀出的温度。也可包含盐以提高所述流体的粘度并使其稳定，特别是在高于180°F(约82°C)的温度下。
本发明处理流体中可任选包含的合适pH调节添加剂的实例为酸组合物和/或碱。可能必须使用pH调节添加剂以将所述处理流体的pH值保持在所需的水平，例如以改善特定破胶剂的功效和降低对存在于井眼或地层等中的任何金属的腐蚀。借助本发明的公开内容，本领域技术人员能知晓特定应用场合的合适pH值。在一个实施方案中，所述pH调节添加剂可为酸组合物。合适的酸组合物实例可包含酸、产酸化合物及其组合。任何已知的酸可适于与本发明的处理流体一起使用。可适用于本发明中的酸的实例包括但不限于有机酸(例如甲酸、乙酸、碳酸、柠檬酸、乙醇酸、乳酸、乙二胺四乙酸(EDTA)、羟乙基乙二胺三乙酸(HEDTA)等)、无机酸(例如盐酸、氢氟酸、膦酸、对甲苯磺酸等)，及其组合。优选的酸为HCl和有机酸。
可适用于本发明中的产酸化合物的实例包括但不限于酯、脂族聚酯、原酸酯(其也可称为原酸醚)、聚原酸酯(其也可称为聚原酸醚)、聚交酯、聚乙交酯、聚ε-己内酯、聚羟基丁酸酯、聚酐或其共聚物。也可合适地为衍生物和组合。本文所用的术语“共聚物”不限于两种聚合物的组合，而是包括聚合物的任何组合，例如三元聚合物等。
其他合适的产酸化合物包括：酯，包括但不限于乙二醇单甲酸酯、二乙醇二甲酸酯、二甘醇二甲酸酯、甘油单甲酸酯、甘油二甲酸酯、甘油三甲酸酯、亚甲基二醇二甲酸酯和季戊四醇的甲酸酯。
所述pH调节添加剂也可包括碱以提高所述流体的pH值。通常，可使用碱将所述混合物的pH值提高至高于或等于约7。具有等于或高于7的pH水平可对使用的所选破胶剂具有正面影响，且也可抑制存在于井眼或地层中的任何金属的腐蚀，例如管、网等。此外，具有高于7的pH值还可赋予所述处理流体的粘度以更高的稳定性，由此延长可保持该粘度的时间。在某些应用中，例如在更长期的井控和转向中，这可能是有利的。与本发明胶凝剂相容的任何已知的碱均可用于本发明的流体中。合适碱的实例包括但不限于氢氧化钠、碳酸钾、氢氧化钾、碳酸钠和碳酸氢钠。借助本发明的公开内容，本领域技术人员知晓可用于获得所需pH值提高效果的合适碱。
在一些实施方案中，所述处理流体可任选包含其他螯合剂。当添加至本发明的处理流体中时，所述螯合剂可螯合可能存在于所述含水流体中的任何溶解的离子(或其他二价或三价阳离子)且防止所产生的任何不希望的反应。这类螯合剂可例如防止该离子交联所述胶凝剂分子。该类交联可能是问题的，尤其是因为其可导致过滤问题、注入问题和/或再次导致渗透率问题。任何合适的螯合剂均可用于本发明中。合适螯合剂的实例包括但不限于柠檬酸、次氮基三乙酸(NTA)、任何形式的乙二胺四乙酸(EDTA)、羟乙基乙二胺三乙酸(HEDTA)、二亚乙基三胺五乙酸(DTPA)、丙二胺四乙酸(PDTA)、乙二胺-N,N”-二(羟基苯基乙酸)(EDDHA)、乙二胺-N,N”-二(羟基甲基苯基乙酸(EDDHMA)、乙醇二甘氨酸(EDG)、反-1,2-环亚己基二次氮基四乙酸(CDTA)、葡庚糖酸、葡糖酸、柠檬酸钠、膦酸、其盐等。在一些实施方案中，所述螯合剂可为钠盐或钾盐。所述螯合剂通常以足以防止可能存在的二价或三价阳离子的不希望的副反应，且因此也起防垢剂作用的量存在。借助本发明的公开内容，本领域技术人员能确定对具体应用而言的合适螯合剂浓度。
在一些实施方案中，本发明流体和本发明要素成套包装中的流体尤其可包含杀菌剂或生物杀伤剂以保护地下地层以及所述流体免于细菌的侵袭。这类侵袭可能产生问题，这是因为其可降低所述流体的粘度，从而导致更差的性能，例如更差的砂悬浮性能。任何本领域已知的杀菌剂都是合适的。优选可保护以免可能侵袭GLDA或者硫酸盐的细菌的生物杀伤剂和杀菌剂。
