CN109679613B - 泡沫排水剂组合物及其制备方法与应用 - Google Patents
泡沫排水剂组合物及其制备方法与应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109679613B CN109679613B CN201710969687.3A CN201710969687A CN109679613B CN 109679613 B CN109679613 B CN 109679613B CN 201710969687 A CN201710969687 A CN 201710969687A CN 109679613 B CN109679613 B CN 109679613B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- foam
- containing compound
- composition
- long
- agent composition
- 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.)
- Active
Links
- 239000006260 foam Substances 0.000 title claims abstract description 90
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000013051 drainage agent Substances 0.000 title description 6
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims abstract description 54
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims abstract description 54
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims abstract description 32
- -1 nitrogen-containing compound Chemical class 0.000 claims abstract description 30
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 14
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims description 2
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000005156 substituted alkylene group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 abstract description 2
- 150000001450 anions Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 36
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 16
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 14
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YVTVZRRBRCXRRU-UHFFFAOYSA-N N.CCCCCCCCCCCCCCCCN Chemical compound N.CCCCCCCCCCCCCCCCN YVTVZRRBRCXRRU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000006265 aqueous foam Substances 0.000 description 1
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M benzenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- DTPCFIHYWYONMD-UHFFFAOYSA-N decaethylene glycol Polymers OCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCO DTPCFIHYWYONMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 125000001624 naphthyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000001954 sterilising effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
技术领域
本发明涉及一种泡沫排水剂组合物和制备方法及其应用,特别是一种高温高盐深井泡沫排水剂组合物和制备方法及其应用。
背景技术
随着气田开采力度的加强,气田出水成了制约气井正常生产的关键问题。泡沫排水采气是近年来国内外迅速发展的一种排水采气技术,具有设备简单、施工方便、成本低、适用井深范围大、不影响气井正常生产等优点。泡沫排水就是通过油管或油套管环空向井内注入泡排剂,在气流的搅动下,产生具有一定稳定性的泡沫。管内滑脱沉积的液相变为泡沫,改变管内低部位流体的相对密度,连续生产的气相驱替泡沫流出井筒,从而排出井内积液,达到排水采气的目的。
国外自上个世纪六十年代开始泡排剂的研制,多选用磺酸盐、苯磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯醚等表面活性剂。到目前排水采气用泡排剂大多采用多元复配体系,为了增强单一泡沫的稳定性,配方中通常还加入碱、醇、聚合物、烷醇酰胺等助剂形成强化泡沫。US7122509报道了一种高温泡排剂配方,采用阴离子表面活性剂加胺中和的研究思路,提高体系的耐温性能。US20120279715报道了一种气井中回收气体增加油产量的泡沫流体,是一类含酰胺基团季铵盐表面活性剂兼具泡排和杀菌功能,疏水链为取代萘环、苯环或天然油酯中的疏水片段,具有很强的耐氯和抗凝析油的性能,还具有很好的缓蚀性能。然而由于分子结构中含有对高温较为敏感的酰胺基团,因而对100℃以上的气井适应性较差。我国是从上世纪80年代年开始研究泡沫排水采气工艺技术,专利CN102212348A公开了一种耐盐、抗甲醇泡排剂,各组分按重量百分比含量为:椰油酰胺丙基甜菜碱20~40%、氧化胺45~65%、α-烯烃磺酸盐5~20%、三乙醇胺5~15%、氟碳表面活性剂0.2~2%、甲醇0~5%,能够耐矿化度达18万,但是该剂含有氟碳表面活性剂,不仅成本大大提高且对环境影响较大。UT系列是国内气田应用较多的泡排剂,目前UT系列泡沫排水剂以及与之相关的配套产品二十多个,适合中深井、超深井的UT-11C抗高矿化度250,000g/L、高温达130℃。
