CN101831285A - 一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂及其制备方法 - Google Patents
一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101831285A CN101831285A CN201010181797A CN201010181797A CN101831285A CN 101831285 A CN101831285 A CN 101831285A CN 201010181797 A CN201010181797 A CN 201010181797A CN 201010181797 A CN201010181797 A CN 201010181797A CN 101831285 A CN101831285 A CN 101831285A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- forming material
- pore forming
- fracturing
- high temperature
- stir
- 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.)
- Granted
Links
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims description 5
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 title abstract description 7
- 238000009833 condensation Methods 0.000 title abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 67
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 67
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 37
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 37
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- -1 polyoxyethylene nonylphenol Polymers 0.000 claims description 26
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 26
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 22
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 16
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 claims description 16
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 claims description 16
- SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N dodecyldimethylamine N-oxide Chemical group CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- RNMDNPCBIKJCQP-UHFFFAOYSA-N 5-nonyl-7-oxabicyclo[4.1.0]hepta-1,3,5-trien-2-ol Chemical compound C(CCCCCCCC)C1=C2C(=C(C=C1)O)O2 RNMDNPCBIKJCQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N propionamide Chemical compound CCC(N)=O QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 6
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims description 6
- VFFDVELHRCMPLY-UHFFFAOYSA-N dimethyldodecyl amine Natural products CC(C)CCCCCCCCCCCN VFFDVELHRCMPLY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethyldodecan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN(C)C YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 27
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 10
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 abstract 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 241000521257 Hydrops Species 0.000 description 1
- 206010030113 Oedema Diseases 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015927 pasta Nutrition 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
