[发明专利]处理高温地下地层的组合物和方法

说明书

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。