CN113717708A - 一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂 - Google Patents

一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，属于油气田化学助排技术领域。该助排剂由质量含量为0.05％～0.1％的非离子氟碳型表面活性剂、0.02％～0.04％的疏水型SiO2纳米颗粒及余量去离子水复配组成。通过低成本的疏水型纳米颗粒的加入，使成本较高的氟碳型表面活性剂用量显著减少，同时获得更佳的表界面特性、改善界面润湿性。本发明所述的压裂用助排剂与压裂液具有良好的配伍性能，复配后不会影响压裂液自身性能，压裂液破胶液的表面张力小于24.4mN/m，压裂液破胶液与煤油的界面张力小于1.90mN/m。此外，纳米颗粒的存在可强化压裂液自身的减阻性能，起到双效作用。

Description

一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂
技术领域
本发明属于油气田化学助排技术领域，具体涉及一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
背景技术
致密油气资源国内外储量极为丰富，但由于储层基质孔喉狭小、渗透率低，经济与高效开发致密油气资源需要依靠水平钻井与多级水力压裂技术。水力压裂过程中，数万立方米的压裂液以高排量被泵入地层，形成人工裂缝网络，增大致密储层的泄流面积；但与此同时，压裂液不可避免地进入储层，引发水相圈闭损害(水锁)，降低油相或气相的相对渗透率，从而降低单井产能。一般认为，致密储层基质的狭小孔喉与孔隙结构使得毛细管力大，而生产压降不足以抵消该毛细管力对侵入水相的滞留作用，油气渗流通道中残余水饱和度增加，并引起水锁伤害。低渗透油气藏的表界面多显示亲水性质，因此，在排液和生产过程中，毛细管压力主要表现为阻力，阻止油气向井筒流动而消耗了地层的驱动能量，使生产压差增大，对应使得井底流压大幅度降低。向压裂液中加入特定的功能添加剂，进入地层后降低液体表面张力，增大岩石润湿角，改善低渗油气层中流体渗透性，则有可能大幅提高防水锁压裂液返排能力。而这里，解决压裂液返排的关键问题是与压裂液相适应，与地层相配伍的高效助排剂的研发。作为各种助排剂的重要组成，表面活性剂被大量使用。
含氟表面活性剂作为特种表面活性剂具有碳氢表面活性剂所不能比拟的优越性能，但其成本过高，单独使用含氟表面活性剂用于油田生产并不现实。将含氟表面活性剂与碳氢表面活性剂进行复配使用，能够在大大降低含氟表面活性剂使用用量的同时，使助排剂的表面张力低于25mN/m。目前已授权的中国发明专利CN200510044934.6提出的助排剂体系为十二烷基二甲基甜菜碱、聚氧乙烯全氟辛基醚-14、2,3环氧丙基三甲基氯化铵与甲醇4种化学药剂溶于水配制而成；已授权的中国发明专利CN200910083139.6提出的助排剂体系由十二烷基二甲基苄基氯化铵、脂肪醇聚氧乙烯醚JFC-4、聚氧乙烯烷基醇醚-8JFC、脂肪醇聚氧乙烯醚JFC-6与含氟表面活性剂FN-3(C16H17F17N2O2)5种化学药剂按一定比例在水中配制而成；已授权的中国发明专利CN201010588476.3提出的助排剂由含氟碳链Gemini表面活性剂G1或G2、非离子表面活性剂、小分子醇、烷基苄基二甲基氯化铵或烷基三甲基氯化铵4种药品与在水中制备而成。已授权的中国发明专利201610252078.1提出的该助排剂由质量含量为0.1％～0.25％的全氟壬烯氧基苯磺酸钠、质量含量为10％～37.5％的椰子油脂肪酸二乙醇酰胺及余量水组成。上述助排剂体系所使用的表面活性剂种类均大于2种，过多的有机物进入地层必然会对地下水造成污染，且配置较为繁琐不利于推广使用。众所周知，氟碳型表面活性剂虽然性能优异但价格十分昂贵，如何降低助排剂中氟碳表面活性剂的用量同时保持其助排性能则成为了问题的关键所在。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供了一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，通过选定尺寸与浓度的疏水型SiO2纳米颗粒与氟碳表面活性剂复配，使价格昂贵的氟碳型表面活性剂用量较之常规用量减少50％，同时获得更佳的表界面特性及压裂液助排性能。
为达到上述发明目的，本发明采用如下技术方案予以实现：
一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，将选定链长的氟碳活性剂与选定尺寸的疏水型SiO2纳米颗粒复配后形成自组装结构，该自组装结构加入压裂液后能够使油气井压裂后压裂液破胶液的返排率在相同非离子氟碳表面活性剂使用量情况下大幅提高。
本发明进一步的改进在于，该氟碳乳液助排剂通过非离子氟碳表面活性剂、疏水型SiO2纳米颗粒和去离子水搅拌均匀复配制得。
本发明进一步的改进在于，加入助排剂后的压裂液破胶液的表面张力低至22.68N/m，压裂液破胶液与煤油的界面张力达1.58mN/m。
本发明进一步的改进在于，具体包含以下质量百分比的原料：
非离子氟碳表面活性剂：0.05％～0.1％；
疏水型SiO2纳米颗粒：0.02～0.04％；
去离子水：余量；
上述各组分的质量百分比含量之和为100％。
本发明进一步的改进在于，所述非离子氟碳表面活性剂的化学分子式中碳原子数在8～14之间。
本发明进一步的改进在于，非离子氟碳表面活性剂的一端包含疏水的碳氟键，而碳链中部含有一个亲水的羟基。
本发明进一步的改进在于，所述疏水型SiO2纳米颗粒粒径在20～50nm之间，通过将SiO2纳米颗粒分散于甲苯溶液中回流处理使其表面表现出强疏水特性。
与现有技术相比，本发明至少具有如下有益的技术效果：