本发明公开了一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,包括如下重量百分比的组分配比而成:非离子表面活性剂:25~50%;两性离子表面活性剂:10~15%;阴离子表面活性剂:20~30%;氟碳表面活性剂:0.5~2%;其余量为蒸馏水。本发明能在高温、高矿化度、一定量的凝析油的地层中返排时产生泡沫,使井筒中返排液静液柱压力降低,利于压裂液的返排,以减少残留的压裂液对地层伤害。
Description
技术领域
本发明涉及一种压裂液添加剂,特别涉及一种使压裂液在高温、高矿化度、一定量的凝析油的地层中返排时产生泡沫,降低井筒中返排液汽化水密度,使井筒中返排液静液柱压力降低,利于压裂液的返排,以减少残留的压裂液对地层伤害的起泡剂。
背景技术
随着低渗透油气藏的逐步开发,为增大泻油面积,压裂做为最有效的增产技术,得到了广泛的应用。性能优良的压裂液不仅要求具有良好的耐温耐剪切和携砂性能,更要具有良好的返排助排性能。
大多数低孔低渗气藏一般都具有低压特征,地层能量不足,同时存在严重的毛细管自吸作用,在自然条件下压裂液破胶液难以彻底返排,为此大多数三低气藏压裂液中都加入起泡剂,伴注液氮,一方面降低静液柱压力,另一方面补充能量,能够有效地提高返排率。经过多年的研究应用,开发了多种性能优良的起泡剂,配套工艺技术在现场也取得了丰硕的增产成果。
但是,近年来随着勘探开发工作的深入,储层和改造条件越来越苛刻,高温、高矿化度,并伴有一定量的凝析油产出。起泡剂如果在高温、高矿化度、和一定量的凝析油中有良好的起泡和稳泡性能,依据地层能量使压裂液返排,在射孔眼处高速剪成,产生泡沫,并稳定生成的气泡界面,液体被连续举升,裂缝中压裂液不断向井筒流向补充,井筒中返排液汽化水密度降低,井筒中返排液静液柱压力降低,返排液就能顺利从地层中排出。
但在凝析油的强烈消泡作用下,很多常规起泡剂完全失去作用,部分现有抗油起泡剂性能一般,无法达到较高技术指标。
发明内容
为解决上述技术问题,本发明提出了一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,本发明能在高温、高矿化度、一定量的凝析油的地层中返排时产生泡沫,使井筒中返排液静液柱压力降低,利于压裂液的返排,以减少残留的压裂液对地层伤害。
同时,本发明还提出了一种制备压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂的方法。
本发明是通过采用下述技术方案实现的:
一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,其特征在于:包括如下重量百分比的组分配比而成:
非离子表面活性剂:25~50%;
两性离子表面活性剂:10~15%;
阴离子表面活性剂:20~30%;
氟碳表面活性剂:0.5~2%;
其余量为蒸馏水。
所述的非离子表面活性剂是十二烷基二甲基氧化胺和壬基酚聚氧乙烯醚,其中,十二烷基二甲基氧化胺占起泡剂组分总量中的重量百分比为20~40%,壬基酚聚氧乙烯醚占起泡剂组分总量中的重量百分比为5~10%。
所述的两性离子表面活性剂是椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱。
所述的阴离子表面活性剂是α-烯基磺酸盐和椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠,其中:α-烯基磺酸盐占起泡剂组分总量中的重量百分比为10~15%,椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠占起泡剂组分总量中的重量百分比为10~15%。
所述的氟碳表面活性剂是陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂。
一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂的制备方法,其特征在于:
备料,按占起泡剂中重量百分比计,各组分按如下重量备料:十二烷基二甲基氧化胺:20~40%;壬基酚聚氧乙烯醚:5~10%;椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱:10~15%;α-烯基磺酸盐:10~15%;椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠:10~15%;氟碳表面活性剂:0.5~2%;其余量为蒸馏水;
先在反应釜中加入全部的蒸馏水,升温至55~60℃;然后,加入全部的α-烯基磺酸盐和全部的椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠,搅拌20~25min;然后,再加入全部的十二烷基二甲基氧化胺和全部的壬基酚聚氧乙烯醚,搅拌10~15min;然后,再加入全部的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱,搅拌5~10min;最后,加入全部的氟碳表面活性剂,搅拌20~25min,生产出起泡剂成品。
与现有技术相比,本发明所达到的技术效果如下:
压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂主要针对压裂后返排困难,导致大量压裂液残留于地层中产生严重的伤害的问题。加入本起泡剂后在高温,高矿化度和一定量的凝析油的液体中搅拌下能中产生大量的泡沫,并能将泡沫维持一定的时间。这样压裂液在返排过程中,压裂液通过射孔眼时高速剪切,产生大量的泡沫,降低井筒中返排液汽化水密度,使井筒中返排液静液柱压力降低,提高压裂液的返排率,减少残留压裂液对地层的伤害。
本发明所提到的十二烷基二甲基氧化胺在高抗化度和凝析油中有很强的起泡能力;α-烯基磺酸盐和椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠在高温下有很好的起泡能力;椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱和壬基酚聚氧乙烯醚有良好的稳泡性能;氟碳表面活性剂能很大程度降低液体的表面张力,与十二烷基二甲基氧化胺和α-烯基磺酸盐协同作用在凝析油中产生更多的泡沫。该起泡剂与目前常用压裂液添加剂在常温和地层温度下配伍性良好,压裂施工前按设计比例加入压裂液中,施工后能提高压裂液返排率,减少残留压裂液对地层的伤害,起到保护储层的作用。