借助本发明的公开内容，本领域技术人员能确定对给定应用场合而言合适的杀菌剂以及该杀菌剂的适当浓度。合适杀菌剂和/或生物杀伤剂的实例包括但不限于苯氧基乙醇、乙基己基甘油、苄醇、甲基氯代异噻唑啉酮、甲基异噻唑啉酮、对羟基苯甲酸甲酯、对羟基苯甲酸乙酯、丙二醇、溴硝丙二醇、苯甲酸、咪唑烷基(imidazolinidyl)脲、2,2-二溴-3-次氮基丙酰胺和2-溴-2-硝基-1,3-丙二醇。在一个实施方案中，杀菌剂以约0.001-约1.0重量%的量存在于所述流体中，基于该流体。
本发明的流体也可包含能在所需时刻降低所述流体粘度的破胶剂。本发明流体的这类合适破胶剂的实例包括但不限于，氧化剂如亚氯酸钠、溴酸钠、次氯酸盐、过硼酸盐、过硫酸盐和过氧化物，包括有机过氧化物。其他合适的破胶剂包括但不限于，合适的酸和过氧化物破胶剂、三乙醇胺以及可有效破胶的酶。所述破胶剂可原样使用或者以包封形式使用。合适酸的实例可包括但不限于，盐酸、氢氟酸、甲酸、乙酸、柠檬酸、乳酸、乙醇酸等。本发明处理流体中可包含足以在所需时刻实现所需粘度下降效果的量的破胶剂。需要的话，所述破胶剂可经配制以提供延时破胶。
本发明的流体也可包含合适的降滤失添加剂。当将本发明流体用于压裂应用场合或者用于用于密封地层以免流体侵入井眼的流体中时，这类降滤失添加剂可能是特别有用的。任何与本发明流体相容的降滤失剂均适用于本发明中。实例包括但不限于淀粉、二氧化硅粉、气泡(增能液或泡沫)、苯甲酸、皂、树脂颗粒物、相对渗透率调剂、可降解的凝胶颗粒物、柴油或其他分散于流体中的烃，以及其他不溶混性流体。合适的降滤失添加剂的另一实例为包含可降解物质的那些。可降解物质的合适实例包括多糖如葡聚糖或纤维素；甲壳质、脱乙酰壳多糖、蛋白质、脂族聚酯、聚交酯、聚乙交酯、聚(乙交酯-共聚-丙交酯)、聚ε-己内酯、聚(3-羟基丁酸酯)、聚(3-羟基丁酸酯-共聚-羟基戊酸酯)、聚酐、脂族聚碳酸酯、聚原酸酯、聚氨基酸、聚氧化乙烯、聚磷腈、其衍生物或其组合。在一些实施方案中，可包含其量为约5-约2,000磅/兆加仑(约600-240,000g/兆升)流体的降滤失添加剂。在一些实施方案中，可包含其量为约10-约50磅/兆加仑(约1,200-约6,000g/兆升)流体的降滤失添加剂。
在某些实施方案中，本发明流体中可任选包含稳定剂。如果所选流体经历粘度降低，则可特别有利地包含稳定剂。其中稳定剂可能是有利的情况的一个实例为井眼的BHT(井底温度)本身足以破坏流体而不需使用破胶剂。合适的稳定剂包括但不限于硫代硫酸钠、甲醇和盐如甲酸盐、氯化钾或氯化钠。当本发明的流体用于温度高于约200°F(约93°C)的地下地层中时，该类稳定剂可能是有用的。如果包含稳定剂，则稳定剂可以以约1-约50磅/兆加仑(约120-约6,000g/兆升)流体的量添加。
当本发明流体与其所用的地层中的地层水不特别相容时，可向该流体中添加防垢剂。这些防垢剂可包括具有羧酸基团、天冬氨酸基团、马来酸基团、磺酸基团、膦酸基团和硫酸酯基团的水溶性有机分子，包括共聚物、三元聚合物、接枝共聚物及其衍生物。这类化合物的实例包括脂族膦酸如二亚乙基三胺五(亚甲基膦酸酯)和聚合物如聚乙烯基磺酸盐。所述防垢剂可呈游离酸形式，但优选呈单价和多价阳离子盐如Na、K、Al、Fe、Ca、Mg、NH4的形式。任何可与其所用于其中的流体相容的防垢剂均适用于本发明中。本发明流体中可包含的合适量的防垢剂可为约0.05-100加仑/约1,000加仑(即，0.05-100升/1,000升)流体。