1、本发明所述的压裂用助排剂仅包含两种原料，制备简单、更加环保。
2、本发明通过低成本、选定尺寸与浓度的疏水型纳米颗粒的加入，使价格昂贵的氟碳型表面活性剂用量显著减少，所述的压裂用助排剂中氟碳表面活性剂的用量较之常规减少50％，成本明显降低。
3、氟碳活性剂与疏水SiO2纳米颗粒复配产生协同作用，使助排剂具有更低表面张力(25℃，小于等于20.23mN/m)。
3、氟碳活性剂与疏水SiO2纳米颗粒复配产生协同作用，使助排剂具有更低的界面张力(25℃，小于1.71mN/m)。
4、本发明的助排剂可改善压裂液与地层岩石的润湿性(将天然云母片的强亲水性改变成弱亲水性)，降低毛细管力，促进返排。
5、本发明所述的压裂用助排剂与压裂液具有良好的配伍性能，复配后不会影响压裂液自身性能，压裂液破胶液的表面张力小于等于24.4mN/m，压裂液破胶液与煤油的界面张力小于1.90mN/m。显著改善了压裂液与地层岩石的润湿性，降低毛细管力，促进了油气井压裂液返排。
6、本发明所述的压裂用助排剂中纳米颗粒的加入可改善界面润湿性，并可提升压裂液的降阻性能。
附图说明
图1为疏水型二氧化硅纳米硅球制备的流程图。
图2为经实施例5中的分散液处理后硅片的SEM图。
具体实施方式
下面结合附图1和实施例对本发明进行详细描述，但并本发明所保护范围不仅限于此。
实施例1：
在99.3g的去离子水中加入0.05g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得空白氟碳助排剂。
实施例2：
在99.3g的去离子水中加入0.05g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.02g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例3：
在99.2g的去离子水中加入0.06g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.02g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800r-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例4：
在99.1g的去离子水中加入0.07g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.02g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例5
在99.1g的去离子水中加入0.08g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.02g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例6
在99.1g的去离子水中加入0.08g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.02g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例7
在99.1g的去离子水中加入0.1g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.02g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例8：
在99.2g的去离子水中加入0.05g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.03g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例9：
在99.1g的去离子水中加入0.05g非离子氟碳表面活性剂，搅拌均匀，使其充分溶解，再将0.04g疏水型SiO2在搅拌条件下缓慢加入上述溶液中，以800-1200r/min转速搅拌20min，即得本发明的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂。
实施例1～9制得的油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂的表面张力、界面张力及接触角见表1。
测试实验的温度为25℃，界面张力为与煤油的界面张力。去离子水的表面张力为72.15mN/m，其在云母片上的接触角为27°。
表1
Figure BDA0003173639520000071
实施例1～9制得的压裂用含氟助排剂按使用浓度配制的压裂液在70℃破胶5h后压裂液破胶液的表面张力、界面张力见表2。测试温度为25℃，界面张力为与煤油的界面张力。
表2
Figure BDA0003173639520000072
将硅片在在实施例5中的分散液(99.1g的去离子水，0.08g非离子氟碳表面活性剂，0.02g疏水型SiO2)充分浸泡5h后，经过处理后以扫描电镜观察，其表面形貌如图2所示，可以发现硅片表面较均匀的覆盖了一层纳米颗粒与表面活性剂的自组装结构，几乎掩盖了原始硅片的形貌，吸附在表面的自组装结构会改变硅片表面的形貌及特性，从而改变其润湿性。
以上结果表明：本发明制得的纳米颗粒增强型氟碳乳液助排剂能有效降低压裂液破胶液的表/界面张力，改善润湿性，有利于提高压裂液返排率。与常用的助排剂相比，本发明的组成成分只有两种，制备工艺简单。采用地层中大量存在的SiO2成分制备的纳米颗粒可显著减少氟碳表面活性剂的用量，降低助排剂成本，提高助排剂的环保性能。此外，采用0.2％的阴离子聚丙烯酰胺溶液的减阻实验表明，0.04％质量含量的纳米颗粒的存在可使聚合物溶液的减阻率从71.2％提升为75.1％，起到双效作用。