发明内容
本发明所要解决的技术问题之一是现有的高温高盐深井气井在开发过程中积液过多,导致气井减产甚至停喷的问题,提供一种泡排剂组合物,特别是一种耐高温高盐排水采气用泡排剂组合物,应用于高温高盐深井,可高效携液,具有很好的耐温耐盐性能、起泡性能和携液能力。
本发明所要解决的技术问题之二为提供一种与解决上述技术问题之一相对应的泡排剂组合物的制备方法。
本发明所要解决的技术问题之三为提供一种与解决上述技术问题之一相对应的耐高温高盐排水采气用的泡排剂组合物的应用方法。
为解决上述技术问题之一,本发明采用的技术方案如下:一种耐高温高盐排水采气用泡排剂组合物以质量份数计包括以下组分:
(1)1份的烷基胺聚醚羧酸盐;
(2)0.1~50份的长链聚醚含氮化合物;
(3)0~10份的纳米颗粒。
上述技术方案中,烷基胺聚醚羧酸盐的分子通式优选为:
其中,R1为C8~C20的烷基中的任意一种;m,n,p,q为独立选自0~20的任意数,m+n≥1。进一步,m+p优选为1~5的任意数,n+q优选为5~15的任意数,X为碱金属离子或铵根离子中的至少一种。
上述技术方案中,所述长链聚醚含氮化合物的分子通式优选为:
其中,R1为C10~C26的脂肪基或C10~C26的芳香基;y=0~20,z=0~60;R4、R5独立选自C1~C5的烷基、C1~C5的取代烷基中的任意一种;R6、R7独立选自C1~C5的亚烷基、取代亚烷基的任意一种;Y选自使式(II)所示分子呈电中性的阴离子基团;进一步,R1优选为C10~C20的烷基、C10~C20的烷基苯,R7优选为C2H4或C3H6,z优选大于0;
上述技术方案中,所述Y只要是使分子通式(II)呈电中性的阴离子基团即可,例如但不限定Y优选自-COO-、-SO3 -、-HPO4 -中的至少一种,进一步优选为-COO-、-SO3 -中的至少一种。
上述技术方案中,所述纳米颗粒优选为纳米二氧化硅,碳酸钙,锂皂石中的至少一种,更优选为纳米二氧化硅。
本发明中的泡排剂组合物在配制时,对水没有特殊要求,可以是去离子水,还可以是含无机矿物质的水,而含无机矿物质的水可以是自来水、油田地层水或油田注入水。
为解决上述技术问题之二,本发明采用的技术方案如下:一种上述解决技术问题之一所述技术方案中任一所述的泡排剂组合物的制备方法,包括以下步骤:
将所述的烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物和纳米颗粒按照所需质量份数,与水混合均匀,得到所述排水采气用泡排剂组合物。
为解决上述技术问题之三,本发明采用的技术方案如下:一种上述解决技术问题之一所述技术方案中任一所述的泡排剂组合物的应用。
上述技术方案中,所述应用,并无特殊要求,本领域技术人员可以根据实际应用环境,对本发明泡排剂组合物进行使用,例如但不限定所述应用中气井温度高达180℃,适用气井的地层水矿化度为0~250000mg/L。
本发明泡排剂的关键有效成分烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,本领域技术人员知道,为了便于运输和贮存或现场使用等方面考虑,可以采用各种供应形式,例如不含水的固态形式,或者含水的固态形式,或者含水的膏状形式,或者水溶液形式;水溶液形式包括用水配成浓缩液的形式,直接配成现场驱油所需浓度的泡排剂形式;其中,对水没有特殊要求,可以是去离子水,还可以是含无机矿物质的水,而含无机矿物质的水可以是自来水、油气田地层水或油气田注入水。
本发明泡排剂组合物具有很好的配伍性,还可以含有本领域常用的其它处理剂,如表面活性剂、聚合物,碱等采油助剂。
本发明的泡排剂组合物中烷基胺聚醚羧酸盐和长链聚醚含氮化合物的热分解温度在200℃,在水溶液中不水解;其次,组合物中同时带有阴、阳两性的官能团,同时还有非离子的片段,多亲水基一方面增加抗盐性,另一方面使得泡沫剂携带的结合水和束缚水的量增加,泡沫携液量增强,析液减慢,使得其可以应用于180℃的高温高盐深井排水采气过程中。
采用本发明的技术方案,根据SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》对该泡排剂进行泡沫性能测试,在0~250,000mg/L矿化度盐水中,起泡高度大于140mm,携液量大于140mL,180℃高温老化24h,泡沫起泡高度和排水性能变化率小于5%,具有良好的耐温,耐盐,起泡性能、和携液能力,取得了较好的技术效果。
下面通过实施例对本发明作进一步阐述。
附图说明
图1所示为携液量测定装置(夹套容器高度为1米)。
具体实施方式
为了更好的理解本发明,以下结合实施例进一步阐述本发明的内容,但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。
【实施例1】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:2:1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-1。组分结构如表1所示。
【实施例2】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:10:5分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-2。组分结构如表1所示。
【实施例3】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:0.2:0.5分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-3。组分结构如表1所示。
【实施例4】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:1:0.1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-4。组分结构如表1所示。
【实施例5】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:0.5:0.5分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-5。组分结构如表1所示。
【实施例6】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:2:1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-6。组分结构如表1所示。
