CN107949617B - 具有纳米颗粒的高温压裂流体 - Google Patents

具有纳米颗粒的高温压裂流体 Download PDF

Info

Publication number
CN107949617B
CN107949617B CN201680045774.3A CN201680045774A CN107949617B CN 107949617 B CN107949617 B CN 107949617B CN 201680045774 A CN201680045774 A CN 201680045774A CN 107949617 B CN107949617 B CN 107949617B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracturing fluid
metal oxide
oxide nanoparticles
viscosity
crosslinked gel
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
CN201680045774.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN107949617A (zh
Inventor
梁枫
盖伊赞·阿尔-蒙塔谢里
李雷鸣
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
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 Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN107949617A publication Critical patent/CN107949617A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN107949617B publication Critical patent/CN107949617B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/882Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/885Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10Nanoparticle-containing well treatment fluids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/24Bacteria or enzyme containing gel breakers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26Gel breakers other than bacteria or enzymes

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)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Chemically Coating (AREA)
  • Inorganic Compounds Of Heavy Metals (AREA)

Abstract

高温压裂流体的实施例包含水性流体、含羧基合成聚合物、粒径为0.1到500纳米的金属氧化物纳米颗粒和金属交联剂,所述金属交联剂使所述含羧基合成聚合物交联以形成交联凝胶,其中所述金属氧化物纳米颗粒分散在所述交联凝胶内。

