压裂用防水锁剂及其制备方法技术

本发明专利技术公开了压裂用防水锁剂及其制备方法，属于油气开发领域。该防水锁剂包括以下质量百分比的组分：对

【技术实现步骤摘要】
压裂用防水锁剂及其制备方法


[0001]本专利技术涉及油气开发领域，特别涉及压裂用防水锁剂及其制备方法。

技术介绍

[0002]低渗透致密气藏是中国油气盆地中一种重要的油气藏类型，我国累计探明的低渗透油气储量已超过全国油气探明总储量的50％。低渗透储层普遍具有泥质胶结物含量高、孔喉细小、渗透率超低、孔隙度超低和含水饱和度超低等特点，导致储层毛细管压力高、水敏性强和渗透性差，外来流体容易自吸进入储层，但其返排困难，相关研究结果表明，该滞留水对储层的伤害率可达70％
‑
90％。可见，在致密气田开发过程中水锁是致密气开发过程中最常见也是最严重的伤害类型，目前存在的问题就是：在实施钻井、完井、压裂增效技术过程中，液体渗入储层以及裂缝中，由于储层孔喉很小，存在较大的毛细管作用，而在返排过程中外部渗入液体不能完全排出，造成圈闭和水锁伤害，导致产气量降低，甚至“憋死”。
[0003]目前，相关技术提供的防水锁剂包括：甲醇、乙二醇单丁醚等醇醚非离子表面活性剂，一般对岩心伤害率降低35％
‑
55％，且多用在储层条件相对较好的非常规气藏中。举例来说，贾如林等针对盆5凝析气藏，研制出含氟表面活性剂ST，并和醇类结合形成防水锁剂SCJ，该防水锁剂水锁伤害程度由66.89％降低至36.85％。李颖颖等利用高玻璃温度硬单体，高附着软单体以及全氟烷基侧链合成出防水锁剂FCS，能使油水界面张力降低至0.25mN/m，使渗透率恢复率高达87.5％；李宁等优选完井用防水锁剂可有效降低毛细管力，减小自吸侵入速度。
[0004]在实现本专利技术的过程中，本专利技术人发现现有技术中至少存在以下问题：
[0005]相关技术提供的防水锁剂，一般适用于低渗透气田钻井和完井施工，而对于敏感性致密气藏的防水锁效果较差。

技术实现思路

[0006]鉴于此，本专利技术提供一种压裂用防水锁剂及其制备方法，能够解决上述涉及的技术问题。
[0007]具体而言，包括以下的技术方案：
[0008]一方面，本专利技术实施例提供了一种压裂用防水锁剂，所述防水锁剂包括以下质量百分比的组分：对
‑
全氟壬烯氧基苯磺酸钠，1.5％
‑
2.5％；
[0009]全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚，0.15％
‑
0.5％；
[0010]十二烷基苯磺酸钠，0.7％
‑
1.5％；
[0011]甲酸盐，5％
‑
8％；
[0012]氯盐，0.25％
‑
0.5％；
[0013]水为余量。
[0014]在一些可能的实现方式中，所述防水锁剂包括以下质量百分比的组分：对
‑
全氟壬烯氧基苯磺酸钠，1.8％；
[0015]全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚，0.3％；
[0016]十二烷基苯磺酸钠，0.9％；
[0017]甲酸盐，6.6％；
[0018]氯盐，0.4％；
[0019]水为余量。
[0020]在一些可能的实现方式中，所述甲酸盐为甲酸钾和/或甲酸钠。
[0021]在一些可能的实现方式中，所述氯盐为氯化钾和/或氯化钠。
[0022]在一些可能的实现方式中，所述全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚的化学结构式如下所示：
[0023]CF3(CF2)4CF2CF2CF2SO2(CH2CH2O)
n
H。
[0024]在一些可能的实现方式中，所述全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚通过以下方法制备得到：
[0025]在催化剂的催化作用下，使全氟辛基磺酰氟与环氧乙烷进行开环聚合反应，得到所述全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚。
[0026]在一些可能的实现方式中，所述催化剂为甲醇钠。
[0027]在一些可能的实现方式中，所述开环聚合反应的反应温度为100℃
‑
140℃。
[0028]另一方面，本专利技术实施例还提供了上述任一种压裂用防水锁剂的制备方法，所述压裂用防水锁剂的制备方法包括：
[0029]按照防水锁剂中各组分的质量百分比，将对
‑
全氟壬烯氧基苯磺酸钠与水混合并搅拌均匀，得到第一混合液；
[0030]将所述第一混合液加热至35℃
‑
50℃，然后在搅拌条件下，向所述第一混合液中加入全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚和十二烷基苯磺酸钠，得到第二混合液，搅拌至混合均匀；
[0031]在搅拌条件下，继续向所述第二混合液中加入甲酸盐和氯盐，搅拌均匀，得到所述压裂用防水锁剂。
[0032]在一些可能的实现方式中，在进行搅拌时，使搅拌速度为800r/min
‑
1000r/min。
[0033]本专利技术实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
[0034]本专利技术实施例提供的防水锁剂，使质量分数为1.5％
‑
2.5％的对
‑
全氟壬烯氧基苯磺酸钠，0.15％
‑
0.5％的全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚，0.7％
‑
1.5％的十二烷基苯磺酸钠，5％
‑
8％的甲酸盐，以及0.25％
‑
0.5％的氯盐进行协同复配作用，所获得的防水锁剂至少具有以下性能：低表面张力、强憎水性、强耐温性、强化学稳定性、与岩石之间的强表面作用力，使得该防水锁剂具有良好的防水锁效果，特别适用于敏感性致密气藏。
具体实施方式
[0035]为使本专利技术的技术方案和优点更加清楚，下面将对本专利技术实施方式作进一步地详细描述。
[0036]低渗透致密气藏是中国油气盆地中一种重要的油气藏类型，我国累计探明的低渗透油气储量已超过全国油气探明总储量的50％。低渗透储层普遍具有泥质胶结物含量高、孔喉细小、渗透率超低、孔隙度超低和含水饱和度超低等特点，导致储层毛细管压力高、水敏性强和渗透性差，外来流体容易自吸进入储层，但其返排困难，相关研究结果表明，该滞
留水对储层的伤害率可达70％
‑
90％。可见，在致密气田开发过程中水锁是致密气开发过程中最常见也是最严重的伤害类型，目前存在的问题就是：在实施钻井、完井、压裂增效技术过程中，液体渗入储层以及裂缝中，由于储层孔喉很小，存在较大的毛细管作用，而在返排过程中外部渗入液体不能完全排出，造成圈闭和水锁伤害，导致产气量降低，甚至“憋死”。
[0037]目前，相关技术提供的防水锁剂包括：甲醇、乙二醇单丁醚等醇醚非离子表面活性剂，一般对岩心伤害率降低35％
‑
55％，且多用在储层条件相对较好的非常规气藏中。举例来说，贾如林等针对盆5凝析气藏，研制出含氟表面活性剂ST，并和醇类结合形成防水锁剂SCJ，该防水锁剂水锁伤害程度由66.89％降低至36.85％。李颖颖等利用高玻璃温度硬单体，高附着软单体以及全氟烷基侧链合成出防水锁剂FCS，能使油水界面张力降低至0.25mN/m，使渗透率恢复率高达本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种压裂用防水锁剂，其特征在于，所述压裂用防水锁剂包括以下质量百分比的组分：对
‑
全氟壬烯氧基苯磺酸钠，1.5％
‑
2.5％；全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚，0.15％
‑
0.5％；十二烷基苯磺酸钠，0.7％
‑
1.5％；甲酸盐，5％
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8％；氯盐，0.25％
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0.5％；水为余量。2.根据权利要求1所述的压裂用防水锁剂，其特征在于，所述压裂用防水锁剂包括以下质量百分比的组分：对
‑
全氟壬烯氧基苯磺酸钠，1.8％；全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚，0.3％；十二烷基苯磺酸钠，0.9％；甲酸盐，6.6％；氯盐，0.4％；水为余量。3.根据权利要求1或2所述的压裂用防水锁剂，其特征在于，所述甲酸盐为甲酸钾和/或甲酸钠。4.根据权利要求1或2所述的压裂用防水锁剂，其特征在于，所述氯盐为氯化钾和/或氯化钠。5.根据权利要求1或2所述的压裂用防水锁剂，其特征在于，所述全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚的化学结构式如下所示：CF3(CF2)4CF2CF2CF2SO2(CH2CH2O)
n
H。6.根据...

【专利技术属性】
技术研发人员：许建国，李边生，段永伟，朱兆鹏，何定凯，赵晨旭，刘光玉，宣高亮，任硕，徐子健，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：