CN111088020B - 采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 - Google Patents
采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111088020B CN111088020B CN201811235148.8A CN201811235148A CN111088020B CN 111088020 B CN111088020 B CN 111088020B CN 201811235148 A CN201811235148 A CN 201811235148A CN 111088020 B CN111088020 B CN 111088020B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- foam
- agent composition
- drainage agent
- gas
- oil
- 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
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 176
- 239000013051 drainage agent Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 239000008259 solid foam Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000007599 discharging Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 138
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 63
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims abstract description 54
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 39
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 39
- -1 hydrocarbyl amide Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims abstract description 37
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims abstract description 36
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 35
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 48
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 28
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 23
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 18
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 18
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 17
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 11
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 10
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 10
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 9
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 9
- OHJMTUPIZMNBFR-UHFFFAOYSA-N biuret Chemical compound NC(=O)NC(N)=O OHJMTUPIZMNBFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 claims description 5
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 5
- HELHAJAZNSDZJO-OLXYHTOASA-L sodium L-tartrate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O HELHAJAZNSDZJO-OLXYHTOASA-L 0.000 claims description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 claims description 5
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 5
- 239000001433 sodium tartrate Substances 0.000 claims description 5
- 229960002167 sodium tartrate Drugs 0.000 claims description 5
- 235000011004 sodium tartrates Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims description 5
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims description 4
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LNTHITQWFMADLM-UHFFFAOYSA-N gallic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 LNTHITQWFMADLM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 4
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000004375 Dextrin Substances 0.000 claims description 3
- 229920001353 Dextrin Polymers 0.000 claims description 3
- 235000019425 dextrin Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 claims description 2
- GOMCKELMLXHYHH-UHFFFAOYSA-L dipotassium;phthalate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C([O-])=O GOMCKELMLXHYHH-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229940074391 gallic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 235000004515 gallic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910001507 metal halide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000005309 metal halides Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000000465 moulding Methods 0.000 claims description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 2
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000011083 sodium citrates Nutrition 0.000 claims description 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000008258 liquid foam Substances 0.000 abstract description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 99
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 42
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 38
- 239000006265 aqueous foam Substances 0.000 description 28
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 25
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 24