Description

具有纳米颗粒的高温压裂流体
相关申请的交叉参考
本申请要求2016年5月18日提交的美国专利申请第15/157,999号的优先权,所述申请要求2015年8月4日提交的美国临时专利申请第62/200,807号的优先权,其全文以引用的方式并入本文中。
技术领域
本发明的实施例通常涉及压裂流体,且更详细地说涉及包含金属氧化物纳米颗粒的压裂液体。
背景技术
萃取渗透率在纳达西(nano-darcy)至微达西范围内的紧密地下气层中所锁定的气体已受到相当多的关注;然而,这些紧密地下气层具有高温和高压的特征。举例来说,这些层处于约300至400℉的温度。传统的水力压裂流体可使用交联多醣凝胶(如瓜尔胶和瓜尔胶衍生物)以将支撑剂自表面传输到所期望的处理区;然而,瓜尔胶和瓜尔胶衍生物在这些较高温度下是不稳定的。
热稳定合成聚合物,如聚丙烯酰胺,可在300到400℉温度下用于压裂流体;然而,这些聚合物必须以非常高的浓度采用,从而产生足以悬浮支撑剂的粘度。这些流体的高聚合物浓度使其在压裂操作结束时极难以完全分解。因此,储气层内的聚合物残留物可能阻断气流。
发明内容
因此,不断地需要在高温下稳定、同时减少地下气层内聚合物残留物的压裂流体。
本发明的实施例通过以下来满足这些需求:使用一种高温压裂流体,所述压裂流体包含水性流体、含羧基合成聚合物、粒径为0.1至500纳米的金属氧化物纳米颗粒;和一种金属交联剂,其使含羧基合成聚合物和金属氧化物纳米颗粒交联以形成交联凝胶。
金属氧化物纳米颗粒(可包括过渡金属氧化物或稀土氧化物)增加压裂流体的粘度,由此允许压裂流体中聚丙烯酰胺的浓度降低。通过降低压裂流体中聚丙烯酰胺的浓度,压裂流体留下较少聚合物残留物,同时维持其在高温(例如300到400℉)下必需的粘度。
实施例的额外特征和优点将在下文的具体实施方式中阐述,并且将部分地由所属领域的技术人员从所述描述而容易地清楚或通过实践本文所描述的实施例(包括下文的具体实施方式、权利要求书以及附图)而认识到。
附图说明
图1为粘度相对于时间和温度的图式,对于:1)包含聚丙烯酰胺、Zr类交联剂(1型)和ZrO2纳米颗粒分散液的压裂流体;2)包含聚丙烯酰胺和Zr类交联剂(1型),但无ZrO2纳米颗粒分散液的压裂流体;和3)根据本发明的一个或多个实施例ZrO2纳米颗粒分散液。
图2为粘度相对于时间和温度的另一图式,对于:1)包含聚丙烯酰胺、Zr类交联剂(1型)和ZrO2纳米颗粒分散液的压裂流体;和2)根据本发明的一个或多个实施例包含聚丙烯酰胺和Zr类交联剂(1型),但无ZrO2纳米颗粒分散液的压裂流体。
图3为根据本发明的一个或多个实施例具有不同量ZrO2纳米颗粒分散液的压裂流体相比较,粘度相对于时间和温度的图式。
图4为根据本发明的一个或多个实施例具有不同量TiO2纳米颗粒分散液的压裂流体相比较,粘度相对于时间和温度的图式。
图5为根据本发明的一个或多个实施例具有不同量CeO2纳米颗粒分散液的压裂流体相比较,粘度相对于时间和温度的图式。
图6为根据本发明的一个或多个实施例,添加不同量溴酸钠降粘剂的压裂流体相比较,粘度相对于时间和温度的图式。
图7为根据本发明的一个或多个实施例,包含经包封降粘剂和未经包封溴酸钠降粘剂的组合的压裂流体与不添加降粘剂的压裂流体相比较,粘度相对于时间和温度的图式。
图8为根据本发明的一个或多个实施例,添加和不添加溴酸钠降粘剂的压裂流体相比较,粘度相对于时间和温度的图式。
图9为根据本发明的一个或多个实施例,具有ZrO2纳米颗粒分散液的样本压裂流体粘度相对于时间和温度的图式。
图10为根据本发明的一个或多个实施例,具有呈粉末形式或呈分散液形式的纳米颗粒的压裂流体相比较,粘度相对于时间和温度的图式。
图式中所阐述的实施例在本质上是说明性的,且并不意图限制权利要求。此外,鉴于具体实施方式,图示的个别特征将更完全地显而易见和被理解。
具体实施方式
本发明的实施例是针对具有纳米颗粒的压裂流体,其中所述压裂流体适合于在足以使压裂流体流入地层并且引发或扩大层中裂缝的速率和施加压力下向井筒下注射。
在一个或多个实施例中,压裂流体可包含水性流体、合成聚合物(例如含羧基合成聚合物)、金属交联剂和金属氧化物纳米颗粒。金属氧化物纳米颗粒与含羧基合成聚合物(也称为基液)的至少一部分相互作用,以展现改进的稳定性和粘度。当用于压裂流体时,金属氧化物纳米颗粒增加粘度,以允许支撑剂在压裂流体中更好的悬浮。支撑剂的恰当悬浮保持地层敞开,以使得在对地层无任何破坏的情况下萃取气体或油。
如本文所使用,“纳米颗粒”意味着平均粒度为0.1到500纳米(nm)的微粒。在一个或多个实施例中,纳米颗粒的平均粒度可为1到100nm、或1到80nm、或5到75nm、或10到60nm。
