CN113652218B - 一种页岩气井泡排剂及其制备方法 - Google Patents
一种页岩气井泡排剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113652218B CN113652218B CN202110756199.0A CN202110756199A CN113652218B CN 113652218 B CN113652218 B CN 113652218B CN 202110756199 A CN202110756199 A CN 202110756199A CN 113652218 B CN113652218 B CN 113652218B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- percent
- foam
- cleanup additive
- shale gas
- deionized water
- 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 60
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 28
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000013329 compounding Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 8
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 claims description 4
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical group CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 claims description 3
- YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethyldodecan-1-amine Chemical group CCCCCCCCCCCCN(C)C YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 10
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract description 10
- 238000005187 foaming Methods 0.000 abstract description 7
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000013051 drainage agent Substances 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000009775 high-speed stirring Methods 0.000 description 2
- -1 lauramidopropyl dimethyl tertiary amine Chemical class 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- DVEKCXOJTLDBFE-UHFFFAOYSA-N n-dodecyl-n,n-dimethylglycinate Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O DVEKCXOJTLDBFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 229920001027 sodium carboxymethylcellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229940116335 lauramide Drugs 0.000 description 1
- ILRSCQWREDREME-UHFFFAOYSA-N lauric acid amide propyl betaine Natural products CCCCCCCCCCCC(N)=O ILRSCQWREDREME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
本发明公开了一种页岩气井泡排剂及其制备方法。由两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂、抗高温助排剂和去离子水复配而成；各组分质量百分含量为：4%‑8%的两性离子表面活性剂、1%‑3%的非离子表面活性剂和0.1%‑0.5%的抗高温助排剂，80%‑90%的去离子水，各组分质量百分含量之和为100%。它具有如下优点：采用特有的组分，基于特殊比例的配方以及制备方法，不但制备工艺简单快捷，而且制备的泡排剂耐高温环境（≥100℃）、耐高矿化度环境（≥100000mg/L）并且该泡排剂起泡、稳泡和携液性能非常优异；同时选用的原材料无任何污染，来源广泛，保护了环境且原料成本低。
Description
技术领域
本发明涉及一种页岩气井泡排剂及其制备方法，属于页岩气开发排采工艺技术领域。
背景技术
随着页岩气井的深度开发，绝大部分气井由于地层能量衰减，气井无法实现自喷，地层产水无法带出地面，井底积液过多造成油压与产量下降，因此，必然需要采取多种措施排出井底积液，从而提高天然气井的采收率。泡沫排水工艺因为其施工方便、成本低、设备简单且使用不影响气井正常生产等优点，在页岩气井开采中广泛使用，但由于泡排剂种类繁多，机理复杂，加之每个工区具体工况、地层温度、压力、地层水质、矿化度等不同，对泡排剂的使用效果有很大影响，所以每个地区使用的泡排剂都存在一定的局限性。
