CN117487535A - 一种压裂酸化起泡助排剂的制备工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及石油勘探技术领域，且公开了一种压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，含氟甜菜碱表面活性剂与制备的纳米微乳液复配后，纳米级乳液滴的表面活性剂体系通过减小表面张力、提高接触角，减弱了储层对压裂液的吸附作用，降低了孔隙毛细管力，促进压裂液从致密岩心中排出；同时能降低地层岩石与外来流体的界面张力，减少与管壁的摩擦阻力，有利于压裂液的高效返排，改善压裂酸化作业效果；选用生物降解性好的短氟碳链原料作为压裂酸化起泡助排剂的合成原料，避免长氟碳链的降解困难、持久性生物累积等问题，具有使用量少、助排率高、配伍性佳、热稳定性好的特点，对环境保护有一定的意义。
Description
技术领域
本发明涉及石油勘探技术领域，具体为一种压裂酸化起泡助排剂的制备工艺。
背景技术
随着油田的进一步开发，油藏地质条件日益复杂，对于非常规致密砂岩层，大规模水力压裂、酸化是油气井增产的主要手段，但需要将井内返排液快速排出地面，通常情况下依靠地层自身压力将返排液快速排到地面，当地层压力逐渐减弱，井内返排液返排速度明显降低，大量压裂液易在地层中因毛细管阻力形成水锁无法排出，酸化作业后，酸岩反应过程中随着酸液的不断消耗和滞留时间的延长，会造成侵入带地层含水饱和度增加、液锁和油相渗透率降低，降低压裂作业的效果并最终影响储层的产能，因此及时高效地返排出措施流体尤为重要。
为提高残酸的返排率，避免对地层造成伤害，经济有效的方法是向酸液中添加助排剂，即降低毛细管阻力，清除地层堵塞，是提高返排量既经济又方便的方法，但是常规单一助排剂的助排性能有限，无法及时有效地到达致密岩石孔隙中；用普通的添加剂如醇类来防水锁和提高压裂液返排率，会被储层及支撑剂很快吸附，助排效果不明显；现有助排剂体系中，效果最佳的是含氟类表面活性剂，这类表面活性剂耐酸、耐盐、耐高温，即使在浓酸和高矿化度的条件下，仍能有效地降低表面张力、界面张力，使得入井流体易于从地层返排，但是在常用的氟碳表面活性剂普遍含有较长的氟碳链，存在降解困难、持久性生物累积等问题。
对于特低渗地层，岩石毛管半径一般比常规油气地层低，毛管力大大增加，压裂液返排困难，单纯通过降低表界面张力提高返排率的方法受到限制。因此，本发明通过从氟碳原料的选择入手，选用生物降解性好的短氟碳链原料作为含氟甜菜碱表面活性剂的合成原料，与纳米微乳液进行复配，制备出表面张力低、润湿性能好的压裂酸化起泡助排剂，具有添加量少，助排率高的特点。
发明内容
为了克服现有技术存在的上述问题，本发明提供了一种压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，解决了现有助排剂助排率低、热稳定性不佳的问题。
为了实现上述目的，本发明采用了以下技术方案：
一种压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，所述制备工艺包括以下步骤：向反应烧瓶中加入白油、异丙醇、辅助表面活性剂和去离子水，在温度为60-80℃，转速为800-1200r/min下搅拌10-30min，形成透明均一相后，得到纳米微乳液，接着加入含氟甜菜碱表面活性剂和烷基酚聚氧乙烯醚APEO，继续搅拌20-40min，冷却至室温，得到压裂酸化起泡助排剂。
进一步的，所述辅助表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、脂肪酸甲酯磺酸钠、椰油酰胺甲基硫磺酸钠、脂肪酰基谷氨酸盐中的任意一种。
进一步的，所述各物质的比例为：白油:异丙醇:辅助表面活性剂:去离子水:含氟甜菜碱表面活性剂:烷基酚聚氧乙烯醚APEO=100g:5-10g:10-30g:100-300g:2-10g:5-25g。
进一步的，所述含氟甜菜碱表面活性剂的制备工艺包括以下步骤：
