CN110418831A - 新的油包水水力压裂流体及其使用方法 - Google Patents
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Abstract
一种水力压裂流体，其包含油包水乳液，该乳液包含(i)水溶液，(ii)油，(iii)第一表面活性剂，和任选的(iv)至少一种第二表面活性剂，其选自乳化表面活性剂和/或乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯，以及制造和使用该水力压裂流体的方法。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求2017年4月24日提交的系列号为62/489014的美国临时专利申请的权益，其所有公开内容通过引用结合至本文。
关于联邦政府资助的研究或开发的声明
不适用。
技术领域
本公开内容通常涉及一种水力压裂流体，其包含油包水乳液，该乳液包含(i)水溶液，(ii)油，(iii)第一表面活性剂，和任选的(iv)至少一种第二表面活性剂，其选自乳化表面活性剂和/或乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯。此外，本公开内容涉及一种制造和使用该水力压裂流体的方法。
发明背景
水力压裂是一种增产油或气井的方法，通过该方法将流体(即“水力压裂流体”)以高流速向井下泵送以产生能够压裂岩石面的井下压力。产生所谓的水力裂缝，其从井孔向外扩散，提供用于油和气流动的通道。
一旦泵送停止和压力下降，则在高流体压力作用下形成的裂缝快速闭合。因此，水力压裂中所用的流体被设计成携带被称为支撑剂的小粒子并使其沉积进入新产生的裂缝中，防止裂缝完全闭合。
早期的压裂作业采用油基流体。然而，今天所用的大部分流体是水基的，这归因于所涉及的大体积(60000-1000000加仑/井)和成本。各种其他类型的流体已经被用作水力压裂流体，包括无聚合物的水力压裂流体，其含有粘弹性表面活性剂(VES)、水包油(“O/W”)乳液和油包水(“W/O”)乳液。然而，油包水乳液通常比水包油乳液更成本有效。
美国专利号6291406证明了稳定带沙子的油包水乳液，其组成为约90％的水、8-9％的油和1％的表面活性剂，其中所述表面活性剂包含烷基胺或胺氧化物如2mol的二十二碳烯基和油烯基胺的乙氧基化物，任选地与长链烷基芳基或二苯基醚磺酸酯组合。
美国专利号6806233和7527097教导了制备用于钻井和水力压裂应用二者的油包水乳液，其特征为2-3mol动物脂(tallow)和大豆基胺的乙氧基化物。该发明的乳液制备成低粘度混合物，其变成稳定的油包水乳液(如电稳定性测量所证明的)，并且粘度足以支持支撑剂在150-250℃下16小时的老化。进一步证明了在通过加入HCl中和前述胺时，所述乳液会“破坏”以得到低粘度水包油乳液。还证明了可以加入石灰以使该发明的乳液破坏、中和，有效地再生初始的油包水配制剂。
虽然有现有技术，但是一直需要开发可替代的油包水基水力压裂流体。
附图说明
图1是在以2℃/min的速率将油包水乳液的温度从25℃升高到100℃的同时在50s-1的恒定剪切速率下使用流变仪的该乳液的流变温度扫描图示。
图2是一个三元图，其描述了含有各种量的表面活性剂的油包水乳液达到300cP所需的温度。
图3是一对三元图，其描述了各种油包水乳液在70℃下和2s-1(左)和50s-1(右)的剪切速率下的粘度。
详细描述
在详细解释本公开内容的至少一种实施方案之前，要理解的是本公开内容的应用不限于以下描述中所阐述的组分或步骤或方法的构造和排布的细节。本公开内容能够具有其他实施方案或能够以各种方式实践或进行。同样，要理解的是本文所用措词和术语是出于说明的目的，并且不应当被认为是限制性的。
除非本文另有定义，否则与本公开内容相关使用的技术术语应当具有本领域技术人员通常所理解的含义。此外，除非上下文另有需要，否则单数术语应当包括复数，并且复数术语应当包括单数。
说明书中提及的所有专利、公布的专利申请和非专利公开文献指示了本公开内容所属技术领域的技术人员的技术水平。本申请任何部分中引用的所有专利、公布的专利申请和非专利公开文献在本文明确地以其全部内容通过引用至与以下这样相同的程度结合至本文，每个单独的专利或公开文献具体地和单独的指示为通过引用至其不与本公开内容矛盾的程度结合。
