CN118185612A - 一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂及其制备方法、应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂及其制备方法、应用，涉及油气藏开发技术领域。该助排剂包括Gemini表面活性剂和壳聚糖，所述Gemini表面活性剂通过羟基接枝到所述壳聚糖表面；所述Gemini表面活性剂的结构式如下：；其中，n为自然数。本发明还提供该助排剂的制备方法、应用。本申请提供的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂通过阳离子的疏水碳链、含氟表面活性剂的氟碳链以及壳聚糖纳米粒子协同增效，改变岩石表面的润湿性，提高压裂液的返排率。
Description
技术领域
本发明涉及储层改造技术领域，具体涉及一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂及其制备方法、应用。
背景技术
作为非常规油气资源，致密砂岩储层具有渗透率低、亲水性强、孔喉窄等特点。水锁伤害是低渗透致密砂岩气藏开采存在的普遍问题。减少水锁伤害的常见方法是使用表面活性剂或纳米粒子降低表面张力或改变岩石表面的润湿性。
通过溶液的表面吸附，表面活性剂可降低表面张力。通过在岩石表面吸附，表面活性剂也可以改变岩石表面的润湿性。Huang等人选取了两种阴离子表面活性剂、一种阳离子表面活性剂、一种离子液体、两种纳米流体（纳米Al2O3和纳米SiO2 ）以及一系列低共熔溶剂作为研究对象，比较了上述物质降低致密砂岩水锁伤害的程度（Spe ReservoirEvaluation & Engineering, 2020; 23: 1150-1158）。结果表明，尽管阴离子表面活性剂的表面张力低，但阴离子表面活性剂在带负电荷的砂岩表面的吸附较弱，因此降低水锁伤害的性能较差。而阳离子表面活性剂（C12TAB）可以同时降低表面张力和改变岩心润湿性，因此能显著降低水锁伤害。Li 等人采用阳离子表面活性剂/非离子氟表面活性剂溶液来减轻水锁伤害。上述表面活性剂混合物可在降低表面张力和改变润湿性方面表现出了优异的协同效应（Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020; 195: 15）。
但现有的表面活性剂对岩石表面的润湿性改变有限，难以明显的提高压裂液的返排率。
发明内容
本发明的目的之一在于提供一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，该助排剂可以改变岩石表面的润湿性，提高压裂液的返排率。
本发明还提供了基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法和应用。
为达到上述目的，本发明的方案如下：
一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，包括Gemini表面活性剂和壳聚糖，所述Gemini表面活性剂通过羟基接枝到所述壳聚糖表面；
所述Gemini表面活性剂的结构式如下：
；
其中，n为自然数。
进一步地，为了更好的实现本方案，n选自12~18中的自然数。
进一步地，为了更好的实现本方案，所述助排剂还包括含氟表面活性剂，所述含氟表面活性剂为含有羟基的非离子表面活性剂。
进一步地，为了更好的实现本方案，所述含氟表面活性剂选自N-乙醇全氟辛基磺酰胺、全氟辛基磺酰二乙醇胺、N-乙醇全氟癸基磺酰胺中的至少一种。
进一步地，为了更好的实现本方案，所述壳聚糖、Gemini表面活性剂和含氟表面活性剂的质量比为1:（0.1~1）:（0.2~1）。
进一步地，为了更好的实现本方案，所述壳聚糖的粒径为10~500 μm。
本发明还提供了基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，包括水热反应工序：混合Gemini表面活性剂、含氟表面活性剂和壳聚糖，使所述Gemini表面活性剂通过水热反应接枝到所述壳聚糖上。
进一步地，为了更好的实现本方案，在水热反应的体系中，Gemini表面活性剂和壳聚糖的浓度以质量分数计分别为（1: 0.1）~（1:1）。
进一步地，为了更好的实现本方案，所述水热反应的温度为160°C~ 240°C，反应时间为8~24小时。
本发明还提供了基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂或基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法制备得到的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂在油气藏压裂液中的应用。
