一种悬浊液状减阻剂及其制备方法和应用与流程

[0001]
本申请涉及油田化学品技术领域，具体涉及一种悬浊液状减阻剂及其制备方法和在滑溜水压裂液中的应用。


背景技术：

[0002]
致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度大，大多数页岩气井需要通过大规模压裂才能获得工业开采价值；页岩气水平井压裂是页岩油气高效勘探开发的关键技术和核心技术，压裂液是这项技术的重要载体和实现手段。近年来随着水力压裂技术的持续提高和对低成本开采技术的追逐，滑溜水压裂液应运而生，并且已经取代瓜尔胶压裂液，成为目前页岩气开发作业中应用最多的压裂液体系。
[0003]
目前国内外最常用的减阻剂的剂型主要有乳液和粉末两种。然而，对于乳液状的减阻剂，通常是采用聚合物单体在表面活性剂的协助下直接原位合成制得，然而，一方面，该类乳液减阻剂中聚合物的有效含量较低(通常为10％～20％)，例如专利cn102977877a、cn108727536a以及cn106147741a分别提供的用丙烯酰胺等单体合成的乳液减阻剂有效含量在20％左右，而由于乳液的聚合物减阻剂的制备方法(例如引发剂的用量以及单体聚合后在水相中的粘度等)的限制，使得乳液减阻剂中聚合物的含量难以再进一步增加；另一方面，未配制成滑溜水的乳液状减阻剂常温下稳定时间较短，通常在2个月左右就出现分层，大幅减弱其减阻能力，不利于长期储存以及远距离运输，若直接制成滑溜水产品选择性又较小，也不便于现场现配现用，限制了其应用。
[0004]
而对于粉末状的减阻剂，一方面其在储存中容易受潮，并且在使用过程中容易产生粉尘，造成粉尘污染，同时还会对操作者的健康造成伤害；另一方面，粉末状减阻剂在现场使用时，溶解速度非常慢，溶解后易产生鱼眼，不利于发挥减阻剂的减阻效果，严重降低了利用率。
[0005]
因此，现有技术还未能够提供一种在具有高于20％含量有效成分的同时储存稳定性也显著提升的油田压裂液用减阻剂。


技术实现要素：

[0006]
为了解决上述问题，本申请旨在提供一种悬浊液状的减阻剂，该减阻剂在具有较高聚合物含量的同时，还具有高于乳液产品的稳定性。其中，本申请所述“稳定性”，是指外观上肉眼观察较为均匀的悬浊液状的减阻剂，其聚合物组分以颗粒的形式悬浮于溶剂相中，并在静置一段时间后不产生明显的油溶剂析出。
[0007]
一方面，本申请提供了一种悬浊液状减阻剂，按质量百分比计，所述减阻剂由以下原料组分组成：水溶性高分子聚合物15～60wt％，表面活性剂0.3～2wt％，增稠剂0.5～5wt％，余量为油溶剂；所述减阻剂的粘度为5-20万cp；
[0008]
所述增稠剂选自聚苯乙烯-乙烯-丙烯、聚苯乙烯-乙烯-丁烯、聚乙烯、聚丙烯、聚脲、聚异戊二烯、聚丁二烯、聚二苯乙烯-乙烯-丙烯、聚(苯乙烯-丁二烯)、聚甲基丙烯酸酯、
聚异丁烯、氢化(苯乙烯-异戊二烯)共聚物、脂肪醇中的一种或多种。
[0009]
进一步地，所述增稠剂是质量比为(1.2～1.5)：(0.5～0.6)：(0.2～0.4)的聚苯乙烯-乙烯-丙烯、氢化(苯乙烯-异戊二烯)共聚物和脂肪醇。
[0010]
优选的，所述增稠剂是质量比为1.3:0.5:0.2的聚苯乙烯-乙烯-丙烯、氢化(苯乙烯-异戊二烯)共聚物和脂肪醇，所述脂肪醇优选是十二醇或十六醇。
[0011]
进一步地，所述水溶性高分子聚合物是分子量为500-3300万的聚丙烯酰胺。
[0012]
进一步地，所述聚丙烯酰胺采用粒径50-150目的聚丙烯酰胺粉。
[0013]
进一步地，所述表面活性剂选自选自司盘、吐温、十二烷基苯磺酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或多种。
[0014]
在一种实施方式中，表面活性剂可以是span20、span40、span60、span65、span80、span85、tween20、tween40、tween60、tween65、tween80、tween85、op-4、op-7、op-9、op-10、op-13、op-15、op-20、op-30、op-40、op-50中的一种或多种的混合物。
[0015]
进一步地，表面活性剂是质量比为(0.5～0.7)：(0.8～1)：(0.7～0.9)的span60、tween20和op-10。优选的，上述质量比为0.5：0.8：0.7。
[0016]
进一步地，所述溶剂油选自白油、矿物油、煤油、环己烷中的一种或多种，优选为白油。
[0017]
另一方面，本申请还提供了一种制备上述悬浊液状减阻剂的方法，该方法包括如下步骤：
[0018]
步骤一：将增稠剂和油溶剂按照配比混合，控制温度并充分搅拌使其完全溶解，得到无色、透明、粘稠的混合物；
[0019]
步骤二：适当降温后，向步骤一获得的混合物中加入表面活性剂，继续搅拌至完全溶解；
[0020]
步骤三：加入水溶性高分子聚合物，搅拌并混合均匀，即得悬浊液状的减阻剂；
[0021]
各步骤中搅拌的速度为600-800r/min；所述步骤一中控制温度的步骤为将温度控制在40-90℃，所述步骤二中降温为将温度降至25-45℃。
[0022]
另一方面，本申请还提供了上述悬浊液状减阻剂，和/或采用上述制备方法制备获得的悬浊液状减阻剂在制备油田压裂液中的应用。
[0023]
另一方面，本申请还提供了一种滑溜水，包括上述悬浊液状减阻剂，所述悬浊液状减阻剂在滑溜水中的质量百分比为0.01wt％-5wt％。
[0024]
优选的，所述悬浊液状减阻剂在滑溜水中的质量百分比为0.1wt％。
[0025]
通过本申请能够带来如下有益效果：
[0026]
本申请提供的悬浊液状减阻剂，针对特定用量以及分子量的聚丙酰胺粉，再采用特定组成配比的增稠剂增稠油溶剂的方式，以提高油溶剂体系的粘稠度，再配合特定组成及配比的表面活性剂，使的获得的最终减阻剂产品具有更好的减阻性、耐盐性以及储存稳定性。并且，本申请提供的悬浊液状的减阻剂，一方面，能够有效减少现有的粉剂减阻剂带来的粉尘污染；另一方面，该悬浊液状的减阻剂中可将聚丙烯酰胺粉的含量提高至60wt％，现场使用更方便；此外，本申请提供的悬浊液状的减阻剂在室温条件下稳定时间超过6个月，具有显著优于乳液产品的稳定性优势，适用于长时间储存或长距离的运输。
附图说明
[0027]
此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：
[0028]
图1为实施例27和实施例28分别在清水和2号盐水中的减阻率曲线图，图中，l-p是实施例27在清水中的减阻率曲线，l-s是实施例27在2号盐水中的减阻率曲线，z-p是实施例28在清水中的减阻率曲线，z-s是实施例28在2号盐水中的减阻率曲线，在该图中，从横坐标600s处分别向四条曲线处引垂线，则该垂线由下往上依次经过的曲线分别为z-s、z-p、l-s和l-p。
具体实施方式
[0029]
为了更清楚的阐释本申请的整体构思，下面以实施例的方式对本发明的整体方案进行详细说明。在下文的描述中，给出了大量具体的细节以便提供对本发明更为彻底的理解。然而，对于本领域技术人员来说显而易见的是，本发明可以无需一个或多个这些细节而得以实施。在其他的例子中，为了避免与本发明发生混淆，对于本领域公知的一些技术特征未进行描述。
[0030]
如未特殊说明，下述实施例中各原料组分均采用已商品化的原料，并均可通过商业途径购得。
[0031]
实施例1
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本实施例提供了一种可以应用于制备油田滑溜水压裂液的减阻剂，该减阻剂由以下质量百分比的原料制备而成：
[0033]
分子量为2000万粒径为80目的聚丙烯酰胺粉末50wt％，1wt％span60，1wt％tween60，增稠剂2wt％，5号白油46wt％。
[0034]
采用以下方法将上述原料组分制备成减阻剂：
[0035]
步骤一：向烧杯中加入5号白油46g，在磁力搅拌器下搅拌，称取2g增稠剂，缓慢加入至搅拌的5号白油中，在温度55℃、转速700r/min的条件下，充分搅拌使其完全溶解，得到无色、透明、粘稠的混合物；
[0036]
步骤二：将温度降低至45℃，向步骤一获得的混合物中依次加入1g span60和1g tween60，继续搅拌至完全溶解；
[0037]
步骤三：保持温度不变，向步骤二获得的混合物中加入50g聚丙烯酰胺粉末，转速700r/min的条件下搅拌3h，冷却至室温即获得悬浊液状的减阻剂。
[0038]
采用上述方法制得第一系列减阻剂，区别在于，在减阻剂原料总质量不变(即100g)、增稠剂和表面活性剂添加的质量不变(即分别为2g和2g)的条件下，采用调整聚丙烯酰胺粉末的质量百分比(为保证原料总质量不变，此时相应调整的是5号白油的质量百分比)或采用不同具体种类的增稠剂的方式制得，其中采用多种增稠剂的，在添加时采用依次添加的方式分别加入。采用上述方法制备获得的一些减阻剂，在刚结束实验进行装瓶后，外观均呈乳白色的悬浊液，并测得悬浊液的粘度在5万-20万cp之间。
[0039]
将上述获得的第一系列减阻剂在常温(室温25℃)下静置30天，观察是否出现肉眼可观察到的白油析出现象，具体增稠剂种类的选择以及所得结果见表1。
[0040]
表1
[0041][0042][0043]
由表1中的数据可知，采用增稠剂增稠白油的方式，获得具有一定粘度的混合体系后，有利于后加入的水溶性聚丙烯酰胺粉末在表面活性剂存在下的乳化和聚丙烯酰胺粉在最终体系中的分散性。并且，不同种类的增稠剂对于聚丙烯酰胺在5号白油中的稳定效果却相差较大，并且随着聚丙烯酰胺粉用量的增加，部分减阻剂的稳定性呈明显下滑趋势；然而，实验发现，在使用前述制备方法进行制备时，含有聚合物类增稠剂的减阻剂，其悬浊液的稳定性受聚丙烯酰胺粉用量的影响较小，并且使用复配的聚合物类增稠剂对稳定性效果提升的更好，特别是实施例15和16，在含有60g(即60wt％)聚丙烯酰胺粉的条件下其常温稳
定性超过30天。
[0044]
但是，尽管上述最优实施例已经能够达到常温稳定性超过30天的效果，但相较于现有的乳液剂型减阻剂的稳定时间(通常为2个月)，还未显示出显著提升。以下以实施例16的原料组分为基准，取60g聚丙烯酰胺，从改善乳化条件的角度调节表面活性剂，继续制备获得第二系列悬浊液状的减阻剂，测试其在更恶劣的冷热交替储存环境下的稳定性，并延长储存观察时间，其中冷热交替的储存环境为：湿度20％，温度在0℃和40℃之间每12h交替一次。
[0045]
与此同时，还测试了第二系列减阻剂分别在清水、1号盐水以及2号盐水中的减阻率，该测试的实验方法如下：采用海安县石油科研仪器有限公司提供的压裂液摩阻仪，采用闭式循环流程系统，连续试验测定减阻性能。压裂液摩阻仪的主要技术参数：1.最高工作温度：95℃；2.工作压力：＜3mpa；3.管线：内径10mm，长度3m；4.注入流量：15-120l/min；5.电源：380v，14kw。在摩阻仪运行平稳以后，采用针管吸取1ml的减阻剂样品注射到摩阻仪的清水/盐水罐中测定减阻剂在不同流速下的减阻率，其中1号盐水的盐浓度为6％，2号盐水中的盐浓度为15％，结果见表2。
[0046]
表2
[0047][0048][0049]
由表2中的数据可知，在本申请提供的悬浊液状减阻剂中，表面活性剂的优化对悬浊液的稳定性具有显著的提升，并且对减阻剂在水中的溶解速率起到了一定的提升效果，说明在含有特定增稠剂的聚丙烯酰胺白与油的混合体系中，采用合适的表面活性剂，能够促使聚丙烯酰胺粉末在悬浊液体系更稳定，并且聚丙烯酰胺的减阻性能以及在含盐环境下的减阻性能发挥更好。特别是实施例21和22，相较于在清水中的降阻性能，其在不同浓度的盐水中减阻率并没有明显下降。以实施例22的原料组分为基料，继续优化增稠剂种类，所得结果见表3。
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表3
[0051][0052]
由表3中的数据可知，当增稠剂为聚苯乙烯-乙烯-丙烯、氢化(苯乙烯-异戊二烯)共聚物和十二醇或十六醇的复配混合物时，所得悬浊液状减阻剂的稳定性达到了最好水平，其中实施例27和28储存超过365天仍未析出白油。其中，实施例27和28分别在清水中和在2号盐水中的减阻率如图1所示，由图1可知，实施例27和28提供的悬浊液状减阻剂，在清水或盐水中均能够快速释放，600s后减阻率下降幅度较小。
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综合上述结果可知，在上述悬浊液状减阻剂中，按总质量为100％计，当该减阻剂由以下质量百分比的组分按本申请所述方法制备时，获得的减阻剂的储存稳定性以及耐盐性效果最佳：55wt％聚丙烯酰胺粉，3.5wt％聚苯乙烯-乙烯-丙烯，1wt％氢化(苯乙烯-异戊二烯)共聚物，0.5wt％十二醇或十六醇，0.5wt％span60，0.8wt％tween20，0.7wt％op-10，38wt％5号白油。
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以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。