任何通常用于砂岩地层的地下操作中的颗粒物例如支撑剂、砂砾均可用于本发明中(例如砂、砂砾、铝土矿、陶瓷材料、玻璃材料、木材、植物和蔬菜材料、坚果壳、核桃壳、棉籽壳、水泥、飞灰、纤维材料、复合颗粒物、中空球和/或多孔支撑剂)。应理解的是，本文所用的术语“颗粒物”包括所有已知形状的材料，包括基本上为球状的材料、伸长的材料、纤维状材料、椭球体材料、棒状材料、多角形材料(如立方体材料)、其混合物、其衍生物等。
在一些实施方案中，经涂覆的颗粒物可适用于本发明的处理流体中。应注意的是，许多颗粒物也起转向剂的作用。其他转向剂为粘弹性表面活性剂和原位胶凝的流体。
可能需要氧清除剂以提高所述GLDA的热稳定性。其实例为亚硫酸盐和异抗坏血酸(ethorbate)。
可添加其量为至多0.2体积%的降阻剂。合适的实例为粘弹性表面活性剂和增大分子量的聚合物。
交联剂可选自可交联聚合物的多价阳离子如Al、Fe、B、Ti、Cr和Zr，或有机交联剂如聚乙烯酰胺、甲醛。
硫化物清除剂可适当地为醛或酮。
粘弹性表面活性剂可选自氧化胺或羧基丁烷基表面活性剂。
在本发明的方法中，所述流体可从地层驱回。甚至更优选地，再循环(部分)溶液。
然而，必须认识到作为可生物降解的螯合剂，GLDA不会完全流回且因此不可完全程度地再循环。
通过下文实施例进一步阐述本发明。
实施例
岩心驱油试验的一般程序
图1显示了岩心驱油装置的示意图。对各岩心驱油试验而言，使用一块直径为1.5英寸且长度为6或20英寸的新岩心。将所述岩心置于岩心保持器中，使用可收缩密封膜以防止保持器和岩心之间的任何泄漏。
使用Enerpac液压手动泵将盐水或测试流体泵经所述岩心，并施加所需的上覆压力。预热的测试流体的温度通过紧凑型台式CSC32系列控制，其分辨率为0.1°，且精度为0.25%满量程±1°C。使用K型热电偶和两个输出极(5A120Vac SSR)。施加1,000psi的背压以将CO2保持在溶液中。
背压通过S91-W型Mity-Mite背压调节器控制且保持在比上覆压力小300-400psi的恒定压力下。使用一套FOXBORO压差传感器(型号为IDP10-A26E21F-M1)测量横跨岩心的压力降，并借助lab view软件监控。分别安装量程为0-300psi和0-1500psi的两块仪表。
在进行岩心驱油试验之前，首先将岩心在300°F的烘箱中干燥并称量。随后，将所述岩心在2,000psi上覆压力和1,000psi背压下用5重量%NaCl盐水饱和。孔体积由干燥和饱和的岩心重量之差除以盐水密度而计算。
使用用于牛顿流体在多孔介质中的层流、线性流和稳态流的Darcy方程由压力降计算处理前后的岩心渗透率：
K=(122.81qμL)/(ΔpD2)
其中K为岩心渗透率(md)，q为流动速率(cm3/分钟)，μ为流体粘度(cP)，L为岩心长度(in)，Δp为横跨岩心的压力降(psi)，且D为岩心直径(in)。
在岩心驱油试验之前，将所述岩心预热至所需的测试温度达至少3小时。
在实施例中，在Berea和/或Bandera砂岩岩心上于150°F(约66°C)和300°F(约149°C)以及5cm3/分钟下研究15重量%HCl的溶液以及HEDTA和GLDA的溶液(二者均为0.6M且pH值为约4或7)以确定这些螯合剂对Berea和Bandera砂岩岩心的功用。HEDTA和GLDA获自AkzoNobel FunctionalChemicals BV。MGDA获自BASF Corporation。
下表1显示了所述两种砂岩地层的矿物质组成。
Figure BDA00003352160700161
实施例1.用HCl、GLDA、MGDA和HEDTA溶液增产Berea砂岩