考虑本公开内容，本文公开的所有组合物和/或方法可以进行和执行，而无需过度实验。虽然本公开内容的组合物和方法已经以优选实施方案的方式进行了描述，但是对本领域技术人员来说很显然的是在不脱离本公开内容的构思、主旨和范围的情形下，可以对本文所述的组合物和/或方法以及方法步骤的次序或步骤进行改变。对本领域技术人员来说显而易见的是所有这样的类似取代和改变被认为在本公开内容的主旨、范围和构思中。
如根据本公开内容所用，除非另有指示，否则应当理解以下术语具有以下含义。
当与术语“包含”、“包括”、“具有”或“含有”(或这样的术语的变形)结合使用时，使用词语“一个(a)”或“一个(an)”可以表示“一种(个)”，但是其也与“一种或多种”，“至少一种”和“一种或大于一种”的含义一致。
使用术语“或”用于表示“和/或”，除非明确表示仅指可替代方案并且只有当该可替代方案互斥时。
贯穿本公开内容，术语“约”用于指示值包括用于量化装置、机理或方法的误差的固有偏差，或存在于待测量物体中的固有偏差。例如但不以限制的方式，当使用术语“约”时，其表示的指定值可以在±10％、或±9％、或±8％、或±7％、或±6％、或±5％、或±4％、或±3％、或±2％、或±1％、或它们之间的一个或多个分数中变化。
使用“至少一种”将被理解为包括一种以及大于一种的任何量，包括但不限于1、2、3、4、5、10、15、20、30、40、50、100等。术语“至少一种”可以扩展直到100或1000或更大，这取决于其表示的术语。另外，100/1000的量不被认为是限制性的，因为更低或更高的界限也可以产生令人满意的结果。
另外，措词“X、Y和Z中的至少之一”将被理解为包括单独的X、单独的Y和单独的Z，以及X、Y和Z的任意组合。同样，措词“X和Y中的至少之一”将被理解为包括单独的X、单独的Y以及X和Y的任意组合。此外，要理解的是措词“……中的至少之一”可以与任何数目的组分一起使用，并且具有与上述类似的含义。
使用序数术语(即“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等)仅出于区分两个或更多个项目之间的目的，并且除非另有指示，否则并不暗示一个项目相对于另一项目的任何次序或顺序或重要性或任何添加顺序。
如本文所用，词语“包含(comprising)”(和任何形式的包含如“包含(comprise)”和“包含(comprises)”)、“具有(having)”(和任何形式的具有如“具有(have)”和“具有(has)”)、“包括(including)”(和任何形式的包括如“包括(includes)”和“包括(include)”)或“含有(containing)”(和任何形式的含有如“含有(contains)”和“含有(contain)”)是包括性的或开放的，并且不排除另外未描述的要素或方法步骤。
如本文所用，措词“或其组合”和“和其组合”是指该项目之前所列项目的所有排列和组合。例如“A、B、C或其组合”旨在包括以下至少之一：A、B、C、AB、AC、BC、或ABC，并且如果在特定的上下文中顺序是重要的，则还包括BA、CA、CB、CBA、BCA、ACB、BAC或CAB。继续关于该实例，明确包括的是这样的组合，其含有重复的一种或多种项目或术语如BB、AAA、CC、AABB、AACC、ABCCCC、CBBAAA、CABBB等。本领域技术人员将理解典型地对于任意组合的项目或术语的数目没有限制，除非上下文另有明确指示。同样的，术语“和其组合”当与措词“选自”一起使用时，是指该措词之前所列项目的所有排列和组合。
措词“在一个实施方案中”、“一种实施方案中”，“根据一种实施方案”等通常表示该措词之后的特定特征、结构或特性包括在本公开内容的至少一种实施方案中，并且可以包括在本公开内容的多于一种实施方案中。重要地，这样的措词是非限制性的，并且不必需是指相同实施方案，但是当然可以是指一种或多种在先和/或在后的实施方案。例如在附加的权利要求中，任何所要求保护的实施方案可以以任意组合使用。
如本文所用，术语“重量％”，“wt％”、“重量百分比”或“百分比重量”可互换使用。
措词“基本上没有”应当在本文用于表示以基于所引用组合物的总重量计为小于1重量％、或小于0.1重量％、或小于0.01重量％、或可替代的小于0.001重量％的量存在。
