低渗透油藏表面活性剂/有机碱降压增注体系研究

在50℃下,通过室内实验优选出一种化学降压增注体系,组成为：0.05%双子表面活性剂HA-1+0.1%乙醇胺MEA+0.1%甲醇。该体系可使油-水瞬时最低界面张力降至3.78×10^-5 mN/m。考察了降压增注体系改变岩石润湿性的能力以及耐盐、耐温性能。结果表明,该体系可将油湿表面反转为水湿表面,33 h后模拟地层水与岩心表面的接触角从130°降至60°。NaCl加量为5000～20000 mg/L时,油水瞬时最低界面张力可达10^-2~10^-5 mN/m。CaCl₂加量为50~200 mg/L时,最低界面张力可达10^-3 mN/m数量级,平衡界面张力保持在10^-2 mN/m数量级。该体系适用于Na⁺加量5000～20000 mg/L、Ca²⁺加量小于200 mg/L,温度为40~70℃的油藏。岩心驱替实验结果表明,注入降压增注体系后,水驱压力降低20%,降压效果明显。     

两亲聚合物ICJN对原油的乳化与降黏作用研究

为获得适合稠油开采的驱油剂,设计合成了两亲聚合物驱油剂体系ICJN。采用扫描电镜（SEM）、荧光显微镜、旋滴界面张力仪、接触角测定仪、石英晶体微天平和微观驱油模型实验对ICJN 在溶液中的聚集形态及其对稠油的乳化、分散能力和降黏性能、驱油性能进行了研究。结果表明：浓度1000 mg/L 的ICJN溶液可降低油水间界面张力至10^-1 mN/m 数量级;与水解度25%、黏均相对分子质量1800 万的普通部分水解聚丙烯酰胺HPAM相比,ICJN 具有较强的增黏能力;对于黏度上万的稠油,在油水体积比为1∶1 条件下,浓度1200 mg/L 的ICJN 可以使混合油水体系黏度降至100 mPa·s 以下,降黏率在95%以上;ICJN 具有较强的洗油能力,以沥青质模拟原油重质组分,在SiO₂芯片表面吸附沥青质,浓度1200 mg/L的ICJN溶液作为流动相,解吸附40 min后沥青质的吸附量从489.2 ng/cm²降至207.4 ng/cm²,吸附层厚度从4.7 nm 降至3.1 nm。ICJN 溶液既可以通过扩大波及体积驱油,又可依靠较低的油水界面张力从岩石表面乳化分散剥离原油。微观驱油实验结果显示,浓度1000 mg/L 的ICJN 体系的驱油效果明显优于等浓度的HPAM体系和1000 mg/L HPAM+3000 mg/LAOS体系。图24 表4 参10     

APEC(Na)降低油水界面张力影响因素研究

在埕岛油田埕北油水条件下,考察了烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠(APEC(Na)) 阴非离子表面活性剂乙氧基（EO）数、温度、无机盐、溶液pH值对油水界面张力的影响。结果表明,APEC(Na)中的EO数为6时的油水界面张力最低6.5×10^-3 mN/m。温度由30℃增至80℃,0.3%的APEC(Na) （EO数=6）海水溶液与埕北原油间的界面张力由5.6×10^-2 mN/m降至6.4×10^-3 mN/m;在APEC(Na)完全溶解后,温度（50~80℃）对界面张力的影响不明显。单一NaCl、Na2SO4、NaHCO3、CaCl2、MgCl2无机盐对APEC(Na)降低油水界面张力产生影响。随无机盐浓度升高,界面张力均先降低后升高;阳离子类型对界面张力的影响强于阴离子类型。Na₂SO₄、MgCl₂、CaCl₂加量分别为25×10⁴、10×10⁴、25×10⁴ mg/L时,界面张力最低,分别为1.2×10^-3、2.2×10^-3、5.8×10^-3mN/m,Mg²⁺对APEC(Na)界面活性的影响最大。在APEC(Na)海水溶液中加入1% NaOH,EO数为7的APEC(Na)可使原油界面张力达到最低值2.9×10^-3 mN/m;随EO数为7的APEC(Na)海水溶液pH值升高,油水界面张力先降低后升高,pH值为13.4（NaOH加量1%）时的界面张力最低。     

稠油乳化降黏体系提高采收率

为了解决胜利油田陈家庄稠油黏度大、开采难的问题,考察了阴离子烯烃类磺酸盐乳化降黏剂SS、阴离子烷烃类磺酸盐乳化降黏剂SD、非离子乳化降黏剂SF以及SS+SF(质量比1∶1)和SD+SF(质量比1∶1)复配体系降低油水界面张力的能力和乳化稠油的能力,并采用SS、SF、SS+SF溶液进行了微观可视化驱油实验。研究结果表明,在质量分数0.4%,温度25℃下,SD、SS阴离子乳化降黏剂体系与模拟油的界面张力分别为1.87×10-2mN/m和1.21×10-2mN/m,与稠油模拟油(黏度187 m Pa·s)形成乳状液(质量比3∶7)的黏度分别为42 mPa·s和46 mPa·s;在微观驱油过程中,阴离子乳化降黏剂SD、SS的提高采收率分别为56.75%、61.93%。同样条件下,SS+SF体系具有优于单组分乳化降黏剂的界面活性和提高采收率能力,界面张力降至1×10-4mN/m以下,与稠油模拟油形成的乳状液黏度为30 mPa·s,相对于SF乳化降黏剂提高采收率14.93%。SS+SF乳化降黏剂有望用作普通稠油油田的驱油处理剂。     

低张力黏弹性表面活性剂体系性能研究

将酰胺甜菜碱(BE)与芥酸钠以3∶7的比例复配,得到具有增黏及降低界面张力能力的黏弹性体系(VES J)。基于Rubingh规则溶液理论计算其相互作用参数βm,并结合ESEM微观形貌表征,考察了黏度与降低界(表)面张力的室内性能。结果表明,该复配体系的βm=-8.6,存在一定的协同效应;且VES J能在很低的质量分数时体现出黏性特征与降低界面张力能力(10-2 mN/m);一定的矿化度对表观黏度与界面张力产生积极影响;90℃较25℃的黏度保留率达到74.6%,W断块地层温度(65℃)有利于发挥体系降低油水界面张力能力;65℃下老化90d后界面张力能在10-1 mN/m稳定60min以上,120d后黏度保留率高于70%。体现了体系良好的室内性能,对三次采油具有很强的实际意义。     

低温高盐低渗油藏表面活性剂驱油体系的筛选及评价

针对延长化182 井组长6 油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能,地层水矿化度 和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题,研究了一种抗盐性表面活性剂驱油剂。该剂在不用螯合剂和稳 定剂的条件下,将两性-非离子Gemini 表面活性剂（PPM-12）、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠（AES-12）与十二烷基 二甲基氧化胺（OB-2）复配而得。对复配表面活性剂的配比和性能进行了优选和评价。结果表明,在表面活性剂 总加量为0.3%时,PPM-12、AES-12、OB-2 较适宜的质量比为4∶1∶1～1∶1∶4,油水界面张力均能达到10^-3 mN/m 数量级,在最佳配比2∶1∶3 下的油水界面张力可达1.2×10^-3 mN/m。复配表面活性剂的吸附性能、抗盐性能、乳化 性能和驱油效果均较好。经岩心6 次吸附后的油水界面张力仍在10-3mN/m数量级;其在油田钙镁离子浓度范围 内可达10^-3 mN/m数量级,镁离子对界面张力的影响最大,其次为钙离子,钠离子影响最小。当驱油体系加量≤ 0.25%时,乳化分水时间≤2894 s,且油水界面清晰。复配表面活性剂驱油体系在高盐低渗油藏的平均采收率增 幅达10.3%,在类似油藏有良好的应用前景。     

长庆原油组分对甜菜碱表面活性剂溶液界面张力的影响

为揭示长庆原油中各组分对表面活性剂溶液界面张力的影响规律,在采用四组分分离方法和碱醇液萃取法对长庆原油进行分离的基础上,考察了原油中各组分与甜菜碱表面活性剂溶液之间的界面张力。结果表明,与甜菜碱表面活性剂作用时,单一的烷烃、芳烃、沥青质组分对超低界面张力的形成贡献很小,而非烃组分与甜 菜碱表面活性剂的界面张力可达到4.82×10^-3 mN/m;非烃组分中的石油酸与表面活性剂间的平衡界面张力为0.347 mN/m,石油碱与表面活性剂间的界面张力先迅速降低再升高至约0.1 mN/m,单一的石油酸和石油碱组分均不能有效降低油水界面张力,且二者具有相反的界面行为特点;石油酸与石油碱复配体系与表面活性剂间的界面张力为4.70×10^-3 mN/m,二者的协同作用使原油与甜菜碱表面活性剂间的界面张力达到超低。图6 参14     

耐温抗盐驱油用纳米分散体系的研制与性能评价*

为了改善聚合物驱油体系在高温高盐油藏中高温断裂、抗盐性和长期稳定性差的问题,研制了一种由油酸 改性纳米SiO₂（O-SiO₂）和疏水缔合聚合物KAPAM组成的纳米分散体系,评价了纳米分散体系的增黏性、耐温 性、抗盐性、抗剪切性、长期稳定性和驱油效果。结果表明,与单一KAPAM溶液相比,纳米分散体系的三维网格 结构提升了体系的结构稳定性及结构恢复能力,从而提高了体系的各项性能。O-SiO₂可使KAPAM溶液黏度增 加,组成为0.15% KAPAM+0.3% O-SiO₂的纳米分散体系的黏度最大,增黏率为25.73%。纳米分散体系在90 ℃ 下的黏度保留率为 89.41%;当体系中的 NaCl、CaCl₂的质量浓度为 60、7 g/L 时,黏度保留率分别为 72.13%、 65.74%;纳米分散体系在90 ℃下可稳定分散约20 d;在90 ℃、矿化度为3.3×10⁴ mg/L的条件下,向填砂管中注入 0.5 PV纳米分散体系可在水驱基础上提高采收率23.5%,表现出较好的耐温抗盐性、长期稳定性及驱油能力。     

表面活性剂驱油性能评价及其在低渗透油田的应用

结合低渗透油田储层和化学驱油技术特点,考察了双子型表面活性剂驱油剂YC-2 表界面活性、乳化能力及驱油效果。实验结果表明,该驱油剂在浓度为3000mg/L时的表面张力可以达到30mN/m左右,与原油间的界面张力可以达到10^-3mN/m超低数量级,并且对NaCl和CaCl₂ 体现出较强的抗盐能力;表面活性剂YC-2 溶液/原油乳液体系析水快,有利于产出液的破乳。驱油实验结果表明,浓度为3000mg/L的表面活性剂YC-2 溶液在气测渗透率为0.3541× 10-3μm²岩心水驱（采收率50%）基础上可进一步提高采收率15% 以上;该表面活性剂适用于低渗透油层驱油,随着岩心渗透率的提高,表面活性剂驱油效率降低。该驱油剂产品已在延长油田青化砭、瓦窑堡、青平川等采油厂应用,取得了显著的驱油效果。     

N-(3-十八烷氧基-2-羟丙基)-N,N-二甲基甜菜碱的合成及表征

以正十八醇和表氯醇、二甲胺等合成N-(3-十八烷氧基-2-羟丙基)-N,N-二甲基甜菜碱（JHD-18）,并对其表面活性以及与OP-10的复配性能进行了研究。结果表明,JHD-18在25℃的临界胶束浓度500 mg/L,临界表面张力为28.94 mN/m,JHD-18与OP-10 的摩尔比为3:7时,表现出最佳的复配效果,该复配体系的临界胶束浓度为450 mg/L,临界表面张力为20.47 mN/m,并可使油水界面张力降低至超低（10^-3mN/m）数量级。复配体系与地层水配伍性好,抗盐能力较强,当Ca²⁺浓度高达16000 mg/L时,该体系与原油仍可达到超低界面张力(10^-3 mN/m);在不同渗透率(0.32×10-3~3.14×10-3 μm²)岩心的驱替实验中,水驱后注入 0.3 PV质量浓度为1500 mg/L的复配体系（JHD-18与OP-10 的摩尔比为3:7）最大可提高驱油效率15.72%。