经实验,本发明有良好的耐高温性能,起泡剂在140℃下加热4小时仍有良好起泡剂的性能;有良好的耐高矿化度性能,起泡剂分别在10万ppm的KCl、NaCl、CaCl2、MgCl2溶液中仍有良好的泡剂的性能;有良好的抗凝析油性能,起泡剂在40%凝析油仍有良好的泡剂的性能;在压裂体系中加入本发明所说的起泡剂后,24h平均返排率提高了22%,平均返排周期缩短了2天,平均返排率提高了23%,加入耐高温高盐抗凝析油起泡剂后大大减少了地层中残留的压裂液,并且缩短了排液周期。实验数据将在实施例中详细列出。
具体实施方式
下面将结合具体实施例和图表对本发明作进一步的详细说明。
实施例1:
本发明公开了一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,包括如下重量百分比的组分配比而成:非离子表面活性剂:25~50%;两性离子表面活性剂:10~15%;阴离子表面活性剂:20~30%;氟碳表面活性剂:0.5~2%;其余量为蒸馏水。
采用本领域中的常规混合搅拌法制备起泡剂即可。
实施例2:
在实施例1的基础上,本发明更优的实施方式是:所述的非离子表面活性剂是十二烷基二甲基氧化胺和壬基酚聚氧乙烯醚,其中,十二烷基二甲基氧化胺占起泡剂组分总量中的重量百分比为20~40%,壬基酚聚氧乙烯醚占起泡剂组分总量中的重量百分比为5~10%。所述的两性离子表面活性剂是椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱。所述的阴离子表面活性剂是α-烯基磺酸盐和椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠,其中:α-烯基磺酸盐占起泡剂组分总量中的重量百分比为10~15%,椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠占起泡剂组分总量中的重量百分比为10~15%。所述的氟碳表面活性剂是陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂。
实施例3:
本发明公开了一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂的制备方法,
备料,按占起泡剂中重量百分比计,各组分按如下重量备料:十二烷基二甲基氧化胺:20~40%;壬基酚聚氧乙烯醚:5~10%;椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱:10~15%;α-烯基磺酸盐:10~15%;椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠:10~15%;氟碳表面活性剂:0.5~2%;其余量为蒸馏水;
先在反应釜中加入全部的蒸馏水,升温至55~60℃;然后,加入全部的α-烯基磺酸盐和全部的椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠,搅拌20~25min;然后,再加入全部的十二烷基二甲基氧化胺和全部的壬基酚聚氧乙烯醚,搅拌10~15min;然后,再加入全部的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱,搅拌5~10min;最后,加入全部的氟碳表面活性剂,搅拌20~25min,生产出起泡剂成品。
实施例4:
按照占起泡剂重量百分比,在反应釜中加入蒸馏水24%,升温至55℃;阴离子表面活性剂α-烯基磺酸盐10%和椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠10%搅拌25min;再加入非离子表面活性剂十二烷基二甲基氧化胺40%和壬基酚聚氧乙烯醚5%,搅拌15min;再加入两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱10%,搅拌10min;最后加入陕西森瑞科技有限公司生产的氟碳表面活性剂1%,搅拌25min生产出压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂。
实施例5:
按照占起泡剂重量百分比,在反应釜中加入蒸馏水24.5%,升温至58℃;阴离子表面活性剂α-烯基磺酸盐12%和椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠12%搅拌25min;再加入非离子表面活性剂十二烷基二甲基氧化胺30%和壬基酚聚氧乙烯醚8%,搅拌10min;再加入两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱12%,搅拌10min;最后加入陕西森瑞科技有限公司生产的氟碳表面活性剂1.5%,搅拌25min生产出压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂。
实施例6:
按照占起泡剂重量百分比,在反应釜中加入蒸馏水23%,升温至60℃;阴离子表面活性剂α-烯基磺酸盐15%和椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠15%搅拌25min;再加入非离子表面活性剂十二烷基二甲基氧化胺20%和壬基酚聚氧乙烯醚10%,搅拌10min;再加入两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱15%,搅拌5min;最后加入陕西森瑞科技有限公司生产的氟碳表面活性剂2%,搅拌20min生产出压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂。
在同一个试验区块中,前期应用一种水基压裂液体系进行压裂改造后,24平均返排率40%,平均返排周期长达7天,平均返排率63%;加入耐高温高盐抗凝析油起泡剂后,24h返排率返排率62%,平均返排周期缩短到5天,平均返排率86%。
