王德民院士：化学驱技术方面的一些新进展

1,化学驱技术方面的一些新进展,王德民2005年9月,2,报告主要内容,一、化学驱的现场效果二、聚合物驱油机理方面的一些新认识三、无碱体系表面活性剂的研制四、泡沫复合驱五、化学驱工艺方面的一些新进展,3,一、化学驱的现场效果1、聚合物驱的规模和效果,4,1996-2004年大庆油田产油量构成,聚合物驱的规模,5,含水下降(%),聚合物驱的效果,6,2、三元复合驱的效果,7,8,二、聚合物驱油机理方面的一些新认识,1、聚合物溶液的弹性可以改变流体在微观孔隙中的流动轨迹（类似“膨胀活塞”）,9,x,10,凹槽模型速度等值线（n=1，We=0.0，Re=1e-5，s=24.2991，S=1，=24.2991%）,11,凹槽模型速度等值线（n=1，We=0.39，Re=1e-5，s=58.7858，S=1，=58.7858%）,12,凹槽模型速度等值线（V0.05，n=0.8，自上而下We=0，0.2，0.39）,13,凹槽模型速度等值线（V0.05，n=0.6，自上而下We=0，0.2，0.39）,14,突扩模型速度等值线（V0.00625，n=1，自上而下We=0.39，0.2，0）,15,凹槽模型n值相同We不同的面积对比表,16,突扩模型n值相同We不同的面积对比表,17,扩张收缩模型n值相同We不同的面积对比表,18,2、流动轨迹的变化将影响驱替液作用在剩余油上的作用力，从而提高驱油效率,19,残余油形状及粘弹性流体和牛顿流体微观速度剖面图,20,21,3、聚合物溶液在微观模型上的驱油效果,22,不同浓度的聚合物溶液驱油后的盲端类油湿岩心残余油状况（连续驱）,H2Opolymer500polymer1000,polymer1500polymer2000polymer2500,23,不同浓度聚合物溶液驱替仿真岩心中的盲端类残余油,a.水驱b.500ppmc.1000ppm,d.1500ppme.2000ppmf.2500ppm,24,H2O13mPas34.2mPas,57mPas146mPas255.0mPas,不同黏度的甘油溶液驱后的残余油状况,25,聚合物溶液和甘油溶液对盲端类残余油的驱油效率,注：E驱油效率（%）；E驱油效率增量（%），与水对比,26,甘油与聚合物驱驱油效率增值,27,水驱聚驱0.5g/L聚驱1.0g/L,聚驱1.5g/L聚驱2.0g/L聚驱2.5g/L,系列HPAM溶液连续驱残余油,28,系列甘油溶液连续驱残余油,water甘油8.5mpas甘油23mpas,甘油44.9mpas甘油98mpas甘油255mpas,29,4、聚合物溶液粘弹性对驱油效率和毛管数关系曲线的影响,30,界面张力和毛管数与驱油效率及剩余油饱和度的关系,100,90,80,70,60,50,40,30,驱油效率(%),剩余油饱和度(%),NC增大600倍提高驱油效率6.1%,驱油效率,剩余油饱和度,NC,31,二元复合体系毛管数与采收率/残余油饱和度关系曲线,32,5、甘油溶液驱、黄原胶溶液驱和聚合物溶液驱对比,33,34,35,36,聚丙烯酰胺（均质岩心）和黄原胶浓度与采收率的关系曲线,聚丙烯酰胺和黄原胶的采收率与粘度的关系曲线,37,6、不同聚合物溶液在非均质岩心上的驱油效果,38,不同浓度聚合物溶液驱油的含水-PV关系,39,不同浓度聚合物溶液驱油的采收率-PV关系,40,7、高浓度聚合物驱的现场效果,41,42,高浓度聚合物采出程度与PV关系,43,不同聚合物溶液的粘度和弹性不同，二者也不成比例。粘度大可以提高驱油时的波及体积;弹性高可以提高驱油效率。,44,、,三、无碱体系表面活性剂的研制,45,1、原体系加碱原因1）磺酸盐亲水性太强现有的驱油用活性剂的亲水端主要是磺酸基，亲水性非常强，远大于亲油端对油的亲和力。如果增加亲油链长，势必造成溶解能力较差。因此活性剂主要在水中，界面张力降不下来。为了降低亲水端对水的亲和力，现在的做法是加碱和盐，使活性剂的亲水和亲油端对油和含碱的水的亲和力大致相等，此时界面张力会出现一个最低值。