考虑各种金属氧化物纳米颗粒。在一个或多个实施例中,金属氧化物可包含一种或多种过渡金属氧化物,例如过渡金属氧化物或后过渡金属氧化物。例如但不作为限制,这些过渡金属氧化物可包括氧化锆和氧化钛中的一个或多个。在另一实施例中,金属氧化物可包含稀土氧化物,如氧化铈。在一个具体实施例中,金属氧化物纳米颗粒是氧化锆纳米颗粒。可将金属氧化物纳米颗粒以各种形式添加到压裂流体中,如以粉末形式或以分散液形式(例如水性分散液)。如如下实例10所示,在一些实施例中以分散液形式添加金属氧化物纳米颗粒是合乎需要的,因为其增加与含羧基合成聚合物的交联。此外在其它实施例中,可用聚合物、表面活性剂或其组合稳定金属氧化物纳米颗粒。在一个具体实施例中,可用聚合物(如聚乙烯吡咯烷酮)稳定金属氧化物纳米颗粒。
类似地,考虑各种含羧基合成聚合物用于压裂流体。如本文所使用,含羧基合成聚合物包括由一个或多个含有羧基或其衍生物的单体(如含有羧基的盐或酯的单体(例如丙烯酸酯))产生的聚合物。
举例来说,含羧基合成聚合物可为聚丙烯酰胺聚合物。在一个或多个实施例中,聚丙烯酰胺聚合物和共聚物可包含聚丙烯酰胺共聚物、聚丙烯酰胺三元共聚物或其组合。聚丙烯酰胺聚合物(无论共聚物或三元共聚物)可包括至少一种选自由以下组成的群组的单体:丙烯酸,或含有羧基或其盐或酯的其它单体(如丙烯酸酯),以及其组合。丙烯酸酯的实例包括丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸正丙酯、丙烯酸异丙酯、丙烯酸正丁酯、丙烯酸异丁酯、丙烯酸叔丁N-经取代丙烯酰胺的其它实例包括尤其N-甲基丙烯酰胺、N-丙基丙烯酰胺、N-丁基丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、N-甲基-N-仲丁基丙烯酰胺。酯、丙烯酸正辛酯,等等。除含羧基单体以外的其它单体可包括丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、N-经取代丙烯酰胺。N-经取代丙烯酰胺的其它实例包括尤其N-甲基丙烯酰胺、N-丙基丙烯酰胺、N-丁基丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、N-甲基-N-仲丁基丙烯酰胺。在其它实施例中,含羧基合成聚合物可为部分水解的含羧基合成聚合物。随后的实例描绘多种可能的合适实例中的一种,部分水解的聚丙烯酰胺三元共聚物。如技术人员熟悉的,考虑不同百分比的水解。
如上文所陈述,压裂流体还包含金属交联剂,所述金属交联剂促进含羧基合成聚合物之间的交联以形成三维聚合物网络。金属氧化物纳米颗粒分散在这种三维聚合物网络内。多种金属交联剂被认为是合适的。例如但不作为限制,金属交联剂选自由以下组成的群组:锆交联剂、钛交联剂、铝交联剂、铬交联剂、铁交联剂、铪交联剂、锑交联剂、其它金属交联剂,以及其组合。金属交联剂可包括有机金属氧化物复合物。
在一个实施例中,金属交联剂为锆交联剂。锆交联剂的实例可包括锆烷醇胺复合物、锆烷醇胺多元醇复合物。锆交联剂的合适商业实施例可包括由道孚凯特专用催化剂LLC(Dorf Ketal Specialty Catalysts LLC)生产的
Figure BDA0001568948370000041
如先前所陈述,金属交联剂使含羧基合成聚合物交联以形成交联凝胶。对于交联凝胶考虑不同量。在一个或多个实施例中,压裂流体可包含每千加仑(pptg)1到100磅交联凝胶、或15到50pptg交联凝胶、或20到45pptg交联凝胶。
此外,对于压裂流体的个别成分可考虑各种量。例如但不作为限制,压裂流体可包括1到60pptg含羧基合成聚合物(例如聚丙烯酰胺),或1到50pptg含羧基合成聚合物,或10到50pptg含羧基合成聚合物,或20到40pptg含羧基合成聚合物。如将在实例中进一步展示,金属氧化物纳米颗粒的存在能够使含羧基合成聚合物减少5%的量到50重量%。
此外在其它实施例中,压裂流体可包含0.0002重量%到约2重量%金属氧化物纳米颗粒,或0.002重量%到0.5重量%金属氧化物纳米颗粒,或0.005重量%到0.2重量%金属氧化物纳米颗粒。此外,压裂流体包括约0.02重量%到约2重量%金属交联剂。
压裂流体还包括另外的添加剂,例如改变交联凝胶盐浓度的添加剂。在一个或多个实施例中,可添加盐水溶液,如KCl或CaCl2
任选地,压裂流体还可以包括额外成分,如缓冲液、抗氧化剂、杀生物剂、粘土稳定剂、分流剂、流体损耗添加剂、减摩剂、铁控制剂、凝胶稳定剂等。压裂流体可进一步包含表面活性剂,其可用以降低压裂流体的表面张力。考虑各种表面活性剂,例如阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、两性表面活性剂、两性离子表面活性剂或其组合。
任选地,压裂流体还可包含降粘剂以降解交联凝胶。降粘剂用以“减弱”或降低压裂流体的粘度以使得在清除期间压裂流体易于从裂缝回收。在一个或多个实施例中,降粘剂可为酸、氧化剂、酶降粘剂、螯合剂或其组合。降粘剂的实例包括但不限于溴酸钠、溴酸钾、过硫酸钠、过硫酸铵、过硫酸钾和各种过氧化物。此外,经包封物可用以控制或延缓本文中经包封或安置的降粘剂的释放。在一个或多个实施例中,降粘剂可包括经包封和未经包封降粘剂的组合。举例来说,降粘剂可包括溴酸钠和经包封溴酸钠的组合。