适用范围:该发明适合于温度140℃以内、矿化度10万ppm以内、凝析油含量40%以内的所有低渗透凝析气藏储层。
应用前景:随着对高温低渗透凝析气藏的深入开发,和对储层改造目标的提高,该发明所述的耐高温高盐抗凝析油起泡剂必然会越来广泛地用于此类储层压裂增产作业和井筒积液返排作业,应用前景广阔。
实施例7:
实验:目前对起泡剂的性能评价尚无行业标准方法。搅拌法是美国工业界评价发泡剂性能的一种常用方法,测定周期短,耗药量少,操作简单,测定结果重复性好,可靠性高。本发明中主要采用此方法测定起泡剂的起泡能力和形成泡沫的稳定性。具体方法是:用量筒取100mL蒸馏水倒入搅拌杯中,启动搅拌机,在8000±100r/min下搅拌1min,倾入500mL量筒中,记录泡沫达到的最大体积V,启动秒表至析出50mL液体时的时间为半衰期t1/2(min),泡沫质量分数Fg=(V-100)/V*100%。
1、表1是不同浓度起泡剂的起泡性能表。评价了不同浓度起泡剂的起泡和稳泡性能,选取介质为整体试验要求的一半,从试验结果中可以看出,体积百分比0.8%的起泡剂的泡沫质量分数75.4%、半衰期6.62min,起泡剂的加量继续增加泡沫质量没有明显变化。
2、表2是起泡剂抗油性能表。从表中可以看出在标准盐水中加入40%凝析油,用体积百分比0.8%起泡剂产生的泡沫质量分数71.8%、半衰期5.83min;表3是起泡剂抗盐性能表。从表中可以看出在KCl、NaCl、CaCl2、MgCl2等盐对体积百分比0.8%的起泡剂的起泡和稳泡性能影响不大,在10万ppm的其盐水中泡沫质量分数均超过
79.4%、半衰期7.63min;表4是起泡剂抗温性能表。根据行业标准大于100℃的测量方法是将溶液加热到该温度保持4h,降温到95℃再测量。从表中可以看出加入体积百分比0.8%的起泡剂在140℃、标准盐水、40%凝析油下,泡沫质量分数为70.1%、半衰期为5.03min。
3、表5是现场施工对比表。从表中可以看出在压裂体系中加入耐高温高盐抗凝析油起泡剂后。24h平均返排率提高了22%,平均返排周期缩短了2天,平均返排率提高了23%。加入耐高温高盐抗凝析油起泡剂后大大减少了地层中残留的压裂液,并且缩短了排液周期。
表1起泡剂在不同浓度的起泡性能
表2起泡剂抗油性能
表3起泡剂抗盐性能
表4起泡剂抗温性能
表5现场施工对比表
Claims (5)
1.一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,其特征在于:包括如下重量百分比的组分配比而成:
非离子表面活性剂:25~50%;
两性离子表面活性剂:10~15%;
阴离子表面活性剂:20~30%;
氟碳表面活性剂:0.5~2%;
其余量为蒸馏水。
2.根据权利要求1所述的所述的一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,其特征在于:非离子表面活性剂是十二烷基二甲基氧化胺和壬基酚聚氧乙烯醚,其中,十二烷基二甲基氧化胺占起泡剂组分总量中的重量百分比为20~40%,壬基酚聚氧乙烯醚占起泡剂组分总量中的重量百分比为5~10%。
3.根据权利要求2所述的所述的一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,其特征在于:所述的两性离子表面活性剂是椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱。
4.根据权利要求3所述的所述的一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂,其特征在于:所述的阴离子表面活性剂是α-烯基磺酸盐和椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠,其中:α-烯基磺酸盐占起泡剂组分总量中的重量百分比为10~15%,椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠占起泡剂组分总量中的重量百分比为10~15%。
5.一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂的制备方法,其特征在于:
备料,按占起泡剂中重量百分比计,各组分按如下重量备料:十二烷基二甲基氧化胺:20~40%;壬基酚聚氧乙烯醚:5~10%;椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱:10~15%;α-烯基磺酸盐:10~15%;椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠:10~15%;氟碳表面活性剂:0.5~2%;其余量为蒸馏水;
先在反应釜中加入全部的蒸馏水,升温至55~60℃;然后,加入全部的α-烯基磺酸盐和全部的椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠,搅拌20~25min;然后,再加入全部的十二烷基二甲基氧化胺和全部的壬基酚聚氧乙烯醚,搅拌10~15min;然后,再加入全部的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱,搅拌5~10min;最后,加入全部的氟碳表面活性剂,搅拌20~25min,生产出起泡剂成品。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN 201010181797 CN101831285B (zh) | 2010-05-24 | 2010-05-24 | 一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN 201010181797 CN101831285B (zh) | 2010-05-24 | 2010-05-24 | 一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂及其制备方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN101831285A true CN101831285A (zh) | 2010-09-15 |
