劉義剛,盧 瓊,史鋒剛

(1.中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452;2.西南石油大學(xué),四川成都 610500;3.華鼎鴻基能源工程技術(shù)(北京）有限公司,北京 100089;4.中海石油采油技術(shù)服務(wù)公司,天津塘沽 300451）

錦州油田無堿二元復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究

劉義剛1,2,盧 瓊3,史鋒剛4

(1.中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452;2.西南石油大學(xué),四川成都 610500;3.華鼎鴻基能源工程技術(shù)(北京）有限公司,北京 100089;4.中海石油采油技術(shù)服務(wù)公司,天津塘沽 300451）

針對(duì)錦州油田的條件及開采現(xiàn)狀,進(jìn)行了α-烯烴磺酸鹽類表面活性劑 HDS及SNF聚合物組成的二元復(fù)合體系(SP）提高采收率的室內(nèi)研究?？疾榱薍DS表面活性劑的界面張力特性以及吸附特征;進(jìn)行了二元復(fù)合體系的界面張力、表觀黏度及巖心驅(qū)替等實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明:HDS表面活性劑油水平衡界面張力可以降低到超低數(shù)量級(jí)(10-3mN/m）,吸附損失小(0.2%濃度HDS≤2.0 mg/g）;二元復(fù)合體系油水平衡界面張力也能達(dá)到超低;黏度保持率高(≥90%）,配伍性好,相對(duì)水驅(qū)提高采收率20%以上。故HDS表面活性劑是性能優(yōu)良的表面活性劑,HDS與SNF聚合物組成的無堿二元復(fù)合體系能大大提高錦州油田的采收率,無堿二元復(fù)合驅(qū)是適合錦州油田開發(fā)的新技術(shù)。

二元復(fù)合驅(qū);超低界面張力;α-烯烴磺酸鹽表面活性劑

錦州油田縱向上油層組多、滲透率級(jí)差大、非均質(zhì)嚴(yán)重。采用注水開發(fā),油田綜合含水率已達(dá)76%,而采出程度僅為 13%,水驅(qū)采收率低[1]。為了提高采收率,2007年10月開始聚合物驅(qū)的礦場試驗(yàn)并取得了一定效果[1,2]。為進(jìn)一步提高最終采收率、縮短開發(fā)時(shí)間,根據(jù)陸上油田采用的表面活性劑/聚合物/堿三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)的經(jīng)驗(yàn)并結(jié)合海上油田特點(diǎn),初步研究和評(píng)價(jià)了表面活性劑/聚合物無堿二元復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)的可行性。表面活性劑/聚合物無堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)既能提高驅(qū)油效率又可以增大波及系數(shù),同時(shí)還可以避免由堿產(chǎn)生的結(jié)垢、地層傷害、設(shè)備腐蝕等眾多問題,采收率比純水驅(qū)提高約18%[3-5]。

本文采用HDS表面活性劑與SNF公司生產(chǎn)的聚合物復(fù)配的二元復(fù)合體系,其中HDS為α-烯烴磺酸鹽類表面活性劑,具有良好的乳化、分散及增溶能力,很強(qiáng)的耐溫、耐二價(jià)陽離子能力,所需有效的質(zhì)量濃度低,成本合理且環(huán)境友好等優(yōu)點(diǎn)[6-8];SNF生產(chǎn)的聚合物產(chǎn)品的相對(duì)分子質(zhì)量高,耐高溫,抗高礦化度。

本文針對(duì)錦州油田的油藏條件,通過一系列室內(nèi)實(shí)驗(yàn),針對(duì)表面活性劑/聚合物二元復(fù)合體系,考查了HDS表面活性劑的界面張力特性及吸附特征;分析了二元復(fù)合體系的界面張力、表觀黏度及巖心驅(qū)替試驗(yàn)。結(jié)果表明:HDS表面活性劑界面活性好,平衡界面張力能降低到超低值(10-3mN/m數(shù)量級(jí)）,吸附損失小;二元復(fù)合體系的油水平衡界面張力也能達(dá)到超低,黏度保持率高,采收率比水驅(qū)提高20%以上。HDS表面活性劑與SNF聚合物組成的無堿二元復(fù)合體系適用于錦州油田進(jìn)一步開發(fā)需要。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 化學(xué)樣品與試劑

聚合物為SNF公司生產(chǎn)的聚丙烯酰胺產(chǎn)品,相對(duì)分子質(zhì)量為2 000×104～2 500×104,水解度為25%～30%。HDS為α-烯烴磺酸鹽類陰離子表面活性劑,有效物含量為60%。

實(shí)驗(yàn)用油:錦州油田脫水原油,表觀黏度為17.4 mPa·s(57℃）。實(shí)驗(yàn)用水:錦州油田注入水,礦化度約4 000 mg/L。物理模型:環(huán)氧樹脂膠結(jié)石英砂人造均質(zhì)巖心,尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm,滲透率2 600×10-3μm2,孔隙度為30%。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

TX500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀(美國 Temco公司）;Brookfield LVDV-Ⅱ黏度計(jì)(美國 Brookfield公司）;吳茵(Waring）混調(diào)器;物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置(江蘇海安石油科研廠）。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

1.3.1 界面張力測定

采用TX500C界面張力儀,利用旋轉(zhuǎn)滴法測定油水界面張力,測定溫度為57℃,轉(zhuǎn)速5 000 r/min。

1.3.2 吸附損失實(shí)驗(yàn)

準(zhǔn)確稱取3 g油砂,按 HDS表面活性劑溶液與油砂質(zhì)量比9∶1,放置于150 mL具塞三角瓶中,用移液管移入27 g不同質(zhì)量濃度的表面活性劑溶液,然后置于45℃振蕩器中振蕩20 h。待吸附平衡后將上層清液全部移入離心試管中,稱重,以1 500 r/min分離30 min。然后用紫外吸收光譜法檢測吸附后溶液質(zhì)量濃度。質(zhì)量濃度大于0.05%時(shí)要稀釋10倍。確定吸附后溶液質(zhì)量濃度后,按下式計(jì)算吸附量:

式中:G為吸附量,mg/g;m1為吸附前溶液中表面活性劑的質(zhì)量,g;m2為吸附后溶液中表面活性劑的質(zhì)量,g;M為油砂重量,g。

1.3.3 物模實(shí)驗(yàn)

將人造均質(zhì)巖心抽真空、飽和好實(shí)驗(yàn)用水,確定孔隙體積與孔隙度。爾后巖心再飽和實(shí)驗(yàn)用油,57℃保存,熟化24 h。連接好實(shí)驗(yàn)裝置及管線,水驅(qū)至綜合含水70%左右,轉(zhuǎn)注配制好 HDS表面活性劑/SNF聚合物的二元復(fù)合驅(qū)溶液,段塞量為0.3 PV再轉(zhuǎn)水驅(qū),直至綜合含水70%,記錄驅(qū)出的水、油量,計(jì)算采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 H DS表面活性劑溶液與錦州原油的界面張力

圖1 HDS表面活性劑溶液界面張力隨時(shí)間變化曲線Fig.1 The relation curves of interfacial tension changes of HDS surfactant solution

將HDS表面活性劑溶液用實(shí)驗(yàn)用水稀釋到以下質(zhì)量濃度:0.05%、0.10%、0.15%、0.20%,采用TX500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定油水界面張力隨時(shí)間的變化情況,結(jié)果見圖1。表現(xiàn)出了良好的降低油水界面張力的能力。圖1給出了HDS表面活性劑溶液瞬間動(dòng)態(tài)界面張力變化特征。可以看出:0.05%的低濃度HDS溶液在測試的15 min后,瞬間動(dòng)態(tài)界面張力下降到10-2mN/m范圍內(nèi),80 min后,界面張力趨于平衡,達(dá)到最低值6.4×10-3mN/m。而0.20%的高濃度HDS溶液在測試的8 min后,瞬間動(dòng)態(tài)界面張力持續(xù)下降到10-2m N/m范圍內(nèi),70 min左右界面張力趨于平衡,達(dá)到最低值4.3×10-3mN/m。從圖1還可知,不同濃度的 HDS溶液界面張力變化趨勢基本相似,低濃度的HDS溶液也有良好的界面活性;隨著HDS表面活性劑質(zhì)量濃度的增大,界面張力降低程度也增大,降到超低所需時(shí)間也越短。結(jié)合上述特點(diǎn),HDS表面活性劑的界面活性優(yōu)越,能有效降低錦州油田油水界面張力。