措词“地下地层”涵盖低于曝露地面的区域和低于被水(如海水或淡水)覆盖的地面的区域二者。
术语“烷基”包括直链和支链基团二者并且包括环状基团。在一些实施方案中，除非另有规定，否则烷基可以具有至多40个碳(在一些实施方案中至多30、20、15、12、10、8、7、6、5、4、3、2或1个碳)。环状基团可以是单环，和在一些实施方案中可以具有3-10个碳原子。
除非另有规定，否则本文公开的反应条件旨在处于大气压，即约101kPa下。
根据一方面，本公开内容涉及一种用于处理地下地层的水力压裂流体。
在一种实施方案中，该水力压裂流体包含油包水乳液，其包含水溶液、油和第一表面活性剂。
该水溶液可以包含海水、淡水、含有有机和/或无机溶解盐的天然存在的和/或人工产生的盐水、包含水可混溶的有机化合物的液体、或其组合。
合适的盐水的非限制性实例包括含有单价和/或多价阳离子的氯化物基、溴化物基或甲酸盐基的盐水及其组合。合适的氯化物基盐水的实例包括但不限于氯化钠、氯化钾、氯化铯、氯化镁、氯化钡和氯化钙。合适的溴化物基盐水的实例包括但不限于溴化钠、溴化钙和溴化锌。合适的甲酸盐基盐水的实例包括但不限于甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯。合适的盐水的另外的实例包括碳酸盐和碳酸氢盐。
在一种特定的实施方案中，该水溶液是包含水和氯化钙的盐水溶液。
在一种实施方案中，盐在天然存在的或人工产生的盐水中的浓度大于或等于该盐水的3.5wt％。
该油可以包含选自例如但不限于线性、支化和/或环状烃的一种或多种油。该油的非限制性实例包括柴油、喷气燃料、矿物油、生物柴油、植物油、动物油、石蜡油、白油、煤油、内烯烃、氢化油、α烯烃、碳酸二烷基酯和/或其混合物。
该第一表面活性剂是以下中的至少之一：
(a)4mol或更高的由式I所示的脂肪胺的乙氧基化物：
其中R1是具有12-18个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；和其中a和b各自独立地为2-15、或2-8、或2-4的整数；
(b)由式II所示的脂肪胺的1,3-二氨基丙基衍生物的乙氧基化物：
其中R2是具有12-18个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；和
其中c、d和e各自独立地为1-10、或1-6、或1-3的整数；和
(c)由式III所示的衍生自线性醇丙氧基化物的胺的乙氧基化物：
其中R3是具有6-18个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；f是1-10、或1-8、或1-5的整数；和 其中g和h各自独立地为1-15、或1-8、或1-4的整数。
根据另一实施方案，该油包水乳液进一步包含至少一种第二表面活性剂，其选自(a)乳化表面活性剂，和/或(b)由结构IV所示的乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯：
其中其中k是1-20、或1-10、或1-6的整数，和R4是具有4-14个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基，烷基苯或二烷基苯；和Y3＝-H或-X3。
在一种实施方案中，该乳化表面活性剂是以下中的至少之一：
(a)由式V所示的咪唑啉：
其中X4是以下之一：-OH、-NH2、和R5是具有9-17个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；
(b)由式VI所示的酰胺胺：
其中X5是以下之一：-OH、-NH2、和R6是具有9-17个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；和
(c)由式VII所示的氨基甲酸羟烷基酯：
其中R7是具有9-17个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基，和R8和R9是以下之一：(i)R8＝R9＝-H，(ii)R8＝-H和R9＝-CH2OH，(iii)R8＝-CH2OH和R9＝-H，(iv)R8＝-H和R9＝-CH3，(v)R8＝-CH3和R9＝-H，(vi)R8＝-H和R9＝-C2H5，或(vii)R8＝-C2H5和R9＝-H。
