CN117535041A - 一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 - Google Patents
一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117535041A CN117535041A CN202311487472.XA CN202311487472A CN117535041A CN 117535041 A CN117535041 A CN 117535041A CN 202311487472 A CN202311487472 A CN 202311487472A CN 117535041 A CN117535041 A CN 117535041A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- viscosity
- shallow
- reducing
- displacement agent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims abstract description 147
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 58
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 7
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 53
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 53
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- ILLHQJIJCRNRCJ-UHFFFAOYSA-N dec-1-yne Chemical group CCCCCCCCC#C ILLHQJIJCRNRCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 44
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 26
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 22
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 19
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 16
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 14
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 125000000373 fatty alcohol group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- ZFXVRMSLJDYJCH-UHFFFAOYSA-N calcium magnesium Chemical compound [Mg].[Ca] ZFXVRMSLJDYJCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 11
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 121
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 23
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 20
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 17
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 7
- 239000012488 sample solution Substances 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 4
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000011256 inorganic filler Substances 0.000 description 2
- 229910003475 inorganic filler Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 210000001072 colon Anatomy 0.000 description 1
- 230000002354 daily effect Effects 0.000 description 1
- FOTKYAAJKYLFFN-UHFFFAOYSA-N decane-1,10-diol Chemical compound OCCCCCCCCCCO FOTKYAAJKYLFFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 description 1
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002453 shampoo Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明提供了一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用，属于油田化学领域。本发明提供的稠油降黏驱油剂以质量百分比计，包括纳米表面活性剂16％‑18％、阴离子表面活性剂28％‑32％、吉米奇(Gemini)表面活性剂22％‑36％、增溶剂10％，其余为水。该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≤2500mg/L、地层温度≤35℃的浅薄层普通稠油油藏冷采降黏驱油，且其制备工艺简单、成本低廉、绿色环保。
Description
技术领域
本发明属于油田化学领域，尤其涉及一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用。
背景技术
浅薄层稠油油藏基本地质的基本特点可用四个字来概括，即“浅”、“薄”、“稠”、“散”。其中“浅”是指其油田埋藏深度比较浅；“薄”则是指油田中油层的厚度较薄，以致于很难达到热采的要求，难以实施油田开采活动；“稠”则是指原油具有非常高的粘性；“散”则是指有藏地中的油层分布比较散乱，油水边界参差不齐。
针对普通稠油油藏的冷采降粘化学驱技术，是将稠油降粘洗油剂溶液注入到地层，利用洗油剂的洗油功能剥离地层砂上的原油，并降低原油粘度，便于原油在地层内的运移，从而提高原油采收率，是一种极具发展潜力的采油技术。
由于浅薄层稠油埋藏深度比较浅，因此地层温度比较低，一般在20℃-35℃，而常规冷采用降黏驱油剂的使用温度一般在50℃以上，在低温下很难发挥出预期的效果，所以，亟需发明一种适合浅薄层普通稠油油藏冷采用的降黏驱油剂。
