适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术

为了进一步提高致密油储层超临界CO_(2)吞吐的开发效果,探索适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术,通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐模拟实验,评价了不同类型气溶性表面活性剂的性能及其对吞吐采收率的影响。结果表明:气溶性表面活性剂GRS⁃1的综合性能更加突出,随着气溶性表面活性剂质量分数的不断增大,原油黏度、油气界面张力和最小混相压力均呈现出逐渐降低的趋势,而原油体积膨胀系数则逐渐增大,并且岩心的吞吐采收率和入口端压力也呈现出逐渐增大的趋势;随着混合流体注入量的增加以及闷井时间的延长,岩心吞吐采收率和入口端压力均逐渐增大,并且岩心的渗透率越大,吞吐采收率就越高;超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐的最佳实验参数为气溶性表面活性剂GRS⁃1的质量分数0.6%、混合流体注入量0.5 PV、闷井时间3 h、吞吐轮次3次。该复合吞吐技术能够显著提高致密油藏的采收率,对高效开发致密油藏具有指导意义。

CO_(2)刺激响应型表面活性剂压裂液性能研究

为了降低油气田压裂施工中压裂液对地层产生的二次伤害,本研究采用叔胺型表面活性剂制备了具有CO_(2)刺激响应的表面活性剂压裂液,采用不同方法对其主要性能进行了研究。结果表明,该压裂液在100℃条件下,剪切速率为170 s^(-1)时,具有较好的耐温抗剪切性能。当柴油用量为2.0%时,压裂液的黏度在10 min后降至5 mPa·s以下,易于返排液从地层返排,破胶液表面张力较小。在压裂液对岩心伤害性能评价实验中,压裂液具有较低的岩心伤害程度,能够满足现场施工要求。

自生CO_2结合表面活性剂复合吞吐数值模拟

层内自生CO_2吞吐是低渗小断块油田提高采收率的新型技术,既发挥了CO_2混相或非混相驱油机理又解决CO_2气源和注入过程井筒腐蚀等问题。针对目前自生CO_2以及结合表面活性剂复合吞吐的参数优化研究很少等情况,探索了应用化学驱、热采模型对层内自生CO_2以及注入表面活性剂的操作工艺参数进行优化的方法。基于某实际低渗透油藏单井径向模型和室内自生CO_2及表面活性剂实验测试结果,在对流体相态、自生CO_2过程、表面活性剂驱相关参数及生产动态拟合的基础上,开展生气剂注入量、生气剂浓度、注入速度、关井时间、采液强度对复合吞吐效果影响的模拟研究。结果显示,生气剂注入量、注入浓度和采液强度对复合吞吐效果影响较大,并且存在最佳的取值范围,其中:最佳生气剂量为200～250 t、摩尔分数为3.0%～5.0%、采液强度为7 m^3/d;适当增加注入速度和延长关并时间有助于提高吞吐效果。该研究对于自生CO_2复合吞吐的优化以及该技术在小断块低渗油藏提高采收率领域的推广应用具有重要意义。

“CO_(2)+表面活性剂”复合体系优化及驱油效率

国内矿场应用CO_(2)驱提高原油采收率普遍存在CO_(2)与原油混相程度低导致驱油效率低的问题,为提高CO_(2)—原油混相程度,进行"CO_(2)+表面活性剂"复合驱油研究,在超临界CO_(2)中测试和对比油气两亲性表面活性剂Superweet320、SPO5和LAE4的溶解度、降黏、增膨和降低油气界面张力性能,确定SPO5作为细管驱替实验用表面活性剂。细管实验表明,在0.8 PV段塞尺寸条件下,"CO_(2)+表面活性剂(质量分数为0.8%SPO5)"复合驱提高驱油效率8.44百分点。通过理论分析及实验评价系统方法,优选出适合目标区块的表面活性剂,采用复合驱方式能够有效提高驱油效率。

低渗稠油油藏CO_(2)表面活性剂复合吞吐开发——以克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为例

克拉玛依油田五区南上乌尔禾组油藏为低孔低渗稠油油藏,储集层物性差,注水开发产量递减快,地层能量保持程度低,后油井全面关停。近年来重新压裂复产,初期效果显著,但产量递减率高。为解决油井低产低效的问题,开展CO_(2)表面活性剂复合吞吐技术研究,并进行提产试验。在增油机理实验的基础上,应用多组分油藏数值模拟技术,对CO_(2)表面活性剂复合注入方式及参数进行优化;建立了增产油量随不同吞吐周期注入量、注气速度、焖井时间、开采强度等参数变化的响应关系,确定了复合吞吐的最佳注入参数。矿场实施后,单井自喷达240 d,增产原油630 t,补充地层能量、改善流动性的效果显著,可供同类油藏开发参考。

页岩油储层超临界CO_(2)吞吐用气溶性表面活性剂性能评价

为进一步提高页岩油储层超临界CO_(2)吞吐的效果,采用视窗蓝宝石全自动反应釜、布氏旋转黏度计和高温高压界面张力仪等设备评价了气溶性表面活性剂在超临界CO_(2)中的溶解度,以及降低原油黏度、油气界面张力和最小混相压力的效果,并在此基础之上,利用超临界CO_(2)吞吐实验装置,考察了气溶性表面活性剂对页岩油储层超临界CO_(2)吞吐效果的影响。实验结果表明:FS-320气溶性表面活性剂在超临界CO_(2)中的溶解度最高,在80℃,19.6MPa下溶解度可达1.25%;随着FS-320质量分数的逐渐增大,原油黏度、原油和CO_(2)之间的界面张力以及最小混相压力均呈现逐渐降低的趋势;当FS-320的质量分数为0.5%时,可使原油黏度降低78.95%,最小混相压力由21.3MPa降低至17.2MPa,降低幅度为19.2%;超临界CO_(2)中加入FS-320后,填砂管岩心不同吞吐周期的吞吐效率明显提高,且入口端的压力值也明显升高,4个吞吐周期后的总采收率可达43.56%,与单独超临界CO_(2)吞吐时的33.25%相比提高了10.31百分点。研究结果说明,气溶性表面活性剂的加入可有效提高页岩油储层超临界CO_(2)吞吐的效果,对页岩油藏高效开发具有一定指导意义。

阴离子型表面活性剂/叔胺复配泡沫的性质及CO_(2)/N_(2)响应性能

泡沫排水采气工艺中,泡沫到达地表后难以实现可控的消泡。为获得兼具稳定性及响应性的泡排体系,并明确在无机盐和油相环境下的适用性,将十二烷基硫酸钠(SLS)、十二烷基磺酸钠(SDS)和十二烷基苯磺酸钠(SDBS)分别与N-十二烷基-N,N-二甲基叔胺(C_(12)A)复配,研究了复配溶液的泡沫性能及无机盐和油相对复配体系的影响。针对泡沫性能较好的SLS/C_(12)A和SDS/C_(12)A复配体系进行了CO_(2)响应消泡以及N_(2)加热重新起泡实验,分析了复配泡沫的响应机理。结果表明,SLS/C_(12)A复配体系的泡沫性能最好,SDBS/C_(12)A的泡沫稳定性最差。SLS/C_(12)A复配体系的耐盐能力强,SDS/C_(12)A复配体系的抗油效果显著。两种复配体系均表现出较好的响应性和可逆性。通过消泡后溶液形态和表面张力的变化分析响应机理为:质子化的C_(12)A与表面活性剂静电吸引形成络合物,从溶液中析出,降低了溶液的表面活性,加速了泡沫的破碎。这对于不同环境油气田的表面活性剂体系选择具有一定的指导意义。

稠油油藏表面活性剂辅助CO_(2)驱油效果及主控性能

针对稠油油藏储层特征与开发现状,基于静态泡沫性能与驱油性能评价,复配了3种具备不同性能的表面活性剂,并研究了不同表面活性剂辅助CO_(2)驱油效果,明确了表面活性剂的主控性能。实验结果表明,表面活性剂S1,S2和S3辅助CO_(2)驱油对渗透率级差为3.0的非均质岩心水驱后采收率增幅分别为19.7%,13.2%和15.2%,优于直接注入CO_(2)的驱油效果,说明表面活性剂可以提高稠油油藏高含水阶段CO_(2)驱油效果。其增油机理主要为表面活性剂驱油贡献及其与后续CO_(2)产生的泡沫的驱油贡献。表面活性剂乳化能力越强,乳化现象越明显,驱油效率增幅越大;静态发泡能力越强,与CO_(2)在岩心中越容易产生泡沫;强发泡能力-弱稳定性表面活性剂与CO_(2)产生的泡沫更容易实现深部调驱。随着非均质岩心渗透率级差从3.0增至9.0,3种表面活性剂辅助CO_(2)驱油效果均不同程度地下降,其中S1辅助CO_(2)驱油的采收率增幅降至12.6%,相比于S2和S3,S1对岩心非均质性变化的适应性较强。因此,对于目标油藏,具备强乳化、强发泡能力且兼顾弱泡沫稳定性的复配表面活性剂S1辅助CO_(2)驱油效果最佳,对非均质性变化的适应性更强。