该油包水乳液可以进一步包含以下中的至少之一：pH调节剂、润湿剂、另外的盐水和/或另外的分散剂或稳定剂。
在一种实施方案中，该油包水乳液进一步包含pH调节剂。
该pH调节剂可以是任何碱性化合物如一种或多种碱性盐。碱性盐的非限制性实例包括碱性氢氧化物、碱性碳酸盐和碱性碳酸氢盐。在一种实施方案中，该pH调节剂是以下中的一种或多种：氢氧化钙、碳酸钙和/或碳酸氢钙。在一种特定的实施方案中，该pH调节剂是石灰。
在一种实施方案中，该油包水乳液包含(a)约40至约90wt％、或约70至约90wt％、或约80至约90wt％量的该水溶液；(b)约5至约55wt％、或约5至约30wt％、或约10至约20wt％量的该油；(c)0至约2wt％量的该pH调节剂；(d)约0.5至约3wt％量的该第一表面活性剂；和任选的，(e)0至约3wt％量的乳化表面活性剂(如上所述)和/或0至约3wt％量的乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯(如上所述)。
在另一实施方案中，该油包水乳液包含：(a)约40至约90wt％、或约70至约90wt％、或约80至约90wt％量的该水溶液；(b)约5至约55wt％、或约5至约30wt％、或约10至约20wt％量的该油；(c)大于0至约2wt％量的该pH调节剂；(d)约0.5至约3wt％量的该第一表面活性剂；和任选的，(e)大于0至约3wt％量的乳化表面活性剂(如上所述)和大于0至约3wt％量的乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯(如上所述)。
该水力压裂流体可以进一步包含以下中的至少之一：重晶石重量剂(weightagent)、有机粘土、流体损失控制剂、流变改性剂和/或其组合。
在一种实施方案中，该水力压裂流体进一步包含支撑剂。该支撑剂的非限制性实例包括未处理的沙子、经处理的沙子和陶瓷支撑剂如烧结的铝土矿、氧化锆、高岭土、硅酸镁或其混合物。经处理的沙子包括已经涂覆有例如环氧树脂、呋喃、聚酯、乙烯基酯和聚氨基甲酸酯的沙子。陶瓷支撑剂也可以涂覆有例如环氧树脂、呋喃、聚酯、乙烯基酯和聚氨基甲酸酯以产生涂覆的陶瓷支撑剂。
该支撑剂的尺寸可以是100微米-2500微米。取决于待处理的地下地层，该支撑剂可以以1-20lbs支撑剂/加仑水力压裂流体的浓度存在于水力压裂流体中。如本领域技术人员将理解的，支撑剂的量可以根据压裂过程的阶段而变化。
该水力压裂流体可以通过任何数目的机械装置来混合，如本领域技术人员将知晓的那样，期间在混合期间可以将所施加的机械能的一部分转化成热，加热该水力压裂流体至最高50℃的温度。所形成的水力压裂流体当以50s-1的恒定剪切速率测量时可以具有在50℃下最高500cP的粘度，然而仍然可以泵送，这归因于水力压裂流体的剪切稀化性能。
在一种实施方案中，可以调节该第一表面活性剂的量和/或该至少一种第二表面活性剂的量以改变该水力压裂流体在不同的温度和条件下的粘度。
该水力压裂流体可以通过如下方式形成：(i)使该油与该第一表面活性剂和任选的该至少一种第二表面活性剂合并以形成油基溶液，和(ii)使该油基溶液与该水溶液共混以形成油包水乳液，和任选的(iii)使一种或多种支撑剂与该油包水乳液混合。
该水溶液可以包括一种或多种pH调节剂和/或另外的水溶性添加剂。可替代地，在该共混步骤之前，该水溶液可以与pH调节剂和/或另外的水溶性添加剂混合。
该水力压裂流体也可以通过如下方式形成：(i)使该油、该水溶液、该pH调节剂、该第一表面活性剂和任选的该至少一种第二表面活性剂共混以形成油包水乳液，和任选的，(ii)使一种或多种支撑剂与该油包水乳液混合。
该共混步骤可以通过连续在线混合器(如美国专利号5663220中所述)来进行。优选地，充分搅拌，以使得该含水液体将形成平均直径是约0.01至约100微米、或约1至约50微米的液滴。
在一种实施方案中，在加入一种或多种支撑剂之前将该油包水乳液加热到至少50℃、或至少60℃、或至少70℃或至少80℃的温度。在一种特定的实施方案中，在加入支撑剂之前将该油包水乳液加热到50℃-80℃的温度。
