Hydrocarbon stimulation compositions

Abstract

Treatment fluid compositions may be utilized in reservoir stimulation operations for hydrocarbon production. The treatment fluid may include: 0.2 wt% to 2.0 wt% of a surfactant, 0.2 wt% to 2.0 wt%of an associative polymer, and 0.1 wt% to 1.0 wt% of a crosslinker; each wt% being based on a total weight of the treatment fluid.

Description

HYDROCARBON STIMULATION COMPOSITIONS

[0001] FIELD OF THE DISCLOSURE

[0002] The present disclosure relates generally to hydrocarbon reservoir stimulation and, more particularly, to treatment fluid compositions and methods related thereto.

[0003] BACKGROUND OF THE DISCLOSURE

[0004] Reservoir stimulation may be performed on a subterranean reservoir to achieve, increase, or restore fluid production therefrom, such as hydrocarbons including oil and gas. Reservoir stimulation operations include matrix acidizing and hydraulic fracturing as non-limiting examples. The type of stimulation operation employed in a particular circumstance may depend on factors including the geology of the formation and the type of hydrocarbons being produced.

[0005] Hydraulic fracturing, a form of reservoir stimulation, typically utilizes fluids containing proppants to stimulate the reservoir. During hydraulic fracturing operations, a fracturing treatment fluid is pumped under a pressure and rate sufficient for cracking the formation of the reservoir and creating a fracture. Fracturing operations usually consist of three main stages including a pad fluid stage, a proppant fluid stage, and an overflush fluid stage. The pad fluid stage typically consists of pumping a pad fluid into the formation. The pad fluid is a viscous, gelled fluid which initiates and propagates the fractures. The proppant fluid stage involves pumping a proppant fluid into the fractures of the formation. The proppant fluid contains proppants mixed with a viscous, gelled fluid or a visco-elastic surfactant fluid. The proppants in the proppant fluid are lodged in the fractures and create conductive fractures through which hydrocarbons flow. The final stage, the overflush stage, includes pumping a viscous gelled fluid into the fractures to ensure the proppant fluid is pushed inside the fractures. While the three stages have different aims, all three make use of highly viscous and / or gelled fluids to achieve those aims.

[0006] SUMMARY OF THE DISCLOSURE

[0007] Various details of the present disclosure are hereinafter summarized to provide a basic understanding. This summary is not an exhaustive overview of the disclosure and is neither intended to identify certain elements of the disclosure, nor to delineate the scope thereof. Rather, the primary purpose of this summary is to present some concepts of the disclosure in a simplified form prior to the more detailed description that is presented hereinafter.

[0008] A non-limiting composition of the present disclosure may include a treatment fluid comprising: 0.2 wt%to 2.0 wt%of a surfactant, 0.2 wt%to 2.0 wt%of an associative polymer, and wt%to 1.0 wt%of a crosslinker; each wt%being based on a total weight of the treatment fluid.

[0009] A first nonlimiting method of the present disclosure may include: providing a treatment fluid comprising: wt%to 2.0 wt%of a surfactant, wt%to 2.0 wt%of an associative polymer, and wt%to 1.0 wt%of a crosslinker, each wt%being based on a total weight of the composition; and introducing the treatment fluid into a subterranean formation during a stimulation operation.

[0010] A second nonlimiting method of the present disclosure may include: combining together associative polymer and surfactant to form a treatment fluid, wherein the treatment fluid comprises: wt%to 2.0 wt%of a surfactant, and wt%to 2.0 wt%of an associative polymer, each wt%being based on a total weight of the composition; and introducing the treatment fluid to a subterranean formation during a stimulation operation.

[0011] Any combinations of the various embodiments and implementations disclosed herein can be used in a further embodiment, consistent with the disclosure. These and other aspects and features can be appreciated from the following description of certain embodiments presented herein in accordance with the disclosure and the accompanying drawings and claims.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0012] FIGS. 1A-C show stage wise formation of treatment fluid, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0013] FIG. 2 is a graph showing temperature and viscosity testing of varying samples, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0014] FIG. 3 is a graph showing viscosity testing of varying samples, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0015] FIG. 4 is a graph showing viscosity testing of samples with breaker, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0016] FIG. 5 is a graph showing break testing of samples with breaker, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0017] FIGS. 6A-B show before and after of break testing of samples, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0018] FIG. 7 is a graph showing break testing of samples without breaker, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0019] FIGS. 8A-B show before and after of break testing of samples, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0020] FIG. 9 is a graph showing viscosity testing of varying samples, according to one or more aspects of the present disclosure.

[0021] FIG. 10 is a graph showing viscosity testing of varying samples, according to one or more aspects of the present disclosure.DETAILED DESCRIPTION

[0022] Embodiments in accordance with the present disclosure generally relate to hydrocarbon reservoir stimulation and, more particularly, to treatment fluid compositions and methods related thereto.

[0023] The term “treatment fluid, ” and grammatical variants thereof, refers to any fluid that may be used in a subterranean treatment operation (also referred to simply as “treatment” or “operation” herein) in conjunction with a desired function (e g , fracturing or the like) . The term “treatment fluid” does not imply any particular action by the fluid or any component thereof.

[0024] Compositions of the present disclosure may be formed to a treatment fluid for use in a subterranean formation. Compositions of the present disclosure may provide treatment fluids including water-based fracturing fluids, allowing for increased shearing stability, for use in high temperature subterranean formations (e g., subterranean formations with temperatures 140℃ or greater) . Treatment fluids of the present disclosure may additionally allow for simplified cleanup through viscosity reduction of the fluid with a fluid breaker or without a fluid breaker. Furthermore, treatment fluid compositions of the present disclosure may allow for reduced damage to subterranean formations.

[0025] Furthermore, treatment fluid compositions of the present disclosure may be formulated to maintain a given viscosity over time. For example, treatment fluids of the present disclosure may maintain a viscosity above 300 mPa·s (or 300 mPa·s to 500 mPa·s, or 300 mPa·s to 1000 mPa·s, or 300 mPa·s to 10,000 mPa·s) at a shear rate of 100 s-1 and 150℃ for 2 hr or greater (or 3 hr or greater, or 2 hr to 24 hr, or 2 hr to 100 hr, or 2 hr to 1000 hr) .

[0026] Treatment fluids of the present disclosure may comprise a surfactant, an associative polymer, and a crosslinker. Treatment fluids may further comprise a breaker for use in cleanup.

[0027] A surfactant may be present in treatment fluids of the present disclosure. A surfactant may be used to provide stability to the treatment fluid of the present disclosure, including, without being bound by theory, through chemically interfacing with the associative polymer and / or the crosslinker. The surfactant may be present within a composition of the present disclosure at a  concentration from 0.1 wt%to 7 wt% (or 0.1 wt%to 5 wt%, or 0.1 wt%to 4 wt%, or 0.1 wt%to 3 wt%, or 0.1 wt%to 2 wt%, or 0.2 wt%to 2.0 wt%) , based on a total weight of the composition.

[0028] The surfactant may comprise any suitable surfactant for use in a treatment fluid. The surfactant may be selected in order to convey increased stability of the compositions at high temperatures (e g , temperatures greater than 200°F) , high saline environments (greater than 5 wt%total dissolved solids) , and low pH values (pH of 3 or less) .

[0029] The surfactant may comprise a cationic surfactant, an anionic surfactant, a nonionic surfactant, a zwitterionic surfactant, or any combination thereof. The surfactant may preferably comprise a zwitterionic surfactant.

[0030] Suitable zwitterionic surfactants may include betaines and sultaines, preferably including betaines.

[0031] Suitable betaines and / or sultaines may include from 4 carbons to 40 carbons, from 6 carbons to 30 carbons, from 5 carbons to 40 carbons, or from 12 carbons to 18 carbons.

[0032] Suitable betaines may preferably have a structure of: R1-N (R2) 2-X

[0033] wherein R1 comprises an alkyl group, an alkyl amide group, an alky ester group, or the like, with 4 carbons to 28 carbons, wherein R2 comprises an alkyl group with 1 carbon to 5 carbons, and wherein X comprises an additional functional group. The additional functional group may comprise any suitable functional group including, but not limited to, for example, a carboxylate, a propyl sulfonate, a hydroxypropyl sulfonate, or the like.

[0034] Suitable surfactants may furthermore include hydroxypropyl phosphate surfactants.

[0035] An associative polymer may be present within compositions of the present disclosure. The associative polymer may serve as a viscosifier for the treatment fluid, imparting added viscosity for reservoir stimulation. Such an associative polymer may be present within a composition of the present disclosure at a concentration from 0.1 wt%to 7 wt% (or 0.1 wt%to 5 wt%, or 0.1 wt%to 4 wt%, or 0.1 wt%to 3 wt%, or 0.1 wt%to 2 wt%, or 0.2 wt%to 2.0 wt%) , based on a total weight of the composition.

[0036] “Associative polymer, ” and grammatical variations thereof, as used herein refers to a polymer having a hydrophilic main chain and one or more hydrophobic side chains, wherein such a polymer imparts a viscosifying effect in an aqueous fluid (including at least partially saline aqueous fluids) .

[0037] Any suitable associative polymer may be used according to the present disclosure. Examples of suitable associative polymers may include, but are not limited to, a polyether, an acrylic polymer, a polyosidic polymer chain, the like, or any combination thereof.

[0038] The associative polymer may preferably comprise a structure of:

[0039] wherein R comprises an alkyl group, an alkyl amide group, an alky ester group, or the like, with 4 carbons to 28 carbons. The associative polymer may be provided in any suitable form, including in a polymerized form, or in a monomer form that may be subsequently polymerized in situ. One of ordinary skill in the art will be able to appropriately select and implement an associative polymer with the benefit of the present disclosure.

[0040] A crosslinker may be present in compositions of the present disclosure. The crosslinker may be present within a composition of the present disclosure at a concentration from 0.1 wt%to 5 wt% (or 0.1 wt%to 4 wt%, or 0.1 wt%to 3 wt%, or 0.1 wt%to 2 wt%, or 0.2 wt%to 1.0 wt%, or 0.1 wt%to 0.5 wt%) , based on a total weight of the composition.

[0041] Suitable crosslinkers may include any crosslinker for promotion of crosslinking between groups of the associative polymer, forming three-dimensional polymer networks. Various metal crosslinkers are considered suitable. For example and not by way of limitation, the metal crosslinker may be selected from the group consisting of zirconium crosslinkers, titanium crosslinkers, aluminum crosslinkers, chromium crosslinkers, iron crosslinkers, hafnium crosslinkers, antimony crosslinkers, borate crosslinkers, other metal crosslinkers, the like, or any combination thereof. The metal crosslinkers may include organic metal oxide complexes. Metal crosslinkers used may be organic salts (e g , organic zirconium salts, organic aluminum salts, organic titanium salts, the like, or any combination thereof) , inorganic salts (e g , inorganic zirconium salts, inorganic aluminum salts, inorganic titanium salts, the like, or any combination thereof) , the like, or any combination thereof.

[0042] A breaker may, optionally, be included in compositions of the present disclosure. The breaker may serve to clean up the treatment fluid. The breaker is used to “break” or reduce the viscosity of the treatment fluid so that the treatment fluid may be easily recovered from the fracture during clean up. Any suitable breaker may be used. Examples of suitable breaker types may include, but are not limited to, an acid, an oxidizer, an enzyme breaker, a chelating agent, the like, or any combination thereof.

[0043] Examples of breakers include, but are not limited to sodium bromate, potassium bromate, sodium persulfate, ammonium persulfate, potassium persulfate, various peroxides, the like, or any combination thereof. Additionally, a “capsule breaker” may be used in which an encapsulant may be used to control or delay the release of the breaker encapsulated or disposed therein. The breaker optionally may include a combination of an encapsulated and unencapsulated breaker. As a non-limiting example, a breaker may include a combination of sodium bromate and encapsulated sodium bromate.

[0044] The aqueous fluid used in compositions of the present disclosure may include any suitable aqueous fluid. Example aqueous fluids may include, but are not limited to, fresh water (e g , stream water, lake water, or municipal treated water) , non-potable water such as gray water or industrial process water, sea water, brine, aqueous salt solutions, partially desalinated water, produced water (including brine and other salt water solutions) , the like, or any combination thereof.

[0045] The treatment fluids described herein may further include one or more additional components suitable for achieving one or more desired functions (e g., in addition to a stimulation operation) . Examples of suitable additional components may include, but are not limited to, a salt, a weighting agent, an inert solid, a fluid loss control agent, an emulsifier, a dispersion aid, a corrosion inhibitor, an emulsion thinner, an emulsion thickener, a viscosifying agent, a gelling agent, a surfactant, a particulate, a proppant, a gravel particulate, a lost circulation material, a foaming agent, a gas, a pH control additive, a breaker, a biocide, a crosslinker, a stabilizer, a chelating agent, a scale inhibitor, a gas hydrate inhibitor, a mutual solvent, an oxidizer, a reducer, a friction reducer, a clay stabilizing agent, an iron control agent, the like, or any combination thereof. Suitable examples of the foregoing will be familiar to one having ordinary skill in the art.

[0046] Suitable stimulation operations that may be performed with the treatment fluids may include, for example, fracturing, acid fracturing, matrix acidizing, or any combination thereof. The treatment fluids may also be used in conjunction with scale dissolution operations as well. The treatment fluids of the present disclosure may allow for provision of one or more of the aforementioned functions simultaneously, allowing for a single-stage reservoir stimulation operation to be carried out where, conventionally, multiple stages of reservoir stimulation may have been required. No special mixing or equipment requirements are believed to be needed for preparation and use of the treatment fluids described herein.

[0047] In some embodiments, the treatment fluids disclosed herein (including mixing of individual components or mixtures thereof) may be mixed at a remote location from a job site and shipped thereto or, in other embodiments, the treatment fluids may be mixed at a job site. In still other embodiments, the treatment fluid may be mixed and pumped into a subterranean formation on- the-fly. A person having ordinary skill in the art of designing such fluids with the benefit of this disclosure will be able to consider these factors and determine whether remote mixing, on-site mixing, or any other suitable mixing protocol is most appropriate for a given operation. The systems used for handling treatment fluids for use in stimulation operations of the present disclosure may include one or more mixing and / or storage tanks used for mixing and / or storing, respectively, treatment fluids prior to use in a stimulation operation. Additional tanks may be used for storing spent or partially spent treatment fluid removed from a subterranean formation as part of a stimulation operation. Following a stimulation operation, the treatment fluids or a spent or partially spent variant thereof may be produced from the subterranean formation during aqueous fluid flowback.

[0048] Systems for introduction of treatment fluids to a wellbore in conjunction with a stimulation operation may comprise a pump fluidly coupled to a tubing, the tubing located at least partially within the wellbore and the tubing containing a treatment fluid for a desired stimulation operation. The “pump” described herein may comprise a single pump or may comprise one or more pumps which may include “high pressure” and “low pressure” pump (s) in any combination. A “high pressure” pump, i e , a pump operating at a pressure greater than about 1000 psi, may be used in stimulation operations according to the present disclosure such as acid fracturing where fracturing of the subterranean formation at a pressure higher than the fracture gradient pressure is required. A “low pressure” pump, i e , a pump operating at a pressure of about 1000 psi or less, may be used in stimulation operations such as matrix acidizing where lower pressures are needed and where fracturing of the subterranean formation is not required. Given the benefit of the present disclosure, one having ordinary skill in the art will be able to select an appropriate pump or combination of pumps for a given stimulation operation.

[0049] The treatment fluids of the present disclosure may be injected using the pump (s) into the subterranean formation using the wellbore tubing located within the wellbore. The wellbore tubing may preferably comprise steel piping, and more preferably carbon steel piping. The treatment fluid used in a particular stimulation operation may flow downhole through the wellbore tubing and flow out of the tubing into the subterranean formation in order to carry out the stimulation operation. Subsequently, in some stimulation operations, the treatment fluid of a particular stimulation operation may be flowed back to the wellhead along with residual components. The treatment fluid and residual components may flow through the wellbore tubing or the wellbore annulus and back to the wellhead.

[0050] It should be noted that additional nonlimiting components may be present in systems suitable to introduce the treatment fluids to a subterranean formation and to recover fluid from the  subterranean formation following stimulation. Such additional components will be familiar to one having ordinary skill in the art and include, but are not limited to, supply hoppers, valves, condensers, adapters, joints, gauges, sensors, compressors, pressure controllers, pressure sensors, flow rate controllers, flow rate sensors, temperature sensors, the like, or any combination thereof.

[0051] Furthermore, additional equipment used in systems of the present disclosure may comprise surface equipment that may include, but is not limited to, supply hoppers, valves, condensers, adapters, joints, gauges, sensors, compressors, pressure controllers, pressure sensors, flow rate controllers, flow rate sensors, temperature sensors, the like, or any combination thereof. The equipment discussed herein may furthermore comprise downhole equipment that may include, but is not limited to, wellbore casing, wellbore liner, completion string, insert strings, drill string, coiled tubing, slickline, wireline, drill pipe, drill collars, mud motors, downhole motors and / or pumps, surface-mounted motors and / or pumps, centralizers, turbolizers, scratchers, floats (e g , shoes, collars, valves, and the like) , logging tools and related telemetry equipment, actuators (e g , electromechanical devices, hydromechanical devices, and the like) , sliding sleeves, production sleeves, plugs, screens, filters, flow control devices (e g , inflow control devices, autonomous inflow control devices, outflow control devices, and the like) , couplings (e g., electro-hydraulic wet connect, dry connect, inductive coupler, and the like) , control lines (e g , electrical, fiber optic, hydraulic, and the like) , surveillance lines, drill bits and reamers, sensors or distributed sensors, downhole heat exchangers, valves and corresponding actuation devices, tool seals, packers, cement plugs, bridge plugs, and other wellbore isolation devices, or components, the like, or any combination thereof.

[0052] It should further be noted that treatment fluids of the present disclosure may be used, in any amount, for any operation on a subterranean formation including, but not limited to, a drilling fluid, a stimulation fluid, a fracturing fluid, a spotting fluid, a clean-up fluid, a completion fluid, a remedial treatment fluid, an abandonment fluid, a pill, an acidizing fluid, a cementing fluid, a packer fluid, an imaging fluid, the like, or any combination thereof.

[0053] Examples

[0054] Treatment Fluid Preparation

[0055] Surfactant and associative polymer were added to tap water to form a solution. The solution was stirred at 500 rpm for 2 hrs. The calculated amount of crosslinker was added to the solution. The stirring was stopped when the vortex of the solution closed, indicating a sufficient increase in viscosity. The vortex closing time was recorded as the gelation time.

[0056] Test Methods

[0057] Rheological properties of fluids were measured by Discovery HR-2 rheometer (TA Instrument) . The correlation between apparent viscosity and shear rate was achieved varying shear  rates from 0.01 s-1 to 500 s-1. The correlation between apparent viscosity and temperature was obtained by varying temperatures from 25℃ to 150℃ at 100 s-1. The shearing stability experiment was conducted with temperatures ranging from 90℃ to 150℃ at a shear rate of 100 s-1 for 120 mins.

[0058] Static break measurement was tested by mixing the prepared fluid with a breaker, and subsequently sealing the prepared fluid in an airtight enclosure and placed into an oven for 12 hours. The oven was set to the static break test temperature. The viscosity of the fluid was measured after removal from the oven.

[0059] Example 1

[0060] A fluid was prepared in tap water with surfactant dodecaecyldimethyl hydroxypropyl sulfobetaine (HSB1214, an alkyl hydroxypropyl sulfobetaine composed of an alkyl group with 12-14 carbon atoms thus having a composition of C12-14H25-29-N (CH3) 2-CH2CH (OH) CH2SO3Na) as well as the associative polymer. Organic zirconium crosslinker was used. Each component (surfactant, associative polymer, or crosslinker) was added at concentration of 0.5 wt%, based on the total weight of the fluid. The fluid was found to have a gelation time of 1 min. The prepared fluid is shown in FIGS. 1A-C, with FIGS. 1A showing the surfactant-polymer solution, FIG. 1B showing gelation, and FIG. 1C showing the treatment fluid.

[0061] Example 2

[0062] Treatment fluids were formed as described in Example 1, with varying levels of HSB1214 as surfactant, as shown in Table 1 below.

[0063] Table 1. Samples tested with varying HSB1214 fractions.

[0064] Viscosities of varying treatment fluid samples formed were tested according to test methods. Results are shown in FIG. 2. As shown, thermal thickening behavior is observed with surfactant addition of more than 0.2%. The viscosities of treatment fluids are in decline with temperatures over 70℃. Additionally, at high temperatures, the viscosity of fluids with HSB1214 is higher than that of fluid without HSB1214.

[0065] Example 3

[0066] This example tested rheological properties of the samples prepared in Example 2. Testing was conducted at 150℃ with a shear rate at 100 s-1 for 2 hr. As shown in FIG. 3, samples exhibit increased shearing stability with HSB1214 addition from 0.2 wt%to 0.5 wt% (Samples 2B, 2C, and 2D) under high temperature (as retention viscosities for these samples are above 300 mPa·s after testing. Furthermore, fluid with 0.5 wt%HSB1214 (Sample 2D) can achieve the highest viscosity retention. Further increasing HSB1214 concentration can result in retention viscosity below 300 mPa·s indicating reduced stability.

[0067] Example 4

[0068] This example tested rheological properties of samples prepared in Example 1 upon contact with a capsule breaker. Potassium persulfate was used as the capsule breaker at concentrations of 0.1 wt%, 0.02 wt%, and 0.01 wt%, each based on the total weight of the treatment fluid. The prepared fluid was sheared over 2 hours under 100 s-1 at 150℃. Results of rheological testing upon addition of capsule breaker are shown in FIG. 4. As shown, the fluid with 0.01 wt%capsule breaker maintains viscosity above 300 mPa·s after the testing duration, while the fluid with capsule breaker of 0.02 wt%was sharply degraded into low viscosity fluid within 30 mins.

[0069] Example 5

[0070] A static break test was conducted at 150℃ as described above with samples from Example 1 tested with 0.01 wt%capsule breaker (potassium persulfate) . The viscosity of fluid after static break was measured with a shear rate of 100 s-1 with temperatures ranging from 20℃ to 90℃. Results are shown in FIG. 5. Furthermore, FIGS. 6A-B shows the fluid before and after static break testing. As indicated by the graph in FIG. 5 and images in FIGS. 6A and 6B, the fluid with 0.01 wt%capsule breaker is degraded into a watery fluid with viscosity around 1.2 mPa·s at 90℃ after static break testing.

[0071] Example 6

[0072] A static break test was conducted at 150℃ as described above with samples from Example 1 tested with no breaker used. The viscosity of fluid after static break was measured with a shear rate of 100 s-1 with temperatures ranging from 20℃ to 90℃. Results are shown in FIG. 7. Furthermore, FIGS. 8A-B shows the fluid before and after static break testing. As indicated by the graph in FIG. 7 and images in FIGS. 8A and 8B, the fluid without breaker can be degraded by residual dissolved oxygen into a watery fluid with viscosity around 1.6 mPa·s at 90℃ after static break testing.

[0073] Example 7

[0074] This example tested rheological properties of a selection of the samples prepared in Example 2 (Samples 2A and 2D) . Testing was conducted at 90℃ and also at 120℃ with a shear rate  at 100 s-1 for 2 hr. Results for 90℃ and 120℃ are shown in FIG. 9 and FIG. 10, respectively. As shown, the fluid samples show shearing stability at high temperature as the retention viscosity remains above 300 mPa·s after testing. The results demonstrate surfactant HSB1214 can increase shearing stability of fluid at various high temperatures.

[0075] Additional Embodiments

[0076] Embodiment 1. A treatment fluid comprising: 0.2 wt%to 2.0 wt%of a surfactant, 0.2 wt%to 2.0 wt%of an associative polymer, and wt%to 1.0 wt%of a crosslinker; each wt%being based on a total weight of the treatment fluid.

[0077] Embodiment 2. The treatment fluid of Embodiment 1, wherein the crosslinker serves to crosslink monomers of the associative polymer.

[0078] Embodiment 3. The treatment fluid of Embodiment 1 or 2, wherein the associative polymer has a hydrophilic main chain and one or more hydrophobic side chains, and wherein the associative polymer imparts a viscosifying effect on the treatment fluid.

[0079] Embodiment 4. The treatment fluid of any one of Embodiments 1-3, wherein the associative polymer comprises a structure of

[0080] wherein R comprises an alkyl group, an alkyl amide group, or an alky ester group, with 4 carbons to 28 carbons.

[0081] Embodiment 5. The treatment fluid of any one of Embodiments 1-4, wherein the crosslinker is selected from the group consisting of an organic zirconium salt, an inorganic zirconium salt, an organic titanium salt, an inorganic titanium salt, an organic aluminum salt, an inorganic aluminum salt, a borate compound, and any combination thereof.

[0082] Embodiment 6. The treatment fluid of any one of Embodiments 1-5, wherein the surfactant is selected from the group consisting of a C4-C30 betaine, a C4-C30 sultaine, and any combination thereof.

[0083] Embodiment 7. The treatment fluid of Embodiment 6, wherein the surfactant is selected from the group consisting of a C12-C18 betaine, a C12-C18 sultaine, and any combination thereof.

[0084] Embodiment 8. The treatment fluid of any one of Embodiments 1-4, wherein the surfactant comprises a betaine, and wherein the betaine has a structure of: R1-N (R2) 2-X wherein R1 comprises an alkyl group, alkyl amide group, or alky ester group with 4 carbons to 28 carbons, wherein R2 comprises an alkyl group with 1 carbon to 5 carbons, and wherein X comprises an additional functional group.

[0085] Embodiment 9. The treatment fluid of Embodiment 8, wherein the additional functional group comprises a carboxylate, a propyl sulfonate, or a hydroxypropyl sulfonate.