图2显示了在300°F(约149°C)和5cm3/分钟下，使用Berea砂岩岩心对0.6M HEDTA(pH=4)和0.6M GLDA(pH=4)的横跨岩心的归一化压力降。两种螯合剂具有几乎相同的倾向。在注入2PV(孔体积)后，GLDA比HEDTA更相容(据推测，在使用HEDTA时在该相中存在一些微粒迁移)，且在注入5PV后，对该两种螯合剂而言，归一化的压力降相同。基于这些结果，可得出结论：HEDTA和GLDA二者在pH4下与Berea砂岩岩心相容。
图3显示了在pH4下于Berea砂岩中，15重量%HCl、0.6M HEDTA、0.6M MGDA、0.6M GLDA的渗透率之比(最终岩心渗透率/初始岩心渗透率)。对GLDA而言，渗透率之比为1.70，对HEDTA而言为1.25，对MGDA而言为0.9，对HCl而言为0.9，这表明在低pH下，GLDA在增产Berea砂岩岩心中的改善能力要高于HEDTA、MGDA和HCl。
实施例2
图4在相同条件下于Berea砂岩中对0.6M GLDA和0.6M HEDTA进行了对比。与所述条件(pH=3.8或6.8且温度=150°F或300°F)无关，用GLDA增产后的渗透率之比显著优于用HEDTA增产后的渗透率之比。对流出试样的分析表明，HEDTA与GLDA的主要差异在于所溶解的镁和铝的量。在pH=3.8和150°F下，与HEDTA相比，GLDA溶解超过2倍量的铝和超过3倍量的镁。这表明GLDA不仅对砂岩岩心中的碳酸钙起作用，而且也对白云石以及令人惊讶地对粘土(硅铝酸盐)也起作用。与HCl不同，GLDA与粘土的相互作用不导致渗透率的降低，而是提高了渗透率。
实施例3
图5显示了在pH4、5cm3/分钟和300°F下，用0.4M、0.6M和0.9M GLDA处理的Berea砂岩岩心的渗透率之比。浓度为0.6M的GLDA给出了几乎与0.9M浓度相同的渗透率提高效果。由于Berea砂岩岩心不具有很多的待溶解碳酸盐(3重量%方解石和白云石)，因此没有必要将浓度提高至0.9M。与在0.6M下相比，GLDA在0.4M浓度下给出了更低的渗透率提高效果，这是因为其在低浓度下具有低溶解能力。
实施例4
图6显示了在pH11、5cm3/分钟和300°F下，用0.4M、0.6M和0.9MGLDA处理的Berea砂岩岩心的渗透率之比。观察到与在pH4下的GLDA情况类似的结果，将GLDA/pH11的浓度由0.4M提高至0.6M给出了几乎相同的渗透率之比提高效果。
实施例5.用HCl、HEDTA、MGDA和GLDA溶液增产Bandera砂岩岩心
图7显示了在pH4下于Bandera砂岩中，15重量%HCl、0.6M HEDTA、0.6M MGDA和0.6M GLDA的渗透率之比(最终岩心渗透率/初始岩心渗透率)。对GLDA而言，渗透率之比为1.96，对HEDTA而言为1.17，对MGDA而言为1，对HCl而言仅为0.18。在pH4下，GLDA比HEDTA或MGDA溶解明显更多的钙且比HEDTA或MGDA更好地提高了Bandera岩心渗透率。清楚发现由于粘土在所述反应条件下在HCl呈现不稳定，HCl导致对Bandera砂岩岩心的破坏。
因此，在低pH值(4)下于300°F(约149°C)下，GLDA在Berea和Bandera砂岩岩心中的性能优于HEDTA或MGDA。在pH4下，在Berea砂岩岩心中，GLDA对岩心渗透率的提高比HEDTA高1.4倍，在Bandera砂岩岩心的情况下高1.7倍；而MGDA在这些岩心的任一种中均不能提高渗透率，这表明与HEDTA或MGDA相比，GLDA更适于作为用于增产砂岩岩心的螯合剂。对HCl所观察到的渗透率结果甚至比对HEDTA或MGDA所观察的结果更差，且GLDA在两种岩心中的性能都比HCl好得多。