通常，该水力压裂流体是在其注入井孔或地下地层之前在地上制备的，虽然可以理解该乳液可以在井孔中或在地层内的另一位置形成。
如果使用，则该支撑剂通常在该油基溶液与该水溶液共混步骤之后加入。可以采用任何分配和悬浮该组合物中的该支撑剂的方法，例如使用在以下这样的专利如美国专利号4614435、4671665、4886367、4802141、4850701和4919540中所述的混合器装置来进行，这些专利的教导通过引用结合至本文。所形成的含有支撑剂的水力压裂流体的性能可取决于加入方法。在一种用于加入支撑剂的方法中，可以采用高剪切混合器如PODrM共混器(美国专利号4614435和4671665)。可替代地，可以使用不产生这样的高剪切速率的装置来使支撑剂与该乳液混合物混合。
在另一方面，本公开内容涉及一种方法，通过该方法可以将该水力压裂流体中的油包水乳液变成水包油乳液。
在一种实施方案中，将酸加入上述水力压裂流体中，以使得其中的油包水乳液失去稳定，导致部分或完全的水包油乳液(即“破坏的水力压裂流体”)。该破坏的水力压裂流体具有接近水的粘度，由此使该水力压裂流体流回地面和潜在地再循环。不打算持特定理论，据信酸中和或至少部分中和了该第一表面活性剂和/或该至少一种第二表面活性剂，引起该油包水乳液失去稳定以便形成水包油乳液。
加入该水力压裂流体中以使油包水乳液失去稳定以形成水包油乳液的酸可以是包封或非包封的酸。该酸可以是强酸如无机酸、或弱酸如羧酸。该酸的非限制性实例包括乳酸、乙酸、硫酸、硝酸、盐酸和磷酸。
在另一实施方案中，将碱加入破坏的水力压裂流体中，以使得该水包油乳液变回油包水乳液。该碱可以是任何碱性化合物，包括碱性盐如碱性氢氧化物、碱性碳酸盐或碱性碳酸氢盐。在一种实施方案中，该碱包含氢氧化钙、碳酸钙和/或碳酸氢钙。在一种特定的实施方案中，该碱是石灰。在另一实施方案中，该碱与上述乳化表面活性剂组合加入。这样的乳化表面活性剂的一种非限制性实例是可从Huntsman Corp.或附属机构获得的 OFC100乳化表面活性剂。
本发明公开的水力压裂流体可以通常使用常规井处理技术来采用。
在一种实施方案中，本发明公开的含有支撑剂的水力压裂流体是在地上制备的，并且然后使用本领域公知的技术泵送入井孔中并且流到地下地层中期望的位置。一旦地层已经被压裂并且该水力压裂流体中的支撑剂的至少一部分已经位于裂缝中，则该水力压裂流体可以从地层和井孔中除去。
在另一方面，本公开内容涉及一种提供井特异性水力压裂流体的方法，该方法包括：(a)提供如本文所述的包含该油包水乳液的水力压裂流体，(b)测定地下地层的条件，和(c)根据该地下地层的条件，调节该第一表面活性剂和/或该至少一种第二表面活性剂的比。
在一种实施方案中，该支撑剂可以包括在步骤(a)中提供的该水力压裂流体中。在另一实施方案中，该支撑剂可以在步骤(b)和/或(c)后加入该水力压裂流体中。
在另一方面，本公开内容涉及一种提供井特异性水力压裂流体的方法，其包括：(a)制备本文所述的油包水乳液，(b)测定地下地层的条件，(c)根据该地下地层的条件，调节该第一表面活性剂和/或该至少一种第二表面活性剂的比，和(d)使一种或多种支撑剂与该油包水乳液混合以形成井特异性水力压裂流体。
在一种实施方案中，该方法进一步包括将该井特异性水力压裂流体注入地下表面中。
在另一方面，本公开内容涉及一种提供井特异性水力压裂流体的方法，其包括：(a)测定地下地层的条件，(b)制备本文所述的油包水乳液，其中该第一表面活性剂和/或第二表面活性剂的量相对于该地下地层的条件来调节，和(c)将一种或多种支撑剂与该油包水乳液混合以形成井特异性水力压裂流体。
在又另一方面，本公开内容涉及一种压裂地下地层的方法，其包括将本文公开的水力压裂流体实施方案的任何一种在足以压裂地层的压力下注入该地层中。
实施例
以下提供实施例。然而，要理解，本公开内容的应用不限于以下本文中公开的具体实验、结果和实验室程序。相反，该实施例仅作为各种实施方案的之一来提供，并且是示例性的并且是非详尽的。
油包水乳液的实施例
