CN116410728A - 表面活性剂型增稠剂及其制备和应用 - Google Patents
表面活性剂型增稠剂及其制备和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116410728A CN116410728A CN202111663980.XA CN202111663980A CN116410728A CN 116410728 A CN116410728 A CN 116410728A CN 202111663980 A CN202111663980 A CN 202111663980A CN 116410728 A CN116410728 A CN 116410728A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- surfactant
- thickener
- fracturing fluid
- seawater
- acid
- 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
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 title claims abstract description 113
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 97
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 62
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 50
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 29
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 23
- UQUPIHHYKUEXQD-UHFFFAOYSA-N n,n′-dimethyl-1,3-propanediamine Chemical compound CNCCCNC UQUPIHHYKUEXQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 22
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 21
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 19
- -1 ion salt Chemical class 0.000 claims description 18
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 13
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 11
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000001350 alkyl halides Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 7
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 7
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- ZUHZZVMEUAUWHY-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylpropan-1-amine Chemical compound CCCN(C)C ZUHZZVMEUAUWHY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- PCTXBFQNMDKOSP-UHFFFAOYSA-M sodium;(2-carboxyphenyl) sulfate Chemical compound [Na+].OS(=O)(=O)OC1=CC=CC=C1C([O-])=O PCTXBFQNMDKOSP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- MVHKJLPAUPVQIR-UHFFFAOYSA-N benzoic acid;potassium Chemical compound [K].OC(=O)C1=CC=CC=C1 MVHKJLPAUPVQIR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GKIPXFAANLTWBM-UHFFFAOYSA-N epibromohydrin Chemical compound BrCC1CO1 GKIPXFAANLTWBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M sodium benzoate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 235000010234 sodium benzoate Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004299 sodium benzoate Substances 0.000 claims description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 23
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- RLTUWTKMDQGLCJ-KVVVOXFISA-N N,N-dimethylpropan-1-amine (Z)-docos-13-enamide Chemical compound C(CC)N(C)C.C(CCCCCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)N RLTUWTKMDQGLCJ-KVVVOXFISA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 3
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 3