CN101831285B CN101831285B (zh) | 2013-03-13 |
Family
ID=42715505
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN 201010181797 Active CN101831285B (zh) | 2010-05-24 | 2010-05-24 | 一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN101831285B (zh) |
Cited By (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102031099A (zh) * | 2010-11-10 | 2011-04-27 | 遂宁市华宁化工有限公司 | 一种用于含钡锶离子、凝析油的高矿化度水的起泡剂及其制备方法 |
CN102212344A (zh) * | 2011-04-08 | 2011-10-12 | 西安石油大学 | 一种排水采气用高温泡排剂 |
CN102676142A (zh) * | 2012-05-28 | 2012-09-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 适用于天然气开采的凝析油泡排剂 |
CN103666441A (zh) * | 2013-12-18 | 2014-03-26 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 一种酸化压裂用多功能增效剂及其制备方法 |
CN103865509A (zh) * | 2014-03-07 | 2014-06-18 | 中国石油大学(华东) | 用于提高凝析气藏采收率的长效混合氟碳表面活性剂处理剂及其应用 |
CN104357037A (zh) * | 2014-11-10 | 2015-02-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抗冻型起泡剂及制备方法 |
CN104449632A (zh) * | 2014-11-28 | 2015-03-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抗油起泡剂及其制备方法 |
CN104531121A (zh) * | 2014-12-18 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抗甲醇、抗凝析油、抗高矿化度的泡沫排水剂 |
CN105154053A (zh) * | 2015-09-29 | 2015-12-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡排剂及其制备方法与应用 |
CN105441060A (zh) * | 2014-08-11 | 2016-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防膨助排剂及其制备方法 |
CN106479473A (zh) * | 2016-08-31 | 2017-03-08 | 陕西省石油化工研究设计院 | 一种用于气井的起泡助排剂 |
CN108822823A (zh) * | 2018-06-15 | 2018-11-16 | 吉林石油集团兴业石油化学技术服务有限公司 | 一种耐酸耐油采油采气用起泡剂及其制备方法 |
CN109054797A (zh) * | 2018-09-26 | 2018-12-21 | 陕西新奥石油工程有限公司 | 一种泡沫排水采气用防冻、抗凝析油、抗钙镁离子起泡剂的制备方法 |
CN109135718A (zh) * | 2018-09-28 | 2019-01-04 | 黄旭东 | 一种压裂酸化起泡助排剂的制备方法 |
CN109749728A (zh) * | 2017-11-06 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司石油工程技术研究院 | 一种压裂用起泡助排剂及其制备方法 |
CN110005399A (zh) * | 2019-04-16 | 2019-07-12 | 重庆科技学院 | 一种含过量水凝析气反凝析油体积测量的实验方法 |
CN110776893A (zh) * | 2018-07-31 | 2020-02-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低界面张力强泡沫驱油剂 |
CN111732947A (zh) * | 2020-06-29 | 2020-10-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | 压裂用高效起泡剂及其制备方法 |
CN112195022A (zh) * | 2020-10-26 | 2021-01-08 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种二氧化碳泡沫压裂体系起泡剂及其制备方法与应用 |
CN112410011A (zh) * | 2020-12-01 | 2021-02-26 | 成都欣明化工有限公司 | 页岩气起泡剂 |
CN112442351A (zh) * | 2020-12-01 | 2021-03-05 | 成都欣明化工有限公司 | 抗油抗盐起泡剂 |
CN112812761A (zh) * | 2021-01-15 | 2021-05-18 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种耐高温高盐高凝析油的起泡剂及其制备方法和应用 |
CN114350335A (zh) * | 2022-03-21 | 2022-04-15 | 胜利油田新海兴达实业集团有限责任公司 | 一种油田用起泡剂及其制备方法 |