示例性的油包水乳液通过使盐水(30wt％CaCl2)、油、石灰和表面活性剂在Hamilton Beach混合器上混合30分钟来制备，在此期间该混合物的温度增加到约50℃。将所有成分称重和以非特定顺序转移到Hamilton Beach混合器，并且然后共混在一起。该油是IsoparTM M流体(ExxonMobil)。三种表面活性剂以变化的浓度使用，如表1所详述：(a) T-5表面活性剂(5mol动物脂胺的乙氧基化物，其可从Huntsman Corp.或附属机构获得)，(b) OFC100乳化表面活性剂和腐蚀抑制剂，可从Huntsman Corp.或其附属机构获得，和(c)基于C12-14醇乙氧基化物的单磷酸酯和二磷酸酯的混合物(在实施例中称作“PE”)。
制备了12个独特的和6个重复的300mL油包水乳液样品。每个样品包含82wt％盐水、14％IsoparTM M油、0.5％石灰和3.5％总表面活性剂。每个样品的表面活性剂浓度落入以下范围内：0.5-1.5wt％ T-5表面活性剂、1.5-2.5wt％ OFC100乳化表面活性剂和0-1.0％PE。该12个独特的和6个重复的组合物使用可从Stat-Ease Inc.(Minneapolis，MN)获得的Design-软件8.0.2版来选择。该Design-软件还用于产生以下讨论的三元图，并且数据拟合为线性、二次或改变的二次模型。
示例性油包水乳液的粘度和电稳定性分析
使用来自Anton-Paar的流变仪记录每个样品作为温度函数的粘度。具体地，温度扫描使用该流变仪在50s-1的恒定剪切速率下针对每个新制备的样品通过如下方式进行：在以2℃/min的速率从25℃升温到100℃的同时，每21秒记录粘度。通过加热，伴随粘度的增加形成油包水乳液。表1中报告了实现200、300、500和1000厘泊(“cP”)的粘度所需的最低温度以及每个表面活性剂存在的百分比。此外，新制备的样品在75℃下老化16小时，并且测量了峰值电压的电稳定性并且报告在表1中。
表1
1“>100”的条目表示在那列中的样品在25-100℃的扫描中的任何点没有实现特定粘度。
样品4、5、6、8、10和18所有都证明在75℃下老化16小时后500V或更大的电稳定性。图1是表1的样品4、5、6、8、10和18的上述温度扫描图示，其通过如下方式获得：在以2℃/min速率将温度从25℃升温到100℃的同时以50s-1的恒定剪切速率使用流变仪并且每21秒记录所测量的粘度。
此外，针对对应于样品1-18的新油包水乳液进行剪切扫描。该剪切扫描在50-100℃的温度下以10℃增量进行，并且粘度测量是在将剪切速率从2s-1增加到100s-1的同时每5秒进行的。表2显示了在具体温度和剪切速率下的剪切扫描结果，该温度和剪切速率特别是：对于2s-1和50s-1的剪切速率为50℃、70℃和90℃。
表2
如表2所示，随着油包水乳液温度升高，它们的初始粘度增加。然而，该乳液表现出明显的非牛顿剪切稀化行为，在相对最适度的剪切速率(即50s-1)作用下变得非常可流动。
提供井特异性水力压裂流体的能力的证明
针对表1中的数据生成了三元图。与样品以及每个样品达到300cP粘度所需的必要温度相关的数据的示例性图描绘在图2中。与每个样品达到200、500和1000cP粘度所需的温度相关的三元图类似于图2所示的图。
对于图2，轴标记和值通过右上图来描述。单个样品作为点表示，并且重复样品用数字“2”表示。框中的值给出了与每个等高线相关的温度(℃)。该三元图中所示的温度范围是40-95℃。低温和高温区分别用浅色和深色阴影表示。没有阴影的区域落入实验矩阵之外。如图2所证明的，温度随 T-5表面活性剂浓度的增加而升高，并且随 OFC100乳化表面活性剂浓度的增加而降低。该温度表现出有些独立于PE的浓度。
还使用表2中在70℃下的粘度数据来生成实例三元图(图3)。虽然未示出，但是使用属于其他温度和剪切速率的粘度数据的三元图尽管值不同但表现类似。
参见图3，显示了在70℃下针对2s-(左)和50s-1(右)的剪切速率测量的粘度的三元图。轴标记和值通过中部的上图来描述。单个样品作为点表示，并且重复样品用数字“2”表示。框中的值给出了与每个等高线相关的粘度(cP)。在左边的三元图中所示的粘度是1000-22500cP和在右边的三元图中所示粘度是100-900cP。低粘度和高粘度区分别用浅色和深色阴影表示，虽然对于每个图而言它们的相关值是不同的。没有阴影的区域落入实验矩阵之外。如图3所示，粘度随 T-5表面活性剂浓度的增加而下降，并且随 OFC100乳化表面活性剂浓度的增加而上升。该温度表现出有些独立于PE的浓度。