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 23
- 238000000748 compression moulding Methods 0.000 description 21
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 17
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 14
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 11
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 11
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 11
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 7
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 6
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 6
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical group FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 3
- FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N Sodium cation Chemical group [Na+] FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GVNVAWHJIKLAGL-UHFFFAOYSA-N 2-(cyclohexen-1-yl)cyclohexan-1-one Chemical compound O=C1CCCCC1C1=CCCCC1 GVNVAWHJIKLAGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 101150065749 Churc1 gene Proteins 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N Potassium ion Chemical group [K+] NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100038239 Protein Churchill Human genes 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 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
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910001414 potassium ion Chemical group 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 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
- C09K8/588—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 polymers
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
Description
技术领域
本发明涉及一种采用抗盐耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法,特别是一种针对含凝析油气井采用抗盐耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法。
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沫排水剂,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。
然而,泡沫具有“油敏性”,原油接触泡沫之后,在气液及液膜铺展或者乳化,在外力和界面张力的作用下进入到泡沫结构内,使得泡沫接触油类后稳定性降低。
目前报道的最多耐油性能的泡沫体系为氟碳表面活性剂,由于其疏水链中氢原子被氟原子取代,使得其疏水链即疏水又疏油,增加泡沫的耐油性。然而氟碳表面活性剂生产成本高,价格昂贵,生物相容性差,大规模的应用可能会带来一系列的环境和安全问题,因此尽管其性能卓越,仍不能取代碳氢表面活性剂。
国外自上个世纪六十年代开始泡沫排水剂的研制,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沫排水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。CN104531122A公开一种耐油耐矿化度固体泡排剂,各组分按重量百分比含量为:AES20-40%,OP-10含量5-20%,聚丙烯酰胺0.1-0.5%,硫脲0-20%,石蜡40-60%,其在各种水型中都有较好的携液能力,但其耐油含量仅为10%,另外由于是水剂,具有运输、储存等很多因素的限制,且液体泡沫排水剂现场加注麻烦。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是气井开发过程中现有泡沫排水剂形成泡沫耐油性、耐温性不足,泡沫排水性能较差,导致井底积液,气井减产甚至停喷的问题,提供一种采用抗盐耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法,应用于含凝析油气井排水采气,可高效携液,具有很好的耐油性、热稳定性、起泡性能和携液能力。
为解决上述技术问题,本发明采用的技术方案如下:一种采用抗盐耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法,包括以下步骤:
(1)将固体泡沫排水剂组合物投入含水气井;
(2)将固体泡沫排水剂组合物与含水气井中的气体和水、或气体和油水混合物充分接触,形成泡沫流体,然后将泡沫流体举升到地面;
其中,所述固体泡沫排水剂组合物,以质量份数计,包括以下组分:
(1)1份的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂;
(2)0.1~50份的α-烯烃磺酸盐;
(3)0.2~100份的固体填料;
(4)0~0.5份的黏合剂。
其中,所述烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,具有式(I)所示分子通式:
式(I)中,R'为C8~C20的烃基中的任意一种;m,n,p,q为独立选自0~20的任意数,且m+n≥1;Y为一价的阴离子基团,M为使所述分子通式呈电中性的阳离子或阳离子基团。
上述技术方案中,所述m+p优选为1~5的任意数,n+q优选为5~15的任意数。
上述技术方案中,所述Y优选为自-COO—、-SO3—、-HPO4—中的至少一种,进一步优选为磺酸根或羧酸根;M优选为碱金属离子或铵根离子中的至少一种,进一步优选为K+、Na+、铵根离子中至少一种。
上述技术方案中,所述α-烯烃磺酸盐优选具有以下分子通式:
R5HC=CHCH2SO3X,式(II);
式(II)中,R5为C5~C30的烷基,X为碱金属阳离子;进一步优选:X优选方案为钠离子或钾离子,更优选方案为选自钠离子;R5优选方案为选自C8~C22的烷基,更优选方案为选自C14~C18的烷基。
上述技术方案中,所述固形填料为碳酸盐、碳酸氢盐、硫酸盐、磷酸盐、硼酸盐、金属卤化物、甲酸盐、乙酸盐、酒石酸及盐、柠檬酸及盐、邻苯二甲酸及盐、没食子酸及盐、尿素、缩二脲等中的至少一种;所述黏合剂为糊精、环氧树脂、聚丙烯酰胺、淀粉、纤维素、聚乙二醇等中的至少一种。
上述技术方案中,所述固体填料优选为碳酸钠、碳酸氢钠、硼酸钠、氯化钠、乙酸钠、酒石酸、酒石酸钠、柠檬酸、柠檬酸钠、邻苯二甲酸钾、尿素、缩二脲中的至少一种。
上述技术方案中,所述黏合剂优选为聚丙烯酰胺、淀粉、聚乙二醇、纤维素、糊精、环氧树脂中的至少一种。
上述技术方案中,所述的含水气井中的矿化度为0~250,000mg/L,凝析油含量为0~40%。
本发明中的泡沫排水剂组合物在配制时,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。
上述技术方案中,当黏合剂不等于0份时,所述固体泡沫排水剂组合物的制备方法包括如下步骤:
(1)将所述的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐、固体填料按照所需质量份数混合均匀,得混合物;
(2)将所述的黏合剂加水至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物,即为所述泡沫排水剂组合物;
当黏合剂等于0份时,所述固体泡沫排水剂组合物的制备方法包括如下步骤:
(1)将所述的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐、固体填料按照所需质量份数混合均匀,得混合物;
(2)再将上述混合物压制成型,制得所述固体泡沫排水剂组合物。
上述技术方案中,所述泡沫流体中,以所含烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐、固体填料、粘合剂总的质量计,所述泡排剂组合物的质量百分浓度为0.5-5%。
