CN107541201A - 一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系 - Google Patents

一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系 Download PDF

Info

Publication number
CN107541201A
CN107541201A CN201610470512.3A CN201610470512A CN107541201A CN 107541201 A CN107541201 A CN 107541201A CN 201610470512 A CN201610470512 A CN 201610470512A CN 107541201 A CN107541201 A CN 107541201A
Authority
CN
China
Prior art keywords
shuangzi
fluorocarbon surfactant
clean fracturing
content
liquid system
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.)
Pending
Application number
CN201610470512.3A
Other languages
English (en)
Inventor
王康
袁俊秀
徐冬梅
封心领
靳志超
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.)
China Petroleum and Chemical Corp
Research Institute of Sinopec Nanjing Chemical Industry Co Ltd
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Research Institute of Nanjing Chemical Industry Group Co Ltd
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 China Petroleum and Chemical Corp, Research Institute of Nanjing Chemical Industry Group Co Ltd filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201610470512.3A priority Critical patent/CN107541201A/zh
Publication of CN107541201A publication Critical patent/CN107541201A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Abstract

本发明公开了一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系。所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为1%‑5%,有机盐的含量为0.5%‑2%,无机盐的含量为1‑4%,其余为水。双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系抗温能力达到110℃,携砂能力强、无残渣,与水或油自动破胶,易返排,对地层伤害小。

Description

一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系
技术领域
本发明涉及一种新型的清洁压裂液体系,本发明提供的清洁压裂液适用于常规和非常规油气资源的勘探开发。
技术背景
水力压裂作为油气藏的一种增产措施。在油气藏的勘探与开发过程中,常常会发现一些低渗透储层,对此类储层如果采用传统的瓜尔胶等聚合物压裂液体系进行压裂改造,不仅会在地层与支撑裂缝中留下部分残渣,还会引起地层中粘土矿物的膨胀、分散与迁移,对储层造成较大的伤害。为提高压裂的效果,降低对储层的伤害,需要研制开发低残渣的清洁压裂液体系。
粘弹性表面活性剂清洁压裂液(VES)是一种能在一定条件下于水溶液中形成柔性棒状胶束并相互缠绕形成可逆三维空间网状结构并表面出特殊的流变性能的表面活性剂溶液体系,总体来看,VES压裂液具有配制容易、施工简单、用量少、摩阻小、携砂能力强、返排容易,更为重要的是VES破胶后无残渣、对地层或地下造成的伤害小,不需要用酶或氧化剂来降低粘度,容易水化可以更快地形成最佳粘度,从而使整个压裂作业变得简单高效。但目前清洁压裂液也存在一些问题,主要表现为抗温能力差,满足不了高温储层的改造要求。
发明内容
本发明的目的在于提供一种抗温能力超过100℃的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系。
为达到上述目的,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为1%-5%,有机盐的含量为0.5%-2%,无机盐的含量为1-4%,其余为水。
所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构通式为:CnF2n+1N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2 N+ CnF2n+1,其中n为8-16。
所述的有机盐为结构中含有苯环的有机酸盐,具体为水杨酸钠、十二烷基苯磺酸钠、苯甲酸钠、没食子酸钠、对羟基苯磺酸钠中的一种或数种混合物。
所述的无机盐为氯化钾、氯化钠、氯化铵、氯化钙、氯化镁的一种或数种混合物。
本发明双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系抗温能力达到110℃,携砂能力强、无残渣,与水或油自动破胶,易返排,对地层伤害小。
具体实施方式
实施例1
本实施例提供一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为5%,有机盐的含量为0.5%,无机盐的含量为1%,其余为水。所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构式为:C16F33N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2 N+ C16F33,有机盐为水杨酸钠,无机盐为氯化钾。对本实施例的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液性能进行检测,性能如下:
表1 实施例1所得压裂液性能测试结果
序号 项目 结果
1 外观 无色粘稠液体
2 pH值 8.0
3 基液表观粘度(mPas,170 s-1 459
4 高温剪切粘度(mPas,170 s-1,110℃) 185
5 携砂沉降速率(mm/min,90℃) 3.76
6 破胶后粘度(mPas,170 s-1 4.0
7 残渣(mg/L) 0
8 破胶液表面张力(mN/m) 27.6
实施例2
本实施例提供一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为1%,有机盐的含量为2%,无机盐的含量为4%,其余为水。所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构式为:C8F17N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2 N+ C8F17,有机盐为十二烷基苯磺酸钠,无机盐为氯化钠。对本实施例的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液性能进行检测,性能如下:
表2 实施例2所得压裂液性能测试结果
序号 项目 结果
1 外观 无色粘稠液体
2 pH值 7.5
3 基液表观粘度(mPas,170 s-1 262
4 高温剪切粘度(mPas,170 s-1,110℃) 135
5 携砂沉降速率(mm/min,90℃) 8.30
6 破胶后粘度(mPas,170 s-1 1.5
7 残渣(mg/L) 0
8 破胶液表面张力(mN/m) 27.5
实施例3
本实施例提供一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为3%,有机盐的含量为1%,无机盐的含量为2%,其余为水。所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构式为:C12F25N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2N+ C12F25,有机盐为没食子酸钠,无机盐为氯化铵。对本实施例的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液性能进行检测,性能如下:
表3 实施例3所得压裂液性能测试结果
序号 项目 结果
1 外观 无色粘稠液体
2 pH值 8.0
3 基液表观粘度(mPas,170 s-1 375
4 高温剪切粘度(mPas,170 s-1,110℃) 150
5 携砂沉降速率(mm/min,90℃) 6.45
6 破胶后粘度(mPas,170 s-1 2.5
7 残渣(mg/L) 0
8 破胶液表面张力(mN/m) 25.7
实施例4
本实施例提供一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为2%,有机盐的含量为1%,无机盐的含量为4%,其余为水。所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构式为:C16F33N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2N+ C16F33,有机盐为苯甲酸钠,无机盐为氯化镁。对本实施例的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液性能进行检测,性能如下:
表4 实施例4所得压裂液性能测试结果
序号 项目 结果
1 外观 无色粘稠液体
2 pH值 8.0
3 基液表观粘度(mPas,170 s-1 354
4 高温剪切粘度(mPas,170 s-1,110℃) 142
5 携砂沉降速率(mm/min,80℃) 7.10
6 破胶后粘度(mPas,170 s-1 2.5
7 残渣(mg/L) 0
8 破胶液表面张力(mN/m) 25.9
实施例5
本实施例提供一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为4%,有机盐的含量为0.5%,无机盐的含量为3%,其余为水。所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构通式为:C16F33N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2 N+ C16F33,有机盐为对羟基苯磺酸钠,无机盐为氯化钙。对本实施例的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液性能进行检测,性能如下:
表5 实施例5所得压裂液性能测试结果
序号 项目 结果
1 外观 无色粘稠液体
2 pH值 8.5
3 基液表观粘度(mPas,170 s-1 396
4 高温剪切粘度(mPas,170 s-1,80℃) 165
5 携砂沉降速率(mm/min,80℃) 5.35
6 破胶后粘度(mPas,170 s-1 3.0
7 残渣(mg/L) 0
8 破胶液表面张力(mN/m) 26.8
实施例6
本实施例提供一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为3%,有机盐的含量为1%,无机盐的含量为2%,其余为水。所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构通式为:C12F25N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2 N+ C12F25,有机盐为对羟基苯磺酸钠,无机盐为氯化钠和氯化钙按质量比1:1的混合物。对本实施例的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液性能进行检测,性能如下:
表6 实施例6所得压裂液性能测试结果
序号 项目 结果
1 外观 无色粘稠液体
2 pH值 8.5
3 基液表观粘度(mPas,170 s-1 366
4 高温剪切粘度(mPas,170 s-1,80℃) 147
5 携砂沉降速率(mm/min,80℃) 6.25
6 破胶后粘度(mPas,170 s-1 2.5
7 残渣(mg/L) 0
8 破胶液表面张力(mN/m) 26.3
实施例7
本实施例提供一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成。其中双子氟碳表面活性剂的含量为4%,有机盐的含量为0.5%,无机盐的含量为3%,其余为水。所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构通式为:C12F25N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2 N+ C12F25,有机盐为对羟基苯磺酸钠和水杨酸钠按质量比1:1的混合物,无机盐为氯化钾。对本实施例的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液性能进行检测,性能如下:
表7 实施例7所得压裂液性能测试结果
序号 项目 结果
1 外观 无色粘稠液体
2 pH值 8.0
3 基液表观粘度(mPas,170 s-1 390
4 高温剪切粘度(mPas,170 s-1,80℃) 159
5 携砂沉降速率(mm/min,80℃) 5.69
6 破胶后粘度(mPas,170 s-1 3.0
7 残渣(mg/L) 0
8 破胶液表面张力(mN/m) 27.2

Claims (4)

1.一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系,其特征在于,所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系由双子氟碳表面活性剂、有机盐、无机盐以及水组成,其中双子氟碳表面活性剂的含量为1%-5%,有机盐的含量为0.5%-2%,无机盐的含量为1-4%,其余为水。
2. 如权利要求1所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系,其特征在于所述的双子氟碳表面活性剂是一种季铵盐型双子氟碳表面活性剂,其结构通式为:CnF2n+1N+(CH3)2-CH2CH2CH2CH2-(CH3)2 N+ CnF2n+1,其中n为8-16。
3.如权利要求1所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系,其特征在于:所述的有机盐为结构中含有苯环的有机酸盐,为水杨酸钠、十二烷基苯磺酸钠、苯甲酸钠、没食子酸钠、对羟基苯磺酸钠中的一种或几种的混合物。
4.如权利要求1所述的双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系,其特征在于:所述的无机盐为氯化钾、氯化钠、氯化铵、氯化钙、氯化镁的一种或几种的混合物。
CN201610470512.3A 2016-06-24 2016-06-24 一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系 Pending CN107541201A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610470512.3A CN107541201A (zh) 2016-06-24 2016-06-24 一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610470512.3A CN107541201A (zh) 2016-06-24 2016-06-24 一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN107541201A true CN107541201A (zh) 2018-01-05

