高温条件下原油和煤油对泡沫性能的影响

通过在温度101℃,矿化度为24722mg/L条件下,以两种方式(起泡后加油、加油后起泡)向烷基磺酸盐与两性咪唑啉的复配体系YL和YL与醇类助表面活性剂的复配体系YC-2中加入不同含量的原油和煤油,使用Waring Blender恒速搅拌器进行起泡,考察分析了含油体积分数,胶质、沥青质和蜡,以及油与泡沫接触方式对泡沫性能的影响。结果表明,含油体积分数对体系起泡体积影响较小,加煤油后起泡的起泡体积大于加原油后起泡的起泡体积。两种加油方式对泡沫的影响都是泡沫的析液半衰期随着含油量的增加呈现先增大后减小的趋势,在含油量较小时表现出一定的稳泡性能。当含油体积分数在20%内时,助表面活性剂的加入将降低泡沫的稳定性,但当含油体积分数增大到30%时,助表面活性剂能促使假乳化膜的形成,从而增大泡沫的稳定性。在含油量20%内,含胶质、沥青质和蜡的油的稳泡作用好于不含胶质、沥青质的油的稳泡作用。泡沫体系加油后起泡比起泡后加油的析液半衰期长。     

冻胶泡沫封窜体系的优选及性能研究

针对纯泡沫体系半衰期较短、在油藏开发应用中封窜效果较差的实际问题,开展了冻胶泡沫封窜体系的研究。试验结果表明,采用十二烷基硫酸钠(SDS)/烷基醇酰胺(Ninol)复配起泡剂,m(SDS)∶m(Ninol)=1∶1时,起泡剂起泡能力最好,泡沫综合值达1 115.3 mL·min。该冻胶泡沫体系使其与原油间界面张力降至10~(-1)mN/m数量级范围内,且冻胶泡沫封窜体系比单一泡沫和冻胶体系具有更好的封堵能力和封窜效果。     

抗温耐油型强化泡沫驱油体系性能研究

针对大港官15-2的复杂油藏条件,在普通泡沫体系中添加疏水缔合聚合物,形成强化泡沫体系并对其进行相关性能研究。结果表明:泡沫体系老化180天后的起泡体积720mL、析液半衰期5.3min,其泡沫性能远高于普通泡沫体系。在压力20 MPa下,析液半衰期延长至49min,起泡体积是体系基液体积的5倍。在混油泡沫性能评价中,含油泡沫性能表现优良;同时,体系与油砂多次接触吸附后仍具有良好的泡沫性能,与不同含量的原油作用形成的乳状液,显示了其独特的乳化性能。在残余油饱和度分别为45%和72%的泡沫驱替实验中,强化泡沫体系的流度控制能力强且原油采收率增幅均在40%以上。     

泡沫酸用表面活性剂起泡剂的制备及性能评价

为了提高泡沫酸用表面活性剂起泡剂的耐温抗盐和耐酸性能,室内以长链脂肪酸、N,N-二甲基-1,3-丙二胺和溴代乙酸钠为合成原料,制备了一种适合泡沫酸用的表面活性剂起泡剂PM-11,并评价了其表面活性和综合起泡性能。实验结果表明,表面活性剂起泡剂PM-11具有良好的表面活性,当其质量浓度为0.3%时,可使水溶液的表面张力降低至30 mN/m以下。表面活性剂起泡剂PM-11在15%盐酸溶液中的起泡性能较好,当其质量浓度为0.3%时,起泡体积可以达到550 mL,泡沫半衰期可以达到10.6 min。另外,表面活性剂起泡剂PM-11还具有良好的耐温抗盐性能,并且其起泡体积和泡沫半衰期均明显优于其他常用市售起泡剂。研究结果认为表面活性剂起泡剂PM-11能够应用于泡沫酸中,并能有效增强泡沫酸的耐温抗盐性能,提高酸化解堵作业的施工效率。     