【实施例7】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:3:0.5分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-7。组分结构如表1所示。
【实施例8】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:50:10分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-8。组分结构如表1所示。
【实施例9】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:2:1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-9。组分结构如表1所示。
【实施例10】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:2:1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-10。组分结构如表1所示。
【实施例11】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米二氧化硅按照质量比1:2:1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-11。组分结构如表1所示。
【实施例12】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米碳酸钙按照质量比1:2:1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-12。组分结构如表1所示。
【实施例13】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物,纳米锂皂石按照质量比1:2:1分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-13。组分结构如表1所示。
【实施例14】
在常温常压下,称取烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物按照质量比1:2分别在100,000,200,000,250,000mg/L矿化度的水溶液溶解,配制成1.0wt%的溶液,即得泡排剂组合物HF-14。组分结构如表1所示。
【实施例15】
参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡排剂的起始发泡高度、5分钟后泡沫高度,结果见表2所示。
将4000mL/min的氮气连续通入泡排剂水溶液,测定15分钟时间内泡沫携液量,结果见表2所示。采用的携液量测定装置如图1所示。
采用耐压耐酸老化装置进行实验,180℃老化24h后,重新测定起始发泡高度、5分钟后发泡高度及15分钟的携液量等性能,结果见表2所示。
【比较例1】
使用【实施例1-5】中的烷基胺聚醚羧酸盐和纳米二氧化硅,不加入长链聚醚含氮化合物制备成泡排剂组合物,同【实施例15】测定泡排剂的起始发泡高度、5分钟后泡沫高度、15分钟时间内泡沫携液量,结果见表3所示。
【比较例2】
使用【实施例1-6】中的长链聚醚含氮化合物和纳米二氧化硅,不加入烷基胺聚醚羧酸盐制备成泡排剂组合物,同【实施例15】测定泡排剂的起始发泡高度、5分钟后泡沫高度、15分钟时间内泡沫携液量,结果见表4所示。
【比较例3】
使用十四烷基二甲基甜菜碱与十六胺聚氧丙烯(2)聚氧乙烯(10)醚羧酸铵按照质量比1:2,制备成泡排剂组合物,同【实施例15】测定泡排剂的起始发泡高度、5分钟后泡沫高度、15分钟时间内泡沫携液量,结果见表5所示。
表1实施例中的组合物组分结构
表2实施例中的泡排剂组合物的泡沫性能
表3比较例1中的泡排剂组合物的泡沫性能
表4比较例2中的的泡排剂组合物的泡沫性能
表5比较例3中的的泡排剂组合物的泡沫性能
Claims (7)
1.一种泡排剂组合物,以质量份数计,包括以下组分:
(1)1份的烷基胺聚醚羧酸盐;
(2)0.1~50份的长链聚醚含氮化合物;
(3)0~10份的纳米颗粒;
所述烷基胺聚醚羧酸盐的分子通式为:
其中,R1为C8~C20的烷基中的任意一种;m,n,p,q为0~20的任意数,所述m+p为1~5的任意数,n+q为5~15的任意数,m+n≥1,X为碱金属离子或铵根离子中的至少一种;
所述长链聚醚含氮化合物的分子通式为:
其中,所述R1为C10~C26的脂肪基或C10~C26的芳香基;y=0~20,z=0~60;R4、R5独立选自C1~C5的烷基、C1~C5的取代烷基中的任意一种;R6、R7独立选自C1~C5的亚烷基、C1~C5的取代亚烷基的任意一种;Y选自使式(II)所示分子呈电中性的阴离子基团。
2.根据权利要求1所述的泡排剂组合物,其特征在于所述R1为C10~C20的烷基、C10~C20的烷基苯基,R7为C2H4或C3H6。
3.根据权利要求1所述的泡排剂组合物,其特征在于所述z大于0。
4.根据权利要求1所述的泡排剂组合物,其特征在于所述纳米颗粒为纳米二氧化硅、纳米碳酸钙、纳米锂皂石的一种。
5.根据权利要求1所述的泡排剂组合物,其特征在于所述纳米颗粒为纳米二氧化硅。
6.一种权利要求1-5任一所述的泡排剂组合物的制备方法,包括以下步骤:
将所述的烷基胺聚醚羧酸盐、长链聚醚含氮化合物和纳米颗粒按照所需质量份数,与水混合均匀,得到排水采气用泡排剂组合物。
7.一种权利要求1~5任一所述的泡排剂组合物的应用。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201710969687.3A CN109679613B (zh) | 2017-10-18 | 2017-10-18 | 泡沫排水剂组合物及其制备方法与应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201710969687.3A CN109679613B (zh) | 2017-10-18 | 2017-10-18 | 泡沫排水剂组合物及其制备方法与应用 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN109679613A CN109679613A (zh) | 2019-04-26 |
CN109679613B true CN109679613B (zh) | 2021-05-28 |
Family
ID=66183199
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201710969687.3A Active CN109679613B (zh) | 2017-10-18 | 2017-10-18 | 泡沫排水剂组合物及其制备方法与应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN109679613B (zh) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111073623A (zh) * | 2019-12-27 | 2020-04-28 | 西安三业新材料股份有限公司 | 一种用于气田的缓溶型排泡剂 |
CN116970379B (zh) * | 2023-06-28 | 2024-08-23 | 西安长庆同欣石油科技有限公司 | 一种适用于多种温度环境的低压气井用泡排剂及制备方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103421174A (zh) * | 2012-05-16 | 2013-12-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 脂肪胺聚氧乙烯醚羧酸盐及其制备方法 |
CN106590577A (zh) * | 2015-10-20 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 泡沫剂组合物及制备方法 |
CN106753307A (zh) * | 2016-11-10 | 2017-05-31 | 东北石油大学 | 一种用于稠油油藏热采的耐温耐盐发泡剂体系及制备方法 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9018145B2 (en) * | 2003-12-23 | 2015-04-28 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Foamer composition and methods for making and using same |
-
2017
- 2017-10-18 CN CN201710969687.3A patent/CN109679613B/zh active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103421174A (zh) * | 2012-05-16 | 2013-12-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 脂肪胺聚氧乙烯醚羧酸盐及其制备方法 |
CN106590577A (zh) * | 2015-10-20 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 泡沫剂组合物及制备方法 |
CN106753307A (zh) * | 2016-11-10 | 2017-05-31 | 东北石油大学 | 一种用于稠油油藏热采的耐温耐盐发泡剂体系及制备方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN109679613A (zh) | 2019-04-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107573917B (zh) | 固体泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 | |
CN107603581B (zh) | 高效泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 | |
CN109401742B (zh) | 一种由高矿化度地层水配制而成的耐温耐盐泡沫调驱体系 | |
CN101928366B (zh) | 一种钻井液降粘剂的制备方法 | |
CN110317595B (zh) | 高钙镁油藏co2泡沫起泡液组合物及其制备方法和应用方法 | |
CN108690590B (zh) | 气井泡排剂及其制备方法和应用 | |
CN101270178B (zh) | 一种水分散疏水阳离子聚合物及制备方法 | |
WO2015089885A1 (zh) | 一种海水基速溶压裂液及其配制方法 | |
CN109679613B (zh) | 泡沫排水剂组合物及其制备方法与应用 | |
CN109679632B (zh) | 采用泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
CN105419772A (zh) | 一种聚丙烯酰胺类聚合物的降粘剂 | |
CN103173197B (zh) | 一种双子表面活性剂及其制备方法和在三次采油中的应用 | |
CN111088019B (zh) | 强化耐高温泡沫排水剂组合物及其制备方法和采气方法 | |
CN111088006A (zh) | 采用抗盐耐油泡排剂组合物排气采液的方法 | |
CN109401743B (zh) | 耐盐耐酸排水采气用泡排剂组合物及其制备方法与应用 | |
CN109681168B (zh) | 采用耐油泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
CN109681177B (zh) | 采用泡排剂组合物排液采气的方法 | |
CN109681173B (zh) | 用泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
CN109679606B (zh) | 泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 | |
CN109681171B (zh) | 采用固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
CN109679638B (zh) | 泡沫排水剂组合物及制备方法和应用 | |
CN111073620A (zh) | 一种表面活性剂组合物 | |
CN109679636B (zh) | 采用耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法 | |
CN109679633B (zh) | 固体泡沫排水剂组合物和制备方法及其应用 | |
CN111088010B (zh) | 强化抗盐耐油泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 |
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 | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |