CN104024369A - 处理高温地下地层的组合物和方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了处理高至约500°F(260℃)的高温地下地层的井处理流体和方法。所述井处理流体和处理方法使用高分子量合成共聚物和使流体的pH值维持在约4.5-约5.25范围内的pH缓冲液。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。井处理流体可以是增能的或发泡的。

Description

处理高温地下地层的组合物和方法
技术领域
本发明涉及一种处理高温地下地层的方法和组合物。更特别地，本发明涉及处理在高至约500°F(260℃)的温度下被其中注入高温增能的或发泡的井处理流体的井筒穿透的地下地层的方法和组合物。
现有技术的描述
与现有的钻井操作相比，含烃地下地层的持续勘探经常需要操作人员钻得显著更深。除了钻得更深之外，操作人员一直在设法提高烃的产量。从多种地层提高烃产量的一种方法是水力压裂。在水力压裂工艺中，以一定的速度和压力把粘性的井处理流体注入井筒以使裂纹或裂缝通向周围的地层。
典型地，水力压裂的井处理流体包括瓜尔胶或瓜尔胶衍生物或者粘弹性表面活性剂作为增稠剂来协助运输支撑剂、减小摩擦、控制流体损失和控制裂缝几何形状。水力压裂流体通常把支撑剂运输至裂缝以阻止裂缝完全地封闭。除了能把支撑剂放置在裂缝中之外，压裂流体必须能通过降低其粘度来降解以使低粘度流体能够刚好在烃生产之前容易地从裂缝中清理出去。
当处理对水敏感的地下地层时，经常需要最小化井处理流体中的水量。在这种情况下，通常优选的是将发泡剂和流体混合。这使得引入地层的水量降低而不会损失流体体积。从而提高了流体的回收。合适的发泡剂包括如氮气和二氧化碳的发泡气体。在一些情况下，可以使用这些气体的混合物。两种这些气体的混合物称为二元组合物。
通常，术语“增能的”指的是含有两相的液体，其中小于53体积百分比的内相是气体或者液体(例如，氮气或者液态CO2)。通常，术语“发泡的”指的是其中大于53体积百分比的内相是气体或者液体的流体。增能的或发泡的流体特别适用于压力下的气储层和富含可膨胀的和移动的粘土的井。
随着钻井深度的持续增大，地层温度也增大。不幸地是，当温度超过325°F(162.8℃)时，许多瓜尔胶基的压裂流体(包括发泡的或增能的瓜尔胶基压裂流体)开始失效，其原因是它们损失了部分或全部的粘性。许多瓜尔胶基压裂流体急剧地降解，阻碍了最佳的支撑剂放置、流体损失控制或裂缝几何形状。
在高温下，通常在比完成压裂处理所需的时间更短的时间内，瓜尔胶基聚合物容易通过多种方法而进行自动降解。随着温度的持续升高，降解通常变得更糟。升高的温度加剧这种行为。最多的降解导致聚合物链的断裂，其同时降低了流体的粘度。这可能是由于以下原因：来自流体中所携带的余量空气的氧化，沿着聚合物主链的乙缩醛键的热诱导断裂，聚合物的水解或其组合。
需要可用于更深和更热的操作中的地层，同时当完成压裂工艺时能以受控方式降解的压裂流体。也需要用于处理更深和更热但对水敏感的地层的增能的或发泡的压裂流体。更加期望的是这样的压裂流体是稳定的，以使得压裂流体能在裂缝中移动更远的距离。
发明概述
考虑到前面所述，本发明的一个实施方案提供了能压裂高至约500°F(260℃)温度的地下地层的高温井处理流体。该高温井处理流体包含水、高分子量合成共聚物和交联剂。该高温井处理流体可以进一步包含pH缓冲液。
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，共聚物包含约30-约80wt.％的丙烯酰胺、约20-约50wt.％的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和约1-约5wt.％的膦酸乙烯酯。pH缓冲液能使高温井处理流体维持约4.5-约5.25的pH值。
本发明的一个实施方案还提供了能压裂高至约500°F(260℃)温度的地下地层的高温发泡的或增能的井处理流体。该高温发泡的或增能的井处理流体包含水、高分子量合成共聚物、交联剂，和任选的pH缓冲液，以及发泡剂(例如发泡气体，如氮气和二氧化碳)，以及任选的非气态发泡剂。高温井处理流体的pH值可以在约4.0和约6.0之间，pH缓冲液能使高温井处理流体保持该pH值范围。