S1、向氮气保护的反应瓶中加入2,2'-二氨基-N-甲基二乙胺、氢氧化钾和1,4-二氧六环，搅拌分散，在冰水浴下缓慢滴加五氟丙酰氯，搅拌反应，反应结束后，过滤，二甲苯重结晶，干燥后得到中间体1。制备工艺如下：
；
S2、向氮气保护的反应瓶中加入氢化钠和四氢呋喃，搅拌分散，加入1,4-二溴-2,3-丁二醇和1,3-丙烷磺内酯，搅拌反应，反应结束后，乙酸乙酯和去离子水萃取，有机相浓缩，乙醇重结晶，过滤，干燥后得到中间体2。制备工艺如下：
；
S3、向反应瓶中加入丙酮和水的混合溶剂、氢氧化钠，搅拌溶解，加入中间体1和中间体2，反应结束后，冷却至室温，盐酸调节pH至6-7，析出沉淀，过滤，滤液浓缩，干燥后得到含氟甜菜碱表面活性剂。制备工艺如下：
。
进一步的，所述步骤S1中各物质的比例为：2,2'-二氨基-N-甲基二乙胺:氢氧化钾:五氟丙酰氯=1g:0.1-0.25g:3.5-4.5g。
进一步的，所述步骤S1中反应温度为70-90℃，反应时间为2-6h。
进一步的，所述步骤S2中各物质的比例为：氢化钠:1,4-二溴-2,3-丁二醇:1,3-丙烷磺内酯=0.22-0.3g:1g:1.05-1.25g。
进一步的，所述步骤S2中反应温度为55-70℃，反应时间为16-24h。
进一步的，所述步骤S3中各物质的比例为：氢氧化钠:中间体1:中间体2=0.15-0.25g:1.7-2.2g:1g。
进一步的，所述步骤S3中反应温度为30-45℃，反应时间为3-8h。
由于采用以上技术方案，本发明的有益效果在于：
（1）本发明首先将2,2'-二氨基-N-甲基二乙胺和五氟丙酰氯发生缩合反应，得到中间体1，接着1,4-二溴-2,3-丁二醇和1,3-丙烷磺内酯在氢化钠的作用下，得到中间体2，然后中间体1和中间体2发生季铵化反应得到含氟甜菜碱表面活性剂，接着利用白油、异丙醇、辅助表面活性剂和去离子水合成纳米微乳液，并与含氟甜菜碱表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚APEO进行复配，得到压裂酸化起泡助排剂。
（2）本发明合成的含氟甜菜碱表面活性剂不仅具有常规含氟类表面活性剂耐酸、耐盐、耐高温的特点，与其他添加剂混合使用时，也具有良好的配伍性；含氟甜菜碱表面活性剂与制备的纳米微乳液复配后，纳米级乳液滴的表面活性剂体系通过减小表面张力、提高接触角，减弱了储层对压裂液的吸附作用，降低孔隙毛细管力，促进压裂液从致密岩心中排出，同时能降低地层岩石与外来流体的界面张力，减少入井液体与管壁的摩阻，有利于压裂液高效返排，减少油气层伤害，改善压裂酸化作业效果。
（3）纳米乳液挤入油气层后，微乳液滴穿透能力极强，能有效进入岩石微小孔隙，遇高温或者与地层水接触时，含氟甜菜碱表面活性剂从中释放，提高压裂液与地层的接触效率，降低储层的水锁效应；其结构中的甜菜碱具有发泡效果好、表面张力低的优势，并且能够有效防止结垢，从而在提高油气井压裂增产效果，拓展了其在油层埋藏深度深，地层温度高的环境下的使用；同时选用生物降解性好的短氟碳链原料作为压裂酸化起泡助排剂的合成原料，避免长氟碳链的降解困难、持久性生物累积等问题，具有使用量少且助排效果明显的特点，对环境保护有一定的意义。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下为具体实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用来限定本发明。
压裂酸化起泡助排剂的制备：
S1、向氮气保护的反应瓶中加入1g的2,2'-二氨基-N-甲基二乙胺、0.1-0.25g氢氧化钾和1,4-二氧六环，搅拌分散，在冰水浴下缓慢滴加3.5-4.5g五氟丙酰氯，在70-90℃反应2-6h后，过滤，二甲苯重结晶，干燥后得到中间体1。
S2、向氮气保护的反应瓶中加入0.22-0.3g氢化钠和四氢呋喃，搅拌分散，加入1g的1,4-二溴-2,3-丁二醇和1.05-1.25g的1,3-丙烷磺内酯，在55-70℃反应16-24h后，乙酸乙酯和去离子水萃取，有机相浓缩，乙醇重结晶，过滤，干燥后得到中间体2。
