Gemini表面活性剂强化有机铵盐的防膨性能研究

针对低渗透储层粘土矿物水化膨胀、运移以及注水压力高而导致油田采收率大幅度降低的问题,作者以长碳链烷基叔胺和1,3-二溴丙烷为原料合成系列阳离子Gemini表面活性剂(Cn-3-Cn),以乙二胺和甲酸为原料合成了有机铵盐类防膨剂(EMN),并将二者以一定比例复配,通过评价防膨性能、表/界面活性,得出表面活性剂C14-3-C14与防膨剂的复配效果最好。在0.1%C14-3-C14中加入1.5%EMN+0.5%KCl,防膨率为84%,水洗10次之后防膨率稳定在65%左右;在0.1%C14-3-C14+0.5%KCl复配溶液中加入0.8%、1.5%及3%EMN时,界面张力均可降低至10^(-2) mN·m^(-1),可得到既可以防止粘土膨胀也可以同时降低界面张力的多效增注剂。

聚醚铵盐的合成及其防膨性能研究

以聚醚胺与无机酸、低分子有机酸为原料合成了系列聚醚铵盐,离心法评价了产物的防膨性能,并用XRD和电镜探讨了其对黏土稳定的机理。实验结果表明:聚醚胺与有机酸的反应产物中,甲酸的聚醚二铵盐的效果最好,防膨率为77.1%;与无机酸反应的产物中,聚醚胺的盐酸盐防膨效果最好,防膨率为71.7%。聚醚铵盐与氯化铵的复配具有防膨增效作用,同时改善了防膨剂的耐冲刷性能。1%聚醚铵盐DMN+0.5%NH4Cl经过冲刷实验后防膨率基本不变,达到82.6%,而无机盐的防膨率仅为47%。XRD和电镜分析表明,采用含有聚醚铵盐防膨剂溶液处理的黏土矿物的层间距减小,外观呈现压实的聚集形态。

醇醚磺酸盐与非离子表面活性剂的相互作用及界面活性研究

采用吊片法测定了十六醇醚(EO3)丙烷磺酸钠(AEO3S)与月桂酸烷醇酰胺(LDA)及其不同混合比时溶液的表面张力,确定了表面活性剂溶液的临界胶束浓度(CMC)以及对应浓度下的表面张力(γCMC)。采用正规溶液理论对复配表面活性剂溶液的热力学参数进行了计算和分析,测试了复配体系与魏岗原油的界面张力,得到了表面活性剂驱油剂的优化组成,确定了聚合物存在下复配表面活性剂的浓度。实验结果表明,醇醚磺酸盐AEO3S与非离子表面活性剂在盐水体系中具有一定的协同作用,m(AEO3S)∶m(LDA)=2∶3~4∶1范围内混合体系的CMC比单一表面活性剂的CMC低,相互作用参数(βm)为负值,表明两种表面活性剂之间具有形成混合胶束的协同作用,而且AEO3S更易于形成混合胶束;AEO3S/LDA复配体系与原油的界面张力可以达到10-2 mN/m数量级,含有40%~50%AEO3S的复合体系的界面张力可以降到0.003~0.006 mN/m,正好与表面活性剂的相互作用程度是一致的。在0.12%HPAM存在下,0.2%~0.4%复配表面活性剂体系可以使油水界面张力达到超低界面张力,可用作石蜡基原油的驱油用剂。

支链醇醚磺酸盐与两性Gemini表面活性剂的溶液性质研究

目的以支链醇醚TEO、1,3-丙烷磺酸内酯为原料合成了支链醇醚磺酸盐TEOS,测定了支链醇醚TEO、TEOS及两性Gemini表面活性剂GCS12在蒸馏水中的临界胶束浓度(cmc)及临界胶束浓度下的表面张力(γ_(cmc)),进行支链醇醚磺酸盐与两性Gemini表面活性剂的溶液性质研究。方法评价了醇醚磺酸盐TEOS与GCS12复配体系的表面活性,并对两者之间的相互作用进行研究,同时也研究了二元复配体系与长庆原油的界面活性。结果合成的醇醚磺酸盐质量分数达96.5%,耐盐性好;TEO、TEOS、GCS12在蒸馏水中cmc分别为0.05 mmol/L、0.40 mmol/L和0.05 mmol/L,γ_(cmc)分别为26.02 mN/m、34.58 mN/m和25.27 mN/m;溶液热力学理论研究表明TEOS与GCS12具有明显降低混合溶液临界胶束浓度的中等相互作用;60℃下,用模拟地层水配制的混合溶液在n(TEOS)︰n(GCS12)=3︰1时达到最低的界面张力,加盐200 g/L时,界面张力为0.021 mN/m。结论支链醇醚磺酸盐与两性Gemini表面活性剂的混合体系具有较好的耐温耐盐能力和较高的界面活性,为驱油表面活性剂的开发提供了技术支持。

氟碳表面活性剂的合成及其降压增注体系研究

目的针对致密储层注水压力高的问题,开展适宜于低矿化水驱的低界面张力的防膨降压增注体系研究。方法以聚乙二醇和低碳数含氟烷酸为原料合成了氟碳表面活性剂(FEC),并对其结构进行了表征。研究了氟碳表面活性剂与Gemini表面活性剂和有机铵盐防膨剂的复配性能,探讨了复配表面活性剂中FEC含量对防膨性能、界面性能及润湿性能的影响,确定了表面活性剂增注体系,评价了降压增注性能。结果实验结果表明,氟碳表面活性剂(FEC)和Gemini表面活性剂(GC)的复配可有效提高防膨效果。FEC/GC复配体系中加入0.8%(w)铵盐防膨剂可以使界面张力降到10^(-3) mN/m;在m(FEC∶GC)为(1∶1)~(3∶2)时,岩心接触角增加到54°~59°之间,可有效降低水在矿物表面的黏附功。优化出的复配增注体系具有很好的耐冲刷性能,经过10次蒸馏水冲洗后防膨率达75.24%。结论岩心实验表明,注入复配体系1 PV后,压力下降34.7%;3口井的现场试验表明,该体系具有较好的降压增注效果,达到了降低致密油藏注水压力的目的,对低渗储层的降压增注具有指导性意义。

姬塬油田耐温抗盐表面活性剂增注体系研究

为解决姬塬油田超低渗油藏中温、高矿化度储层注水开发效果差的问题,合成了一种新型阴-非离子表面活性剂醇醚磺酸盐DES,并与油酸酰胺型甜菜碱两性表面活性剂HGC复配,研制出一种耐温抗盐型高效复合表面活性剂增注体系。对体系性能进行了室内评价,结果表明:体系具有良好的耐温抗盐性能,在温度100~110℃、矿化度65.5 g/L时,油水界面张力为10^(-3) mN/m数量级;在75℃,矿化度高于120 g/L时,油水界面张力为10^(-3)mN/m数量级;在110℃下老化30 d后仍能保持超低界面张力水平;体系的动态吸附量较小,预示其在地层中的吸附损失较少;当注入0.2 PV的增注体系时,能够使岩心水驱后的降压率达到18.39%;当注入0.6 PV的增注体系时,能够使岩心水驱后的降压率达到30.54%。现场应用结果表明,措施后注水井注入压力下降3.0 MPa,单井累计增注11780 m3,降压增注效果显著。