一方面，发泡的或增能的流体包含源自丙烯酰胺、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，该共聚物包含约30-约80wt.％的丙烯酰胺、约20-约50wt.％的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和约1-约5wt.％的膦酸乙烯酯。
除了高温井处理流体组合物之外，本发明的实施方案还提供了压裂地下地层的方法。在一个实施方案中，提供了压裂高至约500°F(260℃)温度的地下地层的方法。在该实施方案中，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；交联剂和pH缓冲液的高温井处理流体在足以压裂地下地层的压力下与至少一部分地下地层接触。pH缓冲液使高温井处理流体的pH值维持在约4.5-约5.25的范围内。
本发明的另一个实施方案提供了另一种压裂地下地层的方法。在该实施方案中，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触形成水溶性聚合物。水溶性聚合物接触交联剂和发泡剂以生成发泡的或增能的流体。在足以压裂地层的压力下，至少一部分地下地层与发泡的或增能的液体接触。发泡的或增能的流体可以进一步包含pH缓冲液，优选使发泡的或增能的流体的pH值维持在约4.0-约6.0的范围内。
在此描述的用于高温井处理流体中的其他添加剂也可以用在本发明的实施方案中。这种添加剂可以包含能与高温井处理流体中的高分子量聚合物共聚的另外的单体，有助于高温井处理流体长时间有效的稳定剂、有助于提高高温井处理流体粘度的交联剂、有助于分解高温井处理流体的破胶剂(breaker)、有助于高温井处理流体水合作用的表面活性剂等等。用于高温井处理流体中的其他合适的化合物，例如支撑剂和其他添加剂，对本领域的技术人员将会是清楚的并且在本发明的范围内予以考虑。
附图说明
图1是根据本发明的实施方案的高温井处理流体在不同的温度下有或没有破胶剂时的表观粘度对应时间的曲线图；
图2是根据本发明的实施方案的高温井处理流体在350°F(176.7℃)下有或没有破胶剂时的表观粘度对应时间的曲线图；
图3是根据本发明的实施方案的含有不同量的共聚物的高温井处理流体的表观粘度和温度的曲线图；
图4是根据本发明的实施方案的含有63体积％的氮气的高温井处理流体的表观粘度的曲线图；和
图5是根据本发明的实施方案的用30体积％的二氧化碳增能的高温井处理流体的表观粘度的曲线图。
尽管本发明容易有各种改进和替代形式，但是特定的实施方案已经通过附图中的实施例的方法给出并将在此详细描述。然而，将会理解的是本发明不限于公开的特定形式。相反，本发明覆盖如所述权利要求书中所限定的落入本发明的精神和范围内的所有的改进、等价物和替代方式。
示例性实施方案的说明
下面，对本发明的示例性实施方案进行描述，其可能用在烃采收操作中和用在井筒的处理中。为了清楚起见，在本说明书中不会描述实际实施的所有特征。必然会理解的是，在任何此类实际的实施方案的研发中，必须做出许多的具体实施的决定来达到研发者的具体目标，其对于每次实施将是不同的。而且，将会理解的是，这种研发努力可能是复杂的和耗费时间的，但是对本领域的技术人员而言仍然是对本公开有利的例行程序。从如下说明书的考虑，将会清楚本发明的各种实施方案进一步的方面和益处。
本发明的一个实施方案提供了能在高至约500°F(260℃)的温度下压裂地下地层的高温井处理流体。在该实施方案中，该高温井处理流体包含水、高分子量合成共聚物、交联剂和任选的pH缓冲液。
在另一个实施方案中，高温井处理流体可以用发泡剂(例如发泡气体)和任选的非气态发泡剂来发泡或增能。所得到的流体包括两相——液相和气相。当气态的内相小于约53体积百分比时，该流体称为“增能的流体”。当气态的内相大于53体积百分比时，该流体称为“发泡的流体”。