华东页岩气区块目前主要使用的泡排剂型号为XHY-4M，该型泡排剂以阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂和去离子水按一定比例混配而成，实验室携液评价在80℃以下、矿化度50000mg/l的样品中能起到良好的发泡效果，但由于页岩气区块的地层温度跨度大（70~100℃）、矿化度高（1~8×104mg/L），使得该泡排剂在某些超过3500米、井底温度超过90℃的中深层页岩气井上应用效果不佳，同时现有的泡排剂还存在容易污染环境以及制造成本高等问题，也就是说在超过3500m的中深层页岩气井中起泡和稳泡能力变弱，无法有效携带地层产液，且配方原料成本较高，因此针对该工区特定的高温高矿化度页岩气地层环境，急需研制一种针对性的泡排剂，适用于该地区页岩气开采。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种起泡、稳泡和携液性能且无污染、制造成本低的页岩气井泡排剂及其制备方法。
为了解决上述技术问题，本发明的页岩气井泡排剂，由两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂、抗高温助排剂和去离子水复配而成；各组分质量百分含量为：4%-8%的两性离子表面活性剂、1%-3%的非离子表面活性剂和0.1%-0.5%的抗高温助排剂，80%-90%的去离子水，各组分质量百分含量之和为100%。
所述两性离子表面活性剂为椰油酰胺丙基甜菜碱、十二烷基二甲基甜菜碱、芥酸酰胺丙基羟基磺基甜菜碱中的一种或几种。
所述非离子表面活性剂为十二烷基二甲基氧化铵、月桂酰胺丙基二甲基叔胺中的一种或两种。
所述抗高温助排剂为羟丙基胍胶、三乙醇胺、羧甲基纤维素钠中的一种或几种。
一种页岩气井泡排剂的制备方法，按照以下步骤实现：
A、抗高温助排剂的制备：在常温下，按质量比1:10的比例把抗高温助排剂和去离子水混合高速搅拌0.3-1小时获得；
B、向步骤A中的抗高温助排剂溶液中加入两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂和去离子水进行搅拌0.8-1.5小时，静置24小时以上最终形成泡排剂。
所述步骤A中，抗高温助排剂和去离子水混合搅拌时间为0.5小时。
所述步骤B中，两性离子、非离子表面活性剂和去离子水搅拌1小时。
本发明具有如下优点：
采用特有的组分，基于特殊比例的配方以及制备方法，不但制备工艺简单快捷，而且制备的泡排剂耐高温环境（≥100℃）、耐高矿化度环境（≥100000mg/L）并且该泡排剂起泡、稳泡和携液性能非常优异；同时选用的原材料无任何污染，来源广泛，保护了环境且原料成本低，尤其适合于中深层页岩气井，该泡排剂在中深层页岩气井开采中后期，排采动液面接近井底，高温高矿化度的环境中起泡、稳泡、携液能力均能满足井排采需求。
具体实施方式
下面结合具体实施方式，对本发明的页岩气井泡排剂及其制备方法作进一步详细说明。
实施例一：
本实施例的页岩气井泡排剂，是由两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂、抗高温助排剂和去离子水在常温环境下复配而成，各组分质量百分含量为：4%-8%的两性离子表面活性剂、1%-3%的非离子表面活性剂和0.1%-0.5%的抗高温助排剂，80%-90%的去离子水，各组分质量百分含量之和为100%；其中，
所述两性离子表面活性剂为椰油酰胺丙基甜菜碱、十二烷基二甲基甜菜碱、芥酸酰胺丙基羟基磺基甜菜碱中的一种或几种；非离子表面活性剂为十二烷基二甲基氧化铵、月桂酰胺丙基二甲基叔胺中的一种或两种；抗高温助排剂为羟丙基胍胶、三乙醇胺、羧甲基纤维素钠中的一种或几种。
实施例二：
本实施例是实施例一中页岩气井泡排剂的一种选取特定比例配方的制备方法，其具体步骤如下：
抗高温助排剂溶液的制备：在常温下，在高速搅拌罐内加入10份去离子水，高速搅拌的同时加入1份抗高温助排剂，再混合搅拌0.5小时得到抗高温助排剂溶液。
泡排剂溶液的制备：在低速搅拌罐内首先加入一定量的去离子水，按质量百分含量加入8%的两性离子表面活性剂、4%的非离子表面活性剂、5%的抗高温助排剂溶液，混合低速搅拌1小时，然后静置24小时得到泡排剂溶液。
实施例二：
本实施例是实施例一中页岩气井泡排剂的另外一种选取特定比例配方的制备方法，其具体步骤如下：
抗高温助排剂溶液的制备：在常温下，在高速搅拌罐内加入10份去离子水，高速搅拌的同时加入1份抗高温助排剂，再混合搅拌0.5小时得到抗高温助排剂溶液。
泡排剂溶液的制备方法：在低速搅拌罐内首先加入一定量的去离子水，按质量百分含量加入6%的两性离子表面活性剂、2%的非离子表面活性剂、1%的抗高温助排剂溶液，混合低速搅拌1小时，然后静置24小时得到泡排剂溶液。
参照国家标准SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用泡排剂评价方法》评价实施例二和实施例三的泡排剂性能。取200ml高矿化度的页岩气井地层水，按浓度1%滴入实施例二和实施例三泡排剂，高速旋转测试，测试数据如下：
实验结果表明：在80摄氏度以下，实施例二和实施例三的泡排剂起泡稳泡性能均比较好，无明显差别，在100℃下，实例1的起泡稳泡性能最佳，实施例三的起泡稳泡性能较差，成实施例二比实施例三高25%。综合考虑实施例二泡排剂适用于井深大于3500米的页岩气井，实施例三泡排剂适用于3500以浅的页岩气井。
该泡排剂能适应超过100℃、100000mg/L矿化度的页岩气储层，在中深层页岩气井中的起泡、稳泡性能和携液能力比一般的泡排剂强15%以上，经过验证，本泡排剂应用于页岩气井泡沫排水采气工艺中，适用于页岩气井中后期生产的需要，该泡排剂在南川区块3口页岩气井上试验，试验后页岩气井产气量提高5-10%，药剂成本比原有泡排剂低15%，因此，该泡排剂具有广阔的应用前景。
