表面活性剂-聚合物二元复合体系评价指标探讨

表面活性剂SP-1及石油磺酸盐KPS与聚合物分别复配为二元复合体系.通过实验对比评价了这2种二元复合体系的物理模拟驱油、降低油水界面张力、乳化原油、改变岩石润湿性及抗吸附等的能力.虽然KPS二元复合体系与原油界面张力为6.2x10-2mN/m,但在4组驱油实验中,有3组采收率提高值都高于界面张力为9.1x10-3mN/...     

表面活性剂/聚合物二元复合体系驱油效果研究

针对大庆油田应用的新型表面活性剂/聚合物二元复合体系,开展了微观仿真模型驱油实验和岩心驱油实验研究;对比了水驱油后聚合物溶液驱油、表面活性剂溶液驱、无碱表面活性剂/聚合物（SP）二元复合驱体系驱油3种方案的驱油效果,研究了SP二元复合体系界面张力和乳状液的含水率对其驱油效果的影响规律。研究表明:SP二元体系的驱油效果明显好于聚合物溶液和表面活性剂溶液的一元体系,人造岩心水驱油后,开展SP二元复合体系驱油提高采收率17.50%;人造岩心水驱后聚驱,再开展SP二元复合体系驱油提高采收率10.10%。该研究对指导SP二元复合体注入方案设计具有重要意义。     

以KPS为主要表面活性剂的二元驱体系复配研究

报道了以克拉玛依石油磺酸盐(简称KPS)为主要表面活性剂的二元驱体系复配研究结果.阴-阴复配得到的KPS/HA表聚二元体系和阴-非复配得到的KPS/HB表聚二元体系与原油界面张力超低的同时,也分别暴露出不耐吸附和抗地层水稀释性差的不足.将石油磺酸盐KPS与助表面活性剂HA和HB按2∶1∶1比例复配,形成的0.30％(K...     

聚合物／表面活性剂二元复合体系室内研究

针对海上旅大10-1油田,筛选出适合海上油田的易溶解、耐温性能和增黏效果较好的大庆高分子聚合物HPAM,以及在较低质量浓度范围内能使油水界面张力达到超低的表面活性剂SSOCT。在目标油藏温度下,二者组成的二元复合体系（1500mg／L大庆HPAM＋1000mg／LSSOCT）的黏度和界面张力可达18．7mPa·s和1．2μN／m。试验结果表明：此二元复合体系具有较好的配伍性和一定的老化稳定性。室内水驱含水率95％后注入0.3PV二元复合体系,可提高采收率20．54％,相同经济成本下比聚合物驱提高采收率6．39％。     

二元复合驱油体系乳状液形成及运移规律研究

为了研究二元复合驱油体系乳化与提高采收率的关系,通过分析现场采出液流变特征,测试不同乳化强度的表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系的驱油效率,明确驱替后乳状液运移规律以及乳化对提高采收率贡献。研究结果表明:低黏度乳状液在低剪切速率下主要表现为弹性,在较高剪切速率下主要表现为黏性;而高黏度乳状液在低剪切和高剪切速率下都表现出黏性。在乳化初期,由于化学剂浓度分布不均匀,乳化稳定性较差;乳化中期化学剂浓度较高,乳状液粒径变化规律性较好,乳化中期存在乳化对驱油体系黏度补偿作用,乳化末期化学剂浓度较低,乳化液滴较少,乳化程度较弱。岩心渗透率小于100×10~(-3)μm~2时,二元复合驱过程中随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度先增加后降低,最佳乳化综合指数为55%;渗透率大于100×10~(-3)μm~2时,随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度逐渐增加,最佳乳化综合指数为88%,乳化贡献提高采收率幅度8个百分点。图24表2参13     

聚合物表面活性剂的乳化特性及运移规律

聚合物表面活性剂(以下简称聚表剂)具有良好的增黏和乳化特性,为了研究聚合物驱后聚表剂驱现场试验中采出井乳化比例高、乳化调堵效果突出的特点,通过室内实验开展了不同油水比、矿化度、原油组分和聚表剂浓度对聚表剂乳状液性能的影响研究,并通过长岩心驱替实验分析了聚表剂及其产生的乳状液的运移规律.研究结果表明:聚表剂由于具有界面活...     