如该数据所证明的，如果地下条件是已知的，则可以调节第一表面活性剂(例如 T-5表面活性剂)和该至少一种第二表面活性剂(例如OFC100乳化表面活性剂)的浓度以获得该条件下所需的粘度。正因如此，可以生产井特异性水力压裂流体。
将油包水乳液转化成水包油乳液和反之亦然的实例
如上所述制备代表表1中样品号18的油包水乳液，其包含82wt％盐水、14wt％的IsoparTM M流体、0.5wt％石灰、1.5wt％ T-5表面活性剂、1.75wt％的 OFC100乳化表面活性剂和0.25wt％的PE。该油包水乳液然后在75℃下老化16小时，其后在峰值电压的电稳定性测量为650V。
将各种酸单独加入该老化的油包水乳液的等分试样中，随后摇动。在每种情况下，获得低粘度(～1-2cP)流体，其电稳定性测量结果显示为水包油乳液。换言之，该油包水乳液通过酸而“破坏”，导致水包油乳液。表3显示了加入到上述老化的油包水乳液中的单个酸和各自的量及其电稳定性。
表3
| 酸 | 加入量(wt％) | 电稳定性(V) |
| 乳酸 | 0.7 | 1 |
| 乙酸 | 0.5 | 1 |
| 硫酸 | 1.0 | 1 |
| 硝酸 | 1.4 | 1 |
| 磷酸 | 0.9 | 1 |
此外，将来自表1中所示样品1-18的多个配制剂的等分试样通过添加乙酸来“破坏”(即转化成水包油乳液)。在每种情况下，通过如下方式可以重新产生稳定粘性的油包水乳液：以等于初始配制剂使用量的量加入石灰和 OFC100乳化表面活性剂，并且在75℃下老化16小时。虽然加入新的 T-5表面活性剂或PE不是必需的，但是在不加入新的 OFC100乳化表面活性剂的情形下，不可能重新产生性能类似于其初始性能的乳液。不旨在受限于特定理论，据信需要另外的 OFC100，因为该咪唑啉在酸性环境中经历水解开环以得到类似的酰胺胺，由该酰胺胺不能容易地重新形成咪唑啉。
然而，另外的油包水乳液以类似于上述方式制备，除了82wt％的盐水、14wt％的IsoparTM M流体、0.5wt％石灰、1.3wt％的 T-5表面活性剂、0.4wt％的PE(如上所述)和1.8wt％的具有以下结构的氨基甲酸羟烷基酯(代替OFC100乳化表面活性剂)：
将所述包含氨基甲酸羟烷基酯的油包水乳液在75℃下老化16小时，并且然后使用乙酸转化成水包油乳液。该含有氨基甲酸羟烷基酯的水包油乳液仅使用石灰来重新形成，并且不需要任何另外的氨基甲酸羟烷基酯或其他表面活性剂。
从以上描述清楚的是，本公开内容非常适于进行该目标和获得本文所提及的优点以及本公开内容中固有的那些。虽然出于公开目的描述了本公开内容的示例性实施方案，但是将理解可以进行多种改变，其本身是本领域技术人员容易想到的，其可以在不脱离本公开内容和附加的权利要求的范围的情形下完成。
Claims (17)
1.一种用于处理地下地层的水力压裂流体，其包含油包水乳液，该乳液包含水溶液、油和第一表面活性剂，其中该第一表面活性剂包含以下中的至少之一：
-4mol或更高的由式I所示的脂肪胺的乙氧基化物：
其中R1是具有12-18个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；和其中a和b各自独立地为2-15、或2-8、或2-4的整数；
-由式II所示的脂肪胺的1,3-二氨基丙基衍生物的乙氧基化物：
其中R2是具有12-18个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；和
其中c、d和e各自独立地为1-10的整数；和
-由式III所示的衍生自线性醇丙氧基化物的胺的乙氧基化物：
其中R3是具有6-18个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；f是1-10、或1-8、或1-5的整数；和 其中g和h各自独立地为1-15的整数。
2.权利要求1的水力压裂流体，其中该油包水乳液进一步包含至少一种第二表面活性剂，其选自：
(a)乳化表面活性剂，其包含以下中的至少之一：
-由式V所示的咪唑啉：
具有9-17个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；
-由式VI所示的酰胺胺：