,46,碱浓度对界面张力的影响,NaOH浓度(wt%),0.0001,0.001,0.01,0.1,1,界面张力(mN/m),一厂污水,二厂污水,三厂污水,四厂污水,TD-1=0.2wt%,一厂脱水油,0.4,0.6,0.8,1,1.2,1.4,1.6,0.5,0.6,0.7,0.8,0.9,1,1.1,1.2,1.3,NaOH浓度(wt%),ND1,ND2,活性剂浓度：0.2wt%,杏二油水,47,两种思路制备表面活性剂示意图,48,2）碱与原油反应后生成新的活性剂并与原活性剂有协同效应2、有碱体系的主要问题结垢严重、乳化严重，对驱油体系有严重的降粘作用3、新研制的无碱体系活性剂性能1）超低界面张力范围宽（可在超低浓度形成超低界面张力）,49,从图中可以看出SLB-11表活剂浓度在10-3000ppm范围内,都能达到10-3mN/m量级,最低达到10-4mN/m量级,新型表面活性剂界面张力评价(SLB-11),50,新型表面活性剂界面张力评价(SLB-14),51,表面活性剂界面张力随时间变化关系图,52,2）受矿化度和钙镁离子浓度影响较小,从曲线可以看出,这种新型表活剂既可以适合大庆这样的低矿化度和二价离子的油田,也可以适合其它高矿化度和二价离子的油田,53,3）受聚合物浓度影响较小,54,二元/三元体系（10-3mN/m）驱油物理模拟实验结果,4）是单一有效成分活性剂(除杂质外)，不是混合物（仍需表证），色谱分离小5）驱油效果,55,微观实验,表面活性剂改变岩石润湿性微观实验盲端表面活性剂微观驱油实验水驱后盲端残余油表面活性剂驱后盲端油被“挖出”,水驱后岩石亲油表面活性剂驱后岩石亲水,56,二元仿真驱油实验,全图饱和油岩心水驱后水驱后二元驱局部视域,57,二元仿真驱油实验局部视域图,饱和油岩心水驱后水驱后二元驱视域1视域2视域3,58,二元/三元体系驱油物理模拟实验结果(人造均质岩心2.510cm),三元复合驱实验方案：1.注入0.3%(wt)ORS41+NaOH1.0%(wt)+2000mg/L(2700万分子量抗盐)0.3PV;2.注入1000mg/L(2700万分子量抗盐)0.2PV;3、体系粘度40mPa.s二元驱实验方案:1.注入0.1%(wt)新型表面活性剂+2000mg/L(2700万分子量抗盐)0.3PV;2.注入1000mg/L(2700万分子量抗盐)0.2PV;3、体系粘度65mPa.s,59,不同表面活性剂段塞用量及段塞数降低驱替压力结果,6）降低驱替压力,60,通过上述研究，可以得出以下初步结论：1、合成了一种在无碱、超低浓度（10ppm)、超高矿化度（15万mg/L）、超高二价离子含量（1500mg/L）条件下，能形成超低界面张力的新型表面活性剂；2、岩心实验表明二元复合驱提高采收率的幅度高于三元复合驱，且该种活性剂的使用浓度只有0.1%，低于三元使用活性剂浓度0.3%；,61,3、仿真模型实验结果表明，表面活性剂能够改变岩石的润湿性并大幅度提高采收率；4、对于低渗透油田，该种表面活性剂能够大幅度降低注入压力、提高注水量、改善低渗透油田的动用程度。,62,四、泡沫复合驱,63,1、原化学驱方法存在的主要问题1）聚合物驱，粘度较大（波及体积大），但洗油效率增加较少；2）三元复合驱，洗油效率增加较多，但粘度较低；为解决上述问题，研制了泡沫复合驱，在特定复合驱体系中加入气体，产生气泡（泡沫），利用有气泡的复合驱体系的特殊性能，解决上述问题。,64,2、泡沫体系具有超低界面张力，因此洗油能力强,65,3、体系具有比聚驱更高的阻力系数，因此有更强的扩大波及体积作用,阻力系数与渗透率的关系,66,4、体系具有“堵大不堵小”的作用，有利于提高残余油饱和度较高的低渗透层的采收率。,阻力系数与渗透率的关系,67,5、具有“堵水不堵油”的作用,更有利于驱替剩余油多的油层部位。,含油饱和度，%,68,6、因此体系具有大幅度提高采收率的作用,69,70,7、现场试验效果较好，因此正在扩大试验,71,试验区井位图,72,水驱,7.0MPa,三元,12.3MPa,泡沫,17.3MPa,注入井注入压力上升表明泡沫复合体系在地下取得了很好的发泡效果，增加了流动阻力，扩大了波及体积。,5.3MPa,5.0MPa,73,泡沫复合驱与水气交替全区平均油气比对比曲线,泡沫复合驱油气比低于水气交替注入油气比，表明在地下形成了泡沫，降低了气体的流动速度,74,中心井含水与采出程度关系曲线,泡沫与三元复合驱对比含水下降幅度大、低含水期时间长，比水驱提高采收率30个百分点，比三元复合驱提高采收率10个百分点。