文摘

粘度减速器洪水已成功应用于普通重油油藏三次采油。然而,降低界面张力或降低原油粘度,哪个更粘度减速器的关键改进油回收的普通重油,尚未形成一个统一的认识,这限制了进一步的大规模应用普通重油油藏粘度减速器的洪水。此外,当主要的水流通道形成的水库,清扫效率急剧下降,会影响粘度减速器的油回收效率。因此,在这项研究中,branched-preformed粒子凝胶粘度(B-PPG)耦合的概念提出了减速器的洪水。油水界面张力性能、乳化能力、粘度降低性能的三种不同粘度的方法,进行了评估。粘度的采油能力还原剂,B-PPG,粘度减速器/ B-PPG复合系统是通过执行填砂模型洪水调查实验。结果表明,油水界面张力的三个粘度还原剂S1, S2和S3 0.432 mN·m¹0.0112 mN·m¹和0.0031 mN·m¹,分别。S1最高的界面张力性能最好的乳化和粘度降低,S2是第二,S3是最坏的打算。降低界面张力、乳化稳定性差。洪水填砂模型结果表明,增量采油的粘度减速器S2洪水是最大的,占7.5%,其次是S1、7.3%, S3, 5.6%。粘度减速器S2与温和的界面张力和乳化能力最好的改善普通重油的恢复能力。B-PPG的增量采油是12.7%,显著高于粘度减速器洪水。与粘度减少洪水相比,粘度减速器/ B-PPG复合系统有更好的强化采油能力。本研究的发现可以帮助更好地理解加强对普通重油油藏采油。

1。介绍

随着石油工业的不断发展,重油的比例在全球剩余石油资源正在增加。重油开发有一个对世界石油生产的模式产生重大影响。然而,重油胶质和沥青质含量高的特点,高粘度和密度,和可怜的流量,导致很大的困难和高生产成本的回收重油(1- - - - - -4]。对于普通重油油藏,由于水和油之间的不利流度比,指法效应发生,常规水驱采油效率很低。重油油藏提高采油效率,包括蒸汽吞吐热力采油技术,蒸汽驱、蒸汽-重力泄油(SAGD)应用。热采油方法专注于减少重油的粘度通过破坏胶质和沥青质在重油之间的超分子结构和降低油水流动比率,扩大波及系数,提高原油采收率(5- - - - - -11]。然而,由于高消耗的能源和水产生蒸汽和严重的热损失,热方法经济nonprofitable深和薄重油水库(12- - - - - -15]。因此,转变发展方式具有重要意义的普通重油,实现普通重油油藏高效开发。

非热能的采油技术,特别是化学驱技术,吸引了越来越多的关注,因为它宽水库应用范围和较低的经济成本,已成功地应用在许多重油水库(16- - - - - -23]。粘度降低生产是最常用的方法之一,重油在普通重油油藏中恢复。的主要采油(采油)机制粘度降低生产可以主要分为两个方面:一方面,通过乳化粘度减速器在某些外力条件下,重油分散到地层水,形成相对稳定的O / W乳液,可大大降低重油的粘度,改善其在多孔介质的流动。另一方面,它可以有效地减少粘连的工作通过减少油和水之间的界面张力,从而减少原油的流动阻力,提高驱油效率(24- - - - - -26]。然而,这两种不同的三次采油机制包括乳化降粘、降低油水界面张力,哪个更粘度减速器的关键改进油回收的普通重油,尚未形成一个统一的理解。一些研究人员认为,界面张力是主要的指数来确定粘度减速器的性能。低界面张力可以有效降低残余油饱和度(27- - - - - -30.]。一些研究者还认为,乳化的机理和粘度降低的关键是极大地提高普通重油的复苏。粘度减速器与更好的乳化能力和降低粘度性能更好的三次采油效果(31日- - - - - -33]。