发明内容
本发明提供了一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，该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≤2500mg/L、地层温度≤35℃的浅薄层普通稠油油藏冷采降黏驱油，且其制备工艺简单、成本低廉、绿色环保。
为了达到上述目的，本发明提供了一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，以质量百分比计，包括纳米表面活性剂16％-18％、阴离子表面活性剂28％-32％、吉米奇(Gemini)表面活性剂22％-36％、增溶剂10％，其余为水。
作为优选，所述纳米表面活性剂选用从宁波锋成纳米科技有限公司商购获得的代号为HA007的低界面张力纳米活性剂，粒径≤200nm。所用纳米表面活性剂具有在低温下超低界面活性，注入性良好，并具有耐温抗盐的特点。
作为优选，所述阴离子表面活性剂选用从淄博涌泓新材料有限公司商购获得的型号为AEC-9Na的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐，具有如下所示结构式：
其中R为C12-14天然脂肪醇。
作为优选，所述吉米奇(Gemini)表面活性剂选用购自辽宁科隆精细化工股份有限公司的癸炔二醇聚氧乙烯醚。癸炔二醇聚氧乙烯醚在日化领域有着广泛的应用，它可以作为洗涤剂、洗发水、沐浴露等产品的表面活性剂，具有很好的清洁和去污能力。同时，还可以用作乳化剂、稳定剂和增稠剂。通过大量的实验研究，发现其可以用于油田提高采收率。
作为优选，所述增溶剂为乙醇、异丙醇中的至少一种，目的是为了增加各组分的相溶能力，改进产品的外观。
本发明提供了一种根据上述任一项技术方案所述的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂的制备方法，包括以下步骤：
将阴离子表面活性剂加入到反应釜中，再加入增溶剂，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入水，搅拌30min，最后加入吉米奇(Gemini)表面活性剂和纳米表面活性剂充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
本发明提供了一种根据上述任一项技术方案所述的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂在地层水矿化度≤100000mg/L、钙镁离子浓度≤2500mg/L的浅薄层普通稠油油藏冷采降黏化学驱中的应用。
作为优选，所述稠油降黏驱油剂使用浓度为0.3％。
作为优选，其与矿化度为≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2500mg/L的水相配伍时，按照Q/SH1020 2871-2021的方法做相应指标测试，界面张力≤4.9×10-3mN/m，降粘率≥95.2％，洗油效率≥45.7％，吸附后降粘率≥93.6％，吸附后界面张力≤5.5×10-3mN/m。
与现有技术相比，本发明的优点和积极效果在于：
1、本发明提供了一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，该驱油剂主要由纳米表面活性剂HA007、阴离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na和吉米奇表面活性剂癸炔二醇聚氧乙烯醚复配而成。这三种表面活性剂在低温下对普通稠油都有一定的乳化降黏和洗油作用，通过大量的实验确定了最佳复配比例，使其能将稠油的油水界面张力降到超低，从而使其达到了浅薄层普通稠油油藏冷采驱油的技术要求。
2、本发明提供了一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，主要应用于浅薄层普通稠油油藏冷采降粘化学驱，利用驱油剂的洗油功能剥离地层砂上的原油，降低油水界面张力，增加了毛管数，并降低原油粘度，便于原油在地层内的运移，从而提高原油采收率，是一种浅薄层稠油开发极具发展潜力的采油技术。
3、本发明提供的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，与应用现场油水配伍性好，不产生沉淀，不会造成地层堵塞，产出液破乳容易。
4、本发明提供的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂生产工艺简单、原料易购，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他实施例，都属于本发明保护的范围。
本申请的实施例中的原料均通过商业途径购买，代号为HA007的低界面张力纳米活性剂购自宁波锋成纳米科技有限公司，型号为AEC-9Na的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐购自淄博涌泓新材料有限公司，吉米奇(Gemini)表面活性剂癸炔二醇聚氧乙烯醚购自辽宁科隆精细化工股份有限公司，增溶剂为市售产品。
实施例1
将320kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入160kg水，搅拌30min，最后加入260kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和160kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
实施例2
将310kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg异丙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入170kg水，搅拌30min，最后加入250kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和170kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
实施例3
将300kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入50kg乙醇和50kg异丙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入180kg水，搅拌30min，最后加入240kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和180kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
实施例4
将290kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入50kg乙醇和50kg异丙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入200kg水，搅拌30min，最后加入230kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和180kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
