无碱表面活性剂在三元复合驱油中的应用

无碱表面活性剂在三元复合驱油中的应用

根据大庆室内研究和预导性矿场试验，app驱动器只能提高水驱动器的采收率超过20%，但碱的使用可能导致副作用。双醚复合驱动器已成为研究的热点。本文选用新型表面活性剂与聚合物复配二元驱油体系(简称SP)进行实验研究。SP二元复合驱油体系相对于三元复合驱优势在于:最大限度发挥聚合物的粘弹性,减弱由于碱的存在引起的腐蚀结垢现象,驱油效果接近三元复合驱,提高了化学驱油剂的环保性能。1实验部分1.1实验用水及原油聚合物:超高分子(2770万);高分子(1900万);中分子(1530万)。实验用水:油田深度处理污水。脱水原油:水驱后1#井;一类油层聚驱后2#井。表面活性剂:HLX-BO1型无碱表面活性剂。1.2实验设备粘度计:LV-DVII型(美国布什粘度计公司)。界面张力仪:TX-500C型(美国德克萨斯公司)。岩心驱油装置和微观仿真模型。2结果与讨论2.1ph值和中心点表活剂外观为乳白或淡黄色液体;固体含量≥60%;pH值6.5~8;20℃可溶解;闭口闪点60℃;5℃时粘度为347mPa·s,10℃以上,粘度为43mPa·s,有流动性,较长时间放置易分层。2.2表面活性剂的应用性能2.2.1聚合物浓度对界面张力的影响将表面活性剂与不同类型分子量的聚合物配伍,聚合物浓度在1000~2000mg/L的范围内配置的SP体系均可形成10-3数量级的超低界面张力,二者协同作用较好(图1)。2.2.2表面活性剂的选择当表面活性剂分子与原油性质组分匹配时,才能发挥其界面活性,即分子量具有一定分布的表面活性剂才能在油水界面上形成超低界面张力。选用萨中地区的中区水驱后、西区聚驱后油水条件评价SP体系。实验结果表明,表面活性剂质量百分数在0.05%~1.0%范围内,都能形成10-3数量级的超低界面张力值,SP体系的界面活性较宽。2.2.3驱替剂与聚合物的复合体系复合驱油体系提高驱油效率,一方面是依靠聚合物溶液粘度,降低油水流度比;另一方面是依靠表面活性剂产生超低界面张力将残余油捕集、并驱出地层。由于驱替液从注入地层开始至采出往往需要数月或更长时间,因此要求复合体系的物理化学性能稳定。表面活性剂质量百分数为0.1%、0.3%分别与聚合物配制二元驱替液,45℃放置,评价其粘度和界面活性(图2、3)。90d后SP体系粘度保留率≥90%,高于聚合物溶液,说明表面活性剂的加入有利于聚合物溶液粘度的稳定,同时界面张力仍然能保持在10-3mN/m。说明SP体系粘度的稳定性和界面活性的稳定性良好。2.2.4sp体系的压力平衡30~60min时,蒸馏水配制NaCl浓度1000~8000mg/L的SP体系与目的油间的界面张力都达10-3mN/m超低值;120min时,NaCl浓度3000~6000mg/L的SP体系与目的油间的界面张力都达10-3mN/m超低值。随矿化度的增加,体系界面张力略有变化,但在一定的矿化度变化范围内,体系界面张力可保持在超低界面张力数量级以内。2.2.5基础水为2.2mn/mCa2+、Mg2+浓度分别为5、30和50mg/L基础水配制的SP体系与目的油界面张力实验,平衡40min时,Ca2+、Mg2+三种浓度基础水配制的SP体系与目的油的界面张力都达10-3mN/m超低值;120min时,Ca2+、Mg2+浓度分别为30和50mg/L的SP体系与目的油间的界面张力达10-3mN/m超低值。说明Ca2+、Mg2+浓度30~50mg/L以内,对SP体系与目的油间的界面张力达10-3mN/m超低范围影响不大。2.2.6sp体系与油滴间界面张力的稳定性对SP体系进行剪切,剪切后粘度损失率2.9%~54.5%的SP体系与油滴间的界面张力仍然能够保持在10-3mN/m数量级。说明SP体系界面活性抗剪切性能良好。2.2.7界面张力水平45℃和55℃条件下,20~120minSP体系与目的油的动态界面张力达10-3mN/m超低值;35℃下油滴在SP体系一直为球状,且SP体系与目的油的界面张力有随温度升高降低的趋势。2.2.8sp体系的脱水特性在100mL比色管中加入50g现场脱水原油和50g溶液,45℃恒温观察乳化液脱水情况。