Family

ID=60960055

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610470512.3A Pending CN107541201A (zh) 2016-06-24 2016-06-24 一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN107541201A (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109825273A (zh) * 2019-04-08 2019-05-31 东营利丰化工新材料有限公司 一种耐高温的高效无聚携砂液
CN116004208A (zh) * 2022-08-17 2023-04-25 四川省蕤峰伟业科技有限公司 一种多功能井筒清洗剂及其制备方法
WO2024007750A1 (zh) * 2022-07-07 2024-01-11 中国石油天然气股份有限公司 一种一体化压裂液及其制备方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4519923A (en) * 1983-04-06 1985-05-28 Dai-Ichi Kogyo Seiyaku Co., Ltd. Fluid composition for drilling
CN102188928A (zh) * 2010-03-08 2011-09-21 中国科学院成都有机化学有限公司 氟碳阳离子双子及杂化双子表面活性剂及其合成方法
CN105419767A (zh) * 2014-09-23 2016-03-23 中国石油化工股份有限公司 一种新型清洁压裂液体系及其制备方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4519923A (en) * 1983-04-06 1985-05-28 Dai-Ichi Kogyo Seiyaku Co., Ltd. Fluid composition for drilling
CN102188928A (zh) * 2010-03-08 2011-09-21 中国科学院成都有机化学有限公司 氟碳阳离子双子及杂化双子表面活性剂及其合成方法
CN105419767A (zh) * 2014-09-23 2016-03-23 中国石油化工股份有限公司 一种新型清洁压裂液体系及其制备方法

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109825273A (zh) * 2019-04-08 2019-05-31 东营利丰化工新材料有限公司 一种耐高温的高效无聚携砂液
WO2024007750A1 (zh) * 2022-07-07 2024-01-11 中国石油天然气股份有限公司 一种一体化压裂液及其制备方法
CN116004208A (zh) * 2022-08-17 2023-04-25 四川省蕤峰伟业科技有限公司 一种多功能井筒清洗剂及其制备方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105419767B (zh) 一种新型清洁压裂液体系及其制备方法
RU2012146372A (ru) Текучая среда для обслуживания скважин
RU2453576C2 (ru) Высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов
CN104119853B (zh) 一种空气泡沫压裂液的制备方法
AR049743A1 (es) Composiciones de tensioactivo viscoelastico la cual tiene propiedades reologicas mejoradas y metodo de uso para tratar formaciones subterraneas
US20080217012A1 (en) Gelled emulsions and methods of using the same
NO340175B1 (no) Fortykkede syreblanding og anvendelser derav
CN105505370A (zh) 一种清洁压裂液及其制备方法
CN103502386A (zh) 增稠的粘弹性流体及其用途
NO337698B1 (no) Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon
WO2001018147A1 (en) Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems
CN107541201A (zh) 一种双子氟碳表面活性剂清洁压裂液体系
RU2015104863A (ru) Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов
BR112019015831A2 (pt) Método para reduzir a perda de fluido em uma formação subterrânea e composição de carga de perda de circulação
RU2012145108A (ru) Средство для увеличения вязкости при нулевом сдвиге
RU2016133486A (ru) Система и способ обработки скважины
BR112014020146B1 (pt) uso de um sal de diamina-diácido carboxílico, processo de perfuração e processo de fratura hidráulica
RU2010144585A (ru) Способ крепления призабойной зоны скважины
GB2541125A (en) Organic water scavenging additives for use in drilling fluids
GB2406864A (en) Viscoelastic fluid with increased thermal stability and reduced salt concentration
Sheng Alkaline-surfactant flooding
SA517381007B1 (ar) طريقة ومواد لإحداث صدع هيدروليكي مع ارتباط تشابكي متأخر لعوامل تشكيل هلام
CN108102637A (zh) 粘弹性表面活性剂加重压裂液及其配置方法
Friesen et al. A Novel Gemini Cationic Viscoelastic Surfactant-Based Fluid for High Temperature Well Stimulation Applications
US10160899B2 (en) Method of treating water-swellable minerals in a subterranean formation with a stabilizing compound with a cationic group and hydrophobic portion

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
RJ01 Rejection of invention patent application after publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20180105