复合驱驱油用无碱表面活性剂筛选

无碱表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系能与原油形成低的界面张力,而且由于配方中没有了碱,解决了设备腐蚀和乳化等问题,减小了采出液地面处理的难度。通过室内实验优选出二元复合体系的配方,并对该配方与试验区块油水条件的配伍性、黏度稳定性、热稳定性、抗盐性能、抗硬水性能、乳化性能等方面进行了评价,认为该配方各方面的性能均符合要求。并利用该复合体系进行了物理模拟研究,结果表明:洗油效率在采收率中所做的贡献只占复合驱采收率的一部分,而聚合物扩大波及体积对其采收率的贡献占有一定的比例。正是二者的协同作用提高了驱油效率。     

中原油田表面活性剂/聚合物二元复合驱技术室内研究

针对高温高盐的中原油田,考察了石油磺酸盐MJ2和DQ分别与M=2.4×107的HPAM Y2、疏水基含量0.25%的疏水缔合聚合物AP-P5组成的4个表聚二元体系98℃下的界面张力、表观黏度、耐盐性和热稳定性.配液用水为矿化度122.4 g/L、含钙镁的胡12块产出水,在考察耐盐性时使用NaCl盐水,基础实验体系含石油磺酸盐3.0 g/L,含聚合物1.5 g/L.含MJ2的表聚二元体系与胡12块原油间的界面张力在含盐量30～210 g/L时维持10-3～10-4mN/m超低值,受含盐量的影响相对较小,动态界面张力迅速达到稳定.含Y2的表聚二元体系即使Y2浓度增至2.5 g/L,黏度仍小于10 mPa·s.含AP-P5的表聚二元体系在温度超过60℃后,黏度快速上升,在AP-P5浓度超过1.0 g/L后,98℃黏度快速上升,含盐量达到230 g/L时为54～59 mPa·s.3.0 g/L MJ2 1.5 g/L AP-P5体系为最佳体系,在98℃老化150天过程中界面张力波动小,150天后黏度31.3 mPa·s.在98℃用此体系在天然岩心上驱油,注入段塞体积为0.25～0.30 PV,采收率提高值为14.3%～15.8%.图8表3参2.     

低浓度表面活性剂-聚合物二元复合驱油体系的分子模拟与配方设计

 采用耗散颗粒动力学（DPD）方法在介观层次上模拟了表面活性剂烷基苯磺酸盐在油-水界面的排布行为,考察了分子结构、油相等因素对界面密度和界面效率的影响,探讨了利用表面活性剂复配协同效应提高界面活性的机理。实验研究了表面活性剂类型、油相、表面活性剂复配等对油-水界面张力的影响。结果表明,“阴-非”表面活性剂复配可使油-水界面张力降低1个数量级。根据分子模拟和实验研究结果,结合孤东七区试验区原油特点,提出了“0.3%”石油磺酸盐 + 0.1%表面活性剂1^#+0.15%聚合物"的二元复合驱配方,可使油-水界面张力降低至2.95×10^-3 mN/m,物理模拟实验提高采收率高达18.1%。     

三元复合体系界面张力与驱油效率相关性研究

原有复合体系评价方法存在诸多问题,如评价方法未定量、不准确、不全面等问题。应系统地提出一套评价指标和评价标准,建立评价体系,有效地判别评价方法的可靠性,以便找出提高复合体系驱油效果的主要因素,进而提高石油采收率。针对大庆油田油层具体情况,研制出相同类型、相同用量、不同分子排布的表面活性剂,实现相同碱、聚合物、表面活性剂用量时,复合体系油水界面张力特征不同。通过岩心物理模拟实验,研究具有不同界面张力特征体系驱油效果,确定界面张力与驱油效率的关系。结合驱油实验结果,得出复合体系界面张力的评价标准,指导复合体系室内配方筛选及注入体系性能优化工作。     