新型均三嗪类CO_(2)开关型表面活性剂的合成及性能评价

本文以三聚氯氰、十二胺、丙烯酸甲酯、乙二胺和3-二甲胺基丙胺为主要原料,依次通过加成反应、亲核取代反应和中和反应,制得一种含叔胺基的均三嗪类羧酸盐CO_(2)开关型表面活性剂,通过红外光谱对产物进行了结构表征,并对产物的表/界面活性、CO_(2)/N2开关响应性能进行了评价,探索了上述叔胺基CO_(2)开关型羧酸盐表面活性剂在三次采油领域的潜在应用价值。

CO_(2)/表面活性剂复合驱油提高采收率研究

随着油田中大量轻烃采出,CO_(2)与地层原油的极性差异变大,萃取原油效果变差,并且由于黏性指进和过早突破的问题,开发效果越来越不理想。基于此,初选6种目前常用的驱油表面活性剂,进行溶解度、降黏实验以及耐盐、耐温实验,对表面活性剂进行筛选和评价。通过细管驱替实验测定地层压力下纯CO_(2)驱和复合驱的驱油效率,评价复合驱提高采收率的可行性。实验结果表明:表面活性剂AES能大大降低原油黏度,有效改善其流动性,并能溶于超临界CO_(2),具有良好的两亲性,同时化学稳定性也符合生产要求,可作为驱油剂使用;在不高于混相压力下,以0.08 PV的表面活性剂段塞注入地层,在各个压力点下,复合驱的驱油效率都比纯CO_(2)驱要高,证明了复合驱提高采收率的可行性,原油MMP降低了5 MPa,使得油田的CO_(2)近混相驱甚至混相驱具备可能性。

HPAM聚合物与离子型表面活性剂协同稳定CO_(2)泡沫的分子模拟研究

CO_(2)泡沫驱可以有效地控制CO_(2)相的流度从而提高波及效率,同时它还能够进行CO_(2)地质封存,减少碳排放以应对全球气候变暖的挑战。表面活性剂能降低CO_(2)泡和水相液膜之间的界面张力(IFT),从而增加因拉普拉斯毛细管自吸效应导致的泡沫液膜中液体析出的阻力。聚合物可以提高泡沫液膜黏度,也可以减缓液膜中的液体析出并缓解气泡聚并现象。二者同时被用作提高泡沫稳定性的化学试剂,然而表面活性剂分子根据亲水头基电荷正负属性不同会具有不同的界面行为,在微观尺度下不同类型表面活性剂和聚合物分子之间的协同作用还不明确。本研究采用分子动力学模拟的方法,研究了油藏条件下阴离子型(SDS)和阳离子型(CTAB)表面活性剂分别与水解聚丙烯酰胺(HPAM,水解度25%)在CO_(2)与水相界面处的相互作用。研究结果表明,CTAB比SDS具有更强的降低CO_(2)与水之间IFT的能力,IFT的大小与界面宽度和界面覆盖率呈正相关性。具有相同电性的HPAM与平衡离子Br-在CTAB界面膜上形成竞争吸附关系;而带有相反电性的HPAM与平衡离子Na+在SDS界面膜附近形成盐桥结构。前者更有利于降低气—液界面处IFT和增大液膜厚度,两种模式对泡沫液膜剪切黏度的提高程度差别不大。本研究揭示了阴/阳离子型表面活性剂分别与水解聚合物分子协同作用稳定CO_(2)泡沫的微观机制。

复配表面活性剂SDS+SDBS强化CO_(2)水合物蓄冷性能研究

本文采用压缩式制冷循环,研究了不同质量浓度(0.4、0.5、0.6 g/L)的表面活性剂十二烷基硫酸钠(SDS)溶液、不同质量浓度(0.2、0.3、0.4 g/L)的表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)溶液及复配表面活性剂溶液(SDS+SDBS)中,CO_(2)水合物的蓄冷特性。结果表明:与纯水体系相比,SDS、SDBS及SDS+SDBS对CO_(2)水合物蓄冷性能均有强化作用,且3种表面活性剂的最佳质量浓度分别为0.5 g/L、0.3 g/L、0.5 g/L(SDS)+0.3 g/L(SDBS)。对比3种最佳质量浓度的表面活性剂发现,采用0.5 g/L(SDS)+0.3 g/L(SDBS)时蓄冷性能最优:预冷时间(21.51 min)和蓄冷时间(27.56 min)最短;潜热蓄冷量(1308.27 kJ)、总蓄冷量(2967.35 kJ)、平均蓄冷速率(1.79 kW)和水合物生成质量(2.55 kg)均最大。说明复配表面活性剂对于CO_(2)水合物蓄冷性能具有最显著的强化效果。