S3、向反应瓶中加入丙酮和水的混合溶剂、0.15-0.25g氢氧化钠，搅拌溶解，加入1.7-2.2g中间体1和1g中间体2，反应结束后，冷却至室温，盐酸调节pH至6-7，析出沉淀，过滤，滤液浓缩，干燥后得到含氟甜菜碱表面活性剂。
S4、向反应烧瓶中加入100g白油、5-10g异丙醇、10-30g十二烷基苯磺酸钠或脂肪酸甲酯磺酸钠或椰油酰胺甲基硫磺酸钠或脂肪酰基谷氨酸盐和100-300g去离子水，在温度为60-80℃，转速为800-1200r/min下搅拌10-30min，形成透明均一相后，得到纳米微乳液，接着加入2-10g含氟甜菜碱表面活性剂和5-25g烷基酚聚氧乙烯醚APEO，继续搅拌20-40min，冷却至室温，得到压裂酸化起泡助排剂。
实施例1
S1、向氮气保护的反应瓶中加入20g的2,2'-二氨基-N-甲基二乙胺、4g氢氧化钾和1,4-二氧六环，搅拌分散，在冰水浴下缓慢滴加78g五氟丙酰氯，在80℃反应5h后，过滤，二甲苯重结晶，干燥后得到中间体1。
S2、向氮气保护的反应瓶中加入3.9g氢化钠和四氢呋喃，搅拌分散，加入15g的1,4-二溴-2,3-丁二醇和18g的1,3-丙烷磺内酯，在65℃反应20h后，乙酸乙酯和去离子水萃取，有机相浓缩，乙醇重结晶，过滤，干燥后得到中间体2。
S3、向反应瓶中加入丙酮和水的混合溶剂、19g氢氧化钠，搅拌溶解，加入21g中间体1和10g中间体2，反应结束后，冷却至室温，盐酸调节pH至7，析出沉淀，过滤，滤液浓缩，干燥后得到含氟甜菜碱表面活性剂。
S4、向反应烧瓶中加入100g白油、8g异丙醇、15g辅助表面活性剂十二烷基苯磺酸钠和200g去离子水，在温度为70℃，转速为1000r/min下搅拌20min，形成透明均一相后，得到纳米微乳液，接着加入2g含氟甜菜碱表面活性剂和15g烷基酚聚氧乙烯醚APEO，继续搅拌40min，冷却至室温，得到压裂酸化起泡助排剂。
实施例2
本实施例与实施例1的区别在于，步骤S4中含氟甜菜碱表面活性剂的用量为4g，其他条件保持一致，得到压裂酸化起泡助排剂。
实施例3
本实施例与实施例1的区别在于，步骤S4中含氟甜菜碱表面活性剂的用量为6g，其他条件保持一致，得到压裂酸化起泡助排剂。
实施例4
本实施例与实施例1的区别在于，步骤S4中含氟甜菜碱表面活性剂的用量为8g，其他条件保持一致，得到压裂酸化起泡助排剂。
实施例5
本实施例与实施例1的区别在于，步骤S4中含氟甜菜碱表面活性剂的用量为10g，其他条件保持一致，得到压裂酸化起泡助排剂。
对比例1
本对比例与实施例1的区别在于，步骤S4中不加入含氟甜菜碱表面活性剂，其他条件保持一致，得到压裂酸化起泡助排剂。
对比例2
本对比例与实施例1的区别在于，步骤S4中用中间体2代替含氟甜菜碱表面活性剂，其他条件保持一致。
向反应烧瓶中加入100g白油、8g异丙醇、15g辅助表面活性剂十二烷基苯磺酸钠和200g去离子水，在温度为70℃，转速为1000r/min下搅拌20min，形成透明均一相后，得到纳米微乳液，接着加入2g中间体2和15g烷基酚聚氧乙烯醚APEO，继续搅拌40min，冷却至室温，得到压裂酸化起泡助排剂。
压裂酸化起泡助排剂的表面张力测试：在25℃下采用表面张力仪进行测试。界面张力采用超低界面张力仪进行测试。
接触角测试：在25℃下采用光学接触角测量仪测试压裂酸化起泡助排剂与岩石表面的接触角，将助排剂通过微型注射器缓慢滴在光滑平整的岩石表面，利用高速摄像机记录助排剂在岩石表面的铺展情况，使用切线法计算接触角值。
表1压裂酸化起泡助排剂的表面张力、界面张力和接触角测试
| 表面张力（mN/m） | 界面张力（mN/m） | 接触角（°） | |
| 实施例1 | 40.8 | 9.3 | 75.5 |
| 实施例2 | 29.0 | 6.1 | 79.3 |
| 实施例3 | 25.3 | 2.3 | 82.6 |
| 实施例4 | 18.2 | 1.2 | 85.1 |
| 实施例5 | 20.3 | 1.0 | 83.7 |
| 对比例1 | 72.7 | 20.6 | 52.3 |
| 对比例2 | 60.2 | 16.4 | 62.9 |
