CN115678528A - 具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 - Google Patents
具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用，属于驱油剂领域。本发明提供的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，以质量百分比计，包括烷醇酰胺10～20％、烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐30～50％、咪唑啉5％～10％、低碳醇5～20％，余量为水。该增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用，该增效稠油降黏驱油剂可有效应用于地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、渗透率为(0.1～50)×10‑3μm2的低渗透油藏中，增强CO2驱的效果，且制备工艺简单、成本低廉、绿色环保。
Description
技术领域
本发明属于驱油剂领域，具体涉及一种具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用。
背景技术
二氧化碳驱油技术就是把二氧化碳注入油层中以提高油田采油率的技术。二氧化碳与原油有很好的互溶性，能显著降低原油黏度，可降低到原黏度的1/10左右。但是稠油油藏地层原油初始黏度越高，降低后的黏度依旧很大，黏度降低后原油流动能力依旧很差。而且二氧化碳在水介质中能引起钢铁迅速的全面腐蚀和严重的局部腐蚀，管道和设备发生早期腐蚀，往往造成严重的后果。因此在二氧化碳驱油过程中，研制一种具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂具有重要的理论和现实意义。
专利CN114181690一种二氧化碳增效稠油降粘剂及其应用公开了一种二氧化碳增效稠油降粘剂及其应用。所述二氧化碳增效稠油降粘剂为季铵碱的水溶液与二氧化碳的复合体系，稠油降粘剂的pH值为6～8；该发明二氧化碳增效稠油降粘剂具能够携带二氧化碳与稠油发生相互作用，起到降粘效果；同时升温后，有利于油水破乳分相，但是季铵碱价格昂贵，不宜工业化生产。CN201711372121.9稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法。该发明提供一种应用于稠油油藏的二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，利用向稠油油藏注入二氧化碳为地层蓄积能量并对原油进行初始降粘、然后利用高效冷采降粘剂在二氧化碳低温效应环境下实现对稠油进一步降粘、降低界面张力、溶解稠油中析出的胶质和沥青质、从而改善地下稠油流动性的同时增加原油驱动能量、提高稠油油藏开采程度的采油方法。
发明内容
本发明提供了一种具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用，该增效稠油降黏驱油剂可有效应用于地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、渗透率为(0.1～50)×10-3μm2的低渗透油藏中，增强CO2驱的效果，且制备工艺简单、成本低廉、绿色环保。
为了达到上述目的，本发明提供了一种具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，以质量百分比计，包括烷醇酰胺10～20％、烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐30～50％、咪唑啉5％～10％、低碳醇5～20％，余量为水。
作为优选，所述烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐中的烷基酚聚氧乙烯醚选自辛基酚聚氧乙烯醚、壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基聚氧乙烯醚中的一种或多种。
作为优选，所述烷基酚聚氧乙烯醚为壬基酚聚氧乙烯醚，所述烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐为壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐。
作为优选，所述壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐通过以下方法制备得到：
以壬基酚聚氧乙烯醚(OP-4)为原料，以氯化亚砜为催化剂进行氯代反应，得到氯代中间体；
将所得氯代中间体与磺化剂亚硫酸钾进行磺化反应，得到壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐。
作为优选，所述壬基酚聚氧乙烯醚与氯化亚砜的物质的量之比为1：(1～3)，所述氯代反应的反应温度为60～75℃，反应时间为8～15小时；
所述亚硫酸钾与氯代中间体的物质的量之比为(1～2)：1，所述磺化反应的反应温度为120～150℃，反应时间为3小时。
可以理解的是，烷基酚聚氧乙烯醚非离子表面活性剂性质稳定，适应性强，耐酸碱，成本低；磺酸盐型表面活性剂耐温性能较佳。因此，本方案创造性地结合两种表面活性剂优缺点实验室合成一种新型阴-非表面活性剂烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，其为具有较好性能的降黏材料。
作为优选，所述烷醇酰胺为椰子油二乙醇酰胺，所述低碳醇为乙醇、甲醇、异丙醇中的一种。
作为优选，与矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L的水相配伍时，界面张力≤4.5×10-3、降黏率≥96.3％、自然沉降脱水率≥86.3％、洗油率≥46.3％、缓蚀率≥74.5％。
本发明还提供了一种具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂的制备方法，包括以下步骤：
将制备增效稠油降黏驱油剂所需水量的1/3～3/4加入到反应釜中，在温度为30～50℃下，依次加入烷醇酰胺和烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，咪唑啉、低碳醇和剩余量的水，搅拌混匀，调整pH后，得到增效降黏驱油剂。
本发明还提供了一种具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂在地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、渗透率为(0.1～50)×10-3μm2的低渗透油藏中的应用。
作为优选，所述增效稠油降黏驱油剂的使用浓度为0.3wt％。
与现有技术相比，本发明的优点和积极效果在于：
1、本发明提供的增效稠油降黏驱油剂由表面活性剂复配而成。其中，阴-非表面活性剂表面活性剂烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，具有良好的降黏、润湿、渗透、乳化、分散、增溶和洗涤的作用，能有效地使表面活性剂渗透于稠油中，实现乳化驱油的效果，并且磺酸盐特别容易与其他物质产生协同作用，更有效的提高洗油能力；与非离子表面活性剂烷醇酰胺复配，可有效降低体系的界面张力，咪唑啉的加入还可进一步有效地减少二氧化碳腐蚀。
2、本发明提供的增效稠油降黏驱油剂体系通过复配比例不同可适用于各种黏度原油也可调整自然沉降脱水率，有助于后期采出液破乳，并且该体系可抗吸附、耐温、耐碱、耐盐，更有效的达到乳化降黏驱油的效果，与应用现场油水配伍性好，不产生沉淀，不会造成地层堵塞。
3、本发明提供的增效稠油降黏驱油剂生产工艺简单、原料易购不含有机氯，从生产到使用对环境和人员均无害，符合绿色环保要求。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
将10Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入10Kg的椰子油二乙醇酰胺和50Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的10Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
实施例2
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入10Kg的椰子油二乙醇酰胺和40Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入5Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的15Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
实施例3
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入10Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的10Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
实施例4
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入15Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的15Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
实施例5
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入20Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的10Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例1
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的30Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例1为去掉实施例5配方中的椰子油二乙醇酰胺所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。去掉的椰子油二乙醇酰胺的量用水补齐，界面张力、自然沉降脱水率、都不达标。
对比例2
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入20Kg的椰子油二乙醇酰胺，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的40Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例2为去掉实施例5配方中的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。去掉的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐的量用水补齐，界面张力、降黏率、洗油率都不达标。
对比例3
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入20Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10kg乙醇和剩余的20Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例3为去掉实施例5配方中的咪唑啉所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。去掉的咪唑啉的量用水补齐，自然沉降脱水率和缓蚀率不达标。
对比例4
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入22Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的8Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例4为实施例5配方中的椰子油二乙醇酰胺超出了10％-20％的范围，即加入了22kg椰子油二乙醇酰胺(22％)，多加的椰子油二乙醇酰胺的量从水中去除，所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，降黏率不达标。
对比例5
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入8Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的22Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例5为实施例5配方中的椰子油二乙醇酰胺低于10％-20％的范围，即加入了8kg椰子油二乙醇酰胺(8％)，少加的椰子油二乙醇酰胺的量从水中补足，所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，界面张力、自然沉降脱水率不达标。
对比例6
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入20Kg的椰子油二乙醇酰胺和28Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的12Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例6为实施例5配方中的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐低于30％-50％的范围，即加入了28kg壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐(28％)，少加的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐的量用水补足，所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，界面张力、降黏率、洗油率不达标。
对比例7
将10Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入10Kg的椰子油二乙醇酰胺和52Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入10Kg咪唑啉、10kg乙醇和8kg水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例7为实施例1配方中的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐高于30％-50％的范围，即加入了52kg壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐(52％)，多加的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐的量从水中去除，所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，界面张力、自然沉降脱水率不达标。
对比例8
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入20Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入4Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的16Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例8为实施例5配方中的咪唑啉低于5％-10％的范围，即加入了4kg咪唑啉(4％)，少加的咪唑啉的量从水中补足，所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，自然沉降脱水率、缓蚀率不达标。
对比例9
将20Kg的水加入到反应釜内，控制温度40℃，加入20Kg的椰子油二乙醇酰胺和30Kg的壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，搅拌；待反应釜内的椰子油二乙醇酰胺和壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐溶解后，加入12Kg咪唑啉、10kg乙醇和剩余的8Kg的水，搅拌混匀，即得淡黄色透明的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂。
对比例9为实施例5配方中的咪唑啉低于5％-10％的范围，即加入了12kg咪唑啉，多加的咪唑啉的量从水中去除，所得到的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，界面张力、降黏率不达标。
实验室性能测试
1、界面张力的测定
1.1用盐水配制0.3％的单一降黏驱油剂样品溶液100.0g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min。
1.2按SY/T 5370—2018中7.5的规定，在油藏温度下测定样品溶液与实验油样间的界面张力，记录界面张力最低值。
2、降黏率的测定
2.1将实验油样置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温1h。将旋转黏度计的测量温度设为油藏温度，将实验油样倒入旋转黏度计的测量筒中，剪切速率设定为60s-1，按SY/T0520—2008中4.4的规定，测定油藏温度下实验油样的黏度。
2.2按1.1配制单一降黏驱油剂样品溶液100.0g，称取20.0g样品溶液放入250mL烧杯中，然后加入80.0g实验油样，使实验油样与样品溶液的质量比为8:2。密封后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温2h。
2.3分别取出单一降黏驱油剂样品，以100次/min的速率用玻璃棒连续搅拌油水混合物3min，使油水混合均匀，迅速将其倒入旋转黏度计的测量筒中，剪切速率设定为60s-1，
2.4测定油藏温度下油水混合液的黏度。
降黏率按下式计算：
式中：
f—降黏率，用百分数表示；
μ0—油藏温度下实验油样的黏度，单位为毫帕秒(mPa·s)；
μ—油藏温度下油水混合液的黏度，单位为毫帕秒(mPa·s)。
3、自然沉降脱水率测试
3.1用目标区块注入水配制0.3％的样品溶液100g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后待测。
3.2取配制的样品溶液3mL放入具塞刻度试管中，加入目标区块油样7mL，旋紧后置于恒温干燥箱内，在50℃下恒温1h，读取试管下部水相体积V0。
3.3剧烈摇晃试管1min使油水充分混合后置于恒温干燥箱内，在地层温度下静置1h，读取试管下部出水体积V1。
3.4按下计算自然沉降脱水率：
式中：
X——自然沉降脱水率；
V0——油水混合物的含水量，mL；
V1——油水混合物静置1h后的出水体积，mL。
每个样品做2个平行样，取算术平均值作为测定结果。当单个值与算术平均值偏差大于5％时，需要重新取样测定。
4.洗油率
4.1将模拟地层砂与目标区块原油按4:1比例(质量比)混合，放入恒温干燥箱中，在50℃下老化7d，每天搅拌1次，使油砂混合均匀。
4.2用目标区块注入水配制0.3％的样品溶液150g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后待测。
4.3称取3.0g左右(准确至0.001g)老化好的油砂装入锥形瓶中，加入约120g样品溶液至自吸水排油仪的刻度线以上，置于恒温干燥箱内，在50℃下静置24h后读取洗出的原油体积V。
4.4计算洗油率：
式中：
σ——洗油率；
ρ——原油密度，g/cm3；
V——洗出的原油体积，mL；
m——油砂含油量，g。
5.缓蚀率
5.1按SY/T 5273-2000中3.6.6的方法向两个1000mL的试瓶中分别加入试验介质1000mL和990mL，其中加有1000mL试验介质的试瓶作为空白，另外一瓶加入浓度为0.3％的具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂溶液10mL，混合均匀；将处理好的试片分别挂于两个试瓶中，平行挂3片，迅速将瓶口密封。(介质为碳酸，持续通CO2，维持压力为0.5mpa)
5.2将已密封好的试瓶置于水浴锅或恒温箱中，在80℃±2℃恒温，静置7d。试验满7d后，取出试片，按SY/T 5273-2000中3.6.10进行试片后处理。
5.3缓蚀率按下式计算
式中：Dp-缓蚀率，％；
△m0-空白试验的试片失重，g；
△m-加缓蚀剂的试片失重，g。
测试条件：
测试原油：胜利油田某块脱水原油
初始黏度:20400mPa·s
测试水样：现场注入水(已过滤)
测试温度：70℃
测试仪器：
旋转滴界面张力仪：TX-500C，测量范围为(1×10-5～100)mN/m，精度为0.001mN/m；
恒温干燥箱：温度范围为30℃～200℃，精度为±1℃；
旋转黏度计：博勒飞DV-3T流变仪；
电子天平：感量为0.01g、0.0001g；
数显磁力搅拌器；
测试要求：
| 项目 | 界面张力 | 降黏率 | 自然沉降脱水率 | 洗油率 | 缓蚀率 |
| 技术要求 | ≤5×10<sup>-3</sup> | ≥95％ | ≥80％ | ≥40％ | ≥70％ |
性能测试结果：
表1、降黏驱油剂性能