本发明泡沫排水剂组合物的关键有效成分烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐,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沫排水剂形式;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。
本发明泡沫排水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。
本发明人惊奇的发现,采用的泡排剂组合物中烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐两者混合后形成复配协同作用,组合物含有多亲水基官能团,尤其是烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂中含有两个酸根,多亲水基与α-烯烃磺酸盐协同增效,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,增强泡沫的携液能力和稳泡性能;另一方面,两者协同增强了泡沫剂的亲水性,减小亲油性,增加油水界面张力,从而具有良好的耐油性能。此外,α-烯烃磺酸盐与烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂中包含的EO、PO等非离子片段,能够协同增加泡排剂的耐盐性能。
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》对该泡沫排水剂进行泡沫性能和模拟排水采气测试,在0~250,000mg/L矿化度盐水中,起泡高度大于140mm,凝析油含量0~40%,携液量大于140mL,具有良好的耐盐,起泡性能、携液能力和耐油性能,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】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂10克、α-烯烃磺酸盐20克、硫酸钠30克混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.1克加水1克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-1,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-1分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例2】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂5克、α-烯烃磺酸盐50克、硫酸钠30克,碳酸钠10克,碳酸氢钠30克,尿素30克混合均匀,得混合物;
(2)聚乙二醇0.5克加水2克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-2,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-2分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例3】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂50克、α-烯烃磺酸盐10克、尿素10克,柠檬酸1克,混合均匀,得混合物;
(2)淀粉0.1克加水2克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-3,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-3分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例4】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂20克、α-烯烃磺酸盐20克、尿素20克、氯化钠5克,柠檬酸钠1克,混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.01克加水0.5克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-4,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-4分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例5】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂20克、α-烯烃磺酸盐10克、碳酸氢钠7克,硼酸钠1克、酒石酸钠2克,缩二脲1克混合均匀,得混合物;
(2)聚乙二醇0.1克加水1.0克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-5,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-5分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例6】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂10克、α-烯烃磺酸盐20克、尿素30克、碳酸氢钠1克混合均匀,得混合物;
(2)纤维素0.1克加水1.0克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-6,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-6分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例7】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂1克、α-烯烃磺酸盐50克、硫酸钠70克,尿素30克混合均匀,得混合物;
(2)聚乙二醇0.2克加水1.5克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-7,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-7分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例8】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂10克、α-烯烃磺酸盐20克、硫酸钠30克混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.1克加水1克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-8,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-8分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例9】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂10克、α-烯烃磺酸盐20克、硫酸钠30克混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.1克加水1克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-9,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-9分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例10】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂10克、α-烯烃磺酸盐20克、硫酸钠30克混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.1克加水1克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-10,其组分结构详见表1。
(4)称取1克FS-10分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(5)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【实施例11】
(1)在常温常压下,将烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂10克、α-烯烃磺酸盐20克、硫酸钠30克混合均匀,得混合物;
(2)将上述样品压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-11,其组分结构详见表1。
(3)称取1克FS-11分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液。
(4)参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例1】
(1)使用【实施例1】中的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂30克,不加入α-烯烃磺酸盐,在常温常压下与硫酸钠30克混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.1克加水1克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S1;
(4)称取1克FS-S1固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例2】
(1)使用【实施例2】中的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂55克,不加入α-烯烃磺酸盐,在常温常压下与、硫酸钠30克,碳酸钠10克,碳酸氢钠30克,尿素30克混合均匀,得混合物;
(2)聚乙二醇0.5克加水2克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S2;
(4)称取1克FS-S2固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例3】
(1)使用【实施例3】中的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂60克,不加入α-烯烃磺酸盐,在常温常压下与尿素10克,柠檬酸1克,混合均匀,得混合物;
(2)淀粉0.1克加水2克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S3;
(4)称取1克FS-S3固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例4】
(1)使用【实施例4】中的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂40克,不加入α-烯烃磺酸盐,在常温常压下与尿素20克、氯化钠5克,柠檬酸钠1克,混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.01克加水0.5克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S4;
(4)称取1克FS-S4固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例5】
(1)使用【实施例5】中的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂30克,不加入α-烯烃磺酸盐,在常温常压下与碳酸氢钠7克,硼酸钠1克、酒石酸钠2克,缩二脲1克混合均匀,得混合物;
(2)聚乙二醇0.1克加水1.0克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S5;
(4)称取1克FS-S5固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例6】
(1)使用【实施例6】中的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂40克,不加入α-烯烃磺酸盐,在常温常压下与尿素30克、碳酸氢钠1克混合均匀,得混合物;
(2)纤维素0.1克加水1.0克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S6;
(4)称取1克FS-S6固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例7】
(1)使用【实施例1】中的α-烯烃磺酸盐30克,不加入烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,在常温常压下与硫酸钠30克混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.1克加水1克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S7;
(4)称取1克FS-S7固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例8】
(1)使用【实施例2】中的α-烯烃磺酸盐55克,不加入烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,在常温常压下与、硫酸钠30克,碳酸钠10克,碳酸氢钠30克,尿素30克混合均匀,得混合物;
(2)聚乙二醇0.5克加水2克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S8;
(4)称取1克FS-S8固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例9】
(1)使用【实施例3】中的α-烯烃磺酸盐60克,不加入烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,在常温常压下与尿素10克,柠檬酸1克,混合均匀,得混合物;
(2)淀粉0.1克加水2克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S9;
(4)称取1克FS-S9固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例10】
(1)使用【实施例4】中的α-烯烃磺酸盐40克,不加入烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,在常温常压下与尿素20克、氯化钠5克,柠檬酸钠1克,混合均匀,得混合物;
(2)聚丙烯酰胺0.01克加水0.5克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S10;
(4)称取1克FS-S10固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例11】
(1)使用【实施例5】中的α-烯烃磺酸盐40克,不加入烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,在常温常压下与碳酸氢钠7克,硼酸钠1克、酒石酸钠2克,缩二脲1克混合均匀,得混合物;
(2)聚乙二醇0.1克加水1.0克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S11;
(4)称取1克FS-S11固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
【比较例12】
(1)使用【实施例6】中的α-烯烃磺酸盐40克,不加入烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,在常温常压下与尿素30克、碳酸氢钠1克混合均匀,得混合物;
(2)纤维素0.1克加水1.0克搅拌至全部溶解,得粘合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的粘合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物FS-S12;
(4)称取1克FS-S12固体分别在矿化度100,000,200,000,250,000mg/L的模拟水溶液溶解,配制成0.5%的溶液,参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准,测定泡沫排水剂组合物水溶液的初始起泡高度和5分钟剩余泡沫高度,结果见表2所示。
将5000mL/min的氮气连续通入凝析油体积含量分别为0,20%和40%的泡沫排水剂组合物水溶液,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。
表1实施例中的组合物组分结构
表2实施例中的泡沫排水剂组合物的泡沫性能
表3比较例1~6中的泡沫排水剂组合物的泡沫性能
表4比较例7~12中的的泡沫排水剂组合物的泡沫性能
Claims (8)
1.一种采用抗盐耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法,包括以下步骤:
(1)将固体泡沫排水剂组合物投入含水气井;
(2)将固体泡沫排水剂组合物与含水气井中的气体和水、或气体和油水混合物接触,形成泡沫流体,然后将泡沫流体举升到地面;
其中,所述固体泡沫排水剂组合物,以质量份数计,包括以下组分:
(1)1份的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂;
(2)0.1~50份的α-烯烃磺酸盐;
(3)0.2~100份的固体填料;
(4)0~0.5份的黏合剂;
其中,所述烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂,具有式(I)所示分子通式:
式(I)中,所述R'为C8~C20的烷基、C8~C20的烯基中的至少一种;且m+n≥1,m+p为1~5的任意数,n+q为5~15的任意数;Y为磺酸根或羧酸根;M为使所述分子通式呈电中性的阳离子或阳离子基团;
所述的α-烯烃磺酸盐具有以下分子通式:
R5-HC=CH-CH2-SO3X, 式(II)
式(II)中,R5为C8~C22的烷基,X为碱金属阳离子。
2.根据权利要求1所述的采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法,其特征在于M为碱金属离子、铵根离子中的任意一种。
3.根据权利要求1所述的采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法,其特征在于固体填料为碳酸盐、碳酸氢盐、硫酸盐、磷酸盐、硼酸盐、金属卤化物、甲酸盐、乙酸盐、酒石酸及盐、柠檬酸及盐、邻苯二甲酸及盐、没食子酸及盐、尿素、缩二脲中的至少一种。
4.根据权利要求1所述的采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法,其特征在于所述黏合剂为糊精、环氧树脂、聚丙烯酰胺、淀粉、纤维素、聚乙二醇中的至少一种。
5.根据权利要求1所述采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法,其特征在于固体填料为碳酸钠、碳酸氢钠、硼酸钠、氯化钠、乙酸钠、酒石酸、酒石酸钠、柠檬酸、柠檬酸钠、邻苯二甲酸钾、尿素、缩二脲中的至少一种。
6.根据权利要求1所述的抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法,其特征在于所述黏合剂为聚丙烯酰胺、淀粉、聚乙二醇中的至少一种。
7.根据权利要求1~6任一所述的采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法,其特征在于,当黏合剂不等于0份时,所述固体泡沫排水剂组合物的制备方法包括如下步骤:
(1)将所述的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐、固体填料按照所需质量份数混合均匀,得混合物;
(2)将所述的黏合剂加水至全部溶解,得黏合剂溶液;
(3)将步骤(1)得到的混合物和步骤(2)得到的黏合剂溶液混合均匀,压制成型,制得固体泡沫排水剂组合物,即为所述泡沫排水剂组合物;
当黏合剂等于0份时,所述固体泡沫排水剂组合物的制备方法包括如下步骤:
(1)将所述的烃基酰胺聚醚阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐、固体填料按照所需质量份数混合均匀,得混合物;
(2)再将上述混合物压制成型,制得所述固体泡沫排水剂组合物。
8.根据权利要求1-6任一所述采用抗盐耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法,其特征在于所述含水气井中矿化度为0~250000mg/L,凝析油含量为0~40%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811235148.8A CN111088020B (zh) | 2018-10-23 | 2018-10-23 | 采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811235148.8A CN111088020B (zh) | 2018-10-23 | 2018-10-23 | 采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN111088020A CN111088020A (zh) | 2020-05-01 |
CN111088020B true CN111088020B (zh) | 2022-12-09 |
Family
ID=70391381
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201811235148.8A Active CN111088020B (zh) | 2018-10-23 | 2018-10-23 | 采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN111088020B (zh) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114395386A (zh) * | 2022-01-26 | 2022-04-26 | 陕西日新石油化工有限公司 | 一种有脱硫化氢功能的气井用固体泡沫排水剂及制备方法 |
CN114437697A (zh) * | 2022-01-26 | 2022-05-06 | 陕西日新石油化工有限公司 | 一种具有缓蚀功能固体泡沫排水剂及其制备方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104531122A (zh) * | 2015-01-22 | 2015-04-22 | 宁夏中科康宇化工有限公司 | 一种耐油耐矿化度固体泡排剂及其制备方法 |
CN105062453A (zh) * | 2015-08-05 | 2015-11-18 | 扬州大学 | 一种气田用固体泡沫排水剂及其制备方法 |
CN107573917A (zh) * | 2017-10-18 | 2018-01-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 固体泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7517836B2 (en) * | 2007-03-07 | 2009-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoaming methods and compositions |
US7308938B1 (en) * | 2007-03-07 | 2007-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoaming methods and compositions |
CN104232044B (zh) * | 2013-06-17 | 2017-08-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于三次采油的表面活性剂组合物、制备方法及应用 |
CN106590574A (zh) * | 2015-10-20 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 抗高矿化度排水采气用泡排剂组合物及其制备方法与应用 |
CN106244128B (zh) * | 2016-07-25 | 2019-03-29 | 北京众博达石油科技有限公司 | 一种环保型泡沫排水棒及其制备方法 |
-
2018
- 2018-10-23 CN CN201811235148.8A patent/CN111088020B/zh active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104531122A (zh) * | 2015-01-22 | 2015-04-22 | 宁夏中科康宇化工有限公司 | 一种耐油耐矿化度固体泡排剂及其制备方法 |
CN105062453A (zh) * | 2015-08-05 | 2015-11-18 | 扬州大学 | 一种气田用固体泡沫排水剂及其制备方法 |
CN107573917A (zh) * | 2017-10-18 | 2018-01-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 固体泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN111088020A (zh) | 2020-05-01 |
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 | |
CN111088020B (zh) | 采用抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
RU2007145931A (ru) | Очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ | |
CN103059826B (zh) | 一种泡沫排水剂及其水溶液 | |
CN111961457B (zh) | 一种用于稠油油藏的驱油复合剂及其制备方法和应用 | |
CN104893702A (zh) | 一种用于含h2s气体的产水气井排水采气用的泡排剂 | |
CN107686722A (zh) | 一种耐油泡沫驱油剂及其制备方法、应用 | |
CN111088006A (zh) | 采用抗盐耐油泡排剂组合物排气采液的方法 | |
CN111088009B (zh) | 强化耐油泡沫排水剂组合物及其制备方法和排水采气方法 | |
US4460481A (en) | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery process | |
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 | |
CN109679636B (zh) | 采用耐油固体泡排剂组合物排液采气的方法 | |
CN109681168B (zh) | 采用耐油泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
CN109679612B (zh) | 固体耐油泡沫排水剂组合物和制备方法及其应用 | |
CN109679619B (zh) | 固体耐油泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 | |
CN109681167B (zh) | 采用固体耐油的泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
CN111088015A (zh) | 抗盐耐油固体泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 | |
CN109681176B (zh) | 采用耐油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 | |
CN109681171B (zh) | 采用固体泡沫排水剂组合物排液采气的方法 | |
CN109681172B (zh) | 采用固体泡排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 | |
CN109679605B (zh) | 固体泡沫排水剂组合物及制备方法和应用 | |
CN111088018A (zh) | 抗盐耐油泡沫排水剂组合物及其制备方法和应用 | |
CN109681175B (zh) | 采用pH值响应的固体泡沫排水剂排液采气的方法 |
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 |