实例
以下实例将进一步阐明本发明的各种实施例。实例本质上是说明性的,且不应理解为限制本发明的主题。
表1如下列举用于以下实例1-10的压裂流体的成分。
表1
Figure BDA0001568948370000051
实例1-6的合成方法
使用
Figure BDA0001568948370000052
混合器制备实例1-6的交联凝胶样品。参看表1,用作基液的聚丙烯酰胺类聚合物(例如CELB-217-063-2,或DP/EM 5015)在自来水中水合。可将另外的添加剂(如缓冲液和抗氧化剂(CELB-225-010-2)添加到基液中,随后添加金属氧化物纳米颗粒(ZrO2、TiO2和CeO2)和Zr类金属交联剂(1型,含5.8重量%ZrO2)。实例1-6的样品通常以100mL的体积制备。将52mL流体样品放置在配备有B5Bob配置的Grace M5600HPHT流变仪中。使用40s-1剪切速率,分别按照图1-6中描绘的温度曲线进行测试。
实例1
如图1中所示,对于以下进行粘度对比:1)包含30pptg聚丙烯酰胺(CELB-217-063-2)、5gpt Zr类交联剂(1型,含有5.8重量%ZrO2)和1.0gpt ZrO2纳米颗粒分散液的压裂流体;2)包含30pptg聚丙烯酰胺(CELB-217-063-2)和5gpt Zr类交联剂(1型,含有5.8重量%ZrO2),但无ZrO2纳米颗粒分散液的压裂流体;和3)包含30pptg聚丙烯酰胺(CELB-217-063-2)和1.0gpt ZrO2纳米颗粒分散液(45-55nm;20重量%活性),但无Zr类交联剂的压裂流体。图1的粘度曲线展现,相较于仅用5gpt传统Zr类交联剂(1型)交联聚丙烯酰胺时,Zr类交联剂和ZrO2纳米颗粒分散液的组合实现更好的粘度稳定性。在不受理论束缚的情况下,ZrO2纳米颗粒与部分水解的聚丙烯酰胺之间的相互作用加强交联凝胶并且对于交联凝胶提供改进的粘度稳定性。
实例2
如图2所示,对于以下进行另一粘度对比:1)包含25pptg聚丙烯酰胺(CELB-217-063-2)、5gpt Zr类交联剂(1型,含5.8重量%ZrO2)和1.0gpt ZrO2纳米颗粒分散液(45-55nm;20重量%活性)的压裂流体;和2)包含30pptg聚丙烯酰胺(CELB-217-063-2)和5gptZr类交联剂(1型,含5.8重量%ZrO2),但无ZrO2纳米颗粒的压裂流体。如图所示,添加ZrO2金属氧化物纳米颗粒能够使聚合物加载量降低5pptg(加载量降低17%),同时增加和稳定粘度。
实例3
如图3所示,在300℉下对各种压裂流体进行粘度对比,所述压裂流体包含用5gptZr类交联剂和处于多个浓度的ZrO2纳米颗粒分散液(45-55nm;20重量%活性)交联的30pptg聚丙烯酰胺(DP/EM 5015)。具体地说,测试了具有以下量的ZrO2纳米颗粒的三种样品:1.0gpt、2.0gpt和3.0gpt。所有三个测试比不包括ZrO2纳米颗粒的对照样品表现更好,由此表明添加金属氧化物纳米颗粒有助于在高温下稳定压裂流体的粘度。出人意料地,添加2.0gpt ZrO2纳米颗粒的交联凝胶表现最好,并且在300℉下、在40s-1的剪切速率下保持高于800cP超过180分钟。
实例4
如图4所示,在300℉下对于各种压裂流体进行粘度对比,所述压裂流体包含用5pptg Zr类交联剂(1型)和处于多个浓度的TiO2纳米颗粒分散液(金红石;5-15nm;15重量%活性呈分散液形式)交联的30pptg聚丙烯酰胺(DP/EM 5015)。具体地说,测试了具有以下量的TiO2纳米颗粒的三种样品:1.0gpt、2.0gpt和3.0gpt。与具有ZrO2纳米颗粒的实例3样品类似,具有TiO2纳米颗粒的所有三种样品比不包括TiO2纳米颗粒的对照样品表现更好。出人意料地,添加1.0gpt TiO2纳米颗粒的交联凝胶表现最好,并且在300℉下、在40s-1的剪切速率下保持高于650cP超过180分钟。
实例5
如图5所示,在300℉下对于各种压裂流体进行粘度对比,所述压裂流体包含用5pptg Zr类交联剂(1型)和处于多个浓度的CeO2纳米颗粒分散液(30-50nm;20重量%活性呈分散液形式)交联的30pptg聚丙烯酰胺(DP/EM 5015)。具体地说,测试了具有以下量的CeO2纳米颗粒的三种样品:1.0gpt、2.0gpt和3.0gpt。出人意料地,添加3.0gpt CeO2纳米颗粒的交联凝胶表现最好,并且在300℉下、在40s-1的剪切速率下保持高于1250cP超过150分钟。
实例6