- LRWZZZWJMFNZIK-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-3-methyloxirane Chemical compound CC1OC1Cl LRWZZZWJMFNZIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UAUDZVJPLUQNMU-UHFFFAOYSA-N Erucasaeureamid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(N)=O UAUDZVJPLUQNMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UAUDZVJPLUQNMU-KTKRTIGZSA-N erucamide Chemical group CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(N)=O UAUDZVJPLUQNMU-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 125000005210 alkyl ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C213/00—Preparation of compounds containing amino and hydroxy, amino and etherified hydroxy or amino and esterified hydroxy groups bound to the same carbon skeleton
- C07C213/04—Preparation of compounds containing amino and hydroxy, amino and etherified hydroxy or amino and esterified hydroxy groups bound to the same carbon skeleton by reaction of ammonia or amines with olefin oxides or halohydrins
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C231/00—Preparation of carboxylic acid amides
- C07C231/12—Preparation of carboxylic acid amides by reactions not involving the formation of carboxamide groups
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
本发明涉及一种表面活性剂型增稠剂及其制备和应用，属于油田压裂液技术领域。一种表面活性剂型增稠剂，所述表面活性剂型增稠剂的结构式如下：
其中，R1和R2相同或不同，各自独立地选自烃基；X相同或不同，选自卤素。采用本发明的表面活性剂型增稠剂形成的压裂液具有很高的耐温能力和耐矿化度能力，满足海上压裂施工的需要。本发明的表面活性剂型增稠剂能够在海水基压裂液中发挥很好的效果，具有较好的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及油田压裂液技术领域，尤其涉及一种表面活性剂型增稠剂及其制备和应用、压裂液及其制备和应用。
背景技术
近年来，随着对油气田开发的不断深入，海洋已经成为油气资源开发的战略走向之一，海上压裂的工作量也越来越大。由于海水具有高硬度、高矿化度、高有机质及细菌含量等特点，海上压裂所用液体体系主要为淡水配制，需通过轮船储运淡水，由于空间有限，不仅严重制约压裂规模，而且存在成本高，施工周期长的问题。随着压裂研究方向的深入和作业方向的多元化，应用海水进行海上压裂是压裂技术发展趋势下的必然要求。考虑施工工艺及施工成本，对海水进行简单的预处理或直接采用海水配制压裂液，是目前海水基压裂液的研究重点。
目前常用的瓜胶类海水基压裂液在配制时，需要提前向海水中加入螯合剂或者屏蔽剂，以降低海水中金属离子浓度，这样存在溶胀时间长、不能连续混配等缺点。此外，现有的聚合物类海水基压裂液存在耐矿化度能力低等缺点，现有的表面活性剂类海水基压裂液还存在耐矿化度和耐温性差等缺点，严重制约了海上压裂的发展。
因此，为降低海上压裂开发成本、提高压裂施工效率，需要研究开发出耐矿化度高和耐温度的压裂液用增稠剂，能直接用海水配制，以满足实际应用需求。
发明内容
鉴于存在的上述问题，本发明旨在至少在一定程度上解决相关技术中的技术问题之一。为此，本发明提供一种表面活性剂型增稠剂及其制备和应用，以及包含该表面活性剂型增稠剂的压裂液及其制备和应用。本发明公开的表面活性剂型增稠剂能够使应用其的压裂液具有很高的耐温性能，很高的耐矿化度高，能够采用海水配制压裂液，能克服现有技术中海水基压裂液中常用的增稠剂存在的耐温性和耐矿化度不足的问题。
作为本发明的一个方面，涉及一种表面活性剂型增稠剂，所述表面活性剂型增稠剂如式(1)所示：
其中，R1和R2相同或不同，各自独立地选自烃基；X相同或不同，选自卤素。
本发明的发明人发现，采用结构为双子粘弹性表面活性剂作为增稠剂，使该增稠剂中具有酰胺基团、羟基和阳离子基团等结构，具有较强的降低表面张力的能力，增黏效果明显，提高了耐温性和耐矿化度，可以满足海上压裂施工的需要。
在其中的一些实施方式中，所述R1和R2相同，均选自C10～C25的饱和烃基或C10～C25的不饱和烃基，优选为C15～C22的不饱和烃基。
在其中的一些实施方式中，所述R1和R2选自芥酸的疏水碳链或油酸的疏水碳链，优选为芥酸的疏水碳链。
在其中的一些实施方式中，X选自Br或Cl，优选为Cl。
作为本发明的另一方面，涉及一种表面活性剂型增稠剂的制备方法，所述方法包括：将N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和溶剂混合均匀，加热反应，得到中间体；向所述中间体中加入有机酸酰胺丙基二甲胺，回流反应，得到所述表面活性剂型增稠剂。
在其中的一些实施方式中，所述加热反应的温度为40～50℃，所述加热反应的时间为4h～6h。
在其中的一些实施方式中，所述回流反应的时间为8h～10h。
在其中的一些实施方式中，所述N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：(1.5～5)：(1.2～4)：(1.5～5)，优选为1：(2～2.4)：(2～2.2)：(2～2.4)。