实施例6
在玻璃烧杯中装入400ml下表2所示的螯合剂溶液，即pH值为约3.6的约20重量%单钠盐。将该烧杯置于Burton Corblin1升高压釜中。
烧杯与高压釜之间的空间用沙子填充。用PTFE绳将两个干净的Cr13钢(UNS S41000钢)取样管与所述高压釜盖相连。在测试前，所述取样管已用异丙醇清洁且称量。用少量N2将该高压釜吹扫3次。随后开始加热，或者在高压试验中，首先用N2将压力设定为约1,000psi。在达到149°C的温度之后，立即开启6小时的定时器。在149°C下6小时后，用冷自来水在约10分钟内将所述高压釜快速冷却至<60°C。在冷却至<60°C后，将所述高压釜减压，并从螯合溶液中取出钢取样管。用少量水和异丙醇冲洗该取样管以将其清洁。再次称量所述取样管并保留所述螯合溶液。
表2：酸/螯合溶液
螯合剂 活性成分及含量 pH(原样)
GLDA 20.4重量%GLDA-NaH3 3.51
HEDTA 22.1重量%HEDTA-NaH2 3.67
MGDA 20.5重量%MGDA-NaH2 3.80
在表3方案中，显示了不同溶液的13Cr钢取样管(UNS S41000)的腐蚀研究结果。
表3：不同螯合剂或酸溶液的腐蚀数据
Figure BDA00003352160700191
在149°C和1,000psi的压力下，HEDTA(pH3.7)的腐蚀速率显著高于MGDA(pH3.8)，且比GLDA(pH3.5)高得多。在149°C和1,000psi的压力下，HEDTA(pH3.7)和MGDA(pH3.8)的腐蚀速率均高于油气工业中通常接受的0.05磅/平方英尺(6小时测试期间)极限值，这意味着它们需要腐蚀抑制剂以用于该工业中。当以与本实施例相符的条件使用时，由于MGDA显著优于HEDTA，其需要低得多的量的腐蚀抑制剂以可接受地用于上述应用场合中。在149°C(300°F)下，GLDA对13Cr钢(不锈钢S410，UNS41000)的6小时腐蚀明显低于油气工业中通常接受的0.05磅/平方英尺的极限值。因此可得出结论：在该领域中可使用GLDA，而无需添加腐蚀抑制剂。
实施例7
根据实施例6所述的方法，使用阴离子表面活性剂和/或腐蚀抑制剂进行腐蚀试验。所述表面活性剂—Witconate NAS-8选自阴离子水润湿性表面活性剂组。Witconate NAS-8由36%1-辛烷磺酸钠盐、60%水和4%硫酸钠组成。Armohib31代表一类广泛用于油气工业中的腐蚀抑制剂，且由烷氧基化脂肪胺盐、烷氧基化有机酸和N,N’-二丁基硫脲组成，100%活性成分。所述腐蚀抑制剂和阴离子表面活性剂获自AkzoNobel Surface Chemistry。
图8清楚显示了GLDA和HEDTA腐蚀行为的差异。无添加剂的GLDA显示出没有腐蚀，而HEDTA的腐蚀速率为0.2787磅/平方英尺，这远远高于通常可接受的0.05磅/平方英尺的极限值。在添加腐蚀抑制剂后，HEDTA和GLDA的腐蚀速率相当。对HEDTA而言，添加阴离子表面活性剂导致腐蚀速率提高至不可接受的0.7490磅/平方英尺的速率，对HEDTA而言提高至0.9592磅/平方英尺，这表明该阴离子表面活性剂本身具有腐蚀性。当将0.5体积%的腐蚀抑制剂与6体积%的阴离子表面活性剂与HEDTA组合时，腐蚀速率降至0.2207磅/平方英尺，这仍然过高。相反，在相同条件下，GLDA的腐蚀速率降至可接受的速率，这表明GLDA对该金属具有令人惊讶的温和特性。即使当腐蚀抑制剂的量提高至1.5体积%时，HEDTA的腐蚀速率仍比所述可接受的速率高3倍。对GLDA而言，当腐蚀抑制剂的量提高至1.5体积%时，腐蚀速率升高，这表明在这些条件下最佳腐蚀抑制剂浓度为约0.5体积%，这显著低于HEDTA所需的量。