有益效果：
本发明提供的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，选用的阳离子Gemini表面活性剂的分子结构中含有两个羟基，既可以通过静电作用，也可以通过羟基与壳聚糖表面的基团的化学反应进行疏水改性，因此改性效果更好，稳定性也更好，使其可以改变岩石表面的润湿性，进而提高压裂液的返排率。此外，利用阳离子Gemini表面活性剂和含氟表面活性剂对壳聚糖纳米粒子进行疏水修饰，同时也能有效降低表面张力，将亲水表面转变为中性润湿状态，降低水相渗透率；与表面活性剂相比，上述纳米粒子具有多吸附位点和高表面能，在岩石表面吸附更强，具有良好的润湿性能。通过阳离子的疏水碳链、含氟表面活性剂的氟碳链以及壳聚糖纳米粒子能够协同增效，显著改变岩石表面的润湿性；表面张力和润湿性的改变，能明显提高压裂液的返排率。
本发明提供的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法为了提高低伤害压裂液返排率，采用阳离子Gemini表面活性剂、含氟表面活性剂和壳聚糖粉末进行水热反应，得到对岩石润湿性良好、对压裂液返排率优化明显的助排剂，该制备方法简单、易于推广应用。
附图说明
图1为本发明提供的空白对照（未经处理的玻璃片）的玻璃片的水接触角的测试图；
图2为本发明提供的经实施例1所得到的助排剂改性的玻璃片的水接触角的测试图；
图3为本发明提供的经实施例1所得到的助排剂改性的玻璃片且耐冲刷测试后的玻璃片的水接触角的测试图。
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，以下结合实施例，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，并不用于限定本发明。
Gemini表面活性剂是一种新型表面活性剂，通过连接基团将两个或多个单链表面活性剂连接起来。与传统表面活性剂相比，Gemini表面活性剂表现出优异的表面性能。阳离子Gemini表面活性剂还会强烈吸附在负电的砂岩表面，从而显著改变岩石的润湿性。同时，利用含氟表面活性剂可获得疏水表面，这与含氟表面活性剂的疏水性有关。与表面活性剂相比，纳米粒子具有多吸附位点和高表面能，在岩石表面吸附更强，具有良好的润湿性能，可提高压裂液返排率。
本发明提供一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，包括Gemini表面活性剂和壳聚糖，所述Gemini表面活性剂通过羟基接枝到所述壳聚糖表面；
所述Gemini表面活性剂的结构式如下：
；
其中，n为自然数。
其中，本发明中所采用的壳聚糖表面含有羟基，其可以与上述含有两个羟基的Gemini表面活性剂在水热条件下发生反应，即：Gemini表面活性剂上的两个羟基与壳聚糖羟基反应，实现Gemini表面活性剂接枝到壳聚糖表面，改变壳聚糖表面的表面张力和亲水性；同时，由于Gemini表面活性剂含有三个负离子，其接枝到壳聚糖上后形成的粒子具有多吸附位点和高表面能，在岩石表面吸附更强，具有良好的润湿性能，更有利于压裂液返排率的提高。
优选地，n选自12~18中的自然数，进一步地，n优选为18。
在一些实施例中，所述助排剂还包括含氟表面活性剂，所述含氟表面活性剂为含有羟基的非离子表面活性剂，可以接枝到壳聚糖表面，使Gemini表面活性剂的疏水碳链、含氟表面活性剂的氟碳链可以与壳聚糖粒子协同增效，进一步改变岩石表面的润湿性。
在一些实施例中，为了更好的实现本方案，所述含氟表面活性剂选自N-乙醇全氟辛基磺酰胺、全氟辛基磺酰二乙醇胺、N-乙醇全氟癸基磺酰胺中的至少一种，优选为N-乙醇全氟辛基磺酰胺。
在一些实施例中，为了更好的实现本方案，所述壳聚糖、Gemini表面活性剂和含氟表面活性剂的质量比为1: （0.1~1）: （0.2~1），进一步优选为1:0.5:0.2。
在一些实施例中，所述壳聚糖的粒径为10~500 μm，优选为10~50 μm。
本发明还提供了基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，包括水热反应工序：混合Gemini表面活性剂、含氟表面活性剂和壳聚糖，使所述Gemini表面活性剂通过水热反应接枝到所述壳聚糖上。
在一些实施例中，在水热反应的体系中，Gemini表面活性剂和壳聚糖的浓度以质量分数计分别为（1:0.1）~（1:1）。水热反应的体系中所采用的溶剂为水，此处的水可以为纯水、自来水、去离子水或地层水，优选为地层水。
在一些实施例中，所述水热反应的温度为160°C~ 240°C，反应时间为8~24小时，优选为：在200°C反应12小时。