2.2 HDS表面活性劑的靜態(tài)吸附損失研究

用實(shí)驗(yàn)用水配制表面活性劑溶液,配置質(zhì)量濃度分別為 0.025%、0.05%、0.075%、0.1%、0.2%、0.3%的石油磺酸鹽、甜菜堿性磺酸鹽及HDS表面活性劑溶液。實(shí)驗(yàn)方法如本文1.3.2節(jié)所述,吸附量結(jié)果見圖2。

圖2 HDS表面活性劑和其他類型表面活性劑吸附損失性比較Fig.2 The relation curves of absorption loss of different surfactant types

表面活性劑的吸附損失大是影響表面活性劑二元復(fù)合驅(qū)發(fā)展的技術(shù)瓶頸,故表面活性劑的吸附損失量是評(píng)價(jià)表面活性劑性的重要參數(shù)[9]。從圖2中可知,低質(zhì)量濃度時(shí),隨著 HDS濃度增大,吸附量也顯著增大,到達(dá)一定質(zhì)量濃度后,吸附量增加趨勢開始緩和。經(jīng)過吸附模型擬和,與Langmuir模型的擬合相關(guān)系數(shù)為0.764,是否可以用Langmuir模型來準(zhǔn)確描述HDS表面活性劑在油砂上的靜態(tài)吸附特征,還有待進(jìn)一步實(shí)驗(yàn)證明。但從圖2看出,0.2%HDS的吸附損失量約為2.0 mg/g,相同質(zhì)量濃度的 HDS表面活性劑的吸附損失明顯小于石油羧酸鹽及甜菜堿型磺酸鹽類表面活性劑。分析原因是 HDS表面活性劑為α-烯烴磺酸鹽類表面活性劑,其分子中的雙鍵或羥基與磺酸基之間對(duì)實(shí)驗(yàn)用水中的鈣、鎂等離子有鰲合作用。螯合后的鈣鎂鹽本身就為活性很好的表面活性劑,不會(huì)因?yàn)榕c水中的鈣鎂離子反應(yīng)而造成表面活性劑的損耗。石油磺酸鹽表面活性劑與鈣鎂離子反應(yīng)生成物會(huì)沉淀,造成了表面活性劑的損耗。甜菜堿型表面活性劑為兩性表面活性劑,其陽離子親水基很容易與油砂表面的硅氧陰離子基結(jié)合而粘附在油砂表面發(fā)生損耗[5]。結(jié)合實(shí)驗(yàn)2.1和實(shí)驗(yàn)2.2,HDS表面活性劑界面活性高,吸附損失小,故是很有應(yīng)用前景的表面活性劑。

2.3 HDS表面活性劑/SNF聚合物二元復(fù)合體系界面張力

在質(zhì)量濃度為0.12%的SNF聚合物中加入HDS表面活性劑,配制成表面活性劑/聚合物二元復(fù)合體系溶液,測定油水界面張力。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

圖3 二元體系界面張力隨時(shí)間的變化Fig.3 The relation curves of SP system interfacial tension changes in different HDS surfactant concentration

不同HDS質(zhì)量濃度下的二元復(fù)合體系的瞬間動(dòng)態(tài)油水界面張力變化特征見圖3。結(jié)果表明,0.05%低濃度的HDS表面活性劑/SNF聚合物二元體系在10 min內(nèi)的瞬間動(dòng)態(tài)界面張力從0.8 mN/m降低到10-2mN/m范圍內(nèi),80 min后開始趨于平衡,達(dá)到最低值8.3×10-3mN/m。0.25%高濃度的 HDS表面活性劑/SNF聚合物二元體系在45 min內(nèi)的瞬間動(dòng)態(tài)界面張力從9×10-1mN/m降低到9×10-3mN/m,80 min后開始趨于平衡,達(dá)到最低值3.1×10-3mN/m。整個(gè)測試濃度內(nèi),平衡界面張力略有上升;瞬時(shí)動(dòng)態(tài)界面張力下降速度變慢,變化趨勢相似。隨著HDS濃度的增大,界面張力降低程度也增大,降低到超低值所需時(shí)間也越短。比較圖1和圖3的特征,二元復(fù)合體系界面性質(zhì)和HDS表面活性劑單劑相近,降低到超低所需時(shí)間也相差不大,表明SNF的聚合物的加入對(duì)HDS表面活性劑溶液與原油的界面張力影響不大,二元體系界面活性好且穩(wěn)定。在無堿條件下,該二元復(fù)合體系界面活性優(yōu)良,配伍性好。

2.4 HDS表面活性劑/SNF聚合物二元復(fù)合體系表觀黏度的變化

配制所需質(zhì)量濃度的二元復(fù)合體系溶液,在實(shí)驗(yàn)溫度下,保存30天,采用Brookfield LVDVⅡ黏度計(jì)對(duì)二元復(fù)合體系的表觀黏度進(jìn)行了測試。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 HDS表面活性劑質(zhì)量濃度對(duì)體系表觀黏度的影響Tab.1 The SP system viscosity changes in different HDS surfactant concentration

表1表明,HDS表面活性劑的加入會(huì)影響二元復(fù)合體系的表觀黏度,當(dāng)HDS表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)愈高,二元復(fù)合體系的表觀黏度愈低,這是由于HDS表面活性劑分子中的金屬陽離子會(huì)中和聚合物分子鏈表面的部分電荷,導(dǎo)致聚合物分子鏈的卷曲和收縮,造成了復(fù)配體系表觀黏度略有下降[10]。但即使0.3%高質(zhì)量濃度的 HDS與SNF聚合物組成二元復(fù)合體系,黏度保持率仍≥90%,說明HDS表面活性劑的加入對(duì)體系表觀黏度的影響有限。而且SNF聚合物及HDS表面活性劑都為陰離子型,水溶性好,不發(fā)生相分離。結(jié)合圖3,二元復(fù)合體系的界面張力情況分析,此二元復(fù)合體系界面張力活性優(yōu)良,黏度保持率高,故HDS表面活性劑與SNF聚合物的配伍性好,是適合錦州油田的二元復(fù)合驅(qū)體系。

2.5 物模實(shí)驗(yàn)

分別采用條件相似的均質(zhì)巖心,用段塞量為0.3 PV的不同質(zhì)量濃度的聚合物、二元復(fù)合驅(qū)進(jìn)行驅(qū)油試驗(yàn),,并用純水驅(qū)做比較。實(shí)驗(yàn)方法如

1.3.3所述。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

在選用的均質(zhì)巖心的滲透率、含油飽和度、體系表觀黏度等相近條件下,表2比較了 HDS和SNF聚合物的質(zhì)量濃度變化對(duì)采收率的影響情況,采用不同配方的化學(xué)驅(qū),采收率都有不同程度的提高,各配方下比較各自水驅(qū)值,聚驅(qū)的采收率提高值為15.97～16.17,二元復(fù)合驅(qū)的采收率提高值在21.07～24.74之間,二元復(fù)合驅(qū)的采收率相對(duì)聚驅(qū)提高采收率7%左右。按方案1的純水驅(qū),采收率提高值很有限(從 50%左右到53.4%）;比較方案2和方案5不同質(zhì)量濃度的SNF聚合物驅(qū)油實(shí)驗(yàn),結(jié)果比純水驅(qū)的采收率分別提高了12.43%和13.85%;增加聚合物濃度,采收率增加1.42%;比較方案3、4、6、7不同配比的二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油實(shí)驗(yàn),結(jié)果分別比純水驅(qū)提高了18.54%～21.98%,方案3采收率能比方案2提高6.11%,方案6比方案5提高6.42%;增加HDS濃度,采收率分別增加 1.66%和1.71%。結(jié)果表明,二元復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效果顯著,HDS表面活性劑濃度變化對(duì)采收率的影響比SNF聚合物大。故加入HDS表面活性劑并適量增大HDS的質(zhì)量濃度有利于大大提高采收率,結(jié)合成本,選擇合適濃度配比的二元復(fù)合驅(qū)體系,能滿足油田合理的投入產(chǎn)出。結(jié)合上述實(shí)驗(yàn),HDS表面活性劑是性能優(yōu)良的表面活性劑產(chǎn)品,對(duì)提高采收率作用大。

