一种降压增注活性剂及其制备方法

摘要

本申请公开了一种降压增注活性剂，包括以下组分：长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、纳米材料、助剂和水；所述长链脂肪酸二乙醇酰胺的结构式为CnH2n+1CON(CH2CH2OH)2；其中，n为5～20中的任意一个整数；所述纳米材料选自亲油改性的氧化石墨烯、蒙脱土、二氧化硅中的至少一种。该降压增注活性剂稳定性好、时效性强、吸附量小，增强使用效果的同时，减少实际用量，降低使用成本。其制备方法在常温下短时间内即可制备完成，解决了现有降压增注剂制备流程繁杂的问题。

权利要求

1.一种降压增注活性剂，其特征在于，包括以下组分：长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、纳米材料、助剂和水；

所述长链脂肪酸二乙醇酰胺的结构式为CnH2n+1CON(CH2CH2OH)2；其中，n为5～20中的任意一个整数；

所述纳米材料选自亲油改性的氧化石墨烯、蒙脱土、二氧化硅中的至少一种；

长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、纳米材料、助剂、水的质量比为5～30:10～30:0.5～2:0.1～0.3：1～10：40～85。

2.根据权利要求1所述的降压增注活性剂，其特征在于，所述阴离子型 表面活性剂选自α‑烯烃磺酸钠、石油磺酸盐、仲烷基磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐中的至少一种。

3.根据权利要求1所述的降压增注活性剂，其特征在于，所述阳离子表面活性剂选自+ ‑CmH2m+1N(CH3)3Cl、十六烷基三甲基氯化铵中的至少一种；

其中，m为10～18中的任意一个整数。

4.根据权利要求1所述的降压增注活性剂，其特征在于，所述助剂为醇类；

所述醇类选自聚乙二醇、甲醇、乙醇、丙三醇中的至少一种。

5.根据权利要求1所述的降压增注活性剂，其特征在于，所述纳米材料的粒径为20～

200nm。

6.权利要求1至5任一项所述的降压增注活性剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：将含有长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、纳米材料、助剂和水的原料，混合，得到所述降压增注活性剂。

7.根据权利要求6所述的降压增注活性剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：a)将长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂和水混合，搅拌，得到混合液；

b)将纳米材料和助剂加入所述混合液，搅拌，得到所述降压增注活性剂。

8.根据权利要求7所述的降压增注活性剂的制备方法，其特征在于，步骤a)和b)中，所述的搅拌的速率为3～500r/min。

9.根据权利要求7所述的降压增注活性剂的制备方法，其特征在于，步骤a)中，所述搅拌的时间为20～40min；

步骤b)中，所述搅拌的时间为50～70min。

说明书

一种降压增注活性剂及其制备方法

技术领域

[0001] 本申请涉及一种降压增注活性剂及其制备方法，属于低渗油田的降压增注剂领域。

背景技术

[0002] 随着油气资源的不断开采，我国大部分陆上中、高渗油田都已进入中后期开发阶段，因此，高效开发储量、潜力巨大的低渗透油气田已成为今后一段时期内多数油田稳定产能的重要途径。低渗透油藏由于储层物性差、渗透率低、孔喉结构复杂，开发过程中一般表现为注水压力高、注不进、采收率低等情况，常规增产、增注措施效果差。

[0003] 目前主要的降压增注技术有表面活性剂增注技术、酸化酸压技术，纳米聚硅降压增注技术等。酸化酸压是除去井壁的污染物和酸蚀岩石中的矿物，同时腐蚀裂缝来改变地层的渗流情况以此来增加产量。纳米聚硅降压增注技术通过改变岩石的润湿性来实现增注，具有很大的应用潜力。如今应用最普遍的是表面活性剂增注技术，表面活性剂不但能降低油水界面张力，较大幅度地提高驱油效率，并且可以改善原油在地层的流动能力，在一定程度上解决润湿性，水锁效应，贾敏效应对压力的影响，降低注入压力，减小高压注水难度，同时可以增大低渗油藏中的渗流速度，缩短时间，节省开采费用。