实施例5
将280kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入50kg乙醇和50kg异丙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入220kg水，搅拌30min，最后加入220kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和180kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
本发明提供的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，其组分和配比是在大量的实验基础上确定的，任何改变都会造成检测指标的不合格。
对比例1
反应釜中加入100kg乙醇和480kg水，搅拌均匀，然后加入260kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和160kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例1为去掉实施例1配方中的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，其中，脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na的量用水补齐。
对比例2
将320kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入420kg水，搅拌30min，最后加入160kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例2为去掉实施例1配方中的癸炔二醇聚氧乙烯醚得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，其中，癸炔二醇聚氧乙烯醚的量用水补齐。
对比例3
将320kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入320kg水，搅拌30min，最后加入260kg癸炔二醇聚氧乙烯醚充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例3为去掉实施例1配方中的低界面张力纳米活性剂HA007得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，其中，低界面张力纳米活性剂HA007的量用水补齐。
对比例4
将270kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入210kg水，搅拌30min，最后加入260kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和160kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例4为实施例1配方中的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na的量偏离了28％-32％的范围，即加入了270kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na
(27％)所得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，少加的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na的量用水补齐。
对比例5
将330kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入150kg水，搅拌30min，最后加入260kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和160kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例5为实施例1配方中的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na的量偏离了28％-32％的范围，即加入了330kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na
(33％)所得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，多加的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na的量从水中的量去除。
对比例6
将320kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入210kg水，搅拌30min，最后加入210kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和160kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例6为实施例1配方中的癸炔二醇聚氧乙烯醚的量偏离了22％-26％的范围，即加入了210kg癸炔二醇聚氧乙烯醚(21％)所得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，少加的癸炔二醇聚氧乙烯醚的量用水补齐。
对比例7
将320kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入150kg水，搅拌30min，最后加入270kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和160kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例7为实施例1配方中的癸炔二醇聚氧乙烯醚的量偏离了22％-26％的范围，即加入了270kg癸炔二醇聚氧乙烯醚(27％)所得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，多加的癸炔二醇聚氧乙烯醚的量从水中的量去除。
对比例8
将320kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入170kg水，搅拌30min，最后加入260kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和150kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例8为实施例1配方中的低界面张力纳米活性剂HA007的量偏离了16％-18％的范围，即加入了150kg低界面张力纳米活性剂HA007(15％)所得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，少加的低界面张力纳米活性剂HA007的量用水补齐。