在其中的一些实施方式中，以所述N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸、溶剂和有机酸酰胺丙基二甲胺的总质量为基准，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的总投加量为40wt％～50wt％，溶剂的投加量为50wt％～60wt％。
在其中的一些实施方式中，所述环氧卤代烷包括环氧氯丙烷或环氧溴丙烷中的至少一种，优选为环氧氯丙烷；和/或，所述有机酸酰胺丙基二甲胺包括芥酸酰胺丙基二甲胺或油酸酰胺丙基二甲胺中的至少一种。
在其中的一些实施方式中，所述无机酸包括盐酸、氢氟酸或硝酸中的至少一种，优选为盐酸；和/或，所述溶剂包括甲醇、乙醇、乙二醇、正丙醇或异丙醇中的至少一种，优选为乙醇。
作为本发明的又一方面，涉及一种如前所述的方法制备得到的表面活性剂型增稠剂。
作为本发明的又一方面，涉及一种如前所述的表面活性剂型增稠剂或者由前述的方法制备得到的表面活性剂型增稠剂在压裂液中的应用。
作为本发明的又一方面，涉及一种压裂液，所述压裂液包括如前所述的表面活性剂型增稠剂或者由前述的方法制备得到的表面活性剂型增稠剂。
在其中的一些实施方式中，所述压裂液为海水基压裂液，以所述海水基压裂液的总质量为基准，所述表面活性剂型增稠剂的含量为0.1wt％～2wt％，优选为0.2wt％～1wt％，更优选为0.3wt％～0.5wt％。
在其中的一些实施方式中，所述海水基压裂液包括以下质量百分含量的组分：表面活性剂型增稠剂0.2wt％～1wt％，反离子盐或无机盐0.05wt％～1wt％，余量为海水。
在其中的一些实施方式中，所述反离子盐或无机盐包括水杨酸钠、苯甲酸钠、磺基水杨酸钠、苯甲酸氢钾或氯化钾中的至少一种。
作为本发明的又一方面，涉及一种如前所述的压裂液的制备方法，所述方法包括：在搅拌状态下，将表面活性剂型增稠剂、反离子盐或无机盐依次加入至海水中，至完全均匀溶解，得到压裂液。
作为本发明的又一方面，涉及上述压裂液在油气开采中的应用。
作为本发明的又一方面，涉及一种油气开采方法，所述方法使用上述压裂液。
本申请的技术方案至少具有以下有益的效果：本申请采用结构为双子粘弹性表面活性剂作为增稠剂，使该增稠剂中具有酰胺基团、羟基和阳离子基团等结构，通过采用如上所示的结构式的表面活性剂型增稠剂，能具有较强的降低表面张力的能力，增黏效果明显，提高了耐温性和耐矿化度，可以满足海上压裂施工的需要。因此，本申请的表面活性剂型增稠剂能够用于配置压裂液尤其是海水基压裂液，能够使应用其的海水基压裂液具有很高的耐温能力，很高的耐矿化度，能减少淡水资源的利用，缓解淡水资源不足或现有海水基压裂液存在的耐矿化度或耐温性差的问题，对于降低海上压裂成本、提高压裂施工效率具有重要意义。
本申请的表面活性剂型增稠剂的制备方法所采用的原料来源广泛、容易获得、成本较低、安全性好，制备过程简单、易行，反应条件温和，适合大规模工业化生产，且通过该方法制得的表面活性剂型增稠剂具有较好的增粘性能、较强的耐温性能以及较强的耐矿化度。
本申请实施例的额外层面及优点将部分地在后续说明中描述、显示、或是经由本申请实施例的实施而阐释。
具体实施方式
下面结合具体实施例，进一步阐述本申请。应理解，本申请的这些实施例仅用于说明本申请而不用于限制本申请的范围。
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值或单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本文中，如无特别说明，以下实施例中使用的试剂或仪器均可市售获得。
在具体实施方式及权利要求书中，关于碳原子数(也称碳数)的表述即大写字母“C”后面的数字，例如“C10～C25”、“C15～C22”等中，“C”后面的数字10、15、22、25表示具体官能团中的碳数。即，官能团分别可包括10～25个碳原子和15～22个碳原子。
在本文中，术语“卤素”涵盖氟(F)、氯(Cl)、溴(Br)、碘(I)；优选的，卤素选自Cl。术语“烃基”涵盖饱和烃基和不饱和烃基，如可以为烷基、烯基或烃基；优选为烷基或烯基。其中的烷基可以是直链烷基基团或具有支链的烷基基团，烯基可以是直链烯基基团或具有支链的烯基基团。
根据本发明的一个方面，提供一种表面活性剂型增稠剂。在一些实施例中，所述表面活性剂型增稠剂的结构式如下：
其中，R1和R2相同或不同，各自独立地选自烃基；X相同或不同，选自卤素。
本发明的表面活性剂型增稠剂具有很高的耐温性能，很高的耐矿化度高，能够采用海水直接配制压裂液，可以在矿化度达到150000mg/L的高矿化度的海水中形成胶束体，使溶液呈现出良好的粘弹性，使用其配制的海水基压裂液的耐温性可达到120℃。本发明的发明人发现，这可能是由于，采用结构为双子粘弹性表面活性剂作为增稠剂，使该增稠剂中具有酰胺基团、羟基和阳离子基团等结构，通过采用如上所示的结构式的表面活性剂型增稠剂，能具有较强的降低表面张力的能力，增黏效果明显，具有较佳的耐盐能力，提高了耐温性和耐矿化度。相较于常规的海水基压裂液在约15000mg/L的矿化度下会发生相分离等现象，采用本发明的表面活性剂型增稠剂的耐矿化度能力可达到常规增稠剂的至少10倍。此外，由于采用如上所示的结构式的表面活性剂型增稠剂，使得使用其配置的海水基压裂液在高温下(如120℃)仍具有良好的表观粘度，流变性能优异，具有优异的黏弹性和悬浮支撑作用，满足现场施工对海水基压裂液的粘度要求。
在一些实施例中，上述结构式中，R1和R2相同，也即R1和R2采用相同的基团结构，R1和R2均选自C10～C25的饱和烃基或C10～C25的不饱和烃基。优选的，R1和R2均选自C15～C22的不饱和烃基。更优选的，R1和R2均选自C17～C21的不饱和烃基。
在一些实施例中，所述R1和R2均选自芥酸的疏水碳链或油酸的疏水碳链。优选的，R1和R2均选自芥酸的疏水碳链。
其中，芥酸的疏水碳链的结构式如下：
其中，油酸的疏水碳链的结构式如下：
采用上述基团结构的R1和R2有助于提高增稠剂结构的稳定性，当R1和R2中的碳原子数过多或过少时，容易导致增稠剂结构的不稳定；此外，采用上述含有不饱和双键的疏水链的R1和R2的基团结构能使合成结构的水溶性更佳。
在一些实施例中，X采用相同的基团，X选自Br或Cl。优选的，X选自Cl。
根据本发明的另一个方面，提供一种表面活性剂型增稠剂的制备方法。在一些实施例中，所述表面活性剂型增稠剂的制备方法，包括如下步骤：
将N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和溶剂混合均匀，加热反应，得到中间体；
向所述中间体中加入有机酸酰胺丙基二甲胺，回流反应，得到所述表面活性剂型增稠剂。
该表面活性剂型增稠剂的制备方法与前述表面活性剂型增稠剂是基于同一发明构思的，该制备方法可用于制备所述的表面活性剂型增稠剂。因此，所制得的表面活性剂型增稠剂的结构，可参照前述关于表面活性剂型增稠剂的阐述，在此不再赘述。