实施例8
为了研究阴离子表面活性剂浓度的影响，根据实施例6所述的方法进行了更多的腐蚀试验，其中腐蚀抑制剂和阴离子表面活性剂描述于实施例7中。图9显示了使用1.5体积%Armohib31和2-6体积%Witconate NAS-8的HEDTA和GLDA腐蚀速率的对比。并未对腐蚀抑制剂的量进行优化以获得低于0.05磅/平方英尺的可接受极限的腐蚀速率，但图9清楚显示出在相同条件下，GLDA的腐蚀性显著低于HEDTA，尤其是在较低的表面活性剂浓度下。注意到获得可接受腐蚀速率的最佳腐蚀抑制剂浓度对HEDTA而言为高于1.5体积%，而对GLDA而言低于1.5体积%。
实施例9
在300°F下研究用油饱和岩心的影响。首先用水使所述岩心饱和，然后用油以0.1cm3/分钟冲洗，将3孔体积的油注入所述岩心中，随后将所述岩心在200°F的烘箱中静置24小时和15天。
通过在2cm3/分钟的注入速率和300°F下用0.6M GLDA对其进行处理而实现Swi下的饱和有油的岩心的岩心驱油试验。在pH4下用0.6M GLDA处理的印第安纳岩心具有22cm3的孔体积，且在用油冲洗该岩心后的残余水为5cm3(Swi=0.227)。在将该岩心浸泡15天且然后在300°F和2cm3/分钟下用水对其进行冲洗后，仅采出6cm3油，且残余油的体积为10cm3(Sor=0.46)；这是具有高比例的油润湿性孔体积的岩心。对水饱和的岩心而言，用GLDA处理的岩心的突破孔体积(PVbt)为3.65PV，对油饱和的岩心而言为3.10PV。对pH4下用0.6M GLDA处理的岩心而言，岩心中油的存在降低了PVbt，因此通过形成占主导的蠕虫孔而使GLDA在油饱和的岩心中的性能得以提高。该性能的提高可归因于暴露于与GLDA反应中的接触面积的降低。2DCT扫描图像显示，蠕虫孔的直径未受到用油或水饱和岩心的影响。
该实施例证实GLDA与油和水的相容性相当。
实施例10
使用实施例9所述的方法，对用油和水饱和的岩心对GLDA性能的影响进行了研究。将pH值为4的0.6M GLDA溶液在5cm3/分钟和300°F下用于岩心驱油试验中。在水饱和的岩心中，PVbt为4PV。
使用油饱和的岩心且使用相同的溶液重复岩心驱油试验，在油饱和的岩心情况下，再次获得4PV的PVbt。这再次证实GLDA与油和水具有相当的相容性。

Claims (21)

1.处理砂岩地层的方法，包括将包含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)且pH值为1-14的流体引入所述地层中。
2.根据权利要求1的方法，其中温度为35-400°F(约2-204°C)。
3.适用于根据权利要求1或2的方法中的流体，其pH值为1-14，且包含基于总流体为5-30重量%的谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)、腐蚀抑制剂、表面活性剂和任选的互溶剂。
4.根据权利要求3的流体，此外还包含一种或多种选自如下组的组分：抗渣剂、(水润湿性或乳化性)表面活性剂、腐蚀抑制剂强化剂、起泡剂、增粘剂、润湿剂、转向剂、氧清除剂、携带液、降滤失添加剂、降阻剂、稳定剂、流变调节剂、胶凝剂、防垢剂、破胶剂、盐、盐水、pH调节添加剂、杀菌剂/生物杀伤剂、颗粒物、交联剂、盐替代物、相对渗透率调节剂、硫化物清除剂、纤维、纳米颗粒和固砂剂。