如先前所陈述,在压裂处理之后单独地添加氧化剂类型的降粘剂流体以从裂缝消除聚合物残留物。参看图6,在300℉下对于具有不同浓度的溴酸钠作为降粘剂的各种压裂流体进行粘度对比。每一交联凝胶样品包括30pptg聚丙烯酰胺(DP/EM 5015)、5pptg Zr类交联剂(1型)和2.0gpt ZrO2纳米颗粒分散液;然而,样品不同在于包括以下量的溴酸钠降粘剂:零降粘剂;0.5pptg溴酸钠;1.0pptg溴酸钠;和2.0pptg溴酸钠。如图所示,最低浓度溴酸钠样品(0.5pptg)足以破碎交联压裂流体。
实例7-9的合成方法
实例7-9的样品根据以下步骤调配。对于这种油田水的水分析在如下表2中。交联凝胶包括30pptg聚丙烯酰胺(DP/EM 5015),其通过使12克DP/EM 5015于1升水中在1000rpm下水合30分钟来制备。在这一策略中已测试两种水源,休斯顿(Houston)自来水或来自沙特阿美(Saudi Aramco)的一个油井中的合成油田水,如表2中所列出。流体样品使用
Figure BDA0001568948370000071
混合器制备。压裂流体通过获取100mL基液,随后添加pH调节剂、凝胶稳定剂、纳米材料,并且接着Zr类交联剂(2型)来制备。在以下表2中,所分析的来自沙特阿拉伯(Saudi Arabia)的油田水源的总溶解固体(TDS)含量为约850ppm。
表2
Figure BDA0001568948370000072
实例7
图7描绘在300℉的温度下使用未经包封降粘剂和经包封降粘剂的组合时对粘度的作用。如图所示,含降粘剂的压裂流体和比较性无降粘剂的压裂流体包含30pptg DP/EM5015(于合成油田水中水合)、1.8gpt 20%乙酸、1.0gpt CELB-225-010-2、2.0gpt TMAC、1.0gpt ZrO2纳米颗粒溶液和0.5gpt Zr类交联剂(2型)。流体的pH为约5.3。此外,含降粘剂的流体包括0.25pptg溴酸钠和2pptg ProCap BR。如图所示,当不采用降粘剂时,仍然存在部分剩余的粘度,其与聚丙烯酰胺残留物堆积相关。
实例8
图8描绘在350℉的温度下使用经包封降粘剂时对粘度的作用。如图所示,含有降粘剂的压裂流体和无降粘剂的比较性压裂流体包括30pptg DP/EM 5015、1.8gpt 20%乙酸、2.0gpt CELB-225-010-2、2.0gpt 50%TMAC、1.0gpt ZrO2纳米颗粒溶液和0.9gpt Zr类交联剂(2型)(pH约5.4)。含降粘剂的压裂流体包括3.9pptg ProCap BR经包封降粘剂。与实例7类似,如图8所示当不采用降粘剂时,仍然存在部分剩余的粘度,而降粘剂使粘度降低到基本上零。
实例9
图9描绘在400℉的温度下使用ZrO2纳米颗粒时对粘度的稳定作用。如图所示,压裂流体,其包括30pptg DP/EM 5015(于合成油田水中水合)、1.8gpt 20%乙酸、3.0gptCELB-225-010-2、2.0gpt 50%TMAC、1.0gpt ZrO2纳米颗粒溶液和0.9gpt Zr类交联剂(2型)(pH约5.4),在40s-1的剪切速率下使粘度保持高于500cP约75分钟。
实例10
如图10所示,在300℉下对于呈粉末或分散液形式的ZrO2纳米颗粒的压裂流体进行粘度对比。压裂流体样品包含以下组分混合物:
无纳米材料:100mL于自来水中之25#DP/EM 5015、0.37mL PABA-152L(乙酸/乙酸盐缓冲液)、0.05mL CELB 225-010-2、0.2mL 50%TMAC和0.06mL Zr类交联剂(2型)。流体混合物的最终pH为约5.12。
ZrO2纳米分散液:100mL于自来水中之25#DP/EM 5015、0.1mL ZrO2纳米颗粒(45-55nm;20%分散液;含20mg纳米颗粒)、0.37mL PABA-152L(乙酸/乙酸盐缓冲液)、0.05mLCELB 225-010-2、0.2mL 50%TMAC和0.06mL Zr类交联剂(2型)。流体混合物的最终pH为约5.30。
ZrO2粉末:100mL于自来水中之25#DP/EM 5015、40mg ZrO2纳米颗粒(粉末;高纯度,99.95%)、0.37mL PABA-152L(乙酸/乙酸盐缓冲液)、0.05mL CELB 225-010-2、0.2mL50%TMAC和0.06mL Zr类交联剂(2型)。流体混合物的最终pH为约5.32。
参看图10,添加呈分散液形式的20mg ZrO2纳米颗粒在40s-1的剪切速率下使粘度保持高于500cP持续130分钟,与无纳米颗粒的流体相比其增加50%。此外,即使在添加双倍含量ZrO2纳米颗粒粉末的情况下,粘度改进(在40s-1下500cp持续99分钟)低于由具有呈分散液形式的20mg ZrO2纳米颗粒的样品所获得得粘度改进。
本领域的技术人员应清楚,在不脱离所主张的主题的精神和范围的情况下,可对所描述的实施例进行各种修改和变化。因此希望本说明书覆盖各种所描述的实施例的修改和变化,其条件是,此类修改和变化落在所附权利要求书和其等效物的范畴内。

