復配表面活性劑減緩水鎖效應的實驗研究

張小琴,王宇池,王永青,韓力揮

(1.中國海洋大學化學化工學院,山東青島266100; 2.海洋化學理論與工程技術教育部重點實驗室,山東青島266100)

復配表面活性劑減緩水鎖效應的實驗研究

張小琴1,王宇池1,王永青1,韓力揮2

(1.中國海洋大學化學化工學院,山東青島266100; 2.海洋化學理論與工程技術教育部重點實驗室,山東青島266100)

制取了非離子氟碳表面活性劑FPEG400和FPEG600,并與甲醇進行復配得到了復配表面活性劑。室內水鎖實驗研究結果表明:水驅過程中加入該復配表面活性劑后,巖心的滲透率損害程度得到較大的降低,油相滲透率上升,提高了采收率。

低滲透油藏;水鎖效應;非離子氟碳表面活性劑

目前,我國勘探、開發出的絕大多數油藏地層屬于親水地層,即水濕性地層。在水濕性地層的采油過程中,油層孔喉道被注入流體侵入后,孔喉道中原有的原油被推向更深的孔喉道內部,注入水與原油混合并在油水界面處形成一個凹向油相的彎液面,并在此彎液面處產生一附加壓力,即毛細管阻力,也就是出現了水鎖效應(圖1)[1]。

圖1 水鎖效應Fig.1 Water blocking effect

采油過程中為了使地層中的原油流向采油井筒,而不是進入更深的地層孔喉道,就必須采取措施消除這一毛細管阻力以及由混合流體在地層孔喉道中流動產生的摩擦阻力,當天然儲層自身能力小于以上兩種阻力之和,就不能使地層油水流在孔喉道中流動,而是被堵塞在地層孔喉道中,導致低滲透地質采收率降低。這種由外來流體在地層產生的毛細管阻力所造成的損害稱為“水鎖損害”[2]。

作者在此采用電解氟化法[3]制備了非離子氟碳表面活性劑FPEG400和FPEG600,并與甲醇進行復配,進行了室內水鎖實驗研究。

1 實驗

1.1 非離子氟碳表面活性劑的制備

采用電解氟化法制備非離子氟碳表面活性劑。

(1)全氟磺酰氟的制備

(2)全氟磺酰氟的酰胺化反應

(3)聚乙二醇單全氟辛基磺酰胺乙醚的合成

按上述合成路線得到兩種聚乙二醇非離子型氟碳表面活性劑,分別命名為FPEG400、FPEG600(400和600表示參加反應的聚乙二醇的分子量)?？疾炱浔砻婊钚浴岱€定性和化學穩定性。

1.2 表面活性劑的復配

將FPEG400和FPEG600與甲醇進行交叉復配,置于具塞量筒中,在常壓、25℃下進行模擬油乳化實驗來評價其乳化性能,模擬油與模擬地層水的體積均為10 m L。評價標準為相同時間內O/W型乳狀液段塞長度,該長度越長、穩定時間越久,則乳化能力越強[4]。

1.3 復配表面活性劑的性能研究

(1)將復配表面活性劑與模擬原油注入STX-500 H型旋轉滴界面張力儀測試管中,測定油水界面張力,進而確定最佳復配體系。實驗條件為:模擬油田地層溫度(取平均溫度值)50℃,礦化度4217 mg· L-1。

(2)對最佳復配體系進行抗稀釋性能研究,實驗條件與測定界面張力時相同。

(3)按照行業標準配制模擬地層水礦化度的溶液,通過改變水樣中NaCl的濃度調節其礦化度,對最佳復配體系的抗鹽性能進行研究。

(4)對最佳復配體系的穩定性進行研究。由于在敞開環境中復配體系會受氧化作用影響,故將一定量的復配體系加入到礦化度為4217 mg·L-1的模擬地層水中,除氧后置于溫度為50℃、壓力為10 MPa的密閉環境下,測定界面張力隨時間的變化。復配體系保持超低界面張力的時間越長,說明其穩定性能越好。

1.4 復配表面活性劑的室內水驅評價實驗

對最佳復配體系進行室內水驅評價實驗。

1.4.1 水鎖損害率的評價方法

賴南君等[5]采用高壓氣驅—反向作用法,測定巖心的氣測滲透率,按下式評估水鎖效應對儲層的損害率:

式中:I為水鎖效應造成的損害率;Ki、K0分別為有、無外來流體對儲層造成水鎖損害的巖心氣測滲透率,μm2。

1.4.2 實驗流程(圖2)

圖2 實驗流程Fig.2 Flow diagram of experiment

1.4.3 減緩水鎖效應的室內實驗研究

對實驗巖心進行預處理,分別用泵出口水和含有復配表面活性劑的注入水進行驅替實驗,記錄數據。實驗巖心選自長慶長10地區低滲透油田,其規格為:直徑2.5 cm、長度5.0 cm。

1.4.4 擠注放差實驗

進行擠注放差實驗,分別記錄煤油驅替巖心中的飽和水、模擬地層水正向驅替、注復配表面活性劑體系(FPEG600-甲醇)驅替時的穩定壓力。最后繼續用煤油正向驅替巖心,記錄數據。

1.4.5 復配表面活性劑降低注入壓力性能研究

用真實巖心進行模擬驅油降低驅替壓力實驗,考察復配表面活性劑(FPEG600-甲醇)降低注入壓力性能。

2 結果與討論

2.1 非離子氟碳表面活性劑的性質

鉑金板法測定結果表明,非離子氟碳表面活性劑FPEG400、FPEG600的表面活性均高于同類型的碳氫表面活性劑。熱重分析結果表明,FPEG400、FPEG600具有良好的熱穩定性,在較高的溫度下不分解且能保持活性,適宜作為三次采油中的驅油劑。此外,FPEG400、FPEG600在強堿、強酸條件下仍具有優異的化學穩定性,且表面活性也較好,在10-5～10-4的濃度下就可使溶液的表面張力降低至20 m N·m-1左右。

2.2 復配表面活性劑的乳化效果

近年來，金融改革持續深化，民營銀行、村鎮銀行等相繼設立，其成立時間短、資本規模小、經營管理能力和抗風險能力相對較弱，出現破產的風險相對較高。同時，我國銀行業對外開放的速度、幅度和深度不斷擴大。2017年底，外資銀行在華營業性機構總數已達1013家。外資入股中資銀行的股比限制被正式取消，中外資適用統一的市場準入和行政許可辦法。在此背景下，建立適用于包括民營銀行、外資銀行在內的問題銀行市場化退出機制迫在眉睫。

不同組成的復配表面活性劑的乳化性能見表1。

由表1可知,兩種表面活性劑與甲醇復配后,乳化能力及乳化效果的穩定性均顯著強增。當FPEG400、FPEG600的濃度為0.05%時,與濃度為0.01%或0.05%的甲醇復配的效果都非常好,和兩者濃度為0.01%時與濃度為0.05%的甲醇復配的效果相近或相同,從價格、乳化效果來綜合評價,最佳復配體系為: 0.01%FPEG400/FPEG600-0.05%甲醇。

2.3 復配表面活性劑的性能

2.3.1 界面張力

FPEG400-甲醇、FPEG600-甲醇復配體系的界面活性圖見圖3。

由圖3可知,模擬原油與一定濃度的復配體系基本上在實線圍成的閉合區域內均能形成超低界面張力,隨著甲醇濃度逐步增大,復合體系界面張力的范圍發生了顯著的改變。整體而言,FPEG600降低油水界面張力的能力稍微強于FPEG400。依據界面活性圖確定最佳復配體系為:0.05%FPEG400/FPEG600-1.0%甲醇。

表1 不同組成復配表面活性劑的乳化性能Tab.1 The emulsification performance of different composite surfactants

圖3 FPEG400-甲醇(a)、FPEG600-甲醇(b)復配體系的界面活性圖Fig.3 Interface activity diagrams of composite systems FPEG400-methanol(a),FPEG600-methanol(b)

2.3.2 抗稀釋性能(圖4)

圖4 非離子氟碳表面活性劑-甲醇復配體系的抗稀釋性能Fig.4 Anti-dilution performance of non-ionic fluorocarbon surfactant-methanol composite systems

由圖4可知,復配體系在一定濃度范圍內被稀釋后,仍能與模擬原油形成超低界面張力,但是隨著進一步的稀釋,界面張力顯著增大,最終導致該復配體系失效,極限值為稀釋到原濃度的20%～25%?？紤]油田的實際情況,這兩種復配體系的抗稀釋能力完全可以適應實際油田采油環境。由圖4還可知,FPEG600-甲醇在稀釋0～20%時,抗稀釋能力強于FPEG400-甲醇。

圖5 非離子氟碳表面活性劑-甲醇復配體系的抗鹽性能Fig.5 Salt-resistant performance of non-ionic fluorocarbon surfactant-methanol composite systems

由圖5可知,復配體系在礦化度為2000～10 000 mg·L-1范圍內,界面張力基本上不受影響,均具有優異的表面活性,其中最佳礦化度為4000～6000 mg·L-1,可見其耐鹽性能優于一般的表面活性劑。

2.3.4 穩定性(圖6)

圖6 非離子氟碳表面活性劑-甲醇復配體系的穩定性Fig.6 Stability of non-ionic fluorocarbon surfactant-methanol composite systems

由圖6可知,隨放置時間的延長,兩種復配體系與原油間的界面張力都逐漸升高,但在前10 d內的活性都比較穩定,界面張力變化非常小,說明在一定的時間范圍內復配體系具有較好的穩定性。

2.4 復配表面活性劑的室內水驅評價實驗結果

降低油水間的界面張力是抑制和解除水鎖效應最有效、也最經濟的方法,通過加入復配表面活性劑能顯著降低油水界面張力,減緩低滲透油藏水鎖效應的損害,提高原油采收率。

2.4.1 減緩水鎖效應的室內實驗結果(表2)

由表2可知,注入水中加入復配表面活性劑后,巖心的水鎖損害率降低很多。FPEGJ-600減緩水鎖損害的效果要稍微優于FPEGJ-400。但是這兩種復配表面活性劑減緩水鎖損害的效果對空氣滲透率較大的巖心均不及對低滲透巖心的明顯。因此,對于低滲透或特低滲透油藏,更適合注入復配表面活性劑來提高采收率。

表2 減緩水鎖損害實驗數據Tab.2 Experimental data of slowing down water blocking damage

圖7 擠注放差實驗曲線Fig.7 The curve of squeeze test

2.4.2 擠注放差實驗結果(圖7)

由圖7可知,當低滲透地質巖心存在較強的水鎖效應時,其巖心油相滲透率會隨著巖心中含水飽和度的增大而大幅減小。但通過室內模擬地層驅替實驗可知,向巖心中擠注一定量的FPEGJ-600復配表面活性劑后,油相滲透率減小幅度明顯減弱,表明向存在水鎖損害的巖心中注入FPEGJ-600復配表面活性劑能夠有效地防止油相滲透率減小,減緩水鎖效應,提高原油采收率。

2.4.3 復配表面活性劑降低注入壓力性能

實際采油過程中普遍存在注入水的壓力隨著注水時間的延長而逐步增大的現象,使得注水開發成本增加,故有必要采取降壓增注的措施。復配表面活性劑降低水驅壓力的效果見表3。

表3 復配表面活性劑降低水驅壓力效果Tab.3 The results of reducing water flooding pressure for the composite surfactant

由表3可知,當使用5倍孔隙體積倍數的復配表面活性劑時,驅替壓力平均下降18.62%,表明復配表面活性劑具有降低注入壓力的良好效果。一方面,復配表面活性劑具有乳化作用,可乳化殘余堵塞在巖心孔喉道中的油珠,抑制其對孔喉的堵塞,使流體能夠順暢地流通;另一方面,復配表面活性劑具有降低油水界面張力的優良性能,能夠減小毛細管阻力,使水驅過程中的壓力降低,從而減小能耗,降低成本,提高采油效率。

3 結論

在三次采油水驅過程中加入復配的非離子氟碳表面活性劑-甲醇體系,可以起到如下重要作用:

(1)使油藏儲層的滲透率損害程度得到較大的降低,特別是對于低滲透或特低滲透油藏,效果比較明顯。

(2)有效地防止油相滲透率減小,減緩水鎖效應,提高原油采收率。

(3)能夠降低油水界面張力,減小毛細管阻力,使水驅過程中的壓力降低,從而減小能耗,降低成本,提高采油效率。

[1] 朱法銀.保護油氣層常用術語[M].東營:石油大學出版社,1996: 54-55.

[2] 周小平,孫雷,陳朝剛.低滲透凝析氣藏反凝析水鎖傷害解除方法現狀[J].鉆采工藝,2005,28(5):66-68.

[3] 孫元寶,魏賢勇,丘貞慧,等.氟表面活性劑的合成工藝[J].精細石油化工進展,2003,4(3):6-9.

[4] 丁曉芳.利用低張力體系改善低滲透油藏水驅效果實驗研究[D].成都:西南石油學院,2003.

[5] 賴南君,葉仲斌,趙文森.川西致密氣藏水鎖損害室內實驗研究[J].油氣地質與采收率,2004,11(6):75-77.

Experimental Research on Slowing Down Water Blocking Effect with Composite Surfactants

ZHANG Xiao-qin1,WANG Yu-chi1,WANG Yong-qing1,HAN Li-hui2
(1.The Chemistry and Chemical Institute of the Ocean University of China,Qingdao 266100,China; 2.The Key Laboratory of the Ocean Chemistry Theory and Engineering Technology, Ministry of Education,Qingdao 266100,China)

In this paper,non-ionic fluorocarbon surfactants FPEG400 and FPEG600 were prepared,then acted with methanol as composite systems,in which,they exhibited excellent synergism.The indoors experiment results showed that,during the process of water flooding,when adding the composite surfactants to water,the damage to penetration rate of the core greatly reduced,and the relatively oil permeability increased,hence the recovery improved.

low permeability reservoir;water blocking effect;non-ionic fluorocarbon surfactant

TE 258 TE 357

A

1672-5425(2013)03-0085-05

10.3969/j.issn.1672-5425.2013.03.023

2012-12-10

張小琴(1989-),女,安徽安慶人,碩士研究生,研究方向:油田開發技術及油田化學品,E-mail:zhangshixiaoqin@163. com;通訊作者:韓力揮,教授級高級工程師,E-mail:lhhan@ouc.edu.cn。