磺酸盐双子表面活性剂类超低界面张力泡沫体系研究

对一系列磺酸盐双子表面活性剂的泡沫性能和油水界面张力进行了测试,并将磺酸盐双子表面活性剂与3~#甜菜碱表面活性剂和5~#黏弹性非离子表面活性剂进行复配,筛选出高稳泡超低界面张力泡沫体系。当磺酸盐双子表面活性剂DS14-2-14与3~#、5~#表面活性剂的质量比为5∶3∶2,复配表面活性剂的质量分数为0.4%时,最大起泡体积为500 m L,半衰期为26.84 min,平衡时的油水界面张力为8.9×10~(-3)mN/m。此时泡沫体系具有很强的耐温耐盐性和一定的抗油性。     

阴-非/阴离子型起泡剂协同增强泡沫耐盐性

矿化度影响起泡剂的发泡能力和生成泡沫的稳定性,不同类型起泡剂复配可以发挥协同效应,增强泡沫耐盐性。选取矿化度分别为0、50、100、150 g/L的4种配液水和α-烯基磺酸钠(AOS)、十二烷基硫酸钠(SDS)和阴-非离子表面活性剂(SS-163)3种表面活性剂配制起泡剂溶液,发泡后再注入矿化度为220 g/L的盐水,模拟泡沫注入地层后与高矿化度地层水接触的过程,通过Waring Blender法评价表面活性剂体系的起泡性能,并提出盐敏指数概念,初步定义了适用于起泡剂单剂与起泡剂复配体系的盐敏性强弱评价标准。结果表明,当用盐水配液时,表面活性剂复配体系的耐盐性能优于单一表面活性剂体系。配液水矿化度对阴离子型表面活性剂AOS、SDS起泡性能的影响极大,而对阴-非离子表面活性剂SS-163的影响较小。在配液水矿化度100～150 g/L区间内存在耐盐性临界点C,当矿化度小于C时,AOS与SDS按质量比1∶1复配的效果最好;当矿化度大于C时,SDS与SS-163按1∶1复配的效果最优。以起泡剂平均盐敏指数和标准差为依据,可将单一起泡剂盐敏性划分为弱盐敏、中等盐敏及强盐敏3个级别;根据复配体系中是否含有弱盐敏表面活性剂和盐敏指数平均值与标准差,可判断复配体系盐敏性的强弱。图14表1参28     

高含凝析油气井泡沫排液用起泡剂研究

针对高含凝析油气井泡沫排液困难,以长链烷基二甲基叔胺为主要原料、双氧水为氧化剂,合成了一种长链烷基氧化胺OA,引入少量与其有协同增效作用的磺酸盐类表面活性剂,形成抗凝析油起泡剂主剂ZJ。再与多种稳定泡沫物质复配,得到一种高抗凝析油的复配起泡剂,配方为:2%ZJ+0.04%NaOH+0.03%瓜尔胶。ZJ在高凝析油条件下(50%~70%)的泡沫排液性能明显优于常用起泡剂UT-11c。70℃下,凝析油含量为70%时,ZJ的起泡能力(初始泡沫高度)为13.7 cm,泡沫稳定性(3min后的泡沫高度)为9.8 cm,携液能力为12mL/15min。复配后的起泡能力为15.4 cm,泡沫稳定性为11.8 cm,携液能力为60 mL/15 min。抗温可达90℃,抗盐可达8%。在川渝地区五宝场凝析气藏两口高含凝析油(大于50%)积液气井中成功运用,使两口间歇生产井恢复了连续生产,产气量提高约40%。     

阴-非离子型表面活性剂CO2 泡沫影响因素研究

选用4 种表面活性剂作为起泡剂,其中N-NP-15c 和N-NP-21c 为非离子型表面活性剂,N-NP-15c-H 和N-NP-21c-H 为新合成的阴- 非离子型表面活性剂,非离子基团为聚氧乙烯基,阴离子基团为磺酸基。利用高温高压搅拌式可视化泡沫仪,对表面活性剂进行高温高压和高盐条件下的CO₂ 泡沫性能测试;研究了不同因素对CO₂泡沫性能的影响规律,包括起泡剂浓度、矿化度、Ca²⁺浓度、温度和压力等。实验结果表明,N-NP-15c-H 的起泡性能最好,抗温达125℃ 。在起泡剂质量分数0.7% 、压力10MPa、矿化度（NaCl）50g/L、125℃ 时,泡沫的起泡体积和半衰期分别为81.6 mL和10.8 min。随着起泡剂质量分数的增大,CO2 泡沫的起泡体积和半衰期均先增大后减小,最佳加量为0.7% ;高温和高矿化度（高Ca²⁺浓度）都不利于CO₂ 泡沫的稳定;压力升高则能显著提高CO₂ 泡沫的性能,压力由5 MPa 增至12MPa 时,泡沫起泡体积由87.9 mL增至165.8 mL,半衰期由34.5 min增至295.2min。     