本发明还提供了基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂或基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法制备得到的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂在油气藏压裂液中的应用，其助排剂可以直接添加到压裂液中，也可以在压裂工程中单独注入，其注入量或者在压裂液中的添加量可以为0.1%~0.5%。
为了便于本领域技术人员更好的理解本方案的创新性，以下提供了一些实施例作为示例。
实施例1
本实施例提供一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，所采用的Gemini表面活性剂的结构如下：
；
其制备方法的步骤如下：
取10.0g粒径为100 μm的壳聚糖粉末、10 g碳链为C18的季铵盐类Gemini表面活性剂、2 g N-乙醇全氟辛基磺酰胺1000 g地层水，搅拌混合5 min，使其混合均匀，并置于设备中密封加热到160℃，保温并进行水热反应，反应24小时，得到助排剂。
实施例2
本实施例提供一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，步骤如下：
取10.0 g粒径为10 μm的壳聚糖粉末，1g碳链为C14的季铵盐类Gemini表面活性剂、10 g N-乙醇全氟辛基磺酰胺和1000 g地层水，搅拌混合5 min，使其混合均匀，并置于设备中密封加热到240°C，保温并进行水热反应，反应8小时，得到助排剂。
实施例3
本实施例提供一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，步骤如下：
取10.0 g粒径为500 μm的壳聚糖粉末，5 g碳链为C12的季铵盐类Gemini表面活性剂、2 g N-乙醇全氟辛基磺酰胺和1000 g地层水，搅拌混合5 min，使其混合均匀，并置于设备中密封加热到200°C，保温并进行水热反应，反应12小时，得到助排剂。
实施例4
本实施例相较于实施例1，其所采用的Gemini表面活性剂的结构如下：
；
其余步骤与实施例1相同，得到助排剂。
实施例5
本实施例相较于实施例1，其所采用的Gemini表面活性剂的结构如下：
；
其余步骤与实施例1相同，得到助排剂。
对比例1
本对比例相较于实施例1，其所采用的Gemini表面活性剂的结构如下所示：
；
其余步骤与实施例1相同，得到对比样品。
对比例2
本对比例相较于实施例1，不加入含氟表面活性剂，其余步骤与实施例1相同，得到对比样品。
对比例3
本对比例相较于实施例1，不加入Gemini表面活性剂，其余步骤与实施例1相同，得到对比样品。
对比例4
本对比例相较于实施例1，其采用的被改性粒子为纳米二氧化硅，其余步骤与实施例1相同，得到对比样品。
对比例5
本对比例相较于实施例，Gemini表面活性剂、含氟表面活性剂和壳聚糖的质量比为：2：2.5：1，其余步骤与实施例1相同，得到对比样品。
对比例6
本对比例相较于实施例1，其水热反应的温度为80℃，其余步骤与实施例1相同，得到对比样品。
此外，还分别采用十八烷基三甲基溴化铵（C18TAB）、十二烷基硫酸钠（SDS）和脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO-9）作为对照助排剂（对比例7~9）。
测试：
耐老化性能
将上述提供的助排剂、对比样品和对照助排剂分别利用水配置成质量分数为0.3%的溶液，加入到氯化钠浓度为60g/L、氯化钙10g/L的混合盐水中，得到混合溶液，并将玻璃片浸入混合溶液中，将上述浸有玻璃片的混合溶液置于可密封的高温反应釜，在90℃改性16小时，得到改性玻璃片。待混合溶液冷却后，采用表面张力仪和接触角测试仪分别在30℃下测试混合溶液的表面张力值和玻璃片表面的水滴接触角，参阅图1~图2。
耐冲刷性能：
将上述改性后的玻璃片浸入氯化钠浓度为60g/L、氯化钙10g/L的混合盐水中，并置于高温高压反应釜中在90℃下，以300 r/min的转速搅拌12小时，取出玻璃片干燥后测定玻璃片的接触角，参阅图3。
压裂液返排率
压裂液返排率采用压裂酸化用助排剂性能评价方法（SY/T 5755-2016）进行检测。
其测试结果如表1所示：
表1
| —— | 改性前玻璃片的水滴接触角（°） | 润湿调控后玻璃片的水滴接触角（°） | 耐冲刷测试后玻璃片的水滴接触角（°） | 90 ℃盐水中老化16 h后的表面张力值（mN/m） | 返排率（%） |
| 实施例1 | 25.7 | 91.7 | 88.3 | 21.4 | 87.8 |