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种烯键式不饱和羧酸的酰胺。一方面，高分子量合成共聚物具有大于约375的K-值。一方面，K-值在约50-约750之间；或者替代地，在约150-约350之间。K-值(即Fikentscher K-值)是聚合物平均分子量的量度标准。本领域技术人员通常所使用的计算K值的测试方法是按照ISO1628-2(DIN53726)测定。在本发明的实施方案中，高温井处理流体包含乳液中的约25wt.％的高分子量共聚物。乳液中的高分子量共聚物存在的量为在小于350°F(176.7℃)的温度下约10加仑每1,000加仑高温井处理流体-在500°F(260℃)下约25加仑每1,000加仑高温井处理流体。高分子量合成共聚物的浓度取决于地下地层的温度以及高分子量合成共聚物将暴露于升高的温度的持续时间。通常，在较高温度下与在较低温度下相比需要更多的高分子量合成共聚物。
一方面，共聚物源自约20-约90wt.％的丙烯酰胺、约9-约80wt.％的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和约0.1-约20wt.％的膦酸乙烯酯；替代地，约30-约80wt.％的丙烯酰胺、约25-约60wt.％的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和约0.2-约10wt.％的膦酸乙烯酯；替代地，约40-约70wt.％的丙烯酰胺、约30-约40wt.％的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和约1-约3wt.％的膦酸乙烯酯；或者替代地，约50wt.％的丙烯酰胺、约30wt.％的丙烯酰胺甲基丙烷磺酸和约2wt.％的膦酸乙烯酯，以及余量的丙烯酰胺与丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的共聚物。
高温井处理流体可进一步地使用合适的气体或液体来发泡或增能或者用合适的液体来乳化。发泡的和增能的流体通过减少水量而降低密度，并且不会损失流体体积以及增加井处理流体的粘度。当处理对水敏感的地下地层(例如压力下的气储层，如干煤层和富含可膨胀的和移动的粘土的井)，期望最小化液体中的水量时，特别适合使用它们。虽然氮气和液态CO2更常用作用于发泡的和增能的流体的适合的发泡剂，但地可以使用本领域已知的任何其他的气体或液体，例如隋性气体(如氩)或者天然气。一方面，对于发泡的流体，发泡剂以提供53体积百分比-超过96体积百分比的内部气体的量存在，对于增能的流体以提供5-53体积百分比的内部气体的量存在。在优选的实施方案中，流体中发泡剂的量提供具有约20％-50体积％的内部气体的增能的流体，或者具有约63-约94体积％的内部气体的发泡的流体。
在某些情况下，期望的是将非气态的发泡剂添加至流体。当使用时，这种非气态的发泡剂通常联合发泡气体一起使用。非气态的发泡剂通常有助于稳定所得到的流体并且减小流体中需要的水量。此外，该试剂通常提高流体的粘度。例如，当流体中内部气体的量超过30体积％时，可进一步添加非气态的发泡剂至流体以生成发泡的流体。加入非气态的发泡剂通常会增加流体的粘度。除了增加粘度之外，非气态的发泡剂还有助于稳定所得到的流体。非气态的发泡剂可以是两性型、阳离子型或阴离子型，并且可以包含基于甜菜碱、α烯烃磺酸盐、硫酸酯醚、乙氧基化硫酸酯醚和乙氧基化物的表面活性剂。
合适的阴离子型非气态发泡剂包括烷基醚硫酸盐、乙氧基化醚硫酸盐、磷酸酯、烷基醚磷酸盐、乙氧基化醇磷酸酯、烷基硫酸盐和α烯烃磺酸盐。优选的α烯烃磺酸盐是一价阳离子的盐，一价阳离子例如碱金属离子(如钠、锂或钾)、铵离子或者烷基取代的或羟烷基取代的铵，其中烷基取代基可以在每个取代基中含有1-3个碳原子。α烯烃组成部分通常具有12-16个碳原子。
优选的烷基醚硫酸盐也是上述提及的一价阳离子的盐。烷基醚硫酸盐可以是烷基聚醚硫酸盐，并且在烷基醚组成部分中含有8-16个碳原子。优选的阴离子型表面活性剂是月桂基醚硫酸钠(2-3摩尔氧化乙烯)、C8-C10醚硫酸铵(2-3摩尔氧化乙烯)和C14-C16α烯烃磺酸钠及其混合物。特别优选的是醚硫酸铵。
合适的阳离子型非气态发泡剂包括烷基季铵盐、烷基苄基季铵盐和烷基氨基胺季铵盐。
优选的非气态发泡剂是烷基醚硫酸盐、烷氧基化醚硫酸盐、磷酸酯、烷基醚磷酸盐、烷氧基化醇磷酸酯、烷基硫酸盐和α烯烃磺酸盐。
典型地，井处理流体中发泡剂的量足以提供约30-约98，优选90百分比或更高的泡沫量。泡沫量是井处理流体完成预定目标所需的液体体积的最低量的度量。因此，90百分比的泡沫量指的是使用通过去稳定作用提供10ml的液态井处理流体的100ml发泡的井处理流体。