本发明实施例提供的表面活性剂型增稠剂的制备方法，采用N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺作为反应原料，并在溶剂的存在下进行反应，具有原料来源广泛、容易获取、价格低廉、安全等特点，且该方法制备过程简单，易于控制，可行性高，容易操作，反应条件温和，相较于现有的增稠剂的制备方法，本发明优化了反应原料，简化了操作过程，降低了制备成本，适合于工业化规模生产。并且，通过该方法制得的表面活性剂型增稠剂具有较好的增粘性能、较强的耐温性能以及较强的耐矿化度。
在一些实施例中，将N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和溶剂混合后进行搅拌使各物料混合均匀，以得到均匀的溶液，再在加热条件下进行加热反应，其中N,N'-二甲基-1,3-丙二胺和环氧卤代烷在无机酸(可作为催化剂)和溶剂的作用下进行反应，可得到中间体。其中搅拌可以按照本领域常规的方式进行即可。加热反应也可以按照本领域常规的方式进行，例如将物料搅拌混合均匀之后，缓慢升温至所需温度，并在该温度下反应一段时间，所述加热反应的条件可以没有特别的限定，均能得到效果较好的表面活性剂型增稠剂产品。但是本申请的发明人发现，当控制加热反应的条件在特定的范围时，可以有效地提高所得表面活性剂型增稠剂的性能，优选地，所述加热反应的条件包括：加热反应的温度为40～50℃，加热反应的时间为4h～6h。更优选地，加热反应的温度为42～48℃，加热反应的时间为4.5h～5.5h。在一些具体的实施方式中，加热反应的温度例如可以为40℃、42℃、44℃、45℃、46℃、48℃、50℃等；加热反应的时间例如可以为4h、4.5h、5h、5.5h、6h等。
在一些实施例中，向中间体中加入有机酸酰胺丙基二甲胺之后，使该中间体与有机酸酰胺丙基二甲胺进行回流反应。其中回流反应可以按照本领域常规的方式进行即可。所述回流反应的条件可以没有特别的限定，均能得到效果较好的表面活性剂型增稠剂产品。但是本申请的发明人发现，当控制回流反应的条件在特定的范围时，可以有效地提高所得表面活性剂型增稠剂的性能，优选地，所述回流反应的条件包括：回流反应的时间为8h～10h。更优选地，回流反应的时间为8.5h～9.5h。在一些具体的实施方式中，回流反应的时间例如可以为8h、8.5h、9h、9.5h、10h等。
在一些实施例中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：(1.5～5)：(1.2～4)：(1.5～5)。优选地，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：(2～2.4)：(2～2.2)：(2～2.4)。在一些具体的实施方式中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比例如可以为1：2：2：2、1：2.2：2.1：2.3、1：2.4：2.2：2.4、1：2.3：2.1：2.2、1：1.8：1.5：2、1：3：2.5：2.8、1：3.3：2.8：3等。
在一些实施例中，以所述N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸、溶剂和有机酸酰胺丙基二甲胺的总质量为基准，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的总投加量为40wt％～50wt％，溶剂的投加量为50wt％～60wt％。也即，以反应体系的总质量为基准，其中反应物的总投加量为40wt％～50wt％，其余的为溶剂的投加量，即溶剂的投加量为50wt％～60wt％。其中的反应物中各物料的摩尔比如前所述。在一些具体的实施方式中，反应物的总投加量例如可以为40wt％、41wt％、42wt％、43wt％、44wt％、45wt％、46wt％、47wt％、48wt％、49wt％、50wt％等，溶剂的投加量例如可以为50wt％、51wt％、52wt％、53wt％、54wt％、55wt％、56wt％、57wt％、58wt％、59wt％、60wt％等。
经过本申请的发明人对N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸、溶剂和有机酸酰胺丙基二甲胺的用量的多次筛选，发现采用采用上述范围内的各物料的摩尔比以及总投加量，可以获得更佳的效果，有助于提高产品的产率，获得效果更好的表面活性剂型增稠剂产品。
根据本发明的表面活性剂型增稠剂，所述环氧卤代烷可以为各种常规的用于表面活性剂型增稠剂中的环氧卤代烷。为了实现更好的配合从而使压裂液具有更好的耐温性能、耐矿化度性能等，在一些优选的实施例中，所述环氧卤代烷包括环氧氯丙烷或环氧溴丙烷中的至少一种，或者也可以为环氧氯丁烷等。环氧卤代烷可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。优选地，所述环氧卤代烷为环氧氯丙烷。在一些优选的实施例中，所述有机酸酰胺丙基二甲胺包括芥酸酰胺丙基二甲胺或油酸酰胺丙基二甲胺中的至少一种。优选地，所述有机酸酰胺丙基二甲胺为芥酸酰胺丙基二甲胺。
根据本发明的表面活性剂型增稠剂，无机酸可以采用各种常见的无机酸。为了实现更好的配合从而使压裂液具有更好的耐温性能、耐矿化度性能或提高反应效率等，在一些优选的实施例中，所述无机酸包括盐酸、氢氟酸或硝酸中的至少一种。无机酸可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。优选地，无机酸为盐酸。
根据本发明的表面活性剂型增稠剂，所述溶剂可以为各种常规的用于表面活性剂型增稠剂中的溶剂。为了实现更好的配合从而使压裂液具有更好的耐温性能、耐矿化度性能等，在一些优选的实施例中，所述溶剂可以为醇类溶剂，进一步可以为甲醇、乙醇、乙二醇、正丙醇或异丙醇中的至少一种。溶剂可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。优选地，溶剂为乙醇或乙二醇；更优选地，溶剂为乙醇。
在一些具体的实施方式中，所述表面活性剂型增稠剂的制备方法包括：
将N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和乙醇混合后进行搅拌，使其混合均匀，在40～50℃的温度下进行加热反应，加热反应的时间为4h～6h，得到中间体；