| 实施例2 | 23.2 | 86.7 | 83.2 | 20.5 | 85.3 |
| 实施例3 | 24.6 | 78.3 | 75.7 | 21.3 | 85.8 |
| 实施例4 | 22.9 | 94.3 | 92.3 | 20.9 | 88.1 |
| 实施例5 | 23.5 | 95.6 | 94.5 | 20.1 | 88.3 |
| 对比例1 | 24.6 | 80.2 | 51.2 | 30.2 | 65.3 |
| 对比例2 | 24.3 | 56.6 | 47.2 | 29.4 | 61.3 |
| 对比例3 | 25.3 | 67.2 | 58.3 | 27.3 | 60.2 |
| 对比例4 | 25.8 | 69.2 | 59.9 | 28.9 | 58.2 |
| 对比例5 | 24.1 | 65.2 | 47.7 | 29.5 | 57.7 |
| 对比例6 | 22.9 | 84.5 | 53.2 | 22.3 | 56.9 |
| 对比例7 | 23.9 | 74.2 | 53.4 | 33.4 | 67.2 |
| 对比例8 | 24.5 | 37.1 | 31.5 | 29.2 | 53.4 |
| 对比例9 | 22.8 | 35.8 | 34.7 | 28.2 | 52.9 |
| 空白组 | 22.1 | 22.8 | 21.7 | 71.3 | / |
其中，空白组为未改性的玻璃片。
从表1可以看出，采用本发明提供的助排剂的压裂液的返排率可以达到85%以上，而且其耐冲刷性能优异，可以在冲刷12小时之后其水接触角的变化不超过5%，而且其表面张力低，老化后维持在22mN/m以下，可见其稳定性良好，而采用其他结构的Gemini表面活性剂或者不加入含氟表面活性剂的助排剂都难以达到这一效果，可见，本发明中，Gemini表面活性剂和含氟表面活性剂、壳聚糖协同改变了岩石（玻璃）的表现性能，优化了压裂液的返排率。
Claims (9)
1.一种基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，其特征在于，包括Gemini表面活性剂、壳聚糖和含氟表面活性剂，所述Gemini表面活性剂通过羟基接枝到所述壳聚糖表面；
所述Gemini表面活性剂的结构式如下：
；
其中，n为自然数；
所述壳聚糖、Gemini表面活性剂和含氟表面活性剂的质量比为1:（ 0.1~1）:(0.2~1)。
2.如权利要求1所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，其特征在于，n选自12~18中的自然数。
3.如权利要求1所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，其特征在于，所述含氟表面活性剂为含有羟基的非离子表面活性剂。
4.如权利要求3所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，其特征在于，所述含氟表面活性剂选自N-乙醇全氟辛基磺酰胺、全氟辛基磺酰二乙醇胺、N-乙醇全氟癸基磺酰胺中的至少一种。
5.如权利要求1所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂，其特征在于，所述壳聚糖的粒径为10~500 μm。
6.如权利要求1~5任一项所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，包括水热反应工序：混合Gemini表面活性剂、含氟表面活性剂和壳聚糖，使所述Gemini表面活性剂通过水热反应接枝到所述壳聚糖上。
7.如权利要求6所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，其特征在于，在水热反应的体系中，Gemini表面活性剂和壳聚糖的浓度以质量分数计分别为（1:0.1）~（1:1）。
8.如权利要求6所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法，其特征在于，所述水热反应的温度为160°C~ 240°C，反应时间为8~24小时。
9.权利要求1~5任一项所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂或权利要求6~8任一项所述的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂的制备方法制备得到的基于Gemini表面活性剂的油气田压裂助排剂在油气藏压裂液中的应用。
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