低渗油藏用聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系

针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重,常规调驱技术难以发挥有效作用的难题,对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上,优化了复合调驱各段塞的注入参数,评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性,最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L),在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。     

牛心坨油层聚合物/表面活性剂二元驱数值模拟研究

针对牛心坨油层建立地质模型,在水驱历史拟合基础上,利用FACS数值模拟软件完成了聚合物/表面活性剂二元驱数值模拟研究,对聚合物浓度、表面活性剂含量及聚合物/表面活性剂二元体系注入量进行了筛选,确定了适合牛心坨油层的聚合物/表面活性剂二元驱最佳方案:1 500 mg/L聚合物/0.3%B型表面活性剂二元复合驱,注入量0.3 PV,提高采收率10%以上。     

聚合物驱后利用OCS表面活性剂/聚合物二元体系提高采收率的研究

为进一步提高河南双河油田聚合物驱后原油采收率,进行了聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系驱油性能的研究。结果表明,OCS表面活性剂／聚合物二元体系是一种高效驱油剂,聚合物驱后利用OCS表面活性剂／聚合物二元体系可以进一步提高原油采收率。利用交联聚合物与OCS表面活性剂／聚合物二元体系相结合进行驱油的实验结果表明,聚合物驱后先用交联聚合物进行调剖,再注入OCS表面活性剂／聚合物二元高效驱油剂,提高采收率的效果更好。     

大庆油田无碱二元复合体系对聚合物驱后残余油作用效果研究

利用可视化驱油实验研究了聚合物/两性表面活性剂无碱二元体系的界面特性对聚合物驱后残余油的作用效果,进行了超低界面张力的无碱二元体系在人造岩心中驱替聚合物驱后残余油实验。设定水驱和化学复合驱剂量均为20 PV,保证出口含水100%及岩心中的剩余油全部为残余油。界面张力分别为10-1、10-2、10-3mN/m数量级的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度分别下降了12.65%、14.79%、21.55%。在人造岩心驱油实验中,超低界面张力的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度下降值达5%以上。     

含固体颗粒二元复合驱原油乳状液破乳研究

为了有效处理含固体颗粒的聚合物/表面活性剂二元复合驱原油乳状液油水分离困难的问题,采用界面张力仪和全功能稳定性分析仪考察了硅藻土、破乳剂、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和石油磺酸盐表面活性剂对胜利海上原油二元复合驱采出液稳定性和油水界面性质的影响。结果表明,非离子破乳剂ECY-05和有机硅破乳剂589按质量比4∶1组成的复配破乳剂FP的破乳效果良好,随着FP加量增大,乳状液稳定性降低,油水界面张力减小,脱水率增加,FP加量为200 mg/L时,含固原油乳状液60 min脱水率为88%;随着HPAM、表面活性剂和硅藻土含量的增加,乳状液稳定性增加,脱水率降低;油水界面张力随着硅藻土加量的增大而增大,随表面活性剂浓度的增大而减小,HPAM对油水界面张力影响较小,三者的协同作用使得脱水率降低。     

纳米聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系评价及应用

针对长庆低渗透油藏特点,提出聚合物微球/表面活性剂复合调驱提高采收率技术。以丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、2-巯基苯甲酸、过硫酸铵、亚硫酸氢钠等为原料制备聚合物微球,以烷醇酰胺聚氧乙烯聚醚磺酸盐与椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为原料制得表面活性剂。研究了表面活性剂和表面活性剂/聚合物微球混合液的油水界面张力,考察了聚合物微球与混合液的调驱性能,优选了复合调驱注入方式,并在安塞油田进行了现场应用。结果表明,聚合物微球初始粒径为50～300 nm,具有水化膨胀特性,膨胀倍数为20～100倍。微球在水化膨胀过程中产生聚集特性,分散性、球形度均较好,且粒径呈高斯正态分布。表面活性剂适宜用量为3 g/L。聚合物微球加入表面活性剂后混合液黏度增大,微球分散相颗粒屏蔽了表面活性剂的界面活性以及形成胶束的能力,导致油水界面张力降幅变小,不利于表面活性剂驱油。聚合物微球溶液对岩心的封堵性较好,微球质量浓度大于4 g/L时的封堵率约80%。体积比为1∶1的聚合物微球与表面活性剂段塞式注入岩心的驱油效果好于二者混合式注入。该体系在安塞油田现场的应用效果显著,累计增油3576 t。     