向所述中间体中加入芥酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应，回流反应的时间为8h～10h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和芥酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：(2～2.4)：(2～2.2)：(2～2.4)。以所述N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸、乙醇和芥酸酰胺丙基二甲胺的总质量为基准，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和芥酸酰胺丙基二甲胺的总投加量为40wt％～50wt％，乙醇的投加量为50wt％～60wt％。
所制得的表面活性剂型增稠剂的结构式如下：
其中，R1和R2均为芥酸的疏水碳链；X为Cl。
在本发明的又一个方面，提供一种如前所述的表面活性剂型增稠剂在压裂液中的应用。
在本发明的又一个方面，提供一种压裂液。在一些实施例中，所述压裂液包括如前所述的表面活性剂型增稠剂。
本发明所述压裂液可以为本领域熟知的各种压裂液，考虑到本发明的表面活性剂型增稠剂的作用，优选情况下，压裂液可以为海水基压裂液。采用本发明的表面活性剂型增稠剂具有良好的耐温性能和耐矿化度性能，能够直接采用海水配制压裂液，可减少淡水资源的利用。
在一些实施例中，所述压裂液为海水基压裂液。该海水基压裂液可以为本领域常规的各种海水基压裂液体系，只要向这些常规的海水基压裂液体系中添加入本发明的表面活性剂型增稠剂。在本发明实施例中，所述海水基压裂液中的所述表面活性剂型增稠剂的含量没有特别的限定，可以按照本领域常规的向海水基压裂液中加入表面活性剂型增稠剂的用量即可。优选地，在一些实施例中，以海水基压裂液的总质量为基准，所述表面活性剂型增稠剂的含量为0.1wt％～2wt％，优选为0.2wt％～1wt％，更优选为0.3wt％～0.5wt％，例如可以为0.1wt％、0.2wt％、0.3wt％、0.4wt％、0.5wt％、0.6wt％、1wt％等。本发明可以降低表面活性剂型增稠剂的用量，降低成本。
在一些实施例中，海水基压裂液还可加入本领域技术人员所熟知的各种添加剂，其包括但不必要限于：反离子盐或无机盐。
具体地，在一些实施例中，所述海水基压裂液包括以下质量百分含量的组分：表面活性剂型增稠剂0.2wt％～1wt％，反离子盐或无机盐0.05wt％～1wt％，余量为海水。
更具体地，在一些实施例中，所述海水基压裂液包括以下质量百分含量的组分：表面活性剂型增稠剂0.3wt％～0.5wt％，反离子盐或无机盐0.1wt％～0.2wt％，余量为海水。
根据本发明的海水基压裂液，所述反离子盐或无机盐可以为本领域中各种常规的用于海水基压裂液中的反离子盐或无机盐。为了实现更好的配合从而使海水基压裂液具有更好的耐温性能和耐矿化度能力等，在一些优选的实施例中，所述反离子盐或无机盐包括水杨酸钠、苯甲酸钠、磺基水杨酸钠、苯甲酸氢钾或氯化钾中的至少一种。反离子盐或无机盐可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。更优选地，所述反离子盐或无机盐为水杨酸钠。
在本申请的又一个方面，提供一种压裂液的制备方法。所述压裂液的制备方法可以用于制备如前所述的压裂液，所述制备方法包括如下步骤：在搅拌状态下，将表面活性剂型增稠剂、反离子盐或无机盐依次加入至海水中，至完全均匀溶解，得到压裂液。
该压裂液的制备方法可以采用常规的压裂液制备方法，只需将各物料溶于海水中，搅拌至完全均匀溶解即可，操作简单，容易实现。
在本申请的又一个方面，涉及上述压裂液在油气开采中的应用。
在本申请的又一个方面，涉及一种油气开采方法，所述方法使用上述压裂液。
为充分说明本发明提供的表面活性剂型增稠剂、压裂液的相关性能，便于理解本发明，本发明进行了多组实验验证。下面结合具体实施例，对本发明作进一步说明。本领域的技术人员将理解，本发明中描述的仅是部分实例，其他任何合适的具体实例均在本发明的范围内。
实施例1～7用于说明本发明提供的表面活性剂型增稠剂的制备方法。
实施例1
向反应容器中加入N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和乙醇，搅拌，使其混合均匀形成均一溶液，缓慢升温至40℃进行加热反应，加热反应4h后，得到中间体；向中间体中加入芥酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应8h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和芥酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：2：2：2。其中反应物的总投加量占反应体系的40wt％，其余的为溶剂乙醇的投加量。
实施例2
向反应容器中加入N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和乙醇，搅拌，使其混合均匀形成均一溶液，缓慢升温至50℃进行加热反应，加热反应5h后，得到中间体；向中间体中加入芥酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应10h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和芥酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：2.2：2.1：2.3。其中反应物的总投加量占反应体系的45wt％，其余的为溶剂乙醇的投加量。
实施例3
向反应容器中加入N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和乙醇，搅拌，使其混合均匀形成均一溶液，缓慢升温至45℃进行加热反应，加热反应5h后，得到中间体；向中间体中加入芥酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应9h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和芥酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：2.4：2.2：2.4。其中反应物的总投加量占反应体系的50wt％，其余的为溶剂乙醇的投加量。
实施例4