其中X5是以下之一：-OH、-NH2、和R6是具有9-17个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基；和
-由式VII所示的氨基甲酸羟烷基酯：
其中R7是具有9-17个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基，和每个R8和R9是以下之一：(i)R8＝R9＝-H，(ii)R8＝-H和R9＝-CH2OH，(iii)R8＝-CH2OH和R9＝-H，(iv)R8＝-H和R9＝-CH3，(v)R8＝-CH3和R9＝-H，(vi)R8＝-H和R9＝-C2H5，或(vii)R8＝-C2H5和R9＝-H；
(b)由结构IV所示的乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯
其中其中k为1-20、或1-10、或1-6的整数，和R4是具有4-14个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基，烷基苯或二烷基苯；和Y3＝-H或-X3；或
(c)其组合。
3.权利要求2的水力压裂流体，其中该油包水乳液包含基于该油包水乳液的总重量计为约40至约90wt％的该水溶液、约5至约55wt％的该油、约0.5至约3wt％的该第一表面活性剂、0至约3wt％的该乳化表面活性剂和0至约3wt％的该乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯。
4.权利要求2的水力压裂流体，其中该至少一种第二表面活性剂包含该乳化表面活性剂和由式IV所示的乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯。
5.权利要求4的水力压裂流体，其中该油包水乳液包含基于该油包水乳液的总重量计为约40至约90wt％的该水溶液、约5至约55wt％的该油、约0.5至约3wt％的该第一表面活性剂、大于0至约3wt％的该乳化表面活性剂和大于0至约3wt％的该乙氧基化醇或烷基酚的磷酸酯。
6.权利要求1的水力压裂流体，其中该油包水乳液进一步包含pH调节剂。
7.权利要求6的水力压裂流体，其中该pH调节剂以基于该油包水乳液的总重量计为大于0至约2wt％的量存在于该油包水乳液中。
8.权利要求6的水力压裂流体，其中该pH调节剂是石灰。
9.权利要求1-8中任一项所述的水力压裂流体，其中该水力压裂流体进一步包含支撑剂。
10.一种压裂地下地层的方法，包括在足以压裂地层的压力下将权利要求9的水力压裂流体注入地下地层中。
11.一种提供井特异性水力压裂流体的方法，其包括：(a)提供权利要求1-8中任一项的水力压裂流体，(b)测定地下地层的条件，和(c)根据该地下地层的条件调节该第一表面活性剂和该至少一种第二表面活性剂的比。
12.权利要求11的方法，其中该方法进一步包括在步骤(a)-(c)的任一个之后，将支撑剂加入该水力压裂流体中。
13.一种压裂地下地层的方法，该地下地层与井表面流体连通，该方法包括：
a)将权利要求9的水力压裂流体注入所述井中；
b)加压所述水力压裂流体以便引起该地下地层压裂，并且使支撑剂进入所述裂缝中；和
c)将酸加入所述水力压裂流体中以便将该水力压裂流体中的油包水乳液变成水包油乳液。
14.权利要求13的方法，其中在步骤c)之后，将含有水包油乳液的所述水力压裂流体的至少一部分从地下地层中泵送出来。
15.权利要求14的方法，其中将碱加入已经从地下地层中泵送出来的所述水力压裂流体中，以将该水力压裂流体中的水包油乳液变成油包水乳液。
16.权利要求15的方法，其中该乳化表面活性剂是由式VII所示的氨基甲酸羟烷基酯：
其中R7是具有9-17个碳原子的饱和或不饱和、支化或直链、取代或未取代的烃基，和每个R8和R9为以下之一：(i)R8＝R9＝-H，(ii)R8＝-H和R9＝-CH2OH，(iii)R8＝-CH2OH和R9＝-H，(iv)R8＝-H和R9＝-CH3，(v)R8＝-CH3和R9＝-H，(vi)R8＝-H和R9＝-C2H5，或(vii)R8＝-C2H5和R9＝-H。
17.权利要求16的方法，其中没有另外的表面活性剂与该碱一起加入。
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