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超低界面张力复配表面活性剂用于渤海X油田水驱后的“挖潜提采”(一)
来源:石油与天然气化工 浏览 222 次 发布时间:2024-12-10
摘要:目的为改善渤海X油田注水开发效果,对该油田进行了驱油用超低界面张力表面活性剂研究。方法在分析油田原油饱和分和芳香分碳原子数分布基础上,结合“相似相溶”原理和疏水端空间位置互补效应,对表面活性剂进行优选和复配。结果从5种表面活性剂中优选出了十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214两种表面活性剂,二者按最佳质量比1∶2复配后可获得超低界面张力表面活性剂。该表面活性剂在岩心中滞留损失率小,仅为11.2%;在质量分数为0.1%~0.3%时,原油的乳化和破乳率均高于90%;当质量分数为0.20%时,可在水驱基础上提高原油采收率9.4%。结论复配表面活性剂降水增油效果明显,可用于实现油田水驱后“挖潜提采”的目的。
X油田位于渤海南部海域,其主力含油层位胶结疏松,高孔高渗,平均孔隙度为31%,平均渗透率为2 715.5×10-3μm2,加之原油属于常规稠油,黏度高,由此造成在注水开发过程中,水油流度比大,水波及区域内残余油含量高,油田采出程度整体偏低,采出液含水率高。截至目前,该油田动用储量采出程度为21%,采出液综合含水率已达87%。
近年来,油田结合油藏及油藏流体特征进行了含聚驱油体系(包括聚合物驱、表面活性剂/聚合物二元复合驱等)研究与现场试验。虽取得了一定的“控水增油”效果,但采出液油水乳化严重、破乳困难,使得该类驱油体系在海上油田的应用受到限制。表面活性剂驱作为一种水驱后大幅度提高原油采收率的重要技术手段,已在陆上油田大规模应用,但目前尚未见海上油田单一采用表面活性剂驱的相关报道。
从前期含聚驱油体系研究和现场试验经验来看,X油田要取得单一表面活性剂驱的成功,表面活性剂需具有以下性能:①能将油水界面张力降至超低范围(10-3mN/m),从而实现残余油的高效启动;②在油藏中对原油具有良好的乳化性,从而改善原油的流动性;③乳化原油在地面具有良好的破乳性,能大幅度降低地面油水分离难度,节约成本。
在分析X油田原油饱和分和芳香分碳数分布的基础上,通过表面活性剂的优选及复配,得到了一种能将该油田油水界面张力降至超低的表面活性剂,评价了该表面活性剂的原油乳化及破乳性能、油藏滞留损失特性及提高采收率效果。
1实验部分
1.1实验材料及仪器
(1)主要材料。脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠,成都科龙化工试剂厂生产;十六烷基二甲基甜菜碱、烷基糖苷APG1214,临沂绿森化工有限公司生产,上述药品均为工业级。实验用水为油田注入水,水质分析结果见表1;实验用油为X油田原油,其基本物性见表2。
(2)主要仪器:自动旋转滴界面张力仪TX-500C,芬兰Kibron公司生产;全自动表面张力仪,芬兰Kibron公司生产;气相色谱-质谱联用仪ISQ(GC-MS,美国Thermo Fisher生产);多功能岩心驱替装置,自制。
1.2实验方法
1.2.1原油族组分碳数分布测定
采用GC-MS,测定原油饱和分和芳香分的碳数分布。
1.2.2油水界面张力测定
室温下,用注入水配制质量分数为0.2%的表面活性剂溶液,在75℃、转速为6 000 r/min下,用界面张力仪测定油水动态界面张力。
1.2.3乳化性测定
在室温下,移取一定量的表面活性剂溶液于100 mL量筒中,然后向量筒中加入一定量的原油,油水体积比为3∶7。将长度为2.5 cm的A型磁力搅拌子放入量筒后,读取油水刻度。将量筒放入75℃磁力搅拌水浴锅中恒温20 min,然后以200 r/min的速度搅拌5 min后,读取乳化层刻度,记为V0,按式(1)计算乳化率。
乳化率=V0/油水总体积*100%(1)
1.2.4破乳性测定
在室温下,移取一定量的表面活性剂溶液于100 mL量筒中,按照第1.2.3节所述方法进行乳化,然后在75℃下静置10 min,读取析水体积,记为V1,按式(2)计算破乳率。
破乳率=V1/水初始体积*100%(2)
1.2.5滞留损失量的测定
在75℃下,先用注入水饱和石英砂填制的岩心管(Ф2.5 cm×30 cm),然后以0.2 mL/min的流量注入1 PV用注入水配制的质量分数为0.3%的表面活性剂溶液后,继续以相同流量注水,并收集出口端液体。每收集1 PV液体测定一次表面张力,直至出口端所收集液体的表面张力与注入水表面张力一致。
将所收集液体的表面张力测定结果与表面活性剂质量分数-表面张力标准曲线比对,得出收集液体中表面活性剂的质量分数,按式(3)计算表面活性剂在岩心管中的滞留损失率。
式中:C为表面活性剂溶液初始质量分数,%;V为表面活性剂溶液注入体积,mL;Ci为第i次收集液体中表面活性剂的质量分数,%;Vi为第i次收集液体的体积,mL。
1.2.6注入参数研究
采用石英砂填制的岩心管(Ф2.5 cm×30 cm),在油藏温度(75℃)下,按照“饱和地层水-饱和原油”的顺序造束缚水。以0.2 mL/min的流量注水,直至出口端液体含水率为98%时,以相同的流量注入0.3 PV表面活性剂溶液,然后继续以相同的流量注水至出口端液体含水率为98%,记录压力和采收率变化。
超低界面张力复配表面活性剂用于渤海X油田水驱后的“挖潜提采”(一)