CN114437703A (zh) * | 2021-12-27 | 2022-05-06 | 河南天祥新材料股份有限公司 | 一种压裂用高效复合起泡助排剂及其制备方法 |
CN114989796A (zh) * | 2021-03-02 | 2022-09-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防气窜体系及其应用 |
CN115433558A (zh) * | 2022-09-07 | 2022-12-06 | 陕西越洋石油技术服务有限公司 | 一种气井自生气排水增能返排剂及其应用 |
CN115434676A (zh) * | 2021-06-01 | 2022-12-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井泡沫排水采气用泡排剂及其使用方法 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0286149A2 (en) * | 1987-03-06 | 1988-10-12 | Anthes Industries Inc. | Method and apparatus for the production of cellular concrete and foam concentrate used therein |
CN1051193A (zh) * | 1989-10-21 | 1991-05-08 | 大庆石油管理局采油工艺研究所 | 配制泡沫压裂液用的发泡剂 |
CN1087380A (zh) * | 1992-07-28 | 1994-06-01 | 陶氏布兰德斯公司 | 一种自身可以立即形成泡沫的液体清洁组合物 |
US5334325A (en) * | 1991-01-23 | 1994-08-02 | S. C. Johnson & Son, Inc. | Delayed-gelling, post-foaming composition based upon alkoxylated alkyl phosphate ester surfactants |
CN1238369A (zh) * | 1999-06-22 | 1999-12-15 | 胡振明 | 热采高温起泡剂 |
CN1441662A (zh) * | 2000-07-14 | 2003-09-10 | 强生消费者公司 | 自起泡清洁凝胶 |
CN101608150A (zh) * | 2009-07-14 | 2009-12-23 | 江南大学 | 中性皂中的起泡剂配方 |
CN101638303A (zh) * | 2009-05-07 | 2010-02-03 | 洛阳师范学院 | Lc-01型泡沫混凝土发泡剂 |
-
2010
- 2010-05-24 CN CN 201010181797 patent/CN101831285B/zh active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0286149A2 (en) * | 1987-03-06 | 1988-10-12 | Anthes Industries Inc. | Method and apparatus for the production of cellular concrete and foam concentrate used therein |
CN1051193A (zh) * | 1989-10-21 | 1991-05-08 | 大庆石油管理局采油工艺研究所 | 配制泡沫压裂液用的发泡剂 |
US5334325A (en) * | 1991-01-23 | 1994-08-02 | S. C. Johnson & Son, Inc. | Delayed-gelling, post-foaming composition based upon alkoxylated alkyl phosphate ester surfactants |
CN1087380A (zh) * | 1992-07-28 | 1994-06-01 | 陶氏布兰德斯公司 | 一种自身可以立即形成泡沫的液体清洁组合物 |
CN1238369A (zh) * | 1999-06-22 | 1999-12-15 | 胡振明 | 热采高温起泡剂 |
CN1441662A (zh) * | 2000-07-14 | 2003-09-10 | 强生消费者公司 | 自起泡清洁凝胶 |
CN101638303A (zh) * | 2009-05-07 | 2010-02-03 | 洛阳师范学院 | Lc-01型泡沫混凝土发泡剂 |
CN101608150A (zh) * | 2009-07-14 | 2009-12-23 | 江南大学 | 中性皂中的起泡剂配方 |
Cited By (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102031099B (zh) * | 2010-11-10 | 2013-06-05 | 遂宁市华宁化工有限公司 | 一种用于含钡锶离子、凝析油的高矿化度水的起泡剂及其制备方法 |
CN102031099A (zh) * | 2010-11-10 | 2011-04-27 | 遂宁市华宁化工有限公司 | 一种用于含钡锶离子、凝析油的高矿化度水的起泡剂及其制备方法 |
CN102212344A (zh) * | 2011-04-08 | 2011-10-12 | 西安石油大学 | 一种排水采气用高温泡排剂 |
CN102676142A (zh) * | 2012-05-28 | 2012-09-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 适用于天然气开采的凝析油泡排剂 |
CN103666441B (zh) * | 2013-12-18 | 2015-12-09 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 一种酸化压裂用多功能增效剂及其制备方法 |