本发明的pH缓冲液有助于将高温井处理流体的低pH值维持在约4.0-约6.0的范围。pH缓冲液可以包括乙酸和乙酸钠或者乙酸、乙酸钠的组合，或者甲酸。
一方面，所需的pH缓冲液的量将有效地使高温井处理流体的pH值维持在约4.5-约5.25范围内；或者替代地，在约4.75-约5的范围内；或者替代地，为约5。一方面，与pH调节剂相对，pH缓冲液是如本领域技术人员所理解的纯pH缓冲液。在此描述的系统和方法的低pH值有助于在井处理工艺之后清除流体。
在高温井处理流体是发泡的或增能的情况下，当发泡气体为氮气时，所需的pH缓冲液的量将有效地使高温井处理流体的pH值维持在约5.3-约5.75范围内，当发泡气体为二氧化碳时则是约4.1-约4.5。
在高于400°F(204.4℃)的温度下，可以使用包含乙酸和乙酸钠，在25％时pH值约为5的pH缓冲液。在低于400°F(204.4℃)的温度下，可以使用其他pH缓冲液，例如乙酸和甲酸缓冲液。通常，可以使用任何能使高温井处理流体的pH值维持在约4.5-约5.25范围内并且不会干扰高温井处理流体的剩余成分的pH缓冲液。其他合适的pH缓冲液对本领或的技术人员将会是清楚的并且在本发明的范围内予以考虑。
包含乙酸和乙酸钠、pH值约为5的pH缓冲液可以以约1加仑每1,000加仑高温井处理流体-约3加仑每1,000加仑高温井处理流体的浓度使用，这取决于地下地层的温度。
高分子量合成共聚物可以进一步地与其他单体共聚以提供与高温井处理流体的稳定性相关的各种优势。与瓜尔胶基高温井处理流体相似，当首先与少量的单体共聚井且在井现场与过渡金属(例如铁、钛、锆、铬、铪、铝及其组合)交联时，本发明的高温井处理流体的粘度将会显著地提高。可以与高分子量合成聚合物共聚的适合的单体包括选自以下的单体：丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的碱金属盐、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的铵盐、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、来自钙盐的二价阳离子、来自镁盐的二价阳离子及其组合。例如，可以将丙烯酰胺甲基丙烷磺酸(AMPS)的碱金属或铵盐、磺酸苯乙烯酯或磺酸乙烯酯共聚来为高分子量合成聚合物增加耐盐性。来自钙盐和镁盐的二价阳离子也适用于为高分子量合成聚合物增加耐盐性。作为另一个实例，如N-乙烯基酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、N-乙烯基甲酰胺、N-乙烯基乙酰胺和N-二烯丙基乙酰胺的单体也可以与高分子量合成聚合物共聚以通过吸附在支撑剂表面上来有助于支撑剂输送。高分子量合成共聚物的共聚物可以通过生成高分子量共聚物所必须的共聚方法来制造。生成共聚物的特别有效的方法是通过反向聚合物乳液，这是因为在压裂过程中其能容易地进入水流中并产生快速地水合，这可以减少井现场所需的设备数量。
本发明的高温井处理流体也可以包含稳定剂来有助于高温井处理流体长时间有效。稳定剂帮助延长高温井处理流体作用时间的一种方式是，通过与不含稳定剂的高温井处理流体将能够做到的相比，使高温井处理流体的粘度维持更长的时间。一方面，稳定剂是硫代硫酸钠、吩噻嗪或其组合。使用吩噻嗪作为稳定剂描述在2008年1月28日提交的共同未决的美国专利申请序列号12/020,755中。另一种合适的稳定剂是凝胶稳定剂，其可作为GS-1L(含有硫代硫酸钠)商购自Baker Hughes Incorpora ted。
通常，可以使用任何能维持高温井处理流体的粘度足够长的时间以进行压裂工艺的稳定剂化合物。可以使用的稳定剂的量包括能维持高温井处理流体的粘度(即阻止热降解)足够长的时间以进行压裂工艺的有效量。
一方面，本发明的高温井处理流体也可以包含交联剂。合适的交联剂可以是任何通过化学交联、物理交联或任何其他机理来提高高温井处理流体的粘度的化合物。例如，高分子量合成共聚物的胶凝可以通过用含有包括硼、锆和钛的金属离子的化合物或其混合物来交联高分子量合成共聚物来实现。一类合适的交联剂是锆基交联剂。合适的交联剂可以包括氯氧化锆、乙酸锆、乳酸锆、苹果酸锆、羟乙酸锆、乳酸锆三乙醇胺、柠檬酸锆、乳酸钛、苹果酸钛、柠檬酸钛、钛、铝、铁、锑、锆酸盐基化合物、锆三乙醇胺或有机锆酸盐，或者其组合。XLW-14是特别适合的锆酸盐交联剂，其可从Baker Hughes Incorpora t ed商购，并且描述在美国专利4,534,870中，其全部内容引入作为参考。