表面活性是影响毛细管压力大小的重要因素之一，毛细管压力随孔隙介质中流体的表面或界面张力的降低而减小。由上表测试数据可知，随着压裂酸化起泡助排剂中含氟甜菜碱表面活性剂用量的增加，其表面张力和界面张力值逐渐降低，实施例4的表面张力降至18.2mN/m，界面张力降至1.2mN/m，对比例1中未加入含氟甜菜碱表面活性剂，其表面张力为72.7mN/m，界面张力为20.6mN/m，对比例2中加入含磺酸基团的活性剂，磺酸盐具有表面张力低发泡助排效果好的特点，其表面张力为60.2mN/m，界面张力为16.4mN/m，表面活性有待进一步提升。
实施例1-5中由于纳米微乳液具有极强降低表面张力的能力，同时复配含氟甜菜碱表面活性剂的协同效应，使纳米微乳液助排剂整体上具有很强的表面活性，同时能降低地层岩石与外来流体的界面张力，减少入井液体与管壁的摩阻，有利于压裂液高效返排，减少油气层伤害，改善压裂酸化作业效果。
低表面张力对压裂液返排有重要影响，同时地层润湿性在助排作业中也起到较大作用，只有当储层岩石接近中性润湿时(接触角接近90°)时，毛细管压力趋近于零，既有助于残酸返排，又可消除地层润湿性对原油流动的不利影响；由表格测试数据可知，实施例1-5中的接触角均大于75°，润湿效果好，说明本发明制备的压裂酸化起泡助排剂通过降低表面张力和有效增大接触角达到高效助排目的。
助排率测试：参照Q/SH0054-2007《压裂酸化用助排剂技术要求》采用驱替装置进行助排率测试。
表2压裂酸化起泡助排剂的助排率测试
| 助排率（%） | |
| 实施例1 | 70.3 |
| 实施例2 | 73.6 |
| 实施例3 | 80.4 |
| 实施例4 | 84.3 |
| 实施例5 | 82.1 |
| 对比例1 | 38.7 |
| 对比例2 | 50.6 |
由上表测试数据可知，随着助排剂中含氟甜菜碱表面活性剂含量的增加，助排率得到较大提升，实施例4的助排率达到84.3%，具有良好的助排效果，且用量较少，对环境有一定的保护意义；对比例1中未加入含氟甜菜碱表面活性剂，其助排率仅为38.7%，表明对比例1中的辅助表面活性剂有一定的助排效果，对比例2的助排率为50.6%，但是不及实施例；这是因为实施例1-5中含氟甜菜碱表面活性剂与纳米微乳液形成复配体系，纳米微乳液进入油气层后，具有极强穿透能力的微乳液滴能有效进入岩石微小孔隙，遇高温或者与地层水接触时，含氟甜菜碱表面活性剂从中释放，提高压裂液与地层的接触效率，降低储层的水锁效应，并且能够有效防止结垢，从而在提高油气井压裂增产效果。
实施例6
本实施例将实施例4制备的压裂酸化起泡助排剂放置于120℃的密闭、隔氧高温烘箱中，热处理时间分别为24h、72h。
实施例7
本实施例将实施例4制备的压裂酸化起泡助排剂放置于150℃的密闭、隔氧高温烘箱中进行热处理，热处理时间分别为24h、72h。
实施例8
本实施例将实施例4制备的压裂酸化起泡助排剂放置于180℃的密闭、隔氧高温烘箱中，热处理时间分别为24h、72h。
实施例9
本实施例将实施例4制备的压裂酸化起泡助排剂放置于210℃的密闭、隔氧高温烘箱中，热处理时间分别为24h、72h。
热处理后将压裂酸化起泡助排剂在25℃下采用表面张力仪测试其表面张力。
表3热处理后的压裂酸化起泡助排剂的表面张力测试
由上表测试数据可知，实施例6在120℃恒温处理72h以内时，助排剂的表面张力随时间的增加而变化较小；实施例7中当温度高达150℃时，72h之内仍保持较高的表面活性，说明具有良好的耐温性能，热稳定性能较好；随着温度的进一步升高，表面活性有所降低，但是依然能够满足地层酸化压裂液返排的需要；这是因为含氟甜菜碱表面活性剂中的C-F键以及F原子对C-C链的有效屏蔽作用，各组分之间协同作用，使得助排剂具有独特的热稳定性和良好的耐温性能。
助排率测试：参照Q/SH0054-2007《压裂酸化用助排剂技术要求》采用驱替装置进行助排率测试。
表4热处理后的压裂酸化起泡助排剂的助排率测试
由上表测试数据可知，压裂酸化起泡助排剂经不同温度热处理不同时间后，助排率有所下降，实施例6和实施例7分别在120℃和150℃下热处理24h后，助排率仍在80%以上，热稳定性能较好；实施例8和实施例9分别在180℃和210℃下热处理72h后，助排率在60%以上，说明助排剂在高温环境下助排效果明显，进一步拓展了在高温油田中的使用范围。
当然，本发明还可有其它多种实施例，在不背离本发明精神及其实质的情况下，熟悉本领域的技术人员可根据本发明作出各种相应的改变和变形，但这些相应的改变和变形都应属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述制备工艺包括以下步骤：向反应烧瓶中加入白油、异丙醇、辅助表面活性剂和去离子水，在温度为60-80℃，转速为800-1200r/min下搅拌10-30min，形成透明均一相后，得到纳米微乳液，接着加入含氟甜菜碱表面活性剂和烷基酚聚氧乙烯醚APEO，继续搅拌20-40min，冷却至室温，得到压裂酸化起泡助排剂。
2.根据权利要求1所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述辅助表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、脂肪酸甲酯磺酸钠、椰油酰胺甲基硫磺酸钠、脂肪酰基谷氨酸盐中的任意一种。
3.根据权利要求1所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述各物质的比例为：白油:异丙醇:辅助表面活性剂:去离子水:含氟甜菜碱表面活性剂:烷基酚聚氧乙烯醚APEO=100g:5-10g:10-30g:100-300g:2-10g:5-25g。
4.根据权利要求1所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述含氟甜菜碱表面活性剂的制备工艺包括以下步骤：
S1、向氮气保护的反应瓶中加入2,2'-二氨基-N-甲基二乙胺、氢氧化钾和1,4-二氧六环，搅拌分散，在冰水浴下缓慢滴加五氟丙酰氯，搅拌反应，反应结束后，过滤，二甲苯重结晶，干燥后得到中间体1；
S2、向氮气保护的反应瓶中加入氢化钠和四氢呋喃，搅拌分散，加入1,4-二溴-2,3-丁二醇和1,3-丙烷磺内酯，搅拌反应，反应结束后，乙酸乙酯和去离子水萃取，有机相浓缩，乙醇重结晶，过滤，干燥后得到中间体2；
S3、向反应瓶中加入丙酮和水的混合溶剂、氢氧化钠，搅拌溶解，加入中间体1和中间体2，反应结束后，冷却至室温，盐酸调节pH至6-7，析出沉淀，过滤，滤液浓缩，干燥后得到含氟甜菜碱表面活性剂。
5.根据权利要求4所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述步骤S1中各物质的比例为：2,2'-二氨基-N-甲基二乙胺:氢氧化钾:五氟丙酰氯=1g:0.1-0.25g:3.5-4.5g。
6.根据权利要求4所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述步骤S1中反应温度为70-90℃，反应时间为2-6h。
7.根据权利要求4所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述步骤S2中各物质的比例为：氢化钠:1,4-二溴-2,3-丁二醇:1,3-丙烷磺内酯=0.22-0.3g:1g:1.05-1.25g。
8.根据权利要求4所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述步骤S2中反应温度为55-70℃，反应时间为16-24h。
9.根据权利要求4所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述步骤S3中各物质的比例为：氢氧化钠:中间体1:中间体2=0.15-0.25g:1.7-2.2g:1g。
10.根据权利要求4所述的压裂酸化起泡助排剂的制备工艺，其特征在于，所述步骤S3中反应温度为30-45℃，反应时间为3-8h。
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