,40,50,60,70,80,90,100,0,0.2,0.4,0.6,0.8,1,1.2,注入孔隙体积,(,PV),含水,(%),0,5,10,15,20,25,30,35,40,40,50,60,70,80,90,100,0,0.2,0.4,0.6,0.8,1,1.2,注入孔隙体积,(,PV),含水,(%),0,5,10,15,20,25,30,35,40,采收率提高值（%）,三元,三元,泡沫,泡沫,75,五、化学驱工艺方面的一些新进展,76,1、抽油杆偏磨问题,77,速度梯度与法向力关系图,(a)偏心度0.2(b)偏心度0.6无量纲速度等值线,78,D=0.06m,d=0.02m,1=0.019s,=0.02Pas,w0=2m/s法向力与偏心度的关系,法向力与内管运动速度的关系,79,图抽油杆偏心度为0.30的法向应力实验曲线,流速（m/s）抽油杆偏心度为0.30的法向应力实验曲线,80,偏磨检泵井比例对比曲线,81,措施前后检泵比例对比曲线,82,得出的结论：1、理论研究及室内室验表明：导致见聚抽油机井偏磨的主要原因是法向力；2、影响法向力大小的因素是含聚浓度、抽油杆偏心度和抽油杆运动速度。3、全井扶正措施能够减小抽油杆的偏心度进而减小法向力的影响，同时消除了抽油杆每年1800万次的横向运动，使杆断现象大大降低；4、大流道三级泵可有效克服采出液见聚后下行阻力增大的问题；5、8343口井的现场试验证明：全井扶正、大流道三级泵、统一杆径和定期旋转抽油杆措施对防偏磨是有效的，取得了显著的经济效益。,83,2、聚合物注入井增注问题1）树脂砂压裂机理,84,注聚井压裂失效原理示意图（1井筒、2石英砂、3地层）,85,出砂量与流量关系曲线,86,树脂砂防注入井裂缝口闭合图（1井筒、2石英砂、3地层、4树脂砂）,87,效果,注聚井树脂砂压裂、石英砂压裂K/K0对比曲线,截止2004年10月底，在注聚井中进行树脂砂压裂234口井，初期单井日增注44.6m3，压力下降3.0MPa，平均有效期已达18个月，效果远远好于石英砂压裂，且持续有效，最长已达36个月。,88,2）活性剂增注机理,油水界面张力对相渗透率曲线影响,89,注聚井表面活性剂增注K/K0散点曲线,效果,该工艺现场应用128口井，单井平均日增注31m3，压力下降1.51MPa，平均有效期已达15个月，且持续有效，最长有效期达23个月。,90,3、提高抽油机系统效率并实现免清蜡和低温输送1）井下粘度上升，泵充满程度下降，泵效下降,91,采出液含聚浓度与抽油泵泵效关系曲线,92,2）加流动改进剂原理形成水包油型拟乳状液，原油不接触管、杆壁，因此不结蜡。拟乳状液粘度较低粘度,93,50mm管道、含水50%拟乳状液粘度与流量关系曲线,94,加药前后固定凡尔压降与含水关系曲线,进泵阻力,95,3）加药方式,96,4）效果泵效变化情况415口试验井加入流动改进剂后，由于产出液粘度和进泵阻力的降低，抽油泵平均泵效提高5.0个百分点（增加幅度10.8%）；平均沉没度由534.64m下降为510.07m，下降了24.57m；平均单井日产液增加5.1t（增加幅度8.2%）;平均单井日产油增加0.7t（增加幅度10.8%）。免清蜡效果截止2005年7月试验井平均免清蜡周期已达667天（仍然有效），单井最长免清蜡周期达799天（仍然有效）。试验井作业前不洗井现场跟踪发现，除少量死油外杆管无结蜡现象，在抽油杆体表面有明显的防护膜，说明防蜡效果明显。如2002年11月试验的中35325井于2004年10月7日检泵作业，累计707天未洗井，起出杆管结蜡情况见下图。,97,98,415口加药井平均回油温度由试验前的39下降到32，近一半井低于原油凝固点30，最低达到19。由于加入原油流动改进剂后，原油的流动性变好，虽然平均回油温度下降了7，掺水量也由30m3/d左右变成3m3/d的井口点滴加药，但平均单井回油压力仍由试验前的0.38MPa下降到0.36MPa。415口井在停掺水情况下连续两个冬季实现了安全生产。,99,4、粘弹性流体对地面集