Claims (4)
1.一种页岩气井泡排剂，其特征在于：由两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂、抗高温助排剂和去离子水复配而成；各组分质量百分含量为：4%-8%的两性离子表面活性剂、1%-3%的非离子表面活性剂和0.1%-0.5%的抗高温助排剂，80%-90%的去离子水，各组分质量百分含量之和为100%；所述两性离子表面活性剂为椰油酰胺丙基甜菜碱，所述非离子表面活性剂为十二烷基二甲基氧化铵，所述抗高温助排剂为羟丙基胍胶。
2.按照权利要求1所述的页岩气井泡排剂的制备方法，其特征在于，按照以下步骤实现：
A、抗高温助排剂的制备：在常温下，按质量比1:10的比例把抗高温助排剂和去离子水混合高速搅拌0.3-1小时获得；
B、向步骤A中的抗高温助排剂溶液中加入两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂和去离子水进行搅拌0.8-1.5小时，静置24小时以上最终形成泡排剂。
3.按照权利要求2所述的页岩气井泡排剂的制备方法，其特征在于：所述步骤A中，抗高温助排剂和去离子水混合搅拌时间为0.5小时。
4.按照权利要求2所述的页岩气井泡排剂的制备方法，其特征在于：所述步骤B中，两性离子、非离子表面活性剂和去离子水搅拌1小时。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110756199.0A CN113652218B (zh) | 2021-07-05 | 2021-07-05 | 一种页岩气井泡排剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110756199.0A CN113652218B (zh) | 2021-07-05 | 2021-07-05 | 一种页岩气井泡排剂及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113652218A CN113652218A (zh) | 2021-11-16 |
| CN113652218B true CN113652218B (zh) | 2023-04-07 |
Family
ID=78477938
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110756199.0A Active CN113652218B (zh) | 2021-07-05 | 2021-07-05 | 一种页岩气井泡排剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113652218B (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1114914A (zh) * | 1993-12-22 | 1996-01-17 | 罗纳-布朗克表面活性剂制品两合公司 | 以改善泡沫高度为特征的表面活性剂组合物 |
| CN101671553A (zh) * | 2009-09-28 | 2010-03-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种液淹气井自生气固体泡沫排液球 |
| CN103468234A (zh) * | 2013-09-07 | 2013-12-25 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 气井用泡排球及其制备方法 |
| CN105154052A (zh) * | 2015-09-28 | 2015-12-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井用泡排球及其制备方法 |
| CN108929668A (zh) * | 2018-07-13 | 2018-12-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高盐发泡剂及其制备方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6986392B2 (en) * | 2003-03-25 | 2006-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Recyclable foamed fracturing fluids and methods of using the same |
| US9018145B2 (en) * | 2003-12-23 | 2015-04-28 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Foamer composition and methods for making and using same |
| CN102851015B (zh) * | 2012-09-28 | 2014-12-24 | 四川仁智油田技术服务股份有限公司 | 一种抗高温抗高凝析油抗高矿化度泡沫排水剂及制备方法 |
| MX338862B (es) * | 2012-12-05 | 2016-04-28 | Mexicano Inst Petrol | Composicion espumante con propiedades modificadoras de la mojabilidad e inhibitorias de la corrosion para alta temperatura y ulra alta temperatura. |