对比例9
将320kg脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na加入到反应釜中，再加入100kg乙醇，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入130kg水，搅拌30min，最后加入260kg癸炔二醇聚氧乙烯醚和190kg低界面张力纳米活性剂HA007充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
对比例9为实施例1配方中的低界面张力纳米活性剂HA007的量偏离了16％-18％的范围，即加入了190kg低界面张力纳米活性剂HA007(19％)所得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，多加的低界面张力纳米活性剂HA007的量从水中的量去除。
对比例10
应用于东胜金8块现场的稠油降黏驱油剂样品，地层温度为50℃(目前应用于现场区块的最低温度样品)。
对比例11
应用于孤岛东区北现场的稠油降黏驱油剂样品，地层温度为70℃。
性能测试：
将上述实施例和对比例制备所得产品配成0.3％浓度样品溶液进行性能测试，测试条件和测试方法参照Q/SH1020 2871—2021如下：
测试条件：
1、测试仪器：博勒飞DV3T流变仪，TX-500C型全量程旋转滴界面张力测量仪，恒温水浴。
2、测试温度：河南油田某区块地层温度20℃。
3、测试用原油：河南油田某区块脱水原油(20℃粘度为1346mpa.s)。
4、测试用水：河南油田某区块注入水，矿化度100000mg/L，钙镁离子浓度2500mg/L。
测试方法：
1、界面张力测试:
按照Q/SH1020 2871-2021中7.4的规定，在20℃下测定样品溶液与目标区块油样间的界面张力(转速5000r/min，密度差按0.05计算)，记录界面张力最低值。
2、降粘率测定：
采用胜利油田某区块注入水将浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂配成质量浓度0.3％的溶液。称取配制的样品溶液30g放入小烧杯中，加入河南油田某区块油样70g，密封后在20℃恒温实验室内放置2h。取出油水混合液，用玻璃棒快速搅拌使油水混合均匀，迅速用流变仪按Q/SH1020 2871-2021中7.5的规定测定20℃下油水混合物的粘度。
降粘率计算公式如下：
式中：f——降粘率；
μ0——20℃下稠油油样的粘度，mPa·s；
μ——20℃下油水混合物的粘度，mPa·s。
3、吸附后性能测定
称取30.0g模拟地层砂放入螺口试剂瓶中，加入质量浓度0.3％的样品溶液90.0g，旋紧盖子，用手摇匀，放入恒温水浴振荡器中，振荡频率设为170r/min，在20℃恒温实验室内振荡24h。
3.1吸附后降粘率测定
取出样品，静置60min后用注射器吸取上层清液30.0g放入250mL烧杯中，加入70.0g实验油样，密封后在20℃恒温实验室内放置2h。按Q/SH10202871-2021中7.5的规定测定油藏温度20℃下油水混合液的黏度，并计算吸附后降黏率。
3.2吸附后界面张力测定
按照Q/SH1020 2871-2021中7.4的规定，在20℃下测定吸附后上层清液与目标区块油样间的界面张力(转速5000r/min，密度差按0.05计算)，记录界面张力最低值。
4、洗油率测定：
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20℃恒温实验室内老化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％的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂样品溶液100g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后待测。
4.3称取老化好的油砂约5g放至100mL锥形瓶中，称重得m1，精确至0.001g。
4.4向4.3样品中加入配制好的样品溶液50g，充分混合后在20℃恒温实验室内静置48h。
4.5将4.4静置后的样品中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干净的棉纱蘸出，并倒出样品溶液，将锥形瓶放在105℃烘箱中烘至恒重，得m2。
4.6用石油醚对4.5中样品进行原油洗脱，直至石油醚无色。将洗脱尽原油的锥形瓶置于120℃烘箱中烘至恒重，称重得m3。
4.7按下式计算洗油率：
式中：σ—洗油率；
m1—洗油前锥形瓶与油砂的总质量，g；
m2—洗油后锥形瓶与油砂的质量，g；
m3—锥形瓶与洗净后地层砂的总质量，g。
将上述实施例1-5和对比例1-9中得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂按照上述测试方法进行界面张力、降粘率、洗油效率和吸附后界面张力、降粘率的测试，测试结果如表1所示。其中，于20℃下按照Q/SH10202871-2021规定的下述各参数的标准为：界面张力≤5.0×10-2mN/m，降粘率≥90％，洗油效率≥40％，吸附后降粘率≥80％，吸附后界面张力≤9.9×10-2mN/m。
表1浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂性能测试
由上述表1可见，本发明申请所提供的配方在低界面张力纳米活性剂HA007、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐AEC-9Na和吉米奇(Gemini)表面活性剂癸炔二醇聚氧乙烯醚及其组分配比的协同作用下，可使所得到的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂具有比参数标准更优异的性能，即超低界面张力≤4.9×10-3mN/m，降粘率≥95.2％，洗油效率≥45.7％，吸附后降粘率≥93.6％，吸附后界面张力≤5.5×10-3mN/m等特点，这也就意味着其特别是针对浅薄层普通稠油油藏具有很强的驱油能力，在应用于浅薄层普通稠油冷采降粘化学驱中时可大幅度提高原油的采收率。
Claims (9)
1.一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂，其特征在于，以质量百分比计，包括纳米表面活性剂16％-18％、阴离子表面活性剂28％-32％、吉米奇表面活性剂22％-36％、增溶剂10％，其余为水。
2.根据权利要求1所述的稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述纳米表面活性剂选用从宁波锋成纳米科技有限公司商购获得的代号为HA007的低界面张力纳米活性剂，粒径≤200nm。
3.根据权利要求1所述的稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述阴离子表面活性剂选用型号为AEC-9Na的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐，具有如下所示结构式：
其中R为C12-14天然脂肪醇。