叔胺基CO_2开关表面活性剂的合成及性能研究

以不同碳链长度的脂肪酸(n=12,14和16)和N,N-二甲基-1,3-丙二胺为原料合成了系列长链脂肪酰胺叔胺C_nAMPM。通过核磁共振氢谱和电导率实验证实了其CO_2开关响应性能。研究发现:通入CO_2后,CnAMPM表现出表面活性剂特征,随着碳链长度增加,cmc线性降低,发泡性能、乳化正庚烷的能力和在标准帆布上的润湿性能也相应下降。通入N_2后,发泡力大幅度降低;C_(12)AMPM的乳化性能较好,润湿性能好于另外2种;而C_(14)AMPM和C_(16)AMPM的乳化能力和润湿能力均较差。

表面活性剂辅助合成LiNi_(0.8)Co_(0.1)Mn_(0.1)O_(2)正极材料

通过添加烷基季铵盐类表面活性剂来调控材料形貌和粒径的改性方法,在LiNi_(0.8)Co_(0.1)Mn_(0.1)O_(2)前驱体合成过程中添加表面活性剂十二烷基三甲基溴化铵(DTAB)和十六烷基三甲基溴化铵(CTAB),利用尿素作为配合剂和沉淀剂,采用溶剂热法合成LiNi_(0.8)Co_(0.1)Mn_(0.1)O_(2)前驱体。最后,高温混锂煅烧合成椭球形的空心多孔材料。相比于不添加表面活性剂的样本,改性的材料有着更小的粒径和更加规整的形貌。电化学测试表明,添加DTAB和CTAB之后,首次充电容量分别达到223与251 mAh·g^(-1)(0.1C)。其中,添加CTAB的样品首次放电容量达到216 mAh·g^(-1)(0.1C),100次循环后容量保持率为85.1%,高于LiNi_(0.8)Co_(0.1)Mn_(0.1)O_(2)的81.7%(0.1C)。表面活性剂的改性显著提高了材料的电化学性能,为高镍三元正极材料的改性提供了一种新的思路。

气溶性表面活性剂降低CO2/原油混相压力发展现状

为降低CO_2与原油间的混相压力、提高CO_2混相驱的驱油效率,介绍了混相溶剂法、超临界CO_2微乳液法和气溶性表面活性剂法3种降低混相压力的方法,着重分析了气溶性表面活性剂的结构特征及其降低CO_2混相压力的作用机理。混相溶剂法所需烃类气体量较大,成本较高;超临界CO_2微乳液法在一定程度上可以降低混相压力,但降幅较低;气溶性表面活性剂在CO_2中有一定的溶解度,可作用于油气界面、降低油气界面张力,实现混相压力的降低。然而,目前气溶性表面活性剂种类较少,亟需开发新型的气溶性表面活性剂,提高CO_2与原油的混相能力,实现原油CO_2混相驱的高效开发。图4参54。

叔胺型响应表面活性剂的合成及性能研究

以油酸和N,N-二甲基-1,3-丙二胺为原料,氟化钠为催化剂,合成了一种具有CO_(2)响应性的长链叔胺(油酸酰胺丙基二甲基叔胺(DMOA)),测定了其通入CO_(2)和N2下的电导率,证实了合成的DMOA溶液具有CO_(2)响应性能。测定了在通入CO_(2)下DMOA与反离子复配的表面张力,发现将DMOA与二元反离子草酸钠复配能显著降低溶液的表面张力。研究了DMOA与草酸钠复配体系的黏度的CO_(2)响应性能,结果表明,复配体系能够显著提高体系的黏度,并具有CO_(2)响应性和循环可逆性。研究了复配体系的起泡性能和在石蜡膜上的接触角,发现在通入了CO_(2)条件下,复配体系能够降低起泡性能和与疏水表面的接触角。

油田驱油用CO_(2)泡沫剂体系研究进展

利用CO_(2)泡沫体系控制气窜和降低气体流度是CO_(2)驱油工艺成功的关键技术。但由于CO_(2)的活性较高,常规表面活性剂形成的CO_(2)泡沫在油藏条件下没有氮气和天然气泡沫那样稳定,因此需要研发具有良好抗温、抗盐和稳定性能的CO_(2)表面活性剂体系。对CO_(2)泡沫剂体系的研发和应用进展进行总结描述,分析不同CO_(2)泡沫用表面活性剂体系的有效性及作用机制,包括基于常规表面活性剂的CO_(2)泡沫体系、CO_(2)气溶性表面活性剂体系、CO_(2)敏感性表面活性剂体系和不同表面活性剂/泡沫稳定剂复配体系,对高效CO_(2)表面活性剂的进一步研发和现场应用提供指导。

降低CO_(2)-原油最小混相压力的助混剂研究进展

CO_(2)驱最小混相压力(MMP)是衡量能否达到混相驱的重要参数,因此,为提高混相驱的应用率,迫切需要降低CO_(2)与原油间的最小混相压力,而油藏中加入助混剂是降低最小混相压力的有效手段。目前助混剂按照所含元素可分为碳氟、硅氧烷、碳氢(含氧)三大类。为了降低成本,提高助混效果,应在碳氟类助混剂加入碳氢类结构,向混合型的方向发展,而碳氢类助混剂具有良好的助混效果,并且有提升的空间,关键是找到合适的亲CO_(2)结构,计算机模拟是研究微观机理,辅助结构设计的重要手段。相比于碳氟类和硅氧烷类,碳氢类助混剂的成本较低,从成本的角度看最有应用潜力。目前影响助混剂规模化应用的主要因素是成本上的限制,未来推广应用需要石油与化工从业者的密切配合,重点介绍助混剂降低MMP的机理,总结了目前已有助混剂的结构以及助混效果,分析了助混效果的影响因素,展望了助混剂设计的发展方向。

润湿性对CO_(2)溶解封存的影响机制与调控方法研究进展

溶解封存是CO_(2)封存的重要机理,储层润湿性对其具有显著影响,但目前有关润湿性对CO_(2)溶解封存效率、封存安全性等的影响机制尚不明确。为此,在分析储层润湿性与渗流关系的基础上,全面综述了润湿性对CO_(2)溶解封存的影响机理,进而提出了优化储层润湿性的调控方法。研究结果表明:①储层岩石一般为亲水性,其润湿性主要受压力、温度、地层水矿化度和岩石表面粗糙度的影响,CO_(2)-水-岩作用及储层中的有机酸作用会降低储层的水润湿性,使其变为CO_(2)润湿,不利于CO_(2)的安全封存;②CO_(2)溶解封存过程包含溶解、扩散和对流3个关键步骤,其中对流起主要作用,能增强气体分子传输、改善气液接触效果以及提高溶解速率,从而提高CO_(2)的溶解量;③润湿性对CO_(2)迁移和溶解量具有重要影响,CO_(2)润湿储层孔隙中气体扩散强度更高、气液两相界面面积更大,使CO_(2)迁移距离和溶解度增加,但不利于安全封存,而水润湿性岩石可以降低CO_(2)流动性,从而减小CO_(2)泄漏风险;④表面活性剂对于优化润湿性具有显著作用,而纳米颗粒流体可以逆转有机酸对岩石表面的作用,将CO_(2)润湿转变为水润湿或弱水润湿。结论认为:①综合考虑CO_(2)溶解封存量与封存安全性,认为水润湿储层对于CO_(2)安全封存更为有利;②通过调控优化润湿性提高储层亲水性,可以降低CO_(2)的泄漏风险,提高封存能力,从而保证CO_(2)长期封存的稳定性和安全性。

吉林油田致密油藏不同CO_(2)注入方式驱替效果实验

利用吉林油田扶余致密油藏岩心和油样,开展CO_(2)吞吐、CO_(2)驱替、表面活性剂+CO_(2)复合吞吐、表面活性剂+CO_(2)复合驱替实验,分析了不同CO_(2)注入方式的驱油效果差异,结合核磁共振扫描技术监测剩余油分布,明确了原油动用程度。结果表明,CO_(2)吞吐提高采收率效果最好,表面活性剂+CO_(2)复合驱替次之,CO_(2)驱替稍差,表面活性剂+CO_(2)复合吞吐最差。4个吞吐轮次后,复合吞吐的原油采出程度明显低于CO_(2)吞吐,但复合吞吐单轮次原油采出程度下降幅度较小,后续仍有提高采收率的潜力。根据孔隙尺寸和饱和油量将孔隙分为大孔、中孔、小孔、微孔,大孔和中孔是原油采出程度的主要贡献者。相比CO_(2)吞吐和CO_(2)驱替,表面活性剂+CO_(2)复合吞吐和表面活性剂+CO_(2)复合驱替显著提高了微孔内原油采出程度。