表面活性剂发泡体系的实验室研究

以表面活性剂理论为基础,考察了十二烷基硫酸钠等4种表面活性剂溶液的泡沫性能,通过对阴离子/阴离子,阴离子/阳离子和阴离子/非离子表面活性剂的复配试验,确定一定配比下十二烷基硫酸钠/十二烷基苯磺酸钠复配表面活性剂对泡沫性能的增效性.在保证一定起泡能力的前提下,筛选出了混合稳泡剂HPAM/HEC,研制了一种新的起泡体系.该体系成本低,起泡性良好,15 ℃下泡沫半衰期达40 min,同时也是一种环保型油气田工作液.     

耐油起泡剂的耐油耐盐性能评价

以吴茵搅拌器法评价了由非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇按一定比例配制的4种耐油起泡剂的耐油耐盐性能。研究结果表明:随着起泡剂质量分数的增大,起泡剂溶液的最大泡沫体积逐渐增大,在起泡剂质量分数为0.01%数0.5%范围内,起泡剂溶液的发泡体积是自身溶液体积的2数6倍,泡沫半衰期随着表面活性剂浓度增加而逐渐增大;随着原油比例增加,最大泡沫体积先增大后降低,油含量在10%数20%范围时起泡剂表现出了很好的起泡、稳泡性能,最大发泡体积是自身的5数9倍,泡沫半衰期随着油含量增加而明显增大;其中CFE149X(非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇质量比为30∶67∶3)的起泡和稳泡性能最佳。在CFE149X质量分数为0.5%、含油量50%的条件下,最大泡沫体积和半衰期均随盐含量增加而先增大后减小;与无油存在时相比,有油存在时泡沫发泡体积略有降低,但泡沫稳定性却显著增强。耐油起泡剂CFE149X,在含油条件下表现出了较好的起泡性能和稳泡性能,能够作为耐油抗盐泡沫剂,为泡沫复合驱提供优良的起泡剂产品提供技术参考。表5参27     

空气泡沫驱高稳定性起泡剂的合成及性能评价

低渗油藏孔隙结构复杂,比表面积大,空气泡沫驱过程中起泡剂在储层中吸附损失严重,影响空气泡沫驱的应用效果。延长东部油田甘谷驿油区孔隙度平均为10.76%,渗透率平均为0.933 mD,属于低孔特低渗储层。为了减小起泡剂在地层中的吸附,同时提高泡沫液的稳定性,结合油藏实际地质特征,研制了一种基于脂肪醇聚氧乙烯醚-邻苯二甲酸酯钠盐的新型阴离子表面活性起泡剂,对新型起泡剂发泡能力、耐温耐盐性、吸附损失大小、耐油能力和界面张力等基本性能进行了系统评价。结果表明:在稳定性方面,当起泡剂含量大于2 000 mg/L时,发泡高度可超过180 mm,在2 000 mg/L、30 ℃时,新型起泡剂均优于SDS（十二烷基硫酸钠）和ABS（十二烷基苯磺酸钠）发泡性能;在遇油稳定性方面,加原油后起泡,原油加量为20%以内时对起泡结果仅有微弱干扰,起泡后加原油,当加入量为20%时,泡沫依然有较好的稳定性。新型起泡剂在遇油稳定性方面明显强于ABS和甘谷驿区块泡沫驱体系使用的BK6A起泡剂;在吸附损失方面,当油砂加量达到25 g时,起泡体积仅从620 mL降低至590 mL,吸附量少。新型起泡剂体系优越的发泡性能、稳泡性能和抗温抗盐性能,为泡沫驱油剂体系提供了重要的物质基础,不仅适合延长东部浅层特低渗油藏,同时也适应于延长西部中深层特低渗油藏。     