4.根据权利要求1所述的稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述吉米奇表面活性剂为癸炔二醇聚氧乙烯醚。
5.根据权利要求1所述的稠油降黏驱油剂，其特征在于，所述增溶剂为乙醇、异丙醇中的至少一种。
6.根据权利要求1-5任一项所述的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
将阴离子表面活性剂加入到反应釜中，再加入增溶剂，于温度30-40℃下搅拌均匀后，加入水，搅拌30-45min，最后加入吉米奇表面活性剂和纳米表面活性剂充分搅拌均匀后，得到浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂。
7.根据权利要求1-5任一项所述的浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂在地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2500mg/L、地层温度≤35℃的浅薄层普通稠油油藏冷采降黏化学驱中的应用。
8.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，所述稠油降黏驱油剂使用浓度为0.3％。
9.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，其与矿化度为≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2500mg/L的水相配伍时，其界面张力≤4.9×10-3mN/m，降粘率≥95.2％，洗油效率≥45.7％，吸附后降粘率≥93.6％，吸附后界面张力≤5.5×10-3mN/m。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311487472.XA CN117535041A (zh) | 2023-11-09 | 2023-11-09 | 一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311487472.XA CN117535041A (zh) | 2023-11-09 | 2023-11-09 | 一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117535041A true CN117535041A (zh) | 2024-02-09 |
Family
ID=89789086
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202311487472.XA Pending CN117535041A (zh) | 2023-11-09 | 2023-11-09 | 一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117535041A (zh) |
-
2023
- 2023-11-09 CN CN202311487472.XA patent/CN117535041A/zh active Pending
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2401611C (en) | Suspensions of water soluble polymers in surfactant free non-aqueous solvents | |
| CN107595761B (zh) | 一种悬浮油珠化妆水及其制备方法 | |
| CN103320104B (zh) | 一种油包水型生物柴油基钻井液及其制备方法 | |
| CN113583650B (zh) | 普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用 | |
| Moslemizadeh et al. | Novel bio-based surfactant for chemical enhanced oil recovery in montmorillonite rich reservoirs: Adsorption behavior, interaction impact, and oil recovery studies | |
| CN110684519B (zh) | 耐地层吸附的稠油降粘驱油剂及其应用 | |
| CN104388068A (zh) | 一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法 | |
| CN114774096B (zh) | 低渗透油藏驱油用耐温抗盐纳米渗吸排驱剂及其制备方法和应用 | |
| CN110003875B (zh) | 一种缓慢释放型携液携砂泡排剂及其制备方法 | |
| Hamida et al. | Filtration loss characteristics of aqueous waxy hull-less barley (WHB) solutions | |
| CN109705824B (zh) | 一种钻井液用封堵防塌剂及其制备方法 | |
| CN103131402A (zh) | 一种抗高温无固相低伤害压井液及其制备方法 | |
| CN108225878B (zh) | 一种模拟页岩地层低渗透率的泥饼及其制备方法 | |
| CN103333559A (zh) | 一种水性透明混凝土防水防碳化涂料及其制备方法 | |
| CN109337661A (zh) | 一种低泡驱油型冲洗剂及其制备方法和应用 | |
| CN103710006A (zh) | 一种增强油基钻井液乳化稳定性的方法 | |
| CN117535041A (zh) | 一种浅薄层普通稠油油藏冷采用稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN113025440A (zh) | 低张力泡沫洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN104531096A (zh) | 一种钻井液用清洁润滑剂及其制备方法 | |
| CN115074102B (zh) | 高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂及其制备方法和应用 | |
| CN114774098B (zh) | 增效聚合物驱用稠油降黏洗油剂及其制备方法和应用 | |
| Inemugha et al. | Rheological Properties of Terminalia Mantaly Exudate as Drilling Mud Additive | |
| CN113061425A (zh) | 普通稠油冷采用低张力稠油降粘洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN106433581B (zh) | 一种无土相抗高温储层钻井液及其制备方法 | |
| CN101108963A (zh) | 一种用作钻井液防塌剂的天然沥青改性产品及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |