表面活性剂性能及降压实验研究

针对大庆地区外围油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况，开展了表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究。利用旋转滴界面张力仪，进行了复配表面活性剂体系界面张力、动态界面张力及界面张力稳定性能研究、利用岩心驱油模拟装置，在人造岩心上进行了复配表面活性剂体系降低驱压力物理模拟研究。室内实验表明，在55℃条件下，复配表面活性剂体系油水界面张力可达10^-1mN/m数量级，且具有较好的界面张力稳定性。岩心驱油降压模拟实验表明，在表面活性剂体系驱替0．5PV之后，残余油饱和度下降，水相相对渗透率上升，油相相对渗透率下降，从而达到降低注入压力的目的。     

表面活性剂提高碱水驱油过程中的动界面张力问题

本文回顾了动介面张力研究的历史及其发展过程,阐述了表面活性剂提高碱水驱油过程所产生的动界面张力问题。研究采用了 David Lloydmin-ster 原油、钠、碳酸钠、苛性钠、氯化钠及表面活性剂 Neodol25—3S 通过5个 Barea 砂岩岩心驱替实验,表明动界面张力随表面活性剂浓度变化而变化。David 原油与含有Neodol25—3S、Na_2CO_3水溶液接触时.在高含盐度条件下也能产生低的 IF 值的动态特性.原油采收率与初始 IFT 有着密切的关系,而平衡状态下的影响力与之无关。     

低碱浓度非离子表面活性剂驱油临界面张力研究

考虑到中原文明寨油藏高温、高矿化度、高钙镁含量的特点及注入水的高ＰＨ值（８－９．５％），选择含有低浓度（０．０２５％）Ｎａ２Ｃｏ３的非离子表面活性剂ＮＳ溶液为驱油溶液为驱油剂，考察了该体系与文明寨原油之间的界面张力，在天然岩心上进行了驱油实验，在水驱基础上使采收率提高了１０％和７．６％。     

低界面张力泡沫驱油体系研究

采用Waring—Blender法对13种表面活性剂进行了泡沫性能评价,并测定了油水界面张力。结果表明,起泡性能好的DK,AS—14,Es表面活性剂油水界面张力未达10～mN／m。分别用阴离子表面活性剂WPS和非离子表面活性剂PM对Es,As-14,DK表面活性剂进行复配,As-14,DK与PM复配增效作用强,界面活性高。仅DK／PM复配表面活性剂的起泡和稳泡性能好。对DK／PM复配表面活性剂进行配方优化,当DK／PM复配表面活性剂总浓度为3000mg／L,DK与PM质量比为5：1时,泡沫综合指数达最大值,为4050．0,平衡时油水界面张力达5．96×10～mN／m．     

OCS表面活性剂用于大港油田枣1219断块表面活性剂驱的室内研究

通过界面张力、增溶率、吸附量以及驱油效率的测定,研究了OCS表面活性剂用于大港油田枣1219断块油藏表面活性剂驱的性能。结果表明,OCS表面活性剂用于大港油田枣1219断块油藏原油时,油水界面张力均可以达到1×10-2mN/m的数量级,最低可以达到1×10-3mN/m。在注入浓度0.5%时,OCS表面活性剂在大港油田枣1219断块岩心上的吸附量小于2mg/g油砂。室内岩心驱油试验结果表明,当OCS表面活性剂的浓度为0.5%时,OCS表面活性剂驱可比水驱提高采收率12.2%。可以满足大港油田枣1219断块油藏进行表面活性剂驱的要求。     

低碱浓度非离子表面活性剂驱油体系界面张力研究

虑到中原文明寨油藏高温、高矿化度、高钙镁含量的特点及注入水的高ｐＨ值（８—９．５），选择含有低浓度（０．０２５％）Ｎａ２ＣＯ３的非离子表面活性剂ＮＳ溶液为驱油剂，考察了该体系与文明寨原油之间的界面张力，在天然岩心上进行了驱油实验，在水驱基础上使采收率提高了１０％和７．６％。     

低渗透油藏表面活性剂驱油体系的室内研究

通过对降低界面张力能力、乳化能力、改变岩石润湿性能力、吸附量以及驱油效率的评价,研究了SHSA-03-JS表面活性剂用于江苏油田沙七断块油藏表面活性剂驱的性能,并对低渗透油藏表面活性剂驱油机理进行了探究。结果表明,SHSA-03-JS表面活性剂溶液用于江苏油田沙七断块油藏原油时,在0.05%～0.6%浓度范围内油水界面张力均可达到10-2 mN/m的数量级,在0.1%～0.3%浓度范围内可达到10-3 mN/m的超低数量级;同时,该表面活性剂能使油湿石英片向水湿方向转变;在初始浓度0.3%时,表面活性剂在油砂的吸附量为4.78mg/g,能够满足江苏油田沙七断块表面活性剂驱的要求。室内岩心模拟驱油实验结果表明,当SHSA-03-JS表面活性剂浓度为0.3%时,表面活性剂驱可比水驱提高采收率11.47%。SHSA-03-JS表面活性剂能够满足江苏油田沙七断块进行表面活性剂驱的要求。     

非离子表面活性剂对阴/阳离子复配表面活性剂性能的影响

以十六烷基三甲基氯化铵、烷基磺酸钠、非离子表面活性剂等为原料,制备了阴/阳离子复配表面活性剂(记为CAN),以TX-10和MOA-15为非离子表面活性剂时分别记为TCAN和MCAN。采用界面张力测试、乳化性能测试和室内岩心驱替等方法,研究了非离子表面活性剂对CAN性能的影响。实验结果表明,TX-10和MOA-15均可提高CAN的溶解性。MCAN在地层水中的溶解性更佳,浊度较低。随非离子表面活性剂含量的增大,CAN的油水界面张力呈先减小后增大的趋势。随CAN含量的增大,油水界面张力呈急剧减小后趋于平缓的趋势。TCAN降低油水界面张力的性能较MCAN好。CAN的耐盐性为70 g/L,耐Ca2+达5 g/L,抗油砂吸附性能基本满足要求。TCAN的乳化性能和驱油效率均好于MCAN,且随岩心渗透率的增大,TCAN驱油效率的增幅比MCAN大。     

界面张力对提高原油采收率的影响

对于水驱油藏原油的采收率是水驱波及系数与洗油效率的乘积。用注表面活性剂的方法可降低界面张力．以此降低残余油饱和度来提高微观驱油效率．改善体积效率可采用打加密井、降低水油流度比或有选择性地堵塞高渗透通道降低油藏非均质性等方法．下文将主要介绍表面活性剂驱降低界面张力提高原油采收的作用机理以及表面活性剂驱存在的问题和解决的方法．     

阴离子双子表面活性剂的油水界面张力

测定了阴离子双子表面活性剂8-4-8和12-4-12与不同油相间的界面张力,考察了不同油相和矿化度变化对油水界面张力的影响。结果表明,阴离子双子表面活性剂与不同油相的油水界面张力达到平衡的时间都比较短,界面张力稳定性较好;8-4-8在煤油的油水界面活性最好,而12-4-12在稀油的油水界面活性比混合油的好。矿化度增加(0~180 g/L)能有效降低阴离子双子表面活性剂的油水界面张力,说明阴离子双子表面活性剂8-4-8和12-4-12具有较好的耐盐性。     

新型两性Gemini表面活性剂制备及表界面性能

目的以甲酸、甲醛、长链伯胺、环氧氯丙烷、甲醇和三氯甲烷为原料制备3种两性Gemini表面活性剂[(2,2''-硫酸钠-3,3''-烷基二甲基氯化铵)-N,N-丙烷基]甲胺(C₁₂SAPA、C₁₄SAPA和C₁₆SAPA)。方法 对产物结构进行了表征,比较了不同疏水链长度的表面张力、Krafft点和热稳定性,考查了3种两性Gemini表面活性剂抗温性、降低界面张力能力和提高采收率效果。通过FTIR和¹H-NMR确认了目标产物的合成。结果随着疏水链从C₁₂H₂₅ 增加到C₁₆H₃₃,临界胶束浓度(CMC)减小,γCMC表面张力增加。随着疏水链的增加,Krafft点增加,在9 ℃以上具有良好的溶解性。3种两性Gemini表面活性剂(C₁₂SAPA、C₁₄SAPA和C₁₆SAPA)的抗温能力分别可达153 ℃、157 ℃和150 ℃;抗盐性大小为:C₁₄SAPA＞C₁₂SAPA＞C₁₆SAPA,C₁₄SAPA抗盐性达到 5×10⁴ mg/L。降低油/水界面张力能力大小为:C₁₂SAPA＞C₁₄SAPA＞C₁₆SAPA,C₁₂SAPA和C₁₄SAPA效果更好,降低油/水界面张力能达到10-2的数量级。模拟油藏地层环境下,3种两性Gemini表面活性剂分别可提高采收率12.63%、10.91%和9.87%。结论合成的3种两性Gemini表面活性剂具有良好的表界面活性和驱油性能,在油藏提高采收率领域具有广泛的应用潜力。      

不同减压渣油为原料的表面活性剂与对应原油间的界面张力协同效应

利用大庆减压渣油和大港减压渣油分别制备出驱油用表面活性剂OCS-1和OCS-2。通过测试油水界面张力,探讨了以不同油田减压渣油为原料制备的驱油用表面活性剂与对应原油间的界面张力性质。结果表明,以某一油田减压渣油为原料合成出的表面活性剂用于对应油田原油时将会有较好的界面张力性能,即表面活性剂体系与对应原油间具有明显的界面张力协同效应。     

超低界面张力下泡沫驱油试验首次获得成功

通过注碱／表面活性剂／聚合物（ASP）降低原油与驱替液之间的界面张力（IFT），可提高采收率和驱替液的粘度，增加体积扫油效率，将天然气添加到碱／表面活性剂／聚合物液体中会形成一种碱／表面活性剂／聚合物泡沫（ASPF）型驱替液，本文介绍了碱／表面活性剂／聚合物泡沫在实验室和现场试验的结果，目前的采收率为原始原油地质储量的65．5％。     

甜菜碱类低界面张力泡沫驱油体系性能研究

针对大港油藏条件,研究得到兼具良好发泡性能和界面张力性能的低界面张力泡沫驱油体系。合成了系列烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱,通过油水界面张力和泡沫性能测试,筛选出十四烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱作为低界面张力泡沫驱油体系的主剂,通过与十二烷基硫酸钠(SDS)复配得到低界面张力泡沫驱油体系。对于大港原油和地层水,油水界面张力值可达到10–2 mN/m水平,发泡量可达到溶液体积的5倍,能满足低界面张力泡沫驱油体系对界面张力和发泡量的要求。以大港原油配制模拟油,驱油实验结果表明,低界面张力泡沫驱油体系的驱油效率可达到12.6%,明显好于单纯的低界面张力驱油体系以及单纯的泡沫驱油体系的驱油效率。     

低界面张力体系对相对渗透率影响实验研究

通过岩心流动实验，测定了80℃时胜利草桥某井地层水、两种磺酸盐类阴离子表面活性剂HD－1和HD－2的1％地层水溶液驱油时，油相和水相相对渗透率kro和krw的变化。岩心有刚玉砂胶结和高温灼烧地层砂填充两种，气体绝对渗透率约1．6μm^2。相对渗透率用Welge-Johnson公式表示。实验结果表明：与地层水相比，HD－1，特别是界面活性较高的HD－2使kro和krw有较大幅度提高，使残余油饱和度So和束缚水饱和度Sw相应降低；其中So由0．29分别降至0．26和0．25；与80℃时相比，在40℃下HD－1使kro明显减小，krw的减小则不明显；在地层砂填充岩心上，与地层水相比，HD－2使kro大幅度提高，So有一定程度降低，由0．28降到0．25,krw几乎无变化；表面活性剂（HD－2）对两种岩心相对渗透率的影响不同。讨论了影响相对渗稼率各因素的作用机理，包括界面张力降低、润湿性改变及温度改变。图5表3参4。     

OCS表面活性剂驱油体系与大庆原油间的动态界面张力研究

测定了OCS表面活性剂驱油体系与大庆原油间的动态界面张力.在大庆油田评价浓度范围内,考察了碱的类型与浓度、OCS浓度以及部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)对动态界面张力的影响.结果表明,强碱(NaOH)体系比弱碱(Na2CO3)体系更容易形成超低界面张力(10-3mN/m),即体系达到超低界面张力的时问较短;高浓度碱体系比低浓度碱体系更容易形成超低界面张力;弱碱条件下,OCS表面活性剂浓度变化对动态界面张力有一定的影响;而强碱条件下则没有明显的影响;聚合物HPAM的引入使得不同体系达到超低界面张力的时间延长.     

界面张力特征对三元复合驱油效率影响的实验研究

分别采用了油水平衡界面张力和瞬时动态界面张力为1mN/m、0.1mN/m、0.01mN/m和0.001mN/m的4种体系进行了岩心驱油试验.结果表明,在大庆油田三元复合驱中,油水动态界面张力最低值是影响驱油效果的重要因素,而不是平衡界面张力.动态界面张力最低值达到0.01mN/m时,体系的驱油效果与界面张力平衡值达到0.001mN/m时基本相同.因此,可以大幅度降低三元复合体系中碱的用量,甚至可以不用碱.此外,还可以降低对表面活性剂的苛刻要求,扩大表面活性剂的种类和范围.     

复合驱界面张力与驱油效率的关系研究

针对大庆油田油层的具体情况,实验采用3种不同类型的表面活性剂配制了三元复合驱油体系,并在3组不同渗透率人造均质岩心上进行了微观驱油实验,研究了不同体系的界面张力与驱油效率的关系。实验结果表明：在渗透率相同的条件下,驱油体系与原油之间的界面张力越低,驱油效率越高;在驱油体系相同的条件下,具有中等渗透率岩心的驱油效率更高一些。超低界面张力并不是绝对必要的。     

驱油用低界面张力生物表面活性剂鼠李糖脂体系的研究

应用反离子协同效应原理，用０．２％－１．０％鼠李糖脂配制成功两种低界面张力生物表面活性剂驱油体系。配方１使用鼠李糖脂原样，配方２使用部分转化为离子型的鼠李糖脂，油水界面张力均降至２×１０（－２）ｍＮ／ｍ，耐温１５－８０℃。配方２的室内驱油率比水驱高出３５％。