| CN108148567A (zh) * | 2018-02-11 | 2018-06-12 | 欧阳冬 | 一种多功能泡排剂及其应用 |
| CN111826148A (zh) * | 2019-04-15 | 2020-10-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗盐起泡剂及其制备方法和应用 |
| CN111139050A (zh) * | 2019-12-30 | 2020-05-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐凝析油耐盐耐温泡排剂及其制备方法 |
-
2021
- 2021-07-05 CN CN202110756199.0A patent/CN113652218B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1114914A (zh) * | 1993-12-22 | 1996-01-17 | 罗纳-布朗克表面活性剂制品两合公司 | 以改善泡沫高度为特征的表面活性剂组合物 |
| CN101671553A (zh) * | 2009-09-28 | 2010-03-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种液淹气井自生气固体泡沫排液球 |
| CN103468234A (zh) * | 2013-09-07 | 2013-12-25 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 气井用泡排球及其制备方法 |
| CN105154052A (zh) * | 2015-09-28 | 2015-12-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井用泡排球及其制备方法 |
| CN108929668A (zh) * | 2018-07-13 | 2018-12-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高盐发泡剂及其制备方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 二元复合型泡排剂COG的研制及现场试验;王维恒等;《石油钻探技术》;20220531;第50卷(第003期);全文 * |
| 来胜利.常用精细化工产品研制与生产.《常用精细化工产品研制与生产》.陕西科学技术出版社,2006, * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113652218A (zh) | 2021-11-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101613595B (zh) | 微泡沫钻井液 | |
| CN103320104B (zh) | 一种油包水型生物柴油基钻井液及其制备方法 | |
| CN111534290A (zh) | 一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法 | |
| CN102504797B (zh) | 一种多功能清洁压裂液 | |
| CN110819327B (zh) | 一种用于抗高凝析油、抗高矿化度的泡排剂及制备方法 | |
| CN104277803A (zh) | KCl封堵防塌钻井液及其制备方法 | |
| CN102796498A (zh) | 泡沫钻井液 | |
| CN106244131B (zh) | 一种压裂用高温微乳液助排剂及其制备方法 | |
| CN102424746A (zh) | 一种强抑制性无固相聚胺-甲酸盐钻井液体系 | |
| CN104263339A (zh) | 油基钻井液井筒完井清洗液及其制备方法 | |
| CN104357031A (zh) | 一种硅酸盐-阳离子烷基葡萄糖苷钻井液及其制备方法 | |
| CN107474814A (zh) | 一种乳液型油基泥浆清洗液及其制备方法 | |
| CN105295866A (zh) | 一种复合无机盐钻井液 | |
| CN105331352B (zh) | 一种海水基压裂液和海水基压裂液的制备方法 | |
| CN113652218B (zh) | 一种页岩气井泡排剂及其制备方法 | |
| CN106350038A (zh) | 一种阳离子烷基糖苷钻井液及其制备方法 | |
| CN105176504A (zh) | 一种多羟基有机胺水基钻井液页岩抑制剂及其制备方法 | |
| CN106147728A (zh) | 一种页岩水平井水基钻井液及其制备方法 | |
| CN102093872A (zh) | 一种应用于油气井的水力压裂增产技术中的清洁压裂液 | |
| CN110684515B (zh) | 取代的糖或糖苷及其在钻井液组合物中的应用 | |
| CN106893568A (zh) | 部分可酸溶复配材料堵漏剂及其制备方法和使用方法 | |
| CN108239532B (zh) | 一种页岩压裂用滑溜水助排剂、制备方法及应用 | |
| CN113061425B (zh) | 普通稠油冷采用低张力稠油降粘洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN104046340A (zh) | 一种抗高温抗盐强抑制钻井液体系 | |
| CN102153994B (zh) | 高温混相暂堵封窜剂及其制备方法 |
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 |