一种压裂用高温微乳液助排剂及其制备方法与流程

本发明涉及油气田压裂工艺领域，尤其涉及一种压裂用高温微乳液助排剂及其制备方法。
背景技术：
：近年来，各国对石油天然气资源的需求直线上升。面对巨大的能源需求，世界油气产能建设和生产却相对不足，于是人们开始更多地关注非常规石油天然气资源。非常规油气一般包括致密和超致密砂岩油气、泥岩页岩油气、超重(稠)油、沥青砂岩、煤层气、水溶气、天然气水合物等。而随着我国勘探开采的不断深入，常规石油天然气资源增储增产难度越来越大，非常规油气资源的战略地位日趋重要，油气勘探向复杂岩性发展，其特点是开发难度较大，开发效果较差，低孔、低渗、低产，递减速率快，所以必须要实施诸如压裂等储层改造增产措施来沟通裂缝，使之成为有效通道，以改善储层的渗透性，提高原油的流通能力。在压裂施工作业中，压入地层的压裂液返排是否及时彻底是影响施工效果和油气增产的一个重要因素。在压裂施工后，大量的入井流体渗进压裂作业后的地层，由于无法及时返排地层而易导致流体与地层岩石孔隙、表面和地层流体发生物理化学作用，带来水锁等储层伤害，降低压裂作业的最终效果，并影响储层的产出能力。因此，需要在压裂液中加入一定量的助排剂，提高压裂液返排率，缩短排液时间，减少气举、抽汲等作业次数。国外Schlumberger等公司在2006年提出用微乳液提高储层压裂液返排率的方法，据统计，使用微乳液可以将压裂液返排率提高到60～90％，对比分析采用微乳液助排剂的压裂井开发效果更好。若调整压裂液滤失带的润湿性为弱水湿或中性润湿，可以增加油气水流动能力，提高油井产能，从而取得更好的开发效果。微乳液是一种液-液分散体系，是由水相、油相、表面活性剂及助表面活性剂在适当比例混合，自发形成的透明、稳定的分散体系。它外观澄明，粘度低，热力学及动力学都很稳定，具各向同性，液滴一般介于10～100nm之间，具有粒径小，透明，稳定等特殊优点。组分单一的助排剂，多少都有一定局限性。表面活性剂复配的目的是达到加和增效作用，结构不同的表面活性剂的复配体系形成了多种多样的体相缔合结构，在界面上可 以发生协同吸附，复配得到的混合物性能比原来单一组分的性能更加优良，起到1+1＞2的作用，比单一表面活性剂体系降低表面张力及界面张力的能力更强。压裂用高温微乳液助排剂与传统的助排剂不同，后者更关注体系的表面张力及界面张力，而前者同时考虑表面张力、界面张力和润湿性的协同作用，能更大幅度地提高水相流体在纳微米孔隙中的流动能力，防止乳化、润湿反转以及地层结垢，从而提高压裂液返排效果，而绝大多数助排剂并没有考虑协同作用。尤其温度较高的储层，对助排剂的长期稳定性提出了更高要求。所以，研制压裂用高温微乳液助排剂具有极大的现实意义和良好的使用前景。技术实现要素：本发明旨在克服现有技术的不足，目的之一是提供一种具有水溶性及酸溶性良好、高温稳定性好、助排率高、绿色环保的压裂用高温微乳液助排剂；目的之二是提供该压裂用高温微乳液助排剂的制备方法。本发明的目的之一可通过如下技术措施实现：该压裂用高温微乳液助排剂由如下质量份％配比的原料组成：双子表面活性剂20～40非离子表面活性剂3～4助表面活性剂40～60水余量。本发明的目的之一还可通过如下措施实现：所述双子表面活性剂为乙撑基双烷基二甲基氯化铵、丙撑基双烷基二甲基氯化铵、乙撑基双烷基二甲基溴化铵或丙撑基双烷基二甲基溴化铵。所述乙撑基双烷基二甲基氯化铵、丙撑基双烷基二甲基氯化铵、乙撑基双烷基二甲基溴化铵或丙撑基双烷基二甲基溴化铵中的烷基可以是十二烷基、十四烷基、十六烷基或十八烷基的任意一种。所述非离子表面活性剂为椰子油脂肪酸单乙醇酰胺、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、月桂酸单乙醇酰胺或月桂酸二乙醇酰胺。所述助表面活性剂为乙醇、正丙醇、异丙醇或异丁醇。本发明的目的之二可通过如下技术措施实现：用上述目的之一的原料制备压裂用高温微乳液助排剂的方法按如下步骤进行：a.先将10～20质量份水加入反应器中，再将40～60质量份的助表面活性剂加入水中，室温下搅拌至完全溶解；b.