表2 不同組成的二元復(fù)合體系提高采收率結(jié)果Tab.2 The EORresults of different SP system

3 結(jié)論

(1）HDS表面活性劑的界面活性很高,與錦州油田原油適應(yīng)性好,平衡界面張力能達(dá)到超低。

(2）相同條件下,HDS表面活性劑的吸附損失明顯小于石油羧酸鹽及甜菜堿型磺酸鹽類表面活性劑,有效使用質(zhì)量濃度低,是性能優(yōu)異的表面活性劑產(chǎn)品。分析了 HDS結(jié)構(gòu)上的優(yōu)勢,與Langmuir模型擬合的相關(guān)系數(shù)為0.764,是否可以用Langmuir模型來準(zhǔn)確描述其在油砂上的靜態(tài)吸附特征,還有待進(jìn)一步實(shí)驗(yàn)證明。

(3）HDS表面活性劑與SNF聚合物配伍性能好,是適合錦州油田的二元復(fù)合驅(qū)體系。此二元復(fù)合體系的瞬間界面張力及平衡界面張力與HDS表面活性劑單劑溶液變化趨勢相似,平衡界面張力能穩(wěn)定在10-3mN/m。此二元體系黏度保持率≥90%,水溶性好,不發(fā)生相分離。

(4）通過物模實(shí)驗(yàn),不同質(zhì)量濃度的二元復(fù)合驅(qū)體系都能大大提高原油采收率。HDS表面活性劑對(duì)采收率影響大;二元復(fù)合驅(qū)都能比水驅(qū)提高采收率20%以上,比聚合物驅(qū)提高5%以上,是錦州油田增產(chǎn)的有利保障。

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The alkali-free SP flooding experiment in Jinzhou Oilfield

Liu Yigang1,2,Lu Qiong3,Shi Fenggang4
(1.Tianjin Branch of CNOOC China Limited,Tanggu300452;2.Southwest Petroleum University,Chengdu610500;3.Holding Energy Engineering(Beijing）Co.Ltd.,Beijing100089;4.CNOOC Oilf ield Technology Services Co.Ltd.,Tanggu300451）

Aimed to enhance oil recovery in Jinzhou Oilfield,indoor experiment are carried out onα-olefine sulphonate surfactant HDS and SNF polymer combination flooding.Some experiments as interfacial tension characteristics,HDS absorption loss,SP system viscosity retention and core flooding experiments are carried out based on the reservoir condition and current recovery status.The experiment results show the HDS surfactant and the SP combination system steadily reduced oil/water interfacial tension obviously below 10-3mN/m,HDS absorption loss(0.2%HDS loss less than 2.0 mg/g）was small,system viscosity retention rate(≥90%）was high and greatly enhanced oil recovery up to 20%compared with water flooding.Those experiments proved HDS surfactant is the superior agent that suitable for Jinzhou Oilfield,the alkalifree SP flooding technology has bright future that can enhance the oil recovery greatly.

SP flooding;ultralow interfacial tension;α-olefine sulphonate surfactant

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.048

2009-09-28;改回日期:2009-11-30

劉義剛(1970—）,男,高級(jí)工程師,1994年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院采油工程專業(yè),西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)在讀博士研究生,長期從事采油工藝管理和增產(chǎn)作業(yè)等方面研究。E-mail:lqzita@126.com。

1008-2336(2010）01-0048-05