[0086] Embodiment 10. The treatment fluid of any one of Embodiments 1-9, further comprising 0.005 wt%to 0.1 wt%breaker based on the total weight of the treatment fluid, including the breaker.

[0087] Embodiment 11. The treatment fluid of Embodiment 10, wherein the breaker is selected from the group consisting of ammonium persulfate (APS) , potassium persulfate (KPS) , sodium persulfate (NaPS) , sodium hypochlorite, and any combination thereof.

[0088] Embodiment 12. The treatment fluid of Embodiment 10 or 11, wherein the breaker comprises a capsule breaker.

[0089] Embodiment 13. The treatment fluid of any one of Embodiments 1-12, further comprising: an aqueous fluid.

[0090] Embodiment 14. The treatment fluid of Embodiment 13, wherein the treatment fluid comprises 97 wt%to 99.9 wt%of the aqueous fluid based on the total weight of the treatment fluid, including the aqueous fluid.

[0091] Embodiment 15. The treatment fluid of any one of Embodiments 1-14, wherein the treatment fluid maintains a viscosity from 300 mPa·s to 10,000 mPa·s at a shear rate of 100 s-1 and 150℃ for 2 hr or greater.

[0092] Embodiment 16. A method comprising: providing a treatment fluid comprising: wt%to 2.0 wt%of a surfactant, wt%to 2.0 wt%of an associative polymer, and wt%to 1.0 wt%of a crosslinker, each wt%being based on a total weight of the treatment fluid; and introducing the treatment fluid into a subterranean formation during a stimulation operation.

[0093] Embodiment 17. A method comprising: combining together associative polymer and surfactant to form a treatment fluid, wherein the treatment fluid comprises: wt%to 2.0 wt%of a surfactant, and wt%to 2.0 wt%of an associative polymer, each wt%being based on a total weight of the treatment fluid; and introducing the treatment fluid to a subterranean formation during a stimulation operation.

[0094] Embodiment 18. The method of Embodiment 17, wherein the treatment fluid further comprises: a crosslinker, such that the treatment fluid comprises 0.1 wt%to 1.0 wt%of the crosslinker based on a total weight of the treatment fluid, including the crosslinker.

[0095] Embodiment 19. The method of Embodiment 17 or 18, wherein the treatment fluid: a breaker, such that the treatment fluid comprises 0.005 wt%to 0.1 wt%of the breaker based on a total weight of the treatment fluid, including the breaker.

[0096] Embodiment 20. The method of any one of Embodiments 17-19, further comprising: diluting the treatment fluid through introduction of an aqueous fluid to the treatment fluid, wherein the aqueous fluid does not include a breaker.

[0097] The terminology used herein is for the purpose of describing particular embodiments only and is not intended to be limiting of the invention. As used herein, for example, the singular forms “a, ” “an, ” and “the” are intended to include the plural forms as well, unless the context clearly indicates otherwise. It will be further understood that the terms “contains, ” “containing, ” “includes, ” “including, ” “comprises, ” and / or “comprising, ” and variations thereof, when used in this specification, specify the presence of stated features, integers, steps, operations, elements, and / or components, but do not preclude the presence or addition of one or more other features, integers, steps, operations, elements, components, and / or groups thereof.

[0098] Terms of orientation used herein are merely for purposes of convention and referencing and are not to be construed as limiting. However, it is recognized these terms could be used with reference to an operator or user. Accordingly, no limitations are implied or to be inferred. In addition, the use of ordinal numbers (e g , first, second, third, etc. ) is for distinction and not counting. For example, the use of “third” does not imply there must be a corresponding “first” or “second. ” Also, if used herein, the terms “coupled” or “coupled to” or “connected” or “connected to” or “attached” or “attached to” may indicate establishing either a direct or indirect connection, and is not limited to either unless expressly referenced as such.

[0099] While the disclosure has described several exemplary embodiments, it will be understood by those skilled in the art that various changes can be made, and equivalents can be substituted for elements thereof, without departing from the spirit and scope of the invention. In addition, many modifications will be appreciated by those skilled in the art to adapt a particular instrument, situation, or material to embodiments of the disclosure without departing from the essential scope thereof. Therefore, it is intended that the invention not be limited to the particular embodiments disclosed, or to the best mode contemplated for carrying out this invention, but that the invention will include all embodiments falling within the scope of the appended claims. Moreover, reference in the appended claims to an apparatus or system or a component of an  apparatus or system being adapted to, arranged to, capable of, configured to, enabled to, operable to, or operative to perform a particular function encompasses that apparatus, system, or component, whether or not it or that particular function is activated, turned on, or unlocked, as long as that apparatus, system, or component is so adapted, arranged, capable, configured, enabled, operable, or operative.

Claims

1.A treatment fluid comprising:0.2 wt%to 2.0 wt%of a surfactant;0.2 wt%to 2.0 wt%of an associative polymer; and0.1 wt%to 1.0 wt%of a crosslinker,each wt%being based on a total weight of the treatment fluid.2.The treatment fluid of claim 1, wherein the crosslinker serves to crosslink monomers of the associative polymer.3.The treatment fluid of claim 1, wherein the associative polymer has a hydrophilic main chain and one or more hydrophobic side chains, and wherein the associative polymer imparts a viscosifying effect on the treatment fluid.4.The treatment fluid of claim 1, wherein the associative polymer comprises a structure of wherein R comprises an alkyl group, an alkyl amide group, or an alky ester group, with 4 carbons to 28 carbons.5.The treatment fluid of claim 1, wherein the crosslinker is selected from the group consisting of an organic zirconium salt, an inorganic zirconium salt, an organic titanium salt, an inorganic titanium salt, an organic aluminum salt, an inorganic aluminum salt, a borate compound, and any combination thereof.6.The treatment fluid of claim 1, wherein the surfactant is selected from the group consisting of a C4-C30 betaine, a C4-C30 sultaine, and any combination thereof.7.The treatment fluid of claim 6, wherein the surfactant is selected from the group consisting of a C12-C18 betaine, a C12-C18 sultaine, and any combination thereof.8.The treatment fluid of claim 1, wherein the surfactant comprises a betaine, and wherein the betaine has a structure of: R1-N (R2) 2-Xwherein R1 comprises an alkyl group, alkyl amide group, or alky ester group with 4 carbons to 28 carbons, wherein R2 comprises an alkyl group with 1 carbon to 5 carbons, and wherein X comprises an additional functional group.9.The treatment fluid of claim 8, wherein the additional functional group comprises a carboxylate, a propyl sulfonate, or a hydroxypropyl sulfonate.10.The treatment fluid of claim 1, further comprising 0.005 wt%to 0.1 wt%breaker based on the total weight of the treatment fluid, including the breaker.11.The treatment fluid of claim 10, wherein the breaker is selected from the group consisting of ammonium persulfate (APS) , potassium persulfate (KPS) , sodium persulfate (NaPS) , sodium hypochlorite, and any combination thereof.12.The treatment fluid of claim 10, wherein the breaker comprises a capsule breaker.13.The treatment fluid of claim 1, further comprising:an aqueous fluid.14.The treatment fluid of claim 13, wherein the treatment fluid comprises 97 wt%to 99.9 wt%of the aqueous fluid based on the total weight of the treatment fluid, including the aqueous fluid.15.The treatment fluid of claim 1, wherein the treatment fluid maintains a viscosity from 300 mPa·s to 10,000 mPa·s at a shear rate of 100 s-1 and 150℃ for 2 hr or greater.16.A method comprising:providing a treatment fluid comprising:0.2 wt%to 2.0 wt%of a surfactant;0.2 wt%to 2.0 wt%of an associative polymer; and0.1 wt%to 1.0 wt%of a crosslinker,each wt%being based on a total weight of the treatment fluid; andintroducing the treatment fluid into a subterranean formation during a stimulation operation.17.A method comprising:combining together an associative polymer and a surfactant to form a treatment fluid, wherein the treatment fluid comprises:0.2 wt%to 2.0 wt%of the surfactant; and0.2 wt%to 2.0 wt%of the associative polymer,each wt%being based on a total weight of the treatment fluid; andintroducing the treatment fluid to a subterranean formation during a stimulation operation.18.The method of claim 17, wherein the treatment fluid further comprises:a crosslinker, such that the treatment fluid comprises 0.1 wt%to 1.0 wt%of the crosslinker based on a total weight of the treatment fluid, including the crosslinker.19.The method of claim 17, wherein the treatment fluid:a breaker, such that the treatment fluid comprises 0.005 wt%to 0.1 wt%of the breaker based on a total weight of the treatment fluid, including the breaker.20.The method of claim 17, further comprising:diluting the treatment fluid through introduction of an aqueous fluid to the treatment fluid, wherein the aqueous fluid does not include a breaker.

Images