Claims (13)

1.一种压裂流体,包含:
水性流体;
含羧基合成聚合物,
粒径为0.1到500纳米的金属氧化物纳米颗粒;和
金属交联剂,其中:
所述金属交联剂选自由以下组成的群组:锆交联剂、钛交联剂、铝交联剂、铁交联剂、铪交联剂、锑交联剂,以及其组合,
所述金属交联剂使所述含羧基合成聚合物交联以形成交联凝胶,
所述金属氧化物纳米颗粒分散在所述交联凝胶内,
所述金属氧化物纳米颗粒由金属氧化物组成,以及
所述金属氧化物纳米颗粒的所述金属氧化物选自由以下组成的群组:氧化锆、氧化铈、氧化钛以及其组合;
其中,所述压裂流体包含:
0.0002重量%到2重量%金属氧化物纳米颗粒;
0.02重量%到2重量%金属交联剂;
1到60 pptg含羧基合成聚合物。
2.根据权利要求1所述的压裂流体,其中所述含羧基合成聚合物包含丙烯酰胺类聚合物。
3.根据权利要求2所述的压裂流体,其中所述丙烯酰胺类聚合物包含聚丙烯酰胺共聚物、聚丙烯酰胺三元共聚物、聚丙烯酰胺四元共聚物或其组合。
4.根据权利要求2所述的压裂流体,其中所述丙烯酰胺类聚合物包括选自由丙烯酸和丙烯酸衍生物组成的群组的至少一种单体。
5.根据权利要求1所述的压裂流体,其中所述压裂流体包含一种或多种添加剂,其中所述添加剂选自由以下组成的群组:缓冲液、抗氧化剂、杀生物剂、粘土稳定剂、分流剂、流体损耗添加剂、减摩剂、铁控制剂、凝胶稳定剂、表面活性剂以及其组合。
6.根据权利要求5所述的压裂流体,其中所述表面活性剂包含阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、两性表面活性剂、非离子表面活性剂或其组合。
7.根据权利要求1所述的压裂流体,其中所述压裂流体包含1到100 pptg交联凝胶。
8.根据权利要求1所述的压裂流体,进一步包含降粘剂以降解所述交联凝胶。
9.根据权利要求8所述的压裂流体,其中所述降粘剂经包封用于所述降粘剂的控制释放。
10.根据权利要求1所述的压裂流体,其中所述压裂流体包含1到100 pptg交联凝胶,其中所述交联凝胶包含1到50 pptg聚丙烯酰胺、粒径为0.1到500纳米的金属氧化物纳米颗粒和金属交联剂,所述金属交联剂使所述聚丙烯酰胺交联以形成所述交联凝胶,其中所述金属氧化物纳米颗粒分散在所述交联凝胶内。
11.根据权利要求1所述的压裂流体,其中所述金属氧化物纳米颗粒是氧化锆纳米颗粒,并且所述金属交联剂是锆交联剂。
12.根据权利要求1所述的压裂流体,进一步包含盐水溶液。
13.根据权利要求1所述的压裂流体,其中所述金属氧化物纳米颗粒存在于金属氧化物纳米颗粒分散液中。
CN201680045774.3A 2015-08-04 2016-07-21 具有纳米颗粒的高温压裂流体 Active CN107949617B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562200807P 2015-08-04 2015-08-04
US62/200,807 2015-08-04
US15/157,999 US10550314B2 (en) 2015-08-04 2016-05-18 High temperature fracturing fluids with nanoparticles
US15/157,999 2016-05-18
PCT/US2016/043321 WO2017023564A1 (en) 2015-08-04 2016-07-21 High temperature fracturing fluids with nanoparticles