向反应容器中加入N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和乙醇，搅拌，使其混合均匀形成均一溶液，缓慢升温至50℃进行加热反应，加热反应5h后，得到中间体；向中间体中加入芥酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应8h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和芥酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：2.3：2.1：2.2。其中反应物的总投加量占反应体系的40wt％，其余的为溶剂乙醇的投加量。
实施例5
向反应容器中加入N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和乙醇，搅拌，使其混合均匀形成均一溶液，缓慢升温至45℃进行加热反应，加热反应4h后，得到中间体；向中间体中加入芥酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应9h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和芥酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：2.1：2.2：2.1。其中反应物的总投加量占反应体系的45wt％，其余的为溶剂乙醇的投加量。
实施例6
向反应容器中加入N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧溴丙烷、氢氟酸和乙醇，搅拌，使其混合均匀形成均一溶液，缓慢升温至42℃进行加热反应，加热反应6h后，得到中间体；向中间体中加入油酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应9h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丁烷、氢氟酸和油酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：2：3：2.5。其中反应物的总投加量占反应体系的45wt％，其余的为溶剂乙醇的投加量。
实施例7
向反应容器中加入N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧溴丙烷、盐酸和乙二醇，搅拌，使其混合均匀形成均一溶液，缓慢升温至50℃进行加热反应，加热反应5h后，得到中间体；向中间体中加入油酸酰胺丙基二甲胺，进行回流反应10h，得到所述表面活性剂型增稠剂。
其中，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧氯丙烷、盐酸和油酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：2.6：2.4：3。其中反应物的总投加量占反应体系的40wt％，其余的为溶剂乙醇的投加量。
应用实施例1～9用于说明本发明提供的表面活性剂型增稠剂在海水基压裂液中的效果。
应用实施例1～7
海水基压裂液包括如下重量百分比的组分：
实施例1～7制备的表面活性剂型增稠剂0.3wt％，水杨酸钠0.1wt％，余量为海水。
按照上述配方配置得到的海水基压裂液，分别记为压裂液A1～A7。
应用实施例8
海水基压裂液包括如下重量百分比的组分：
实施例1制备的表面活性剂型增稠剂0.2wt％，水杨酸钠0.15wt％，余量为海水。
按照上述配方配置得到的海水基压裂液，记为压裂液A8。
应用实施例9
海水基压裂液包括如下重量百分比的组分：
实施例1制备的表面活性剂型增稠剂0.4wt％，磺基水杨酸钠0.2wt％，余量为海水。
按照上述配方配置得到的海水基压裂液，记为压裂液A9。
应用对比例1～2
应用对比例与1和2与应用实施例1基本相同，相同之处不再赘述，不同之处在于：
应用对比例1加入了0.3wt％的现有的表面活性剂类增稠剂(烷基溴化铵类粘弹性表面活性剂)；应用对比例1的压裂液记为D1。
应用对比例2加入了0.3wt％的现有的聚合物类增稠剂(聚丙烯酰胺类增稠剂)；应用对比例2的压裂液记为D2。
性能测试
本发明中对应用实施例1～9的压裂液A1～A9以及应用对比例1～2的压裂液D1～D2进行了相关性能测试。
测试方法按照标准SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》、SY/T5107-2005《水基压裂液性能评价方法》等进行性能评价，测试结果见下表1。
表1 压裂液性能
从表1的数据可以看出，采用本发明实施例的表面活性剂型增稠剂用海水直接配制压裂后，耐温达到120℃，剪切后粘度均＞30mPa.s，残渣＜50mg/L，表张＜25mN/m，界张＜2mN/m，岩心伤害小于15％，均符合标准要求。
本发明未详细说明部分为本领域技术人员公知技术。
需要说明的是，本文中使用的术语“和/或”或者“/”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。在本发明实施例和所附权利要求书中所使用的单数形式的“一种”、“所述”和“该”也旨在包括多数形式，除非上下文清楚地表示其他含义。
在具体实施方式及权利要求书中，由术语“中的至少一者”、“中的至少一个”、“中的至少一种”或其他相似术语所连接的项目的列表可意味着所列项目的任何组合。例如，如果列出项目A、B，那么短语“A、B中的至少一者”意味着仅A；仅B；或A及B。在另一实例中，如果列出项目A、B、C，那么短语“A、B、C中的至少一者”意味着仅A；或仅B；仅C；A及B(排除C)；A及C(排除B)；B及C(排除A)；或A、B及C的全部。项目A可包含单个元件或多个元件。项目B可包含单个元件或多个元件。项目C可包含单个元件或多个元件。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (20)
1.一种表面活性剂型增稠剂，其特征在于，所述表面活性剂型增稠剂如式(1)所示：
其中，R1和R2相同或不同，各自独立地选自烃基；
X相同或不同，选自卤素。
2.根据权利要求1所述的表面活性剂型增稠剂，其特征在于，所述R1和R2相同，均选自C10～C25的饱和烃基或C10～C25的不饱和烃基，优选为C15～C22的不饱和烃基。
3.根据权利要求2所述的表面活性剂型增稠剂，其特征在于，所述R1和R2选自芥酸的疏水碳链或油酸的疏水碳链，优选为芥酸的疏水碳链。
4.根据权利要求1-3任一项所述的表面活性剂型增稠剂，其特征在于，所述X选自Br或Cl，优选为Cl。
5.一种表面活性剂型增稠剂的制备方法，其特征在于，所述方法包括：
将N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和溶剂混合均匀，加热反应，得到中间体；
向所述中间体中加入有机酸酰胺丙基二甲胺，回流反应，得到所述表面活性剂型增稠剂。