[0004] 酸化酸压技术一般运用于碳酸盐地层，而且作用范围小，有效期短。纳米聚硅降压增注技术成本较高，制备工艺繁杂，就现阶段而言具有一定的应用局限性。

[0005] 国内低渗油田通常采用在注入水中加入化学体系来改善水驱效果，但由于影响注水开发效果的因素很多，而当前使用的化学体系性能比较单一且时效性较差，很难达到理想的开发效果。

[0006] 而现有的表面活性剂降压增注技术，所用化学活性剂体系大都性能比较单一且稳定性较差，工艺繁杂，缺少实际应用场景。

[0007] 申请号CN201910170704公开了一种环保型降压增注多孪活性剂及其制备方法，该活性剂虽然能够有效用于注水井解堵，但其吸附损失量未知，缺少相应实验研究。

[0008] 申请号CN106479469A公开了一种超低渗油藏注水开发降压增注用纳米液及其制备方法，该降压增注剂制备工艺繁杂，且未提及纳米材料的分散稳定性及作用时效性。

[0009] 因此，迫切需要开发一种效果好，环境友好，稳定性高的降压增注活性剂。

发明内容

[0010] 根据本申请的一个方面，提供了一种降压增注活性剂。该降压增注活性剂，不但能够解决低渗油藏的注入性问题，且活性剂本身制备工艺简单、用量少、稳定性好、时效性强、吸附量少，同时具有良好的提高采收率效果和稠油降粘功能，对低渗油藏开发及提高采收率技术均有重要的经济价值。

[0011] 所述降压增注活性剂，包括以下组分：长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、纳米材料、助剂和水；

[0012] 所述长链脂肪酸二乙醇酰胺的结构式为CnH2n+1CON(CH2CH2OH)2；其中，n为5～20中的任意一个整数；

[0013] 所述纳米材料选自亲油改性的氧化石墨烯、蒙脱土、二氧化硅中的至少一种。

[0014] 本申请中，长链脂肪酸二乙醇酰胺具有一定的界面活性和降粘作用。阴离子型表面活性剂能够显著降低界面张力。阳离子表面活性剂具有乳化降粘作用，改善原油流度，作为复配成分。纳米材料的粒径小，容易进入岩层孔喉。助剂能够助溶，降低降压增注活性剂的凝固点。水能够溶解其它物质。

[0015] 可选地，所述阴离子表面活性剂选自α‑烯烃磺酸钠、石油磺酸盐、仲烷基磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐中的至少一种。

[0016] 可选地，所述阳离子表面活性剂选自CmH2m+1N+(CH3)3Cl‑、十六烷基三甲基氯化铵中的至少一种；

[0017] 其中，m为10～18中的任意一个整数。

[0018] 可选地，所述助剂为醇类；

[0019] 所述醇类选自聚乙二醇、甲醇、乙醇、丙三醇中的至少一种。

[0020] 可选地，所述纳米材料的粒径为20～200nm。

[0021] 可选地，所述降压增注活性剂，包括以下组分：椰油脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、十二烷基三甲基氯化铵、纳米材料、助剂和水。

[0022] 可选地，长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、纳米材料、助剂、水的质量比为5～30:10～30:0.5～2:0.1～0.3：1～10：40～85。

[0023] 根据本申请的另一个方面，提供上述任一项所述的降压增注活性剂的制备方法，该方法工艺简单，适于工业化生产。

[0024] 所述的降压增注活性剂的制备方法，包括以下步骤：

[0025] 将含有长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂、纳米材料、助剂和水的原料，混合，得到所述降压增注活性剂。

[0026] 可选地，包括以下步骤：

[0027] a)将长链脂肪酸二乙醇酰胺、阴离子型表面活性剂、阳离子表面活性剂和水混合，搅拌，得到混合液；

[0028] b)将纳米材料和助剂加入所述混合液，搅拌，得到所述降压增注活性剂。

[0029] 可选地，步骤a)和b)中，所述的搅拌的速率为3～500r/min。

[0030] 可选地，步骤a)中，所述搅拌的时间为20～40min；

[0031] 步骤b)中，所述搅拌的时间为50～70min。

[0032] 本申请能产生的有益效果包括：

[0033] 1)本申请所提供的降压增注活性剂，不但能够解决低渗油藏的注入性问题，且活性剂本身制备工艺简单、用量少、稳定性好、时效性强、吸附量少，同时具有良好的提高采收率效果和稠油降粘功能，对低渗油藏开发及提高采收率技术均有重要的经济价值。

[0034] 2)本申请所提供的降压增注活性剂制备方法，工艺简单，适于工业化生产。

附图说明

[0035] 图1为本申请实施例3的浓缩液3样品的活性剂浓度对吸附量的影响曲线。

[0036] 图2为本申请实施例4的稀释液3样品的驱油效果。

具体实施方式

[0037] 下面结合实施例详述本申请，但本申请并不局限于这些实施例。

[0038] 如无特别说明，本申请的实施例中的原料均通过商业途径购买。如无特别说明，测试方法均采用常规方法，仪器设置均采用均厂家推荐的设置。

[0039] 本申请的实施例中分析方法如下：

[0040] 利用岛津UV‑2600i型紫外分光光度计和上海菲恰尔SF‑TDL‑5A型台式离心机进行吸附量分析。

[0041] 利用DV2T型布氏旋转粘度计进行粘度分析。

[0042] 实施例中，“亲油改性的氧化石墨烯”的制备方法详见专利号为CN201910538982.2的中国专利。

[0043] 实施例1

[0044] 以质量百分比计，该降压增注活性剂包括：5％椰油脂肪酸二乙醇酰胺、10％阴离子型表面活性剂、0.5％十二烷基三甲基氯化铵、0.1％纳米材料、1％醇类助剂，其余为水。其中，阴离子表面活性剂为α‑烯烃磺酸钠，纳米材料为亲油改性的氧化石墨烯(粒径为50‑
110nm)，醇类助剂为聚乙二醇。

[0045] 制备方法包括以下步骤：

[0046] 步骤一：将5g椰油脂肪酸二乙醇酰胺、10g阴离子型表面活性剂、0.5g十二烷基三甲基氯化铵加入到83.4g水中，在常温条件下以400r/min的搅拌速度，搅拌30min混合搅拌均匀，得到混合液；

[0047] 步骤二：将0.1g纳米材料亲油改性的氧化石墨烯、1g醇类助剂聚合二醇和甲醇加入混合液中，常温条件下以400r/min的搅拌速度搅拌20min混合搅拌均匀，即得到所述降压增注用活性剂浓缩液，记为浓缩液1。

[0048] 实施例2

[0049] 以质量百分比计，该降压增注活性剂包括：30％椰油脂肪酸二乙醇酰胺、30％阴离子型表面活性剂、2％十二烷基三甲基氯化铵、0.3％纳米材料、10％醇类助剂，其余为水。其中，阴离子表面活性剂为石油磺酸盐，纳米材料为亲油改性的氧化石墨烯，醇类助剂为聚乙二醇和甲醇。

[0050] 制备方法包括以下步骤：

[0051] 步骤一：将30g椰油脂肪酸二乙醇酰胺、20g阴离子型表面活性剂石油磺酸盐、2g十二烷基三甲基氯化铵加37.7g水中，在常温条件下以400r/min的搅拌速度，搅拌30min混合搅拌均匀，得到混合液；

[0052] 步骤二：将0.3g纳米材料亲油改性的氧化石墨烯、10g醇类助剂聚乙二醇加入混合液中，常温条件下以400r/min的搅拌速度搅拌20min混合搅拌均匀，即得到所述高效降压增注用活性剂浓缩液，记为浓缩液2。

[0053] 实施例3

[0054] 以质量百分比计，该高效降压增注活性剂包括：15％椰油脂肪酸二乙醇酰胺、10％阴离子型表面活性剂、1％十二烷基三甲基氯化铵、0.2％纳米材料、5％醇类助剂，其余为水。其中，阴离子表面活性剂为α‑烯烃磺酸钠，纳米材料为亲油改性的氧化石墨烯，醇类助剂为聚乙二醇和甲醇。

[0055] 制备方法包括以下步骤：

[0056] 步骤一：将15g椰油脂肪酸二乙醇酰胺、10g阴离子型表面活性剂α‑烯烃磺酸钠、1g十二烷基三甲基氯化铵加入68.8g水中，在常温条件下以400r/min的搅拌速度，搅拌30min混合搅拌均匀，得到混合液；

[0057] 步骤二：将0.2g纳米材料亲油改性的氧化石墨烯、5g醇类助剂聚乙二醇和甲醇加入混合液中，常温条件下以400r/min的搅拌速度搅拌20min混合搅拌均匀，即得到所述降压增注用活性剂浓缩液，记为浓缩液3。

[0058] 对比例1

[0059] 操作同实施例1，不同之处是步骤二中未加入自制纳米材料亲油改性的氧化石墨烯。得到的浓缩液记为浓缩液D1。

[0060] 实施例4稀释样品

[0061] 将实施例1～3和对比例1制备的浓缩液1～3、D1进行稀释，具体操作为：分别取浓缩液1mL加入99mL水稀释，得到稀释液1～3、D1。

[0062] 实施例5稳定测试

[0063] 将稀释液1～3、D1分别放置在常温25℃/高温80℃条件下进行稳定性观察，利用观察法和全能稳定性分析仪TURBISCAN Lab分析其稳定性。并每隔一段时间取出进行其他性能测试(粒径、界面张力测试等)，结果发现该活性剂在常温或高温下90天均能保持性能稳定。

[0064] 实施例6界面张力测试

[0065] 将稀释液1～3进行界面张力测试，测试仪器为TX‑500C型旋转滴界面张力仪。测试方法为将目标油藏原油加入到充满稀释液1～3的样品管中，将样品管放入界面张力仪中以5000r/min的转速测试30min，得到界面张力值。

[0066] 稀释液1～3的界面张力可达10‑3mN/m，其中稀释液D1体系界面张力为10‑2mN/m，加入纳米材料有助于降低体系界面张力。

[0067] 实施例7吸附性测试

[0068] 将稀释液1～3进行吸附性测试，吸附实验采用标准曲线回归法来确定吸附量，测试仪器为紫外分光光度计和高速离心机。首先绘制透光率标准曲线，称取1g天然岩心粉末放置于不同玻璃试管内，分别加入5ml稀释液1～3，60℃恒温箱静置24h；将静置后的样品放入离心机中在转速1500r/min离心5min，取上清液用1mL1％亚甲基蓝溶液染色后放入紫外分光光度计中测量透光率；根据测得的实验结果对比标准曲线，得出吸附量的值。

[0069] 不同浓度的浓缩液3的测试结果如图1所示，随着活性剂浓度的增加，其在岩心中的吸附量逐渐减少，且变化范围逐渐减小，浓度为0.5％时，吸附量就小于40％，说明所研制活性剂吸附损失少，可以起到良好的降压增注效果。

[0070] 实施例8岩心驱替实验

[0071] 实验在模拟江苏油田某低渗区块条件下进行。

[0072] 将稀释液1～3进行岩心驱替实验，选取气测渗透率为18×10‑3μm2的低渗天然岩心，饱和水后进行水驱测试，记录稳定压力为0.51MPa，将所制活性剂注1PV至岩心，再后续水驱至压力稳定，为0.22MPa，实验结果如图2所示，对应样品为稀释液3。经计算降压率为56％，表明该活性剂具有良好的降压增注效果。采用相似条件进行驱油效果测试，所用原油为60℃条件下18cp。在注入0.5PV活性剂时，提高采收率值可达12％，表明活性剂同时具有良好的驱油效果。

[0073] 使用稀释液D1进行相同条件的岩心驱替实验，水驱稳定压力为0.49MPa，后续水驱稳定压力为0.24MPa，压降率48.9％，相比于稀释液3低7％。纳米材料可以降低活性剂的吸附，使其更好的发挥降压增注的作用。

[0074] 实施例9乳化效果测试

[0075] 将稀释液1～3与胜利油田稠油、江苏油田稠油以质量比7:3的比例混合，进行乳化效果和降粘率测试，结果发现所形成的乳状液稳定，30min析水率为75％，降粘率可达90％以上。稀释液D1降粘率同为90％以上，但形成的乳状液破乳较快，析水率20min即达到90％。纳米材料的加入使得乳状液更加稳定。

[0076] 稀释液1～3的降粘率可达90％。

[0077] 以上所述，仅是本申请的几个实施例，并非对本申请做任何形式的限制，虽然本申请以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本申请，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。