无SP体系与目的油混合后,当天油、水全部分离;0.3%SP体系90d时,仅分出38mL水,且存在明显的中相,即乳化相,体积为58mL。说明SP体系与目的油能够形成相对稳定的乳状液。2.2.9界面张力对油砂含油量的影响从表1中可以看出,吸附后表活剂大于0.05%时SP体系与油滴的界面张力均能达10-3mN/m超低界面张力值,油砂含油量越高,吸附滞留量越高。说明该种表面活性剂吸附主要是在油水界面上,而不是油砂上。2.2.1低水界面张力由于没有碱的影响,体系粘度大、弹性高,在扩大波及体积的同时,表面活性剂降低油水界面张力从而提高了驱油效率。SP体系水驱后、聚驱后驱油效果均较好,人造岩心驱油实验采收率可分别提高17个百分点和9~17个百分点(表2、表3);聚驱后天然岩心驱油效果较好,采收率可提高8~12个百分点(表4)。2.3油挤出微观驱油机2.3.1次聚驱后残余油启动和运移特性分析配制SP体系聚合物浓度1800mg/L,表面活性剂质量百分数分别为0.1%、0.2%、0.3%,对应界面张力分别为10-1mN/m、10-2mN/m、10-3mN/m,进行驱油实验(图4)。对图4分析如下。一次聚驱后仅将部分油滴携带走,水驱及聚驱对柱状和簇状残余油的启动和运移效果均不好,二元驱在一次聚驱后基础上进一步增加了粘滞力,降低了界面张力,使油滴易于变形,容易通过颈口处,使圈捕油滴得到流动。表面活性剂浓度0.3%的二元驱后,对卡断油滴、柱状和簇状残余油驱替效果均很好;表面活性剂浓度0.1%的二元驱后,只有主流道上部分残余油被驱走,而位于主流线两侧孔道中的残余油仍未被启动。表活剂浓度降低使界面张力增大时,毛管力增大,使得毛管数减少,SP体系对残余油的启动及运移能力也减弱。三种级别界面张力驱油效果对比依次为10-3mN/m、10-2mN/m、10-1mN/m。2.3.2降低界面张力,提高移动速度后续水驱后,用二元驱替液与原油按一定比例混合,制备含水分别为90%、60%的二元乳状液,进行驱油实验(图5)。含水90%的二元乳状液以水包油型为主,乳状液注入后,形成微小油滴,由于其超低的界面张力,降低了油滴通过小孔喉所做的功,提高了地层中移动的速度。乳状液使之与残余油互溶,降低了原油粘度,并推动残余油沿壁向前渗流,此残余油沿壁运移中把混入残余油的乳状液往前输送,始终在油水前沿形成较低界面张力,使得圈捕在油藏岩石孔隙中的残余油启动并运移,达到了很好的驱替效果。含水60%的二元乳状液以油包水型为主,乳状液的粘度较高,使得油滴间的界面粘度较高,阻止了油滴间的聚并,以致携油能力不强,在油水前沿无法形成低的界面张力,不能克服毛管力进入更小的孔道中,驱替效果明显低于含水90%的乳状液驱油效果。2.3.3聚驱2.2残余油驱油效果后续水驱后分别采用聚合物驱(相对分子量为2500×104,浓度1800mg/L)、0.3%的表面活性剂驱油和二元复合驱油分别比较驱油效果见图6。聚驱后0.3%表面活性剂驱油效果:由于低的界面张力,与其接触的残余油变形拉长,加上水通过多孔介质渗流的剪切作用,使得残余油乳化成小油滴被夹带渗流,沿主流通道驱替效果明显。但由于粘度低,扩大波及体积效果不明显,在两侧边角区域仍残留较大面积的连续油流区。聚驱后1800mg/L的高分聚合物驱油效果:高分子聚合物驱与一次聚驱相比,增加了驱替液的粘度,扩大了波及体积,部分残余油在其携带下发生运移,但仍有部分簇状、柱状残余油未被驱出,主要由于较高的界面张力,使聚合物溶液无法克服较大毛细管力进入较小孔道。聚驱后二元复合驱油效果:二元复合驱兼具表面活性剂和聚合物的协同效应,发挥了明显的驱油效果。当界面张力达到超低时,SP体系的驱油效果明显好于高浓度的聚合物及单一表面活性剂的一元体系。3岩心驱油效果(1)SP体系与油水配伍性好,可在较宽的范围内获得超低界面张力值,且具有较好的界面张力及粘度稳定性。(2)SP体系抗盐性、抗硬水性、抗剪切性、乳化性及抗吸附性能良好。(3)SP体系水驱后、聚驱后驱油效果均较好,岩心驱油实验采收率分别提高17个百分点和9~17个百分点,可应用于水驱后和聚驱后油藏进一步提高原油采收率。(4)随着界面张力的降低,毛管力减小,减弱了对簇状等残余油的启动及运移难度。三种级别的界面张力驱油效果依次为:1