5.根据权利要求3或4的流体，其中所述表面活性剂为非离子或阴离子表面活性剂。
6.根据权利要求3-5中任一项的流体，其中所述表面活性剂以0.1-2体积%的量存在，基于总流体。
7.根据权利要求3-6中任一项的流体，其中所述腐蚀抑制剂以大于0至2体积%，优选0.1-2体积%的量存在，基于总流体。
8.根据权利要求3-7中任一项的流体，其包含水作为溶剂。
9.根据权利要求3-8中任一项的流体，其中所述互溶剂以1-50重量%的量存在，基于总流体。
10.根据权利要求3-9中任一项的流体，其具有3.5-13的pH值。
11.根据权利要求3-10中任一项的流体，其中所述互溶剂选自低级醇如甲醇、乙醇、1-丙醇、2-丙醇；二醇如乙二醇、丙二醇、二甘醇、二丙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、聚乙二醇-聚乙二醇嵌段共聚物；二醇醚如2-甲氧基乙醇、二甘醇单甲醚；基本上水/油溶性的酯，如C2-C10酯；以及基本上水/油溶性酮，如C2-C10酮。
12.要素的成套包装，其中一个要素包含含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)、腐蚀抑制剂和表面活性剂的流体，且另一要素包含互溶剂；或者其中一个要素包含含谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)和腐蚀抑制剂的流体，且另一要素包含互溶剂和表面活性剂。
13.根据权利要求12的要素的成套包装，其中一个要素中的流体的pH值为1-14且包含基于总流体为5-30重量%的谷氨酸N,N-二乙酸或其盐(GLDA)。
14.根据权利要求12或13的要素的成套包装，其中所述流体或者任一要素此外还包含一种或多种选自如下组的组分：抗渣剂、(水润湿性或乳化性)表面活性剂、腐蚀抑制剂强化剂、起泡剂、增粘剂、润湿剂、转向剂、氧清除剂、携带液、降滤失添加剂、降阻剂、稳定剂、流变调节剂、胶凝剂、防垢剂、破胶剂、盐、盐水、pH调节添加剂、杀菌剂/生物杀伤剂、颗粒物、交联剂、盐替代物、相对渗透率调节剂、硫化物清除剂、纤维、纳米颗粒和固砂剂。
15.根据权利要求12-14中任一项的要素的成套包装，其中所述表面活性剂为非离子或阴离子表面活性剂。
16.根据权利要求12-15中任一项的要素的成套包装，其中所述表面活性剂以0.1-2体积%的量存在，基于包含其的要素中的总流体。
17.根据权利要求12-16中任一项的要素的成套包装，其中所述腐蚀抑制剂以0.1-2体积%的量存在，基于包含其的要素中的总流体。
18.根据权利要求12-17中任一项的要素的成套包装，其中一种或全部要素中的流体均包含水作为溶剂。
19.根据权利要求12-18中任一项的要素的成套包装，其中所述互溶剂以1-50重量%的量存在，基于包含其的要素中的总流体。
20.根据权利要求12-19中任一项的要素的成套包装，其中一个要素中的流体具有3.5-13的pH值。
21.根据权利要求12-20中任一项的要素的成套包装，其中所述互溶剂选自选自低级醇如甲醇、乙醇、1-丙醇、2-丙醇；二醇如乙二醇、丙二醇、二甘醇、二丙二醇、聚乙二醇、聚丙二醇、聚乙二醇-聚乙二醇嵌段共聚物；二醇醚如2-甲氧基乙醇、二甘醇单甲醚；基本上水/油溶性的酯，如C2-C10酯；以及基本上水/油溶性酮，如C2-C10酮。
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