Claims (7)

1.一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，其特征在于，将选定链长的氟碳活性剂与选定尺寸的疏水型SiO2纳米颗粒复配后形成自组装结构，该自组装结构加入压裂液后能够使油气井压裂后压裂液破胶液的返排率在相同非离子氟碳表面活性剂使用量情况下大幅提高。
2.根据权利要求1所述一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，其特征在于，该氟碳乳液助排剂通过非离子氟碳表面活性剂、疏水型SiO2纳米颗粒和去离子水搅拌均匀复配制得。
3.根据权利要求1所述一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，其特征在于，加入助排剂后的压裂液破胶液的表面张力低至22.68N/m，压裂液破胶液与煤油的界面张力达1.58mN/m。
4.根据权利要求1所述的一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，其特征在于，具体包含以下质量百分比的原料：
非离子氟碳表面活性剂：0.05％～0.1％；
疏水型SiO2纳米颗粒：0.02～0.04％；
去离子水：余量；
上述各组分的质量百分比含量之和为100％。
5.根据权利要求4所述的一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，其特征在于，所述非离子氟碳表面活性剂的化学分子式中碳原子数在8～14之间。
6.根据权利要求4所述一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，其特征在于，非离子氟碳表面活性剂的一端包含疏水的碳氟键，而碳链中部含有一个亲水的羟基。
7.根据权利要求4所述的一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂，其特征在于，所述疏水型SiO2纳米颗粒粒径在20～50nm之间，通过将SiO2纳米颗粒分散于甲苯溶液中回流处理使其表面表现出强疏水特性。
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