泡沫复合驱用起泡剂性能评价

介绍了泡沫复合驱用起泡剂性能及评价方法。性能包括泡沫形成的条件，起泡剂的发泡作用，泡沫稳定性影响因素。评价方法包括静态评价起泡剂与地层水的配伍性，起泡剂起泡能力和半衰期；动态评价起泡剂的阻力因子，封堵能力。     

N-烷基-β-氨基丙酸的制备及泡沫性能研究

研究以丙烯腈与脂肪伯胺为原料,配比为1∶1.1,通过两步反应合成N-烷基-β-氨基丙酸（HA）,并采用Paragon-1000型红外光谱仪进行了结构表征分析。选用两性发泡剂HA、阴离子发泡剂ABS、非离子发泡剂AEO、阳离子发泡剂CTAB,与两性发泡剂HA进行了泡沫性能对比。对HA进行了耐温、抗盐、抗钙性能及稳定性能评价。实验表明,HA的发泡能力随温度变化不明显,在25℃附近,半衰期最长为14 min,泡沫稳定性最好;在pH<3和pH>7时,发泡体积大于540 mL,半衰期大于5.5 min,泡沫性能远高于pH为3～7时;随着盐度的升高,泡沫体积在720 mL附近变化,半衰期持续延长至10 min,抗盐性较好;随着Ca2+浓度的升高,泡沫体积由700 mL下降至380 mL,但半衰期由7.5 min上升至17 min,泡沫稳定性上升,可以满足泡沫流体井下作业使用。      

冀东油田高浅北油藏天然气泡沫驱泡沫体系优选

模拟冀东油田高浅北区油藏油水条件,综合考虑起泡剂起泡能力、半衰期及界面张力评价指标,初步筛选出CEA/FSA1、CEA/DHF-1两种复配泡沫体系,质量比均为7:3,二者的起泡体积分别为152、140mL,半衰期分别为72、63 min,无因次筛选系数分别为21.144、19.881,界面张力达到10^-3数量级。泡沫性能评价研究结果表明,CEA/FSA1与冀东原油作用后,起泡体积降至110mL,半衰期降至40min,无因次筛选系数为1.180,耐油性较好,并且耐温抗老化能力较强。优选CEA/FSA1为该油藏天然气泡沫驱油起泡剂,起泡剂加量为0.5%。单管封堵实验中,单一CEA/FSA1泡沫阻力因子为127,封堵性较好;CEA/FSA1和爱森聚合物组成的强化泡沫的阻力因子为438,二者匹配性良好。双管驱油实验中,水驱后强化泡沫驱可提高采出程度22.9%,高、低渗模型的采出程度分别提高18.8%、27.0%。     

微交联泡沫胶选择性堵气室内研究

针对渤海SZ36-1油田油井高气油比使油井不能正常生产问题,选用微交联泡沫胶体系用于防止气窜。通过静态泡沫试验,筛选最佳泡沫体系:分子量为600万、浓度为8000mg/L的HPAM作为稳定剂;0.5%的C14-C16AOS为起泡剂;浓度为150~200mg/L的Cr3+作为交联剂。泡沫体系影响因素研究表明:pH值为5~11、温度不高于90℃,对起泡液量和半衰期影响不大;压力越高,微交联泡沫胶稳定性越好;成胶前,微交联泡沫胶的稳定性差,成胶后形成泡沫的稳定性很好,比聚合物泡沫的半衰期大大增加;起泡前加入少量油,泡沫的稳定性下降,起泡后加入油,对稳泡没有多大影响。动态试验研究表明,微交联泡沫胶对不同渗透率的水相岩心都有很好的封堵能力,对油相岩心封堵能力较弱,可见微交联泡沫胶对含油饱和度差异大的地层具有很好的选择性封堵能力。微交联泡沫胶综合了泡沫和凝胶在堵气中的作用,应用前景广阔。     

Enhanced oil recovery by nonionic surfactants considering micellization, surface, and foaming properties