此外,由于高粘度重油和油水流动比率,粘度减速器洪水是不满意。为了减少这种缺陷,研究者提出结合洪水系统,如粘度减速器/聚合物或粘度减速器/碱(34- - - - - -38]。聚合物可以增加注入水的粘度,降低油水流动比率,从而扩大波及体积。碱与原油反应可以形成原位表面活性剂,它可以促进O / W乳状液的形成,降低粘度。原位形成的表面活性剂可以降低油水界面张力,提高驱油效率。碱系统通常有严重的规模问题,这限制了碱/表面活性剂二元驱的发展(39- - - - - -43]。原油粘度的范围中使用传统的粘度减速器/聚合物复合系统是有限的,导致较低的复苏和无法实现常规重油油藏的高效开发。此外,当主要的水流通道形成的水库,清扫效率急剧下降,会影响采油能力。

因此,提高波及系数,branched-preformed粒子凝胶(B-PPG)是由胜利油田开发,具有独特的分子结构的“部分交联和部分分支”。B-PPG具有粘弹特性,可以把主要的水流通道,更改后续流方向,扩大波及体积。B-PPG可以波及效率改进的能力比聚合物溶液(44- - - - - -52]。因此,在这项研究中,branched-preformed粒子凝胶(B-PPG)耦合的概念首先提出了粘度减速器的洪水。确定哪种机制占主导地位的粘度减速器洪水和澄清三次采油效率粘性耦合B-PPG和减速器,一系列的实验包括理化性质评价粘度减速器和洪水填砂模型实验系统进行了研究。首先,三种不同粘度的方法,收集不同界面张力和乳化能力。然后,油水界面张力性能、乳化性能和粘度降低性能进行了研究。最后,一系列的填砂模型洪水试验进行调查的三次采油能力三种不同粘度还原剂、B-PPG和粘度减速器/ B-PPG复合系统。一般来说,我们希望这项研究能够阐明界面张力性能和乳化性能的贡献共同重油的粘度提高原油采收率的减速机,为提高原油采收率提供一个新想法的常见的重油。

2。材料和方法

2.1。材料

粘度的方法,本研究中使用非离子表面活性剂(S1, S2和S3)提供的扬州罗有限公司有限公司在这项研究中使用的B-PPG branched-preformed粒子凝胶由胜利油田提供。弹性模量和粒度中值(D50) B-PPG 4.3 Pa和506.5μm,分别。

在70°C,密度和粘度的重油从胜利油田获得0.982 g·厘米³分别和2570 mPa·s。模拟形成的离子组成和浓度盐水的TDS 10607 mg·L¹表中列出1。

2.2。方法

2.2.1。油水界面张力测量

三种不同粘度之间的油水界面张力还原剂和脱气重油chen25块胜利油田在德克萨斯州被旋转滴法测量- 500 c界面张力计。测量温度为70°C,转速5000 r·分钟¹。

2.2.2。乳化稳定性评价

乳化稳定性的一个重要指标评价粘度异径接头的性能。乳化稳定性通常是由水分离指的水的体积的百分比比例分开的乳液。这是一个常用的定量评价指标对粘度还原剂的乳化稳定性进行评估。水分离比例越高,粘度减速器的乳化稳定性越糟糕。乳化稳定性评价的实验过程如下:(1)浓度的准备粘度减速器3000 mg·L¹和重油被放置在一个70°C烤箱2.0 h。(2)然后,根据油水的比例3:7、重油和粘度减速机解决方案与一个均质器搅拌3分钟3000 r·分钟的速度¹形成O / W乳状液。(3)形成乳液放置在10毫升堵住试管在70°C恒温水浴,同时开始计时。油水界面的位置和分离水的体积在试管中定期记录,和水分离的乳液在不同的时间比例计算根据以下方程: 在哪里水分离比例(%),水分离卷(mL),是初始水量(mL)。

2.2.3。粘度降低能力评估

不同粘度减速器(S1, S2和S3)解决方案与浓度3000 mg·L¹是由模拟地层盐水。然后,根据油水比3:7,预定数量的表面活性剂和重油与高速搅拌器搅拌3分钟500 r·分钟的速度不同¹1000 r·敏¹,3000 r·分钟¹形成乳状液。在70°C,形成乳状液的粘度由Brookfield DV-II粘度计测量,和粘度降低重油乳化率当时计算根据以下方程: 在哪里粘度下降率(%),是重油的粘度(mPa·s),然后呢是形成乳状液的粘度(mPa·s)。

2.2.4。形成乳状液的形态学观察

掌握了解表面活性剂乳化的机理和粘度降低,形成乳液的形态在不同旋转速度通过光学显微镜进行了研究。Axioskop 40显微镜(卡尔蔡司)使我们能够分析样本之间放置幻灯片和普通光线下盖玻片和偏振光。

实验程序如下:(1)粘度减速器的解决方案和原油被放置在一个孵化器在70°C水浴3 h。(2)然后,重油粘度和减速器的解决方案是混合均匀的油水比3:7,乳化分散均质器在不同的速度500 r / min, 1000 r / min, 3000 r / min 3分钟。在乳化过程中,烧杯放置在一个70°C恒温水浴。(3)放在载玻片上形成乳液,乳液的形态是通过显微镜观察。

2.2.5。填砂模型驱实验

为了研究三种不同粘度的三次采油能力还原剂,B-PPG耦合B-PPG,粘度和还原剂,一系列的填砂模型洪水进行了实验。图1描述了填砂模型驱油实验装置的原理图。洪水实验在70°C和大气压力。实验过程如下:(1)砂包准备和渗透率的测量:砂包充满了120 ~ 140目石英砂湿包装方法,和液体渗透注水速度的测量1.0毫升/分钟;(2)原油饱和期:wet-packed填砂模型是充斥着原油0.1毫升/分钟的速度,直到完整的石油产量在80°C。然后,填砂模型密封,放入烤箱在70°C为48 h后饱和油老化;(3)水驱、化学驱阶段:初步进行了注水,直到含水达到95%的注水速度0.3 mL / min。然后,0.4 PV不同化学蛞蝓注入砂包;(4)后续水驱阶段:进行后续注水,直到含水达到98%。然后,洪水实验终止。产生的注射压力和体积的水和油在不同洪水时间记录。 Table2显示了砂的孔隙度和渗透率属性包用于洪水实验。

3所示。结果与讨论

3.1。绩效评估的粘度减速器

3.1.1。油水界面张力性质

粘度减速器可以扮演一个角色在减少水和油之间的界面张力。低界面张力可以有效降低粘附工作和毛细力,从而降低了原油流动阻力,提高驱油效率。因此,它是非常重要的研究减速器和重油粘度之间的界面张力。德州- 500 c界面张力计是用来测量三种不同粘度之间的油水界面张力还原剂和脱气胜利油田的重油在chen25块旋转滴法。的浓度S1、S2、S3是3000 mg·L¹,分别。测量结果如图2。之间的平衡界面张力S1和重油粘度减速器是最大的,0.432 mN·m¹;S2是第二个,0.0112 mN·m¹;S3是最低的,0.0031 mN·m¹。

3.1.2。乳化稳定性评价

重油复苏的关键是改善油水流度比,提高重油在多孔介质的流量。粘度减速器可以驱散重油在地层水形成O / W乳液,有效降低原油的粘度。形成O / W乳状液的稳定性会影响粘度降低的效果。粘度的乳化稳定性减速器是由水分离比例。不同粘度的水分离和时间比例还原剂在图中进行了描述3。

三个粘度还原剂S1 (10¹mN·m¹),S2 (10²mN·m¹)和S3 (10³mN·m¹)与不同大小的界面张力,水分离比例增加,直到稳定的随着时间的增加。水分离比例越高,更糟的是乳状液的稳定性。对粘度减速器S3,水5分钟内分离比例超过90%,表明乳液的稳定性很差,虽然S1和S2的水分离比例显著低于S3,稳定性好。此外,S1的乳化稳定性优于S2。界面张力越低,越乳化稳定性。

3.1.3。粘度降低评价的能力

重油是典型的非牛顿流体;其粘度大大受剪切速率的影响。因此,降低粘度性能的三个粘度还原剂在不同的搅拌速度(500 r·分钟¹1000 r·敏¹,3000 r·分钟¹)评估。表3和图4描述三个粘度粘度降低利率的还原剂S1, S2和S3在不同的搅拌速度。的浓度S1、S2、S3是3000 mg·L¹,分别。

当搅拌速度是500 r·分钟¹,S3乳液的乳化稳定性差,粘度及其还原速度无法衡量。粘度减速器是常数时,粘度降低率随搅拌速度的增加。搅拌速度是常数时,粘度降低S1和S2的发病率明显高于S3。一般来说,S1和S2的粘度降低率在不同的搅拌速度大于80%,而S3的粘度减速率更受到搅拌速度的影响。

3.1.4。形成乳状液的形态学观察

形成乳液的形态在不同旋转速度通过光学显微镜进行了研究。乳剂的微观图像由三个粘度还原剂具有不同界面如图的紧张关系5。

当油水比例是3:3000 mg·L¹粘度减速器S1和S2和重油可以形成稳定的O / W乳状液条件下500 r·分钟¹1000 r·敏¹,3000 r·分钟¹、乳化的油滴大小随剪切速率的增加而减小。在相同的剪切速率下,油滴大小在S1乳液大于在S2。这表明粘度减速器S1的乳化和减少粘度性能比S2,这也是符合的粘度下降率的测量结果部分3.1.2。

然而,在完全混合S3和重油在低剪切速率,形态仍然显示油块,油量和油水分离。直到剪切速率达到3000 r·分钟¹在S3中,可以观察到油滴乳剂,但表面仍由油膜包裹,表明S3乳化能力差,不能使重油达成更好的乳化状态。

总的来说,乳液液滴的大小变化明显随着搅拌速度的增加,和大小随搅拌速度的增加而减小。从观察结果,除了S3, S1和S2可以形成O / W乳状液稳定,和S2的大小大于S1,表明S1的乳化性能比S2和S3,这部分的评价结果是一致的3.1.2。随着搅拌速度的增加,显著减少,小水滴的数量增加,使分散相更均匀地分散在连续相。因此,相比之下,原油的粘度,乳状液的表观粘度急剧减少。S1和S2的液滴大小和色散效应乳剂明显优于S3, S3的降粘效果也最差,这是符合粘度降低率部分的评价结果3.1.3。

3.2。采油能力

3.2.1之上。实验结果分析粘度减速器洪水

为了研究粘性还原剂不同界面张力的能力改善普通重油的复苏,一系列的填砂模型洪水进行了实验。洪水曲线的S1、S2、S3粘度还原剂在图所示6。注射压力的变化、含水率和复苏期间与注入孔隙体积粘度减速器洪水具有不同界面张力进行了分析。

洪水过程主要分为三个阶段:早期注水阶段,不同的化学剂驱阶段,后续水驱阶段。如图6,在注水开发阶段,与注入孔隙体积的增加,注射压力增加首先然后减少迅速,直到稳定后达到突破压力。最大压力在0.79和0.83 MPa的范围,和稳定的注水压力的范围0.04 ~ 0.07 MPa。此外,随着注入孔隙体积的增加,含水率快速的增长率在早期和后期的缓慢。当注入孔隙体积大约是1.35 PV,含水达到95%。注水恢复约40%。

在化学驱和后续水驱阶段,在注入三粘度还原剂具有不同界面张力和后续注水,注射压力不上升和下降缓慢,直到稳定,并且没有在含水下降漏斗曲线。粘度的最终压力减速器洪水不同界面张力的S1, S2和S3 0.02 MPa, 0.03 MPa,分别和0.04 MPa。过程中粘度减速器洪水、S3的压力略高于S2和S1,因为S3减少最严重的粘度性能和乳化稳定性和最弱的能力提高油水流动比率,因此,流动阻力也最大的流动过程。

为了进一步比较三个粘度还原剂的三次采油效率不同的界面张力,粘度的增量采油减速器洪水进行了分析,如表所示4。增量采油的直方图如图7。粘度的增加采油减速器S2洪水是最大的,占7.5%,其次是S1、7.3%, S3, 5.6%。结果表明,粘性减速器S2有最好的能力来提高普通重油的复苏。粘度减速器S2低界面张力,不仅可以有效地减少粘连的工作和提高驱油效率,但也有良好的乳化和粘度降低能力,可以改善油水流量,并且可以提高原油采收率。

3.2.2。实验结果分析B-PPG洪水和粘度减速器/ B-PPG复合洪水

过程中粘度减速器洪水,水将很容易发生,而且大部分的注入流体流出的主要通道,因此能够提高油水流动比率是有限的。因此,能够提高普通重油粘度的复苏减速器洪水具有不同界面张力是有限的。为了进一步比较三种不同的界面张力的能力粘度还原剂加强普通重油的复苏,一系列B-PPG洪水和粘度减速器/ B-PPG复合驱实验。

图8(一个)是B-PPG洪水曲线。数据8 (b)- - - - - -8 (d)粘度的洪水曲线是减速器具有不同界面张力和B-PPG复合系统。洪水过程也分为三个部分。在注水开发的早期阶段,洪水曲线没有显著的不同。然而,在化学驱和后续水驱阶段,注入B-PPG或复合系统后,首先注射压力增加然后减少最后趋于稳定。含水曲线显示了一个向下的漏斗现象,和含水粘度曲线的下降范围减速机/ B-PPG复合驱是更加明显。这种差异的原因是:粘度减速器洪水过程中,粘度减速器可以进入注水形成的主要渗流通道,和注射压力不上升。此外,粘度减速器可以剥离后剩余的石油联系注水,降低渗流阻力,导致缓慢降低注射压力的稳定性。B-PPG洪水或复合驱过程中,B-PPG将阻止主要渗流通道由注水。B-PPG和复合系统的连续注射,注射压力增加缓慢。当压力上升到一定程度上,B-PPG将打破或变形,随后的压力会减少。

此外,在后续水驱阶段,复合系统的峰值压力是0.10到0.15 MPa,小于0.21 MPa B-PPG洪水系统。这种区别是乳化的原因和降低粘度粘度减速器的性能可以减少重油的流阻,减少压力。

表5和图9描述的增量采油B-PPG洪水或粘度减速器/ B-PPG复合驱不同阶段。如图,在化学驱阶段,增量B-PPG采油是12.7%,复合的洪水在16.2%和14.1之间。

与粘度减速器洪水相比,B-PPG洪水具有更好的三次采油效率。过程中粘度减速器洪水,水将很容易发生,大部分的注入流体流出的主要通道,和改善油水流动比率的能力是有限的。B-PPG可以增加注入流体的粘度,提高油水流动比率。它可以阻止生成的主要渗流通道的过程中注水,扩大波及体积。结果表明,提高油水流动比率的影响和提高波及体积大于乳化,降低粘度,和驱油效率。

无论是粘度减速器洪水或粘度减速器/ B-PPG复合洪水、乳化能力导向的S1改善普通重油的恢复明显优于低界面张力粘度减速器S3,表明乳液粘度降低的机理和位移比低界面张力恢复关键普通重油油藏。S2的增量采油是高于乳化粘度减速器S1,这表明,界面张力较低的粘度减速器具有更好的乳化能力和粘度降低时的三次采油效果性能是相似的。

4所示。结论

在这项研究中,一系列的实验包括理化性质评价粘度减速器和B-PPG和洪水填砂模型实验系统进行了调查的三次采油能力三种不同粘度还原剂、B-PPG和粘度减速器/ B-PPG复合系统。可以得出主要结论如下:(1)油水界面张力的三个粘度还原剂S1, S2和S3 0.432 mN·m¹0.0112 mN·m¹和0.0031 mN·m¹,分别。S1最高的界面张力性能最好的乳化和粘度降低,S2是第二,S3是最坏的打算。界面张力越低,越乳化稳定性和粘度降低性能越糟糕(2)S2与温和的界面张力和乳化能力最好的三次采油效率,其次是S1最高的界面张力和最好的乳化性能和恢复增量的S3最低界面张力,和最严重的乳化性能是最小的。乳状液粘度降低比降低界面张力,粘度减速器更重要提高采油的普通重油(3)B-PPG的增量采油是12.7%,显著高于粘度减速器洪水。与粘度减速器洪水相比,粘度减速器/ B-PPG复合系统有更好的三次采油能力。提高原油采收率的普通重油油藏,油水改善流度比的影响,提高波及体积大于乳化,降低粘度,驱油效率

数据可用性

所有数据用于支持本研究的发现可以从相应的作者的请求。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

这项研究是财务支持的研究所胜利油田的勘探和开发,中石化。