| 项目 | 界面张力 | 降黏率 | 自然沉降脱水率 | 洗油率 |
| 实施例1 | 1.3×10<sup>-3</sup> | 98.4％ | 88.4％ | 54.7％ |
| 实施例2 | 3.8×10<sup>-3</sup> | 98.5％ | 87.5％ | 55.5％ |
| 实施例3 | 2.0×10<sup>-3</sup> | 96.3％ | 86.3％ | 46.3％ |
| 实施例4 | 4.5×10<sup>-3</sup> | 96.3％ | 87.3％ | 47.3％ |
| 实施例5 | 1.3×10<sup>-3</sup> | 98.4％ | 89.3％ | 60.0％ |
| 对比例1 | 8.2×10<sup>-2</sup> | 99.2％ | 70.2％ | 53.％ |
| 对比例2 | 6.5×10<sup>-2</sup> | 40.6％ | 99.2％ | 24.2％ |
| 对比例3 | 1.5×10<sup>-3</sup> | 98.2％ | 75.5％ | 61.2％ |
| 对比例4 | 1.0×10<sup>-3</sup> | 94.8％ | 89.3％ | 60.0％ |
| 对比例5 | 6.2×10<sup>-3</sup> | 99.0％ | 86.2％ | 55.2％ |
| 对比例6 | 1.8×10<sup>-3</sup> | 94.0％ | 89.9％ | 52.4％ |
| 对比例7 | 1.7×10<sup>-3</sup> | 99.2％ | 65.2％ | 68.8％ |
| 对比例8 | 1.0×10<sup>-3</sup> | 96.8％ | 70.5％ | 59.8％ |
| 对比例9 | 6.5×10<sup>-3</sup> | 64.2％ | 88.7％ | 55.2％ |
表2.缓蚀性能
| 项目 | 增效稠油降黏驱油剂缓蚀率 |
| 实施例1 | 76.4％ |
| 实施例2 | 74.5％ |
| 实施例3 | 75.2％ |
| 实施例4 | 76.3％ |
| 实施例5 | 75.3％ |
| 对比例1 | 75.6％ |
| 对比例2 | 74.6％ |
| 对比例3 | 10.2％ |
| 对比例4 | 76.5％ |
| 对比例5 | 74.3％ |
| 对比例6 | 75.2％ |
| 对比例7 | 76.8％ |
| 对比例8 | 66.2％ |
| 对比例9 | 79.4％ |
从表1测试结果可以看出具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂产品洗油率较高，能有效的促进油砂分离；产品降黏率高，界面张力低，可有效的降低原油黏度，扩大波及体积，增强原油的流动性，提高原油采收率；自然沉降脱水率高，可有助于后期原油采出液破乳问题。从表2测试结果可以看出具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂不仅具有较好的缓蚀性能，其缓蚀率还可高达70％以上，可有效的降低二氧化碳对井筒的腐蚀，减少采出成本。而如果缺少某一组分或组分的使用量不在本发明所限定的范围内，则会对所检测的指标造成影响，致使其不合格。
Claims (10)
1.具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂，其特征在于，以质量百分比计，包括烷醇酰胺10～20％、烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐30～50％、咪唑啉5％～10％、低碳醇5～20％，余量为水。
2.根据权利要求1所述的增效稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐中的烷基酚聚氧乙烯醚选自辛基酚聚氧乙烯醚、壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基聚氧乙烯醚中的一种或多种。
3.根据权利要求2所述的增效稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚为壬基酚聚氧乙烯醚，所述烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐为壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐。
4.根据权利要求3所述的增效稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐通过以下方法制备得到：
以壬基酚聚氧乙烯醚为原料，以氯化亚砜为催化剂进行氯代反应，得到氯代中间体；
将所得氯代中间体与磺化剂亚硫酸钾进行磺化反应，得到壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐。
5.根据权利要求4所述的增效稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述壬基酚聚氧乙烯醚与氯化亚砜的物质的量之比为1：(1～3)，所述氯代反应的反应温度为60～75℃，反应时间为8～15小时；
所述亚硫酸钾与氯代中间体的物质的量之比为(1～2)：1，所述磺化反应的反应温度为120～150℃，反应时间为3小时。
6.根据权利要求1所述的增效稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述烷醇酰胺为椰子油二乙醇酰胺，所述低碳醇为乙醇、甲醇、异丙醇中的一种。
7.根据权利要求1-6任一项所述的增效稠油降黏驱油剂，其特征在于，与矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L的水相配伍时，界面张力≤4.5×10-3、降黏率≥96.3％、自然沉降脱水率≥86.3％、洗油率≥46.3％、缓蚀率≥74.5％。
8.根据权利要求1-7任一项所述的增效稠油降黏驱油剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
将制备增效稠油降黏驱油剂所需水量的1/3～3/4加入到反应釜中，在温度为30～50℃下，依次加入烷醇酰胺和烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，咪唑啉、低碳醇和剩余量的水，搅拌混匀，调整pH后，得到增效降黏驱油剂。
9.根据权利要求1-7任一项所述的增效稠油降黏驱油剂在地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、渗透率为(0.1～50)×10-3μm2的低渗透油藏中的应用。
10.根据权利要求9所述的应用，其特征在于，所述增效稠油降黏驱油剂的使用浓度为0.3wt％。
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 李瑞冬;葛际江;张贵才;贺伟东;: "Streck法合成烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐过程中磺化条件的研究", 西安石油大学学报(自然科学版), no. 05, pages 57 - 60 * |
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