取20～40质量份双子表面活性剂及3～4质量份非离子表面活性剂依次加入反应器中，补充水至反应器内混合物为100质量份，室温下搅拌均匀，得产品。压裂用高温微乳液助排剂按照其占压裂液用量的质量份百分比0.1～0.3％的加量直接加入压裂液或者酸化液中使用。本发明的助排剂性能测试实验严格按照Q/SH10200954-2013《助排剂通用技术条件》操作。实验1：本实施例提供了一种压裂用高温微乳液助排剂，将0.3％质量百分比浓度的本发明助排剂溶于水中形成均一透明或微泛淡蓝色的微乳液，该微乳液尺寸通过激光粒度分析仪测定：液体颗粒直径在80-100nm之间。实验2：步骤一：配制2％质量百分比浓度的KCl水溶液为空白液，配制0.3％质量百分比浓度的压裂用高温微乳液助排剂的2％KCl水溶液为待测液，将60～80目石英砂充填到填砂管中，上下震动100余次使孔隙体积保持恒定，室温下，将空白液注入到填砂管中充分饱和，通过填砂管前后质量差得出空隙体积V。步骤二：向填砂管正通煤油，记录煤油开始流出时的KCl水溶液的排出量Q1；向填砂管反通2％KCl水溶液，记录其开始流出时的煤油的排出量Q2；再向填砂管正通煤油，记录煤油开始流出时KCl水溶液的排出量Q3；排出效率A0按照下面这个公式计算：A0=Q3(V-Q1+Q2)×100%]]>计算得到返排效率A0为60.28％。步骤三：同样方法，用待测液替代空白液，对待测液重复上面实验，计算排出效率A1为82.56％。步骤四：助排率按照下式计算：E=A1-A0A0×100%]]>计算得出压裂用高温微乳液助排剂的助排率为36.96％。步骤五：利用以上助排率测定方法，分别对体系中双子表面活性剂和非离子表面活性剂以0.3％质量百分比浓度的水溶液进行助排率测定，测得助排率分别为11.33％和15.65％，均远远低于压裂用高温微乳液助排剂的助排率，说明复配体系拥有更高的助排效果。实验3：步骤一：对0.3％质量百分比浓度的压裂用高温微乳液助排剂的水溶液进行界面张力测定，测得常温下与煤油的界面张力为0.058mN/m。步骤二：对0.3％质量百分比浓度的压裂用高温微乳液助排剂的水溶液进行油水共存接触角测定，测得常温下与硅片的接触角为97°。与三种常用助排剂的润湿性及界面张力数据比较得知，如表1所示，压裂用高温微乳液助排剂的界面张力更低，而润湿性更接近中性，说明界面张力的降低并不意味着地层润湿性的改变，压裂用高温微乳液助排剂同时考虑表界面张力和润湿性的协同作用，更有利于液体的返排。表1三种常用助排剂与本发明助排剂润湿性及界面张力的对比实验4：步骤一：配制400ml粉比为0.6％的瓜胶压裂液，依次加入4gKCl和0.5g纯碱，溶胀完全之后，再加入0.3％的压裂用高温微乳液助排剂，观察并没有沉淀、分层发生，用玻璃棒搅拌也并未发现有明显粘度变化，说明本发明助排剂与压裂液基液配伍良好。步骤二：交联步骤一中的已加入压裂用高温微乳液助排剂的瓜胶压裂液，观察其挑挂性，发现并无影响，挑挂性良好。步骤三：将步骤一、步骤二中的基液及冻胶在室温下静置24小时，观察，基液仍无分层、沉淀，而冻胶也没有脱水，久置无影响。实验5：配制0.3％质量百分比浓度的压裂用高温微乳液助排剂的水溶液，经过150℃老化三天后，再测定其表界面张力及接触角，模拟150℃地层下压裂用高温微乳液助排剂的表界面张力及润湿性变化情况，结果如表2所示，可知本发明助排剂有较好的高温稳定性，可满足150℃时储层改造需求。表2常温及老化后表界面张力和接触角的对比常温下老化后表面张力/(mN/m)25.5526.03界面张力/(mN/m)0.0580.189接触角/°97105实验6：步骤一：在混调器中加入400ml水，转速调到30，加入2.4g即粉比0.6％的羟丙基瓜胶一级粉，待混调器中液体均匀、转动音逐渐稳定之后，分别依次加入4gKCl、1.2mL压裂用高温微乳液助排剂和0.5g纯碱，停止混调器，将配好的压裂液基液静置溶胀6小时左右。取出100mL基液，加入0.5％的HTC-160交联剂，用玻璃棒迅速搅拌，交联完全后进行压裂液流变性实验。步骤二：实验时间120分钟，温度为120℃，转子转速设为170倒秒，如图2为流变曲线，可以看出，加入本发明助排剂的压裂液120分钟实验时间内粘度稳定在200mpas，远大于50mpas的合格标准，说明压裂用高温微乳液助排剂对压裂液流变性能并无负影响。