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN107949617A CN107949617A (zh) 2018-04-20
CN107949617B true CN107949617B (zh) 2021-06-01

Family

ID=56555840

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201680045774.3A Active CN107949617B (zh) 2015-08-04 2016-07-21 具有纳米颗粒的高温压裂流体

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10550314B2 (zh)
EP (1) EP3331964B1 (zh)
JP (1) JP2018527438A (zh)
KR (1) KR20180036973A (zh)
CN (1) CN107949617B (zh)
SA (1) SA518390853B1 (zh)
WO (1) WO2017023564A1 (zh)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2693105C2 (ru) * 2015-05-20 2019-07-01 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях
EP3589718A1 (en) 2017-03-01 2020-01-08 Saudi Arabian Oil Company Additives to minimize viscosity reduction for guar/borate system under high pressure
CN107033868A (zh) * 2017-04-14 2017-08-11 中国石油大学(华东) 纳米材料强化清洁压裂液及其制备方法
CA3079007A1 (en) * 2017-10-12 2019-04-18 Saudi Arabian Oil Company Polymer gel with nanocomposite crosslinker
US20190390101A1 (en) * 2018-06-25 2019-12-26 Saudi Arabian Oil Company Hydraulic fracturing fluid
KR102266474B1 (ko) * 2018-06-26 2021-06-17 (주)골든엔지니어링 오일 생산정에서의 산 처리 공정
WO2020081095A1 (en) 2018-10-19 2020-04-23 Multi-Chem Group, Llc Friction reducing additives including nanoparticles
US11319478B2 (en) 2019-07-24 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids
US11492541B2 (en) 2019-07-24 2022-11-08 Saudi Arabian Oil Company Organic salts of oxidizing anions as energetic materials
US11220581B2 (en) 2019-11-05 2022-01-11 Saudi Arabian Oil Company Polymer gel with crosslinker and filler
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
US11578263B2 (en) 2020-05-12 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Ceramic-coated proppant
CN111574976A (zh) * 2020-06-28 2020-08-25 四川格瑞迪斯石油技术有限公司 一种增强型堵漏凝胶及其制备方法
US11795382B2 (en) 2020-07-14 2023-10-24 Saudi Arabian Oil Company Pillar fracturing
US20220049155A1 (en) * 2020-08-17 2022-02-17 Saudi Arabian Oil Company Nanoclay Assisted High Temperature Crosslinked Fracturing Fluids
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11867028B2 (en) 2021-01-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US11802232B2 (en) 2021-03-10 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Polymer-nanofiller hydrogels
US11585176B2 (en) 2021-03-23 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Sealing cracked cement in a wellbore casing
US11466199B1 (en) 2021-04-23 2022-10-11 Halliburton Energy Services, Inc. Synergistic enhancement of slickwater fracturing fluids
CN113480991B (zh) * 2021-07-26 2022-06-17 中国石油大学(北京) 纳米增渗储层保护加重压裂液及其制备、破胶方法与应用
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation
US11572761B1 (en) 2021-12-14 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using colloidal silica
US11708521B2 (en) 2021-12-14 2023-07-25 Saudi Arabian Oil Company Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using polymer gels

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101644151A (zh) * 2008-07-25 2010-02-10 贝克休斯公司 用于井下地层处理的多功能纳米颗粒
WO2012122505A2 (en) * 2011-03-09 2012-09-13 Schlumberger Canada Limited Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid
CN104419396A (zh) * 2013-08-23 2015-03-18 中国石油天然气股份有限公司 一种纳米复合压裂液及其制备方法与应用
EP2848666A1 (en) * 2013-09-12 2015-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3921733A (en) * 1972-02-09 1975-11-25 Phillips Petroleum Co Method of drilling a borehole using gelled polymers
US5591700A (en) 1994-12-22 1997-01-07 Halliburton Company Fracturing fluid with encapsulated breaker
US7766099B2 (en) * 2003-08-26 2010-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates
US7644764B2 (en) 2007-03-12 2010-01-12 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes as delayed gelling agents for oil and gas applications
US9133709B2 (en) 2009-11-17 2015-09-15 Board Of Regents, The University Of Texas System Determination of oil saturation in reservoir rock using paramagnetic nanoparticles and magnetic field
US8822386B2 (en) * 2010-06-28 2014-09-02 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids
WO2013052359A1 (en) 2011-10-03 2013-04-11 The Board Of Regents Of The University Of Oklahoma Method and foam composition for recovering hydrocarbons from a subterranean reservoir
US20140096964A1 (en) 2012-10-10 2014-04-10 Baker Hughes Incorporated Nanoparticle modified fluids and methods of manufacture thereof
CN104109525B (zh) 2013-04-17 2018-05-18 中国石油大学(北京) 一种聚丙烯酰胺纳米复合压裂液的制备方法
US20140374095A1 (en) * 2013-06-21 2014-12-25 Schlumberger Technology Corporation Nanoparticle slurries and methods
US20150057196A1 (en) 2013-08-22 2015-02-26 Baker Hughes Incorporated Aqueous downhole fluids having charged nano-particles and polymers
US20150284625A1 (en) 2014-04-04 2015-10-08 Baker Hughes Incorporated Composition and method for treating subterranean formations using a gel composition containing nanoparticles
US20180155602A1 (en) * 2015-05-30 2018-06-07 M-I L.L.C. High Density Brine Containing Colloidal Particles

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101644151A (zh) * 2008-07-25 2010-02-10 贝克休斯公司 用于井下地层处理的多功能纳米颗粒
WO2012122505A2 (en) * 2011-03-09 2012-09-13 Schlumberger Canada Limited Cross-linkers for hydraulic fracturing fluid
CN104419396A (zh) * 2013-08-23 2015-03-18 中国石油天然气股份有限公司 一种纳米复合压裂液及其制备方法与应用
EP2848666A1 (en) * 2013-09-12 2015-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles

Also Published As

Publication number Publication date
JP2018527438A (ja) 2018-09-20
WO2017023564A1 (en) 2017-02-09
EP3331964B1 (en) 2021-06-30
CN107949617A (zh) 2018-04-20
SA518390853B1 (ar) 2021-09-01
US10550314B2 (en) 2020-02-04
EP3331964A1 (en) 2018-06-13
KR20180036973A (ko) 2018-04-10
US20170037302A1 (en) 2017-02-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107949617B (zh) 具有纳米颗粒的高温压裂流体
EP3036304B1 (en) Aqueous downhole fluids having charged nano-particles and polymers
US10640700B2 (en) High temperature crosslinked fracturing fluids
AU2008249596B2 (en) Well treatment with complexed metal crosslinkers
US7543646B2 (en) Suspension of concentrated particulate additives containing oil for fracturing and other fluids
US8056630B2 (en) Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations
US20080023201A1 (en) Concentrated Suspension of Particulate Additives for Fracturing and Other Fluids
US10407606B2 (en) High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising nanoparticle viscosity modifiers
US20080153720A1 (en) Solids Suspension With Nanoparticle-Associated Viscoelastic Surfactant Micellar Fluids
GB2454631A (en) Nano-sized particles for stabilizing viscoelastic surfactant fluids
CN110582549A (zh) 使用胶体二氧化硅组合物封堵和密封地下地层
US10047279B2 (en) High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising polymeric viscosity modifiers
CA2734377A1 (en) Delayed crosslinking agents for high-temperature fracturing
US20160009985A1 (en) Promoters for peroxides in aqueous treatment fluids
EA027700B1 (ru) Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов
JP2020532627A (ja) 増強された高温架橋破砕流体
US9018143B2 (en) Metallic particle activated oxidative breaking method and system
US20120111567A1 (en) Formate salts for increased stability of polyacrylamide fluids
US20170044418A1 (en) High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids
AU2014268335B2 (en) Treatment fluids with non-oxidizer class inorganic peroxide polymer breakers and methods of use thereof
CN110621759B (zh) 使瓜尔胶/硼酸盐体系在高压下的粘度降低最小化的添加剂
US20170226409A1 (en) Treatment fluid and viscosity control

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant