注水井降压增注用杂双子表面活性剂的研制及性能评价.doc

注水井降压增注用杂双子表面活性剂的研制及性能评价 摘要：针对注水井长期注水后压力升高、酸化等常规增注措施有效期短、适应性差等问题，以烷基二甲基叔胺、卤代烷烃为主要原料，通过两步法制备出了一种适用于注水井降压增注的杂双子表面活性剂GXS-2，室内评价了其界面活性、耐温性、耐盐性、与其他常规表面活性剂的协同性以及降压增注的效果。结果表明，该杂双子表面活性剂具有较高的界面活性，加量为0.05%时界面张力为0.028mN/m，达到了超低界面张力的要求。当温度为150、矿化度为100000mg/L时，表面活性剂溶液仍具有较低的表面张力值，具有较好的耐温性和耐盐性。与普通表面活性剂DTAB进行复配后，配伍性较好，表面/界面张力均比单一表面活性剂有所降低，起到了一定的协同作用。岩心驱替实验结果表明，注入5PV浓度为0.05%的杂双子表面活性剂溶液后，压力降低率可达35%左右，起到了明显的降压增注作用。 关键词：注水井；降压增注；杂双子表面活性剂；耐温抗盐 ：TE357：A：1671-0460（xx）09-1799-04 胜利油田某区块前期采用常规注水开发，由于储层的物性较差，注水水质不达标以及储层敏感性等原因，区块内大多数注水井注水压力较高，普遍存在“欠注”现象。分析该区块注水井储层特征及注入水水质等因素，认为注水井压力升高的主要原因是渗透率低，孔隙小，渗流阻力较大。还有低渗透储层油水两相渗流区往往比较狭窄，随着注水周期的延长，含水饱和度逐渐上升时，油相相对渗透率下降较快，而此时水相相对渗透率上升又较慢，当达到残余油饱和度时，水相相对渗透率还很小，所以油水两相共渗点较低，渗流阻力较大1。另外，储层埋藏较深，地层温度较高，地层水矿化度較高且含有一定量的成垢离子，在地层温度下易与注入水结垢，堵塞地层，从而造成注水压力升高。针对上述情况，该区块采取过酸化解堵增注措施，效果不理想。如何实现长期有效的降压增注成为该区块注水井注水过程中亟待解决的问题。 表面活性剂降压增注技术在低渗储层注水井中的应用研究较多2-4，并且取得了比较明显的效果。表面活性剂能显著降低油水界面张力，注入水中加入表面活性剂后，残余油饱和度下降，水相相对渗透率上升，注入压力下降5-7。本文针对胜利油田某区块注水井注水压力升高，常规增注措施效果不理想的问题，研制出一种适用于注水井降压增注的杂双子表面活性剂，并评价了其性能，以期为现场应用提供参考。 1实验部分 1.1主要试剂与仪器 烷基二甲基叔胺，卤代烷烃，异丙酮，无水乙醇，乙酸乙酯，氯化钾，十二烷基三甲基溴化铵DTAB，以上试剂均为市售分析纯。蒸馏水，模拟地层水（矿化度为81576mg/L），目标油田脱气原油，中性煤油，储层天然岩心。 烧杯，水浴锅，磁力搅拌装置，电子天平，真空干燥箱，XJZ-200全自动界面张力仪，BH-3型岩心真空加压饱和实验装置，HKY-多功能岩心驱替实验装置。 1.2杂双子表面活性剂的制备 1.2.1反应方程式 合成反应分两步进行： 1.2.2制备方法 称取一定质量的烷基二甲基叔胺和卤代烷烃R1X，与无水乙醇按一定的比例的加入到三口烧瓶中，在75下反应24h，得到粘稠油状的中间产物，先使用乙酸乙酯进行部分重结晶，保留析出部分产物。再使用异丙酮进行2次重结晶，得到纯度较高的中间产物烷基二甲基卤化铵。收集所有中间产物再与卤代烷烃R2X发生亲核取代反应，将反应产物提纯、烘干，并粉碎，得到白色粉末状产品GXS-2。 1.3性能评价实验方法 1.3.1界面活性评价 将制备的杂双子表面活性剂GXS-2配制成不同浓度（0.01%、0.03%、0.05%、0.08%、0.1%）的蒸馏水溶液，使用XJZ-200全自动界面张力仪测定常温下气液表面张力，以及与储层原油之间的界面张力，评价GXS-2的界面活性。 1.3.2耐温性评价 配制浓度为（0.01%、0.03%、0.05%、0.08%、0.1%）的杂双子表面活性剂GXS-2蒸馏水溶液，分别在80、120和150的烘箱中静置12h，使用XJZ-200全自动界面张力仪测定其在80下的气液表面张力，与常温下的性能进行对比，评价GXS-2的耐温性。 1.3.3耐盐性评价 分别使用矿化度为10000、30000、50000、 80000和100000mg/L的氯化钾盐水配制浓度为（0.01%、0.03%、0.05%、0.08%、0.1%）的杂双子表面活性剂GXS-2水溶液，使用XJZ-200全自动界面张力仪测定常温下气液表面张力，评价GXS-2的耐盐性。 1.3.4与其他表面活性剂的协同作用 分别配制浓度为0.03%GXS-2、0.03%DTAB、0.02%GXS-2+0.01%DTAB、0.05%GXS-2、0.05% DTAB、0.03%GXS-2+0.02%DTAB表面活性剂蒸馏水溶液，使用XJZ-200全自动界面张力仪测定常温下气液表面张力以及与储层原油之间的界面张力，评价GXS-2与其他表面活性剂之间的协同作用。 1.3.5降压增注岩心驱替实验 （1）将目标油田天然岩心洗油烘干称重，使用BH-3型岩心真空加压饱和实验装置将岩心饱和模拟地层水，计算岩心的孔隙体积和孔隙度； （2）使用HKY-多功能岩心驱替实验装置將岩心驱至压力稳定，记录压力变化情况。实验条件：驱替流体为模拟地层水，围压为3MPa，温度为80，流速为0.3mL/min； （3）饱和10倍孔隙体积的模拟油，实验条件：模拟油为储层脱气原油与中性煤油按21混合，围压为3MPa，温度为80，流速为0.1mL/min，老化24h； （4）再使用模拟地层水进行第一次水驱，记录压力变化情况。实验条件同步骤（2）； （5）分别注入5PV的表面活性剂溶液，记录压力变化情况。表面活性剂溶液为模拟地层水配制，浓度为0.05%GXS-2和0.03%GXS-2+0.02%DTAB； （6）继续使用模拟地层水进行第二次水驱，直到压力不再变化，记录驱替过程的压力变化情况。实验条件同步骤（2）。 2实验结果与讨论 2.1界面活性评价实验结果 按1.3.1中的实验方法，测定杂双子表面活性剂GXS-2溶液在常温下的表面/界面张力，实验结果见表1。 由表1可知，GXS-2加量为0.05%时油水界面张力值为0.028mN/m，达到了超低界面张力的要求。说明该杂双子表面活性剂具有较高的界面活性。 2.2耐温性评价实验结果 按照1.3.2中的实验步骤，测定不同浓度的杂双子表面活性剂GXS-2水溶液在不同温度下老化后的表面张力，实验结果见图1。 由图1实验数据可以看出，随着温度的升高，不同浓度表面活性剂GXS-2溶液的表面张力值有一定程度的升高，但变化幅度较小，说明其具有较好的耐温性能。可以满足目标油田高温储层降压增注的要求。 2.3耐盐性评价实验结果 按1.3.3中的实验步骤，测定不同浓度的杂双子表面活性剂GXS-2在不同矿化度氯化钾溶液中的表面张力值，实验结果见图2。 图2GXS-2耐盐性评价结果 Fig.2EvaluationresultsofsalttoleranceofGXS-2 由图2实验结果可知，矿化度对不同浓度GXS-2溶液的表面张力影响较小，随着矿化度的不断增加，不同浓度GXS-2溶液的表面张力均有所降低，表面活性增强，当矿化度达到100000mg/L时，仍具有较低的表面张力值，说明该杂双子表面活性剂具有较好的耐盐性。 2.4与其他表面活性剂的协同作用实验结果 按1.3.4中的实验方法，评价杂双子表面活性剂GXS-2与普通表面活性剂DTAB之间的协同作用，实验结果见表2。 由表2实验数据可知，杂双子表面活性剂GXS-2与普通表面活性剂DTAB进行复配后，表面/界面张力均比单一表面活性剂有所降低，配伍性较好，起到了一定的协同作用。 2.5降压增注岩心驱替实验结果 按1.3.5中的实验方法，测定表面活性剂对天然岩心降压增注的效果，实验结果见表3和图3。 从以上实验结果可以看出，注入5PV不同表面活性剂溶液后，驱替压力均出现不同程度的降低。当注入5PV浓度为0.05%的杂双子表面活性剂GXS-2溶液后，压力降低率可达35%左右，长时间驱替后压力没有继续升高，起到了明显的降压增注作用。GXS-2与DTAB复配后的降压效果更好。说明制备的杂双子表面活性剂GXS-2能够有效降低油水界面张力，改善储层渗流状态，从而降低注水压力，并且具有良好的适应性和长效性。能够满足注水井长期降压增注的需要。 3结论 （1）室内研制出一种适合于注水井降压增注的杂双子表面活性剂GXS-2，通过室内实验评价了GXS-2的界面活性、耐温性、耐盐性、与其他常规表面活性剂的协同性以及降压增注的效果，并通过岩心驱替实验评价了GXS-2的降压增注效果。 （2）实验结果表明，杂双子表面活性剂GXS-2具有较高的界面活性，加量为0.05%时界面张力为0.028mN/m，达到了超低界面张力的要求；当温度为150、矿化度为100000mg/L时，表面活性剂溶液仍具有