CN103666441A (zh) * | 2013-12-18 | 2014-03-26 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 一种酸化压裂用多功能增效剂及其制备方法 |
CN103865509A (zh) * | 2014-03-07 | 2014-06-18 | 中国石油大学(华东) | 用于提高凝析气藏采收率的长效混合氟碳表面活性剂处理剂及其应用 |
CN103865509B (zh) * | 2014-03-07 | 2015-05-13 | 中国石油大学(华东) | 用于提高凝析气藏采收率的长效混合氟碳表面活性剂处理剂及其应用 |
CN105441060A (zh) * | 2014-08-11 | 2016-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防膨助排剂及其制备方法 |
CN105441060B (zh) * | 2014-08-11 | 2018-04-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防膨助排剂及其制备方法 |
CN104357037A (zh) * | 2014-11-10 | 2015-02-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抗冻型起泡剂及制备方法 |
CN104449632A (zh) * | 2014-11-28 | 2015-03-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抗油起泡剂及其制备方法 |
CN104449632B (zh) * | 2014-11-28 | 2017-08-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抗油起泡剂及其制备方法 |
CN104531121A (zh) * | 2014-12-18 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抗甲醇、抗凝析油、抗高矿化度的泡沫排水剂 |
CN105154053A (zh) * | 2015-09-29 | 2015-12-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡排剂及其制备方法与应用 |
CN105154053B (zh) * | 2015-09-29 | 2018-03-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡排剂及其制备方法与应用 |
CN106479473A (zh) * | 2016-08-31 | 2017-03-08 | 陕西省石油化工研究设计院 | 一种用于气井的起泡助排剂 |
CN109749728A (zh) * | 2017-11-06 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司石油工程技术研究院 | 一种压裂用起泡助排剂及其制备方法 |
CN108822823A (zh) * | 2018-06-15 | 2018-11-16 | 吉林石油集团兴业石油化学技术服务有限公司 | 一种耐酸耐油采油采气用起泡剂及其制备方法 |
CN110776893A (zh) * | 2018-07-31 | 2020-02-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低界面张力强泡沫驱油剂 |
CN110776893B (zh) * | 2018-07-31 | 2022-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低界面张力强泡沫驱油剂 |
CN109054797A (zh) * | 2018-09-26 | 2018-12-21 | 陕西新奥石油工程有限公司 | 一种泡沫排水采气用防冻、抗凝析油、抗钙镁离子起泡剂的制备方法 |
CN109135718A (zh) * | 2018-09-28 | 2019-01-04 | 黄旭东 | 一种压裂酸化起泡助排剂的制备方法 |
CN110005399A (zh) * | 2019-04-16 | 2019-07-12 | 重庆科技学院 | 一种含过量水凝析气反凝析油体积测量的实验方法 |
CN111732947A (zh) * | 2020-06-29 | 2020-10-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | 压裂用高效起泡剂及其制备方法 |
CN112195022A (zh) * | 2020-10-26 | 2021-01-08 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种二氧化碳泡沫压裂体系起泡剂及其制备方法与应用 |
CN112410011A (zh) * | 2020-12-01 | 2021-02-26 | 成都欣明化工有限公司 | 页岩气起泡剂 |
CN112442351A (zh) * | 2020-12-01 | 2021-03-05 | 成都欣明化工有限公司 | 抗油抗盐起泡剂 |
CN112812761A (zh) * | 2021-01-15 | 2021-05-18 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种耐高温高盐高凝析油的起泡剂及其制备方法和应用 |
CN114989796A (zh) * | 2021-03-02 | 2022-09-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防气窜体系及其应用 |
CN114989796B (zh) * | 2021-03-02 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防气窜体系及其应用 |
