OCS驱油剂用作不同断块油田表面活性剂驱的可行性研究

通过研究OCS驱油体系的油水界面张力和乳化性能及驱油效果,考察其在不同断块油田表面活性剂驱的可行性。结果表明,当OCS表面活性剂含量为0.05%-0.4%时,驱油体系与不同断块油田原油间的界面张力可降到10-2-10-3mN/m数量级,说明OCS驱油体系具有较好的界面活性和适中的乳化性能。物理模型驱油试验结果表明,在水驱基础上,注入0.3PV的OCS表面活性剂水溶液,原油采收率可提高18.08%。     

清洁压裂液返排液再利用驱油体系研究

压裂液返排液具有液量大、处理难度大、处理费用高及环境污染等问题,为实现清洁压裂液返排液的再利用,通过对压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数、吸附性能、降低界面张力性能、改变岩石润湿性性能及提高采收率性能的室内实验评价,构建了基于清洁压裂液返排液的表面活性剂驱油体系。实验结果表明:清洁压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数为0.3%,用于目标区块脱水原油时,当其有效质量分数为0.05%~0.30%时,油水界面张力均可达到10~(-4)~10~(-3)mN/m的超低数量级;该体系改变岩石润湿性性能优良,可使油湿石英片表面向弱水湿方向转变;同时,该体系动态饱和吸附量为9.53 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的25%~33%。室内岩心模拟驱油实验反映出,在最优注入方案条件下实现采收率增值12.5%,表明该体系能够满足目标区块压裂后进一步提高采收率的要求。     

一种阴／非离子复合型表面活性剂的性能研究

开发了一种低成本的阴/非离子复配型表面活性剂GBSG-1,并评价了该表面活性剂体系的性能。结果表明:在80℃、矿化度50000 mg/L、二价离子(Ca2+、Mg2+)含量2000 mg/L的情况下,油水间的界面张力可达10-3mN/m数量级。同时该表面活性剂体系具有较好的乳化能力,按体积比6:4将浓度为3 g/L的CBSG-1溶液与王瑶原油混合均匀后在80℃恒温静置12 h后的油水体积比为8:2。该体系具较强的抗吸附性,浓度为3 g/LCBSG-1溶液在岩心上的吸附量最大,为0.35 mg/g砂,吸附7 d后,油水界面张力仍可以保持在10-3mN/m超低数量级。驱替模拟实验说明:该表面活性剂驱油体系可在水驱基础上使渗透率95.2×10-3μm2的低渗透率岩心提高采收率12.7%。该体系可满足长庆油田部分高温、高矿化度及低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

驱油用表面活性剂复配与评价

为得到适应大港油田孔店油藏条件的表面活性剂,对10余种表面活性剂进行了复配优选。经实验评价,复配表面活性剂JBP-1的各项性能均能达到现场应用要求,其水溶液降低界面张力能力较强,油水界面张力可达到超低10~(-3) mN/m数量级;抗吸附性能较强,4级吸附后界面张力仍可达到超低数量级;聚合物与表面活性剂二元驱油体系的配伍性较好;乳化效果较好,当其水溶液浓度为0.30%~0.40%时,乳化效果最强。复配表面活性剂JBP-1的成功开发为大港油田复合化学驱技术的推广应用提供了有力的技术支撑。     

清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究

文中针对清洁压裂液返排液难处理的问题,对清洁压裂液返排液重复利用技术进行了研究。在评价破胶液基本性质的基础上,对清洁压裂液破胶液体系降低界面张力、乳化能力、改变岩石润湿及提高采收率等性能进行了评价。结果表明:在某低渗油藏条件下,该体系能有效降低界面张力至10~(-3)~10~(-2)m N/m数量级;该体系乳化能力较好,润湿性能优良,其动态饱和吸附量为8.09 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的1/4~1/3。室内岩心模拟驱油实验表明,该体系在最优注入方案条件下实现采收率增值10.04%,说明该体系能够满足低渗油藏压裂后进一步提高采收率的要求。     

耐温抗盐型嵌段聚醚类阴-非两性离子表面活性剂的制备与性能评价

为满足江汉油田周16井区高温高盐油藏的驱油要求,以苯酚和苯乙烯为原料,通过醚化及酯化反应合成了一种耐温抗盐型聚氧乙烯聚氧丙烯嵌段聚醚类阴-非两性离子表面活性剂PPS。研究了PPS与脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐(AES)复配体系的界面张力、耐温抗盐性能、动态吸附规律和驱油性能。结果表明,复配体系的界面活性良好,PPS与AES总质量分数为0.1%、二者摩尔比为1∶1的复配体系油水界面张力可达1.39×10-2mN/m,且经140℃高温处理后仍保持在10-2m N/m数量级;复配体系耐盐性较好,在矿化度为30×104mg/L或Ca2+质量浓度3000 mg/L的条件下,体系油水界面张力保持在10-2m N/m数量级;复配体系在在岩心表面的饱和吸附量为0.097mg/g砂,且动态吸附损耗小于单一表面活性剂;复配体系驱油效果较好,在均质岩心水驱含水率达到65%时,以0.05 mL/min注入速度转注0.4 PV PPS/AES复配溶液,驱油效率最大增幅可达22.53%;在非均质岩心中,复配体系提高采收率的最大增幅为19.8%。PPS/AES复配体系可用于江汉油田周16井区油藏驱油。     

河南双河油田90℃以上高温油藏二元复合驱实验研究

针对河南双河油田Ⅵ油组90℃以上高温油藏条件,提出了由表面活性剂SH7与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系,研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明,SP二元复合驱油体系(1630S浓度1500 mg/L)在SH7浓度高于500 mg/L时油水界面张力可达10~(-3)mN/m超低数量级,SH7浓度高于1000 mg/L后,界面张力可达10~(-4)mN/m数量级,且在30 min内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7的SP二元复合体系的乳化性能良好,油水比为7∶3时乳状液黏度是SP二元复合体系的7倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好,在经历五次吸附后,油水界面张力仍可达8.82×10~(-4)mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L时,聚合物及SP二元复合体系的长期热稳定良好,95℃下老化180 d后的体系黏度仍高于初始值,油水界面张力可以保持在10~(-4)mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明,水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系,在水驱(采收率42.26%)基础上可提高采收率22.16%,较同等条件下的聚合物驱高出6个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明,SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV,在水驱基础上提高采收率16.23%。     

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。     

绿色环保型表面活性剂驱油体系研究

考察了绿色环保型表面活性剂YCH-601及其复配体系的驱油性能。生物毒性评价实验表明YCH-601无毒、无皮肤刺激及过敏反应,属于绿色环保型表面活性剂。YCH-601及其复配体系室内评价实验结果表明,与其他几种油田常用表面活性剂相比,YCH-601对原油的乳化效果较好;在砂岩表面的吸附量较低,其稳定的动态吸附量为0.123 mg/g砂;YCH-601降低表面张力效果最好,使用浓度最低,其最低表面张力为26.7 mN/m。YCH-601复配体系AON、ASN体系降低油水界面张力效果较好,耐Na+能力分别为20、50 g/L,耐Ca2+能力分别为1500、4000 mg/L,并且经150℃高温处理后,油水界面张力仍在10-3mN/m数量级。YCH-601及其复配体系提高采收率效果好于其他表面活性剂,采收率高达22.5%。图9表4参14     

石油磺酸盐-乙二胺复合驱油体系研究

针对无机碱表面活性剂驱替会引发结垢、对地层造成伤害等问题,采用有机碱代替无机碱与表面活性剂复配。以乙二胺(EDA)作碱剂,与石油磺酸盐(SLPS)复配,优选出表面活性剂-有机胺驱油体系的组成为:质量分数为0.20%SLPS+0.15%EDA。评价了表面活性剂-有机胺驱油体系抗盐性能、乳化性能、驱油性能;其中,盐对体系驱替能力的影响:当氯化钠浓度低于30 000 mg/L,氯化钙浓度低于400 mg/L时,体系能使油水最低界面张力降到10-3m N/m以下。体系的乳化特性随着水油体积比的减小,乳状液中值粒径逐渐变大。驱油实验表明,水驱后,该复合体系原油采收率可提高10.83%。