实验7：试验井位于新疆乌鲁木齐市郊区，是胜利油田新疆探区的一口超深重点探井，油藏埋深5353m，油层厚度5.7m，，井温130℃，拟通过压裂改造试油了解该区块含油情况。压裂液用速溶瓜胶加重压裂液，压裂液中加入0.3％质量百分比浓度的本发明助排剂。入井液共442.9m3，累计加入支撑剂25.0m3，施工压力80-95MPa。压裂施工后，返排率达到100％，增油效果良好。本发明的压裂用高温微乳液助排剂的主要特点是：1、利用表面活性剂的复配达到加和增效作用，同时考虑了表界面张力和润湿性的协同作用，使得复配后的助排剂体系相比于单一表面活性剂有更高的表面活性和助排率，大幅度地提高水相流体在纳微米孔隙中的流动能力，防止乳化、润湿反转以及地层结垢，从而提高压裂液返排效果；2、水溶性、酸溶性、配伍性、高温稳定性良好，可适用于多种压裂液及酸液体系；3、绿色环保，易生物降解，对环境无污染，对人体危害极小。由于双子表面活性剂中的离子连接相当紧密，致使其碳氢链间更容易产生强相互作用，表面活性极高，降低水溶液表面张力的效率突出；选用高温稳定性好、易配伍、无 浊点的烷基醇酰胺与双子表面活性剂复配，使混合后的体系表界面张力更低。本发明的压裂用高温微乳液助排剂室内试验测试结果，0.3％质量百分比浓度表面张力为25.55mN/m，界面张力为0.058mN/m，助排率达到36.96％，油水共存时与硅片接触角为97°，试样经过150℃老化三天后，表面张力为26.03mN/m，界面张力为0.189mN/m，接触角为105°，高温稳定性良好。已经在西北部一口超深重点探井上成功应用，压裂施工累计加入支撑剂25.0m3，施工压力80～95MPa。压裂施工后，返排率达到100％，增油效果良好，取得了较好的开发效果。附图说明图1是加入本发明的压裂用高温微乳液助排剂的压裂液流变曲线图；图2为压裂后该井排液曲线图。具体实施方式实施例1：该压裂用高温微乳液助排剂的制备方法按如下步骤进行：a.先将10质量份水加入反应器中，再将60质量份的乙醇加入水中，室温下搅拌至完全溶解；b.取40质量份乙撑基双十二烷基二甲基氯化铵及4质量份椰子油脂肪酸单乙醇酰胺依次加入反应器中，然后补充水至反应器内混合物为100质量份，室温下搅拌均匀，得产品。实施例2：该压裂用高温微乳液助排剂的制备方法按如下步骤进行：a.先将20质量份水加入反应器中，再将40质量份的乙醇加入水中，室温下搅拌至完全溶解；b.取20质量份乙撑基双十二烷基二甲基氯化铵及3质量份椰子油脂肪酸单乙醇酰胺依次加入反应器中，然后补充水至反应器内混合物为100质量份，室温下搅拌均匀，得产品。实施例3：该压裂用高温微乳液助排剂的制备方法按如下步骤进行：a.先将15质量份水加入反应器中，再将50质量份的乙醇加入水中，室温下搅拌至完全溶解；b.取30质量份乙撑基双十二烷基二甲基氯化铵及3.5质量份椰子油脂肪酸单乙醇酰胺依次加入反应器中，然后补充水至反应器内混合物为100质量份，室温下搅拌均匀，得产品。实施例4用十四烷基替代十二烷基，其它分别同实施例1-3。实施例5：用十:六烷基替代十二烷基，其它分别同实施例1-3。实施例6：用十:八烷基替代十二烷基，其它分别同实施例1-3。实施例7：用丙撑基双十二烷基二甲基氯化铵替代乙撑基双十二烷基二甲基氯化铵，其它分别同实施例1-6。实施例8：用乙撑基双十二烷基二甲基溴化铵替代乙撑基双十二烷基二甲基氯化铵，其它分别同实施例1-6。实施例9：用丙撑基双十二烷基二甲基溴化铵替代乙撑基双十二烷基二甲基氯化铵，其它分别同实施例1-6。实施例10：用椰子油脂肪酸二乙醇酰胺替代椰子油脂肪酸单乙醇酰胺，其它分别同实施例1-9。实施例11：用月桂酸单乙醇酰胺替代椰子油脂肪酸单乙醇酰胺，其它分别同实施例1-9。实施例12：用月桂酸二乙醇酰胺替代椰子油脂肪酸单乙醇酰胺，其它分别同实施例1-9。实施例13：用正丙醇替代乙醇，其它分别同实施例1-12。实施例14：用异丙醇替代乙醇，其它分别同实施例1-12。实施例15：用异丁醇替代乙醇，其它分别同实施例1-12。当前第1页1 2 3