高温井处理流体中所需交联剂的量取决于井条件和要实现的处理类型，但是通常在高分子量合成共聚物流体中约10ppm-约1000ppm交联剂的金属离子的范围内。一方面，可以使用的交联剂的量包括能使高温井处理流体的粘度增大，使其能在压裂工艺中充分作用的有效量。在某些应用中，含水的聚合物溶液在添加交联剂后立即交联形成高粘性的凝胶。在其他的应用中，交联剂的反应可以延迟直到所需的时间才形成粘性的凝胶。
当使用锆作为交联剂时，锆具有固有的延迟并且取决于高温井处理流体的温度和高分子量合成聚合物浓度，用量为1加仑每1,000加仑-2加仑每1,000加仑。如果需要额外的稳定时间，可以以约1加仑每1,000加仑高温井处理流体-约3加仑每1,000加仑高温井处理流体的范围使用另外的稳定剂，例如硫代硫酸钠(如来自BJ ServiceS的GS-1L)。
本发明的高温井处理流体也可包含表面活性剂来帮助井处理工艺。表面活性剂通常有助于高分子量合成聚合物的水合作用。没有表面活性剂的话，本发明的高温井处理流体可能需要约20-30分钟来充分地水合。当添加表面活性剂时，实质地减少了水合时间。使用表面活性剂，水合所用时间可以小于5分钟。使用合适的表面活性剂，本发明的高温井处理流体的90-95％可以在约1-2分钟内水合。表面活性剂的类型和浓度可以控制高温井处理流体的水合时间。可以使用任何合适的表面活性剂，这对本领域的技术人员是清楚的。一方面，可以使用非离子型表面活性剂，例如乙氧基化醇。本发明中可以使用的合适的表面活性剂是从Rhodia商购的两种不同的表面活性剂的专利共混物。Rhodia共混物包含50wt.％的Rhodasurf BC720(其是烷氧基聚(乙烯氧基)乙醇表面活性剂)和具有10-18个碳分子的乙氧基化长链醇。一方面，表面活性剂包括烷氧基聚(乙烯氧基)乙醇、具有10-18个碳分子的乙氧基化醇及其组合。合适的表面活性剂的有效类型和用量对本领域的技术人员将是清楚的，并且在本发明的范围内予以考虑。
在本发明的一方面，高温井处理流体也包含破胶剂，其能以受控方式降解高温井处理流体以在井处理工艺完成时帮助操作者清理和除去高温井处理流体。例如，破胶剂可以在压裂处理之后有助于清理工作。粘度计测试表明含有氧化剂的大多数破胶剂对流体的降解有用。合适的氧化剂可以包括硼酸钠、过硫酸铵、过硫酸钠、过硼酸钠、过碳酸钠、过氧化钙、过氧化镁和高碘酸钠。由于导致了流体粘度的同时的和受控的降低，所以可以认为是受控的降解。测试表明了本发明的高温井处理流体的稳定性，即使在具有有意加入的含氧化剂的破胶剂的情况下，大大超过了瓜尔胶基井处理流体所获得的稳定性，使得在250°F(121.1℃)-500°F(260℃)之间的井温度下能够进行优化的处理。
一方面，破胶剂包括硼酸钠，或者是原态的或者是包封的。硼酸钠已经显示易于以受控的方式降解高温井处理流体。一方面，破胶剂包括溴酸钠、过硫酸铵、过硫酸钠、过硼酸钠、过碳酸钠、过氧化钙、过氧化镁、高碘酸钠、碱土金属过碳酸盐、碱土金属过硼酸盐、碱土金属过氧化物、碱土金属过磷酸盐、过氧化锌、过磷酸锌、过硼酸锌、过碳酸锌、硼化合物、过硼酸盐、过氧化物、过磷酸盐或其组合。破胶剂包括溴酸钠、过硫酸铵、过硫酸钠、过硼酸钠、过碳酸钠、过氧化钙、过氧化镁、高碘酸钠或其组合。本发明中可以使用的其他类型和用量的合适破胶剂对本领域的技术人员将是清楚的，并且在本发明的范围内予以考虑。
当使用溴酸钠破坏本发明的高温井处理流体时，溴酸钠的浓度可以是约0.5ppt高温井处理流体-20ppt高温井处理流体。浓度取决于溴酸钠的作用形式是固体、溶液或者是包封的，例如来自Baker Hughes Incorporated的High PermBRTM凝胶破胶剂。
在此描述的pH缓冲液、稳定剂、交联剂、破胶剂、单体和其他添加剂可以用在本发明的方法实施方案中以及组合物的实施方案中。用于高温井处理流体的其他合适的化合物，例如支撑剂和其他添加剂，对本领域的技术人员将是清楚的，并且在本发明的范围内予以考虑。
除了高温井处理流体的组成之外，本发明的实施方案提供了压裂具有高至约500°F(260℃)温度的地下地层的方法。在一个实施方案中，高温井处理流体在足以压裂地下地层的压力下与至少一部分地下地层接触。一方面，高温井处理流体包含：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；交联剂；以及使高温井处理流体的pH值维持在约4.5-约5.25范围内的pH缓冲液。
本发明的另一个实施方案提供了另一种压裂地下地层的方法。在该实施方案中，水与源自丙烯酰胺、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触形成水溶性聚合物，之后该水溶性聚合物与交联剂以及pH缓冲液接触生成胶凝流体。之后，胶凝流体在足以压裂地层的压力下与至少一部分地下地层接触。如同本发明的其他实施方案一样，pH缓冲液使胶凝流体的pH值维持在约4.5-约5.25范围内。
本发明的另一个实施方案提供了另一种压裂地下地层的方法。在该实施方案中，水与源自丙烯酰胺、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触形成水溶性聚合物。该水溶性聚合物与交联剂和发泡剂接触生成发泡的或增能的流体。在足以压裂地层的压力下使至少一部分地下地层与发泡的或增能的流体接触。发泡的或增能的流体可以进一步包含pH缓冲液，优选使发泡的或增能的流体的pH值维持在约4.0-约6.0范围内。
当与传统的瓜尔胶基井处理流体比较时，在此描述的组合物和方法表现良好。井处理流体需要持续长时间的足够粘度，以使井处理流体完成井处理工艺，例如压裂。在此描述的组合物和方法在升高的温度下比大多数现有技术的井处理流体稳定远远更长的时间。例如，本发明的高温井处理流体可以在高至约500°F(260℃)的温度下泵送长至约2小时的时间。高温井处理流体可以在高至约425°F(218.3℃)的温度下泵送长至约4小时的时间。高温井处理流体可以在高至约400°F(204.4℃)的温度下泵送长至约6小时的时间。
本发明的方法和组合物不需要任何新的或额外的装置。传统的井处理流体装置可以不加任何改进而使用。本发明的方法和组合物可以用于具有比许多现有的井处理流体能够适当作用更高的温度的地下地层。
实施例
实施例1
通过在1000加仑(ppt)自来水中混合40磅源自丙烯酰胺和丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的共聚物来制备本发明的高温井处理流体样品，并且进行水合30分钟。该实施例中所用的适合的共聚物是可从Allessa Chemie商购的AG5028P。添加剂的添加顺序如图1中所示。如图1中所示，使用R1B5浮子和杯组合测量并绘制在300°F(148.9℃)-500°F(260℃)的温度下高温井处理流体的以厘泊(cP)表示的表观粘度相对于以分钟表示的时间的曲线。图1表示不使用破胶剂的本发明的高温井处理流体的稳定性。使用两种不同的pH缓冲液控制pH值。如图1中所示，一些样品以干粉形式添加至压裂流体，同时其他成分在乳液中制备。在高至400°F(204.4℃)的样品中使用由乙酸(来自BakerHughes Incorporated的BF-10L)达到4.5的pH值。在大于400°F(204.4℃)的样品中使用由pH值为4.5的纯缓冲液(来自Baker Hughes Incorpora ted的BF-18L)达到4.76的pH值。在样品中使用2.5-3.0gpt的锆酸盐基交联剂(来自Baker Hughes Incorporated的XLW-14)。在400°F(204.4℃)下制备并测量两个样品，一个样品使用0.06wt.％的硫代硫酸钠凝胶稳定剂制备，另一个样品没有使用稳定剂制备。从图1中可以看出，在400°F(204.4℃)下使用了稳定剂的样品表现得远好于没有稳定剂的样品，即其比没有使用稳定剂的样品在更长的时间内维持其粘度。
实施例2
通过在1000加仑自来水中混合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(来自Alles sa Chemie的AG5028P)来制备本发明的高温井处理流体的三个样品，并且进行水合30分钟。添加剂的添加顺序如图2中所示。如图2中所示，使用R1B5浮子和杯组合测量并绘制在350°F(176.7℃)温度下高温井处理流体的表观粘度相对于以分钟表示的时间的曲线。使用1gpt的乙酸控制pH值至4.5(例如来自Baker Hughes Incorporated的BF-10L)。在样品中，每1,000加仑的高温井处理流体(gpt)使用2.5加仑的锆酸盐基交联剂(例如来自Baker Hughes Incorporated的XLW-14)。第一个样品不使用破胶剂制备。制备第二个和第三个样品分别使用1和3ppt的包封的溴酸钠，图2中标识为High Perm Br(来自Baker Hughes Incorporated的Higj Perm BRTM凝胶破胶剂)。从图2中可以看出，含有溴酸钠破胶剂的每个样品的粘度以一致的速度渐渐减少，这说明高温井处理流体可以以受控的方式降解。使用1ppt破胶剂的第二样品的粘度比使用3ppt破胶剂的第三样品的粘度减少得慢。
实施例3
通过将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与自来水混合(内置有来自Allessa Chemie的稳定剂的AG5028P)来制备本发明的高温井处理流体的三个样品，并且进行水合30分钟。试样中的成分、添加的顺序和条件如下所示：
成分/条件 样品1 样品2 样品3
共聚物(AG5028P)，ppt 25 40 50
凝胶稳定剂(GS-1L)，gpt 1 2 2
缓冲液(BF-65L)，gpt 1 1.5 2
交联剂(XLW-65)，gpt 1.5 1.5 2
温度，°F(℃) 350(176.7) 400(204.4) 450(232.2)
凝胶稳定剂GS-1L、缓冲液BF-65L和交联剂XLW-65均可从Baker HughesIncorpora ted商购。如图3中所示，使用R1B5浮子和杯组合测量并绘制在350°F(176.7℃)-450°F(232.2℃)的温度下高温井处理流体的表观粘度相对于以分钟表示的时间的曲线。使用pH值为5.0的纯pH缓冲液(例如来自BakerHughes Incorporated的BF-65L)控制pH值。从图3中可以看出，每个样品的粘度以一致的速度渐渐减少，这说明高温井处理流体可以在长时间内稳定并且仍可以以受控的方法降解。
实施例4
通过在还含有约140ppm吩噻嗪的1000加仑(ppt)自来水中混合15加仑GW-65L、源自丙烯酰胺和丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的Baker Hughes Incorporated的共聚物来制备高温井处理流体的样品。添加约1gpt的PSA-65L(来自BakerHughes Incorporated的产品)使流体进行水合30分钟。使用BF-65L缓冲液控制pH值，并使用XLW-65作为交联剂。将FAW-4发泡剂(来自Baker HughesIncorporated的产品)和氮气引入流体以提供63体积％的氮气。添加剂的添加顺序如图4中所示。然后使用流动回路流变仪评价流体的流变性，该流变仪配备恒定体积循环泵和独立的空气驱动泵。流动回路进一步配备10，000psi位置玻璃(site glass)用以观察。发泡的流体在20分钟内穿过闭合回路流变仪。如图4中所示，泡沫在长时间内是稳定的。
实施例5
通过在还含有约140ppm吩噻嗪的1000加仑(ppt)自来水中混合15加仑GW-65L、源自丙烯酰胺和丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的Baker Hughes Incorporated的共聚物来制备高温井处理流体的样品。添加约1gpt的PSA-65L(来自BakerHughes Incorporated的产品)使流体进行水合30分钟。使用BF-65L缓冲液控制pH值，并使用XLW-65作为交联剂以及C1aytreat-3C粘土作为稳定剂(来自Baker Hughes Incorporated的产品)。将FAW-4发泡剂(来自Baker HughesIncorporated的产品)和二氧化碳引入流体以提供30体积％的二氧化碳。添加剂的添加顺序如图5中所示。然后发泡的流体在约40分钟内穿过闭合回路流变仪。如图5中所示，流体比实施例4的流体显示出更大的粘度，并且流体在长时间内是稳定的。
尽管本发明仅以其形式中的一些来表示或者描述，但是本领域技术人员将清楚它并不限于此，而是可以容易地做出各种改变而不偏离本发明的范围。例如，在本发明的井处理流体中可以使用各种类型的添加剂。作为另一个实例，在此描述的井处理工艺可以使用各种类型的装置。

Claims (20)

1.一种压裂具有约300°F(149℃)-约500°F(260℃)温度的地下地层的方法，该方法包括以下步骤：在足以压裂地下地层的压力下，使高温井处理流体与至少一部分地下地层接触，该高温井处理流体包含：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；交联剂；包含吩噻嗪或者硫代硫酸钠和吩噻嗪的组合的稳定剂；和发泡剂。
2.根据权利要求1所述的方法，其中发泡剂是选自氮气和二氧化碳的发泡气体。
3.根据权利要求1所述的方法，其中高温井处理流体的泡沫量是约20-约98体积百分比。
4.根据权利要求1所述的方法，其中高温井处理流体的pH值是约4.0-约6.0。
5.根据权利要求2所述的方法，其中发泡气体是氮气。
6.根据权利要求5所述的方法，其中高温井处理流体的pH值是约5.3-约5.75。
7.根据权利要求2所述的方法，其中发泡气体是二氧化碳。
8.根据权利要求7所述的方法，其中高温井处理流体的pH值是约4.1-约4.5。
9.根据权利要求3所述的方法，其中发泡剂是氮气或者液态CO2并且存在的量是以体积计53至超过96体积百分比。
10.根据权利要求3所述的方法，其中发泡剂以对于增能的流体提供5-53体积百分比的内部气体或者对于发泡的流体提供大于53体积百分比的内部气体的量存在。
11.根据权利要求1所述的方法，其中高分子量共聚物存在的范围是约10加仑第1,000加仑胶凝流体-约25加仑每1,000加仑胶凝流体。
12.一种压裂具有约300°F(149℃)-约500°F(260℃)温度的地下地层的方法，该方法包括在足以制造或者扩大裂缝的压力下使至少一部分地下地层与交联的发泡的或者增能的井处理流体接触，该交联的发泡的或者增能的井处理流体源自：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；交联剂；包含吩噻嗪或者硫代硫酸钠和吩噻嗪的组合的稳定剂；和发泡剂，并且其中发泡的或者增能的流体中发泡剂的量对于增能的流体提供5-53体积百分比的内部气体或者对于发泡的流体提供约53-96体积百分比的内部气体。
13.根据权利要求12所述的方法，其中发泡剂是氮气或二氧化碳。
14.根据权利要求12所述的方法，其中发泡的或者增能的井处理流体的pH值为约4.0-约6.0。
15.一种压裂具有约300°F(149℃)-约500°F(260℃)温度的地下地层的方法，该方法包括在足以制造或者扩大地层中裂缝的压力下使至少一部分地下地层与发泡的或者增能的井处理流体接触，该发泡的或者增能的井处理流体包含：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，交联剂，包含吩噻嗪或者硫代硫酸钠和吩噻嗪的组合的稳定剂，和用于使流体的pH值维持在约4.0-约6.0范围内的pH缓冲液。
16.根据权利要求15所述的方法，其中高分子量共聚物具有大于约375的K值。
17.根据权利要求15所述的方法，其中高分子量共聚物存在的量是约10加仑每1,000加仑高温井处理流体-约25加仑每1,000加仑高温井处理流体。
18.根据权利要求15所述的方法，其中高分子量共聚物还包括选自以下的单体：丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的碱金属盐、丙烯酰胺甲基丙烷磺酸的铵盐、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、来自钙盐的二价阳离子、来自镁盐的二价阳离子及其组合。
19.根据权利要求15所述的方法，其中pH缓冲液包括乙酸、乙酸钠、甲酸或其组合，并且存在的量是约1加仑每1,000加仑胶凝流体-约3加仑每1,000加仑胶凝流体。
20.根据权利要求15所述的方法，其中发泡的或增能的处理流体还包含酶破胶剂。
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