CN115434676A (zh) * | 2021-06-01 | 2022-12-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井泡沫排水采气用泡排剂及其使用方法 |
CN114437703A (zh) * | 2021-12-27 | 2022-05-06 | 河南天祥新材料股份有限公司 | 一种压裂用高效复合起泡助排剂及其制备方法 |
CN114437703B (zh) * | 2021-12-27 | 2023-09-05 | 河南天祥新材料股份有限公司 | 一种压裂用高效复合起泡助排剂及其制备方法 |
CN114350335A (zh) * | 2022-03-21 | 2022-04-15 | 胜利油田新海兴达实业集团有限责任公司 | 一种油田用起泡剂及其制备方法 |
CN114350335B (zh) * | 2022-03-21 | 2022-06-07 | 胜利油田新海兴达实业集团有限责任公司 | 一种油田用起泡剂及其制备方法 |
CN115433558A (zh) * | 2022-09-07 | 2022-12-06 | 陕西越洋石油技术服务有限公司 | 一种气井自生气排水增能返排剂及其应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101831285B (zh) | 2013-03-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101831285B (zh) | 一种压裂用耐高温高盐抗凝析油起泡剂及其制备方法 | |
CA2746366C (en) | Foaming composition for high temperature and salinity | |
CN104265252B (zh) | 一种稠油油藏人造泡沫油驱替开采方法 | |
CN105154055B (zh) | 一种超低界面张力泡沫驱油体系及其使用方法 | |
CN103965852B (zh) | 含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法 | |
Xiangzeng et al. | Method of moderate water injection and its application in ultra-low permeability oil reservoirs of Yanchang Oilfield, NW China | |
CN103867170B (zh) | 一种低产低压气井自产气泡沫排液的方法 | |
CN103967462B (zh) | 使用粘弹性表面活性剂的驱油方法 | |
CN104342096B (zh) | 一种缓慢释放型起泡剂 | |
CN103275693B (zh) | 一种酸性co2泡沫压裂体系高效起泡剂 | |
Gupta et al. | Surfactant screening for wettability alteration in oil-wet fractured carbonates | |
CN104312574B (zh) | 一种减阻水体系、制备方法及应用 | |
CN106479473A (zh) | 一种用于气井的起泡助排剂 | |
CN101323780A (zh) | 一种低渗透油田热化学助排剂及其应用 | |
CN104498014B (zh) | 基于破胶液的调驱剂及其制备方法 | |
CN103965856A (zh) | 用于驱油的聚表二元体系及驱油方法 | |
Jiyong et al. | Optimization of horizontal well injection-production parameters for ultra-low permeable–tight oil production: a case from Changqing Oilfield, Ordos Basin, NW China | |
CN102417814A (zh) | 海水基压裂液及其制备方法 | |
CN104893702A (zh) | 一种用于含h2s气体的产水气井排水采气用的泡排剂 | |
CN103059826A (zh) | 一种泡沫排水剂及其水溶液 | |
CN104974730A (zh) | 一种抗高温、高矿化度的泡排剂及其制备方法与应用 | |
CN104213886A (zh) | 一种稠油油藏人造泡沫油吞吐开采方法 | |
CN103666441B (zh) | 一种酸化压裂用多功能增效剂及其制备方法 | |
CN106433594A (zh) | 一种抗冻型泡沫排水剂及其制备方法 | |
CN105331352B (zh) | 一种海水基压裂液和海水基压裂液的制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20201029 Address after: 100007 Dongcheng District, Dongzhimen, China, North Street, No. 9 Oil Mansion, No. Patentee after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Patentee after: CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.,Ltd. Address before: The 1 section of No. 3 company Chuanqing Drilling Technology Information Office Chenghua District Green Road 610051 Chengdu City, Sichuan Province Patentee before: CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.,Ltd. |
|
TR01 | Transfer of patent right |