Surfactants for enhanced oil recovery are important to study due to their special characteristics like foam generation, lowering interfacial tension between oleic and aqueous phases, and wettability alteration of reservoir rock surfaces. Foam is a good mobility control agent in enhanced oil recovery for improving the mobility ratio. In the present work, the foaming behavior of three nonionic ethoxylated surfactants, namely Tergitol 15-S-7, Tergitol 15-S-9, and Tergitol 15-S-12, was studied experimentally. Among the surfactants, Tergitol 15-S-12 shows the highest foamability. The effect of NaCl concentration and synthetic seawater on foaming behavior of the surfactants was investigated by the test-tube shaking method. The critical micelle concentrations of aqueous solutions of the different nonionic surfactants were measured at 300 K. It was found that the critical micelle concentrations of all surfactants also increased with increasing ethylene oxide number. Dynamic light scattering experiments were performed to investigate the micelle sizes of the surfactants at their respective critical micelle concentrations. Core flooding experiments were carried out in sand packs using the surfactant solutions. It was found that 22% additional oil was recovered in the case of all the surfactants over secondary water flooding. Tergitol 15-S-12 exhibited the maximum additional oil recovery which is more than 26% after water injection.     

DLF低张力泡沫体系的评价

基于研制出的适用于高温高盐油藏的新型起泡剂DLF,对其表/界面张力、起泡能力、稳定性、耐油性等静态性能以及驱油效率和提高采收率等动态性能进行了测试和评价。实验结果表明,DLF的最佳适用浓度为0.5%,在优选浓度下的表/界面张力以及起泡性能和稳定性均能达到最优水平,且DLF泡沫具有很好的耐油性能以及洗油能力,模拟油藏条件下可提高洗油效率达23.06%。在低张力洗油和泡沫的调堵、分流的综合作用下,DLF低张力泡沫驱可以维持较长时间的同步分流调剖效果,最大限度地挖潜高、低渗岩心,尤其是低渗岩心中的剩余油,后续水驱结束后,综合采收率提高28.9%,低渗岩心提高约48.8%,高渗岩心提高约21.6%。     

抗高温泡沫排水用起泡剂的研究与性能评价

以分子结构上含有磺酸基团、主链碳链较长的甜菜碱为主要成分,复配少量具有协同作用的直链烷烃磺酸盐,研制出了一种抗高温起泡剂。该起泡剂能显著降低地层水的表(界)面张力,具有良好的表面活性,利于泡沫产生,且起泡能力、泡沫稳定性以及携液能力均较好,在150℃下具有良好的热稳定性,表现出了较强的抗高温能力。采用高温气井泡沫排水室内模拟实验装置,较真实地模拟了高温气井的泡沫排水过程,评价了该起泡剂在150℃下的泡沫动态性能。模拟实验结果表明:该起泡剂在150℃下仍具有良好的泡沫携液能力。     

The Foaming Behavior and Synergistic Effect in Aqueous CO2 Foam by In Situ Physisorption of Alpha Olefin Sulfonate and Triton X-100 Surfactants and Their Mixture

Foaming behavior is an important consideration in the design of many foam-based operations and processes. The foam behavior and synergistic effect of aqueous CO₂ by the single anionic surfactant alpha olefin sulfonate (AOS), nonionic single surfactant Triton X-100 (TX100), and mixed surfactant solution (AOS-TX100) with varying concentrations were investigated in detail. The role of each surfactant and mixed surfactant solutions were analyzed in view of the foamability, foam stability, and synergistic effect after equilibrium of aqueous CO₂ foam. It was found that AOS and the composite surfactant AOS-TX100 (8:2) had better foaming behavior than any single surfactant and mixed surfactants.     

氮气泡沫调驱用泡沫剂性能评价

对辽河油区海外河油田海1块实施氮气泡沫调驱用泡沫剂性能进行评价,其中静态评价内容有泡沫剂与地层水的配伍性,起泡能力和稳定性,油敏性,耐盐抗二价离子能力以及热吸附性;动态评价方内容有动态封堵能力,泡沫剂用量的筛选。评价结果表明,泡沫剂A发泡能力较好,性能稳定,耐钙离子能力强,阻力因子大于4,可与氮气作为暂堵剂体系。建议现场施工中使用泡沫剂A含量为0．5％的泡沫剂溶液,注入量0．2PV,氮气注入量也是0．2PV较适宜。