6.根据权利要求5所述的表面活性剂型增稠剂的制备方法，其特征在于，所述加热反应的温度为40～50℃，所述加热反应的时间为4h～6h。
7.根据权利要求5所述的表面活性剂型增稠剂的制备方法，其特征在于，所述回流反应的时间为8h～10h。
8.根据权利要求5所述的表面活性剂型增稠剂的制备方法，其特征在于，所述N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的摩尔比为1：(1.5～5)：(1.2～4)：(1.5～5)，优选为1：(2～2.4)：(2～2.2)：(2～2.4)。
9.根据权利要求5所述的表面活性剂型增稠剂的制备方法，其特征在于，以所述N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸、溶剂和有机酸酰胺丙基二甲胺的总质量为基准，N,N'-二甲基-1,3-丙二胺、环氧卤代烷、无机酸和有机酸酰胺丙基二甲胺的总投加量为40wt％～50wt％，溶剂的投加量为50wt％～60wt％。
10.根据权利要求5-9任一项所述的表面活性剂型增稠剂的制备方法，其特征在于，所述环氧卤代烷包括环氧氯丙烷或环氧溴丙烷中的至少一种，优选为环氧氯丙烷；
和/或，所述有机酸酰胺丙基二甲胺包括芥酸酰胺丙基二甲胺或油酸酰胺丙基二甲胺中的至少一种。
11.根据权利要求5-9任一项所述的表面活性剂型增稠剂的制备方法，其特征在于，所述无机酸包括盐酸、氢氟酸或硝酸中的至少一种，优选为盐酸；
和/或，所述溶剂包括甲醇、乙醇、乙二醇、正丙醇或异丙醇中的至少一种，优选为乙醇。
12.如权利要求5-11中任一项所述的方法制备得到的表面活性剂型增稠剂。
13.如权利要求1-4中任一项所述的表面活性剂型增稠剂或者由权利要求5-11中任一项所述的方法制备得到的表面活性剂型增稠剂在压裂液中的应用。
14.一种压裂液，其特征在于，所述压裂液包括如权利要求1-4中任一项所述的表面活性剂型增稠剂或者由权利要求5-11中任一项所述的方法制备得到的表面活性剂型增稠剂。
15.根据权利要求14所述的压裂液，其特征在于，所述压裂液为海水基压裂液，以所述海水基压裂液的总质量为基准，所述表面活性剂型增稠剂的含量为0.1wt％～2wt％，优选为0.2wt％～1wt％，更优选为0.3wt％～0.5wt％。
16.根据权利要求15所述的压裂液，其特征在于，所述海水基压裂液包括以下质量百分含量的组分：
表面活性剂型增稠剂0.2wt％～1wt％，反离子盐或无机盐0.05wt％～1wt％，余量为海水。
17.根据权利要求16所述的压裂液，其特征在于，所述反离子盐或无机盐包括水杨酸钠、苯甲酸钠、磺基水杨酸钠、苯甲酸氢钾或氯化钾中的至少一种。
18.如权利要求14-17任一项所述的压裂液的制备方法，其特征在于，所述方法包括：在搅拌状态下，将表面活性剂型增稠剂、反离子盐或无机盐依次加入至海水中，至完全均匀溶解，得到压裂液。
19.如权利要求14-17中任一项所述的压裂液在油气开采中的应用。
20.一种油气开采方法，其特征在于，所述方法使用如权利要求14-17中任一项所述的压裂液。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111663980.XA CN116410728B (zh) | 2021-12-31 | 2021-12-31 | 表面活性剂型增稠剂及其制备和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111663980.XA CN116410728B (zh) | 2021-12-31 | 2021-12-31 | 表面活性剂型增稠剂及其制备和应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116410728A true CN116410728A (zh) | 2023-07-11 |
| CN116410728B CN116410728B (zh) | 2024-09-17 |
Family
ID=87055070
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111663980.XA Active CN116410728B (zh) | 2021-12-31 | 2021-12-31 | 表面活性剂型增稠剂及其制备和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116410728B (zh) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2068122A1 (en) * | 1991-05-08 | 1992-11-09 | Thomas Brock | Water-based physically drying coating agents, manufacture and use thereof |
| WO2006001421A1 (ja) * | 2004-06-29 | 2006-01-05 | Dainippon Ink And Chemicals, Inc. | カチオン性ポリウレタン樹脂水分散体、それを含有してなるインクジェット受理剤、及びそれを用いてなるインクジェット記録媒体 |
| CN101880440A (zh) * | 2010-06-11 | 2010-11-10 | 新疆大学 | 一种新型纳米复合双网络水凝胶及制备方法 |
| JP2017052724A (ja) * | 2015-09-10 | 2017-03-16 | 花王株式会社 | 毛髪処理剤 |
| CN108047078A (zh) * | 2018-01-11 | 2018-05-18 | 西南石油大学 | 三子阳离子粘弹性表面活性剂及其制备方法、应用以及清洁压裂液 |
| CN108745197A (zh) * | 2018-05-16 | 2018-11-06 | 中国日用化学研究院有限公司 | 一种易降解的双子季铵盐及其制备方法 |
| CN109536155A (zh) * | 2018-12-19 | 2019-03-29 | 西南石油大学 | 耐盐型双子阳离子粘弹性表面活性剂及其制备方法以及耐盐性清洁压裂液 |
| CN110218557A (zh) * | 2019-07-01 | 2019-09-10 | 西南石油大学 | 耐盐型Gemini两性离子粘弹性表面活性剂以及高矿化度水基清洁压裂液的制备方法 |
| US20210380873A1 (en) * | 2020-06-08 | 2021-12-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents |
-
2021
- 2021-12-31 CN CN202111663980.XA patent/CN116410728B/zh active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2068122A1 (en) * | 1991-05-08 | 1992-11-09 | Thomas Brock | Water-based physically drying coating agents, manufacture and use thereof |
| WO2006001421A1 (ja) * | 2004-06-29 | 2006-01-05 | Dainippon Ink And Chemicals, Inc. | カチオン性ポリウレタン樹脂水分散体、それを含有してなるインクジェット受理剤、及びそれを用いてなるインクジェット記録媒体 |
| CN101880440A (zh) * | 2010-06-11 | 2010-11-10 | 新疆大学 | 一种新型纳米复合双网络水凝胶及制备方法 |
| JP2017052724A (ja) * | 2015-09-10 | 2017-03-16 | 花王株式会社 | 毛髪処理剤 |
| CN108047078A (zh) * | 2018-01-11 | 2018-05-18 | 西南石油大学 | 三子阳离子粘弹性表面活性剂及其制备方法、应用以及清洁压裂液 |
| WO2019136782A1 (zh) * | 2018-01-11 | 2019-07-18 | 西南石油大学 | 三子阳离子粘弹性表面活性剂及其制备方法、应用以及清洁压裂液 |
| CN108745197A (zh) * | 2018-05-16 | 2018-11-06 | 中国日用化学研究院有限公司 | 一种易降解的双子季铵盐及其制备方法 |
| CN109536155A (zh) * | 2018-12-19 | 2019-03-29 | 西南石油大学 | 耐盐型双子阳离子粘弹性表面活性剂及其制备方法以及耐盐性清洁压裂液 |
| CN110218557A (zh) * | 2019-07-01 | 2019-09-10 | 西南石油大学 | 耐盐型Gemini两性离子粘弹性表面活性剂以及高矿化度水基清洁压裂液的制备方法 |
| US20210380873A1 (en) * | 2020-06-08 | 2021-12-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| WANG, LY; FANG, B AND YANG, M: "Rheology of novel self-thickening cationic gemini surfactant solutions", JOURNAL OF DISPERSION SCIENCE AND TECHNOLOGY, vol. 39, no. 2, 31 December 2018 (2018-12-31), pages 287 - 291 * |
| 王嘉欣;唐善法;赵成洋;蒲明政;樊英凯;郑雅慧: "磺酸盐Gemini表面活性剂的合成及性能研究", 现代化工, vol. 38, no. 08, 15 August 2018 (2018-08-15), pages 117 - 120 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116410728B (zh) | 2024-09-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108047078B (zh) | 三子阳离子粘弹性表面活性剂及其制备方法、应用以及清洁压裂液 | |
| CN110218557A (zh) | 耐盐型Gemini两性离子粘弹性表面活性剂以及高矿化度水基清洁压裂液的制备方法 | |
| CN103113875B (zh) | 一种水基压裂液增稠剂及其制备方法 | |
| CN110317600A (zh) | 一种悬浮乳液型滑溜水降阻剂及其制备方法 | |
| CN112812076B (zh) | 一种双磺酸基表面活性剂、清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN103275692A (zh) | 海水基压裂液 | |
| CN116410728B (zh) | 表面活性剂型增稠剂及其制备和应用 | |
| CN102344793A (zh) | 一种增稠剂及其制备方法 | |
| CN104774660B (zh) | 一种萘系水煤浆添加剂及其制备方法 | |
| CN105985763A (zh) | 一种低胍胶浓度的加重压裂液 | |
| CN110951475A (zh) | 耐超高温低粘度低腐蚀乳化剂、乳化酸体系及其制备方法 | |
| CN113548987A (zh) | 双子两性黏弹性表面活性剂及其制备方法、应用及压裂液 | |
| CN113667466A (zh) | 一种基于改性聚丙烯酰胺的超分子压裂液及其制备方法 | |
| CN105820805A (zh) | 一种油田清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN110776901A (zh) | 一种压裂用的环保减阻剂及其制备方法 | |
| CN109575904B (zh) | 一种海水基压裂液及其制备方法和用途 | |
| CN111073620A (zh) | 一种表面活性剂组合物 | |
| CN114456200B (zh) | 一种以pamam为核的球形纳米有机硼交联剂及其制备方法和压裂液冻胶 | |
| CN106566510B (zh) | 一种三元复合驱组合物及其在化学驱中的应用 | |
| CN117903080A (zh) | 一种稠油降粘剂及其制备方法 | |
| WO2022124287A1 (ja) | 坑井酸処理液用増粘剤及びそれを用いた坑井酸処理液 | |
| CN102701998B (zh) | 一种季铵盐起泡剂的制备方法 | |
| CN116063585B (zh) | 一种改性耐温胍胶及其制备方法 | |
| CN109985564B (zh) | 含脂肪酸型表面活性剂的混合体系及其制备方法 | |
| CN118146446B (zh) | 一种压裂液稠化剂及其制备方法 |
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 |