不同碱/表面活性剂二元复合驱体系的性能对比

分别研究了含有有机碱、无机碱的碱表面活性剂AS二元复合驱体系的降低油水界面张力、耐温抗盐性能、乳化性能、表面活性剂在油砂表面的吸附量、地层水结垢趋势、提高原油采收率及驱油特性的性能。研究结果表明:与单一碱的二元复合驱油体系相比,复合碱的驱油体系可以提高抗盐性能、原油乳化性能及原油采收率幅度;碱的种类影响驱油体系的耐温抗盐性能及乳化性能,含有有机碱的驱油体系的抗盐性能好,抗盐可达50000mg/L,含有无机碱的驱油体系抗温性能及对原油乳化能力好,抗温达90℃,原油脱水率最低(8.5%);碱的加入可降低石油磺酸盐在油砂表面的最大吸附量,降低量为25%数30%;复合有机碱及复合无机碱的二元复合驱油体系均可以较大幅度提高原油采收率,提高采收率幅度超过18%,但与复合无机碱的驱油体系相比,复合有机碱的驱油体系可以有效减弱地层水的结垢趋势;复合有机碱与复合无机碱/表面活性剂二元复合驱油体系的微观驱油特性不同。     

适合渤海绥中361油田二元复合驱体系性能研究

本文在渤海绥中361海上油藏条件下,测定了由磺酸盐型双子表面活性剂为主的表面活性剂(辛基酚基聚氧乙烯醚TX100与磺酸盐型双子表面活性剂按质量比1∶4)与疏水缔合聚合物组成的SP二元复合驱体系的黏度及其与渤海绥中361脱气原油间的界面张力,并考察该体系的抗温性、耐盐性、吸附性及老化稳定性等,测定了该驱油体系在不同渗透率岩心中的阻力系数和残余阻力系数,在三层非均质岩心上进行了表面活性剂浓度不同的6个室内驱油实验。研究结果表明,配方为3000 mg/L表面活性剂+1750 mg/L聚合物的SP二元复合驱油体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性;该二元复合驱油体系黏度达40 mPa.s以上,可使油水界面张力降至10-3mN/m数量级,同时该体系在不同渗透率岩心中均能建立较高的阻力系数与残余阻力系数;室内驱油实验表明,在三层非均质岩心中,聚合物浓度为1750 mg/L,二元体系与原油界面张力由100mN/m(表面活性剂0 mg/L)降至10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)数量级时提高采收幅度很大;当界面张力由10-2mN/m(表面活性剂750 mg/L)降至10-3mN/m(表面活性剂1000 3000 mg/L),复合驱采收率增加幅度很小;总体上,该SP二元复合驱油体系具有良好的提高采收率能力,可提高采收率35%以上。图3表4参9     

三元复合驱地层压裂支撑剂出砂程度及影响因素研究

为揭示三元复合驱生产井压裂过程中的裂缝出砂规律,以裂缝出砂率为评价指标,在人造岩心裂缝内开展了三元复合驱地层中支撑剂出砂程度及影响因素研究。结果表明,随裂缝闭合应力和填砂浓度增加、注入排量减小,石英砂出砂率降低;与水驱相比,强碱三元复合驱出砂率较高,在注入排量为200和800 m L/min时,三元体系的出砂率分别是污水的3.29倍和1.84倍;与水平缝相比,垂直缝出砂率较高;驱替液类型与裂缝形态对耐碱树脂砂的出砂率无影响,注入排量200~800 m L/min时的出砂率均为0;将石英砂与核桃壳或碳纤维混合可以降低出砂率,其中"石英砂+核桃壳"组合效果优于"石英砂+碳纤维"组合。在三元复合驱时,宜采用耐碱树脂砂或"石英砂+核桃壳"作为支撑剂。