CN101270279A - 用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系及其制备方法，属于油田强化采油技术领域。本发明驱油体系是利用荷相反电荷表面活性剂与聚合物相互作用形成具有高活性复合物，并配以非离子表面活性剂而得到新型驱油体系。它解决了现有驱油体系抗温和抗无机高价阳离子性能差等问题。本发明的体系具有较高黏度、超低界面张力和低加量等优点，在实施提高原油采收率技术的油田具有广泛的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于聚合物驱后进一步提高采收率的新型驱油体系及其制备方法，属于油田强化采油技术领域。
背景技术
随着石油开采的不断进行，世界上许多地域的油田都已经进入开发后期的高含水阶段。现阶段能够有效地提高老油田的采收率，增加可采含量的驱油方法有：碱水驱、聚合物驱、表面活性剂驱(活性水驱、胶束驱和微乳液驱)以及三元复合驱(碱-聚合物-表面活性剂)。其中，三元复合驱是在碱水驱和聚合物驱的基础上开发出来的，其特点是成本低并能显著提高原油采收率，但是其中所含的大量碱对地层和油井都带来巨大的伤害，不利于油田的可持续性发展。
为了解决上述问题，从保护油气层的角度出发，表面活性剂-聚合物二元复合驱具有良好的应用前景。它是利用聚合物与表面活性剂复配形成的驱油体系。目前，常用水解聚丙烯酰胺等聚合物作为流度控制剂，利用其高粘弹性来提高波及系数，改善油/水流度比，减少驱油剂在地层岩石上的吸附损耗；而用表面活性剂来降低原油与水之间的界面张力，使之能够更好地乳化和增溶原油，从而提高驱替液的洗油效率。目前使用的表面活性剂主要是石油磺酸盐、烷基苯磺酸盐和木质素磺酸钠等阴离子表面活性剂。此类表面活性剂具有较好的降低油/水界面张力的能力，但无机高价阳离子的存在会导致其沉淀，因而影响其性能。尤其是对于经过聚合物驱后的油藏，不但地层温度不断升高，水质矿化度也愈来愈高，传统的阴离子聚合物/阴离子表面活性剂复配体系的黏度和界面张力均难以达到要求。要保证驱油体系在高矿化度和较高温度条件下同时具有足够高的黏度和超低界面张力，必须冲破以往利用阴离子聚合物/阴离子表面活性剂复配体系的框框。
发明内容
为了解决现有技术存在的抗高温和抗无机高价阳离子性能差及用量大等问题，本发明提供一种用于聚合物驱后进一步提高采收率的新型驱油体系及其制备方法，该驱油体系是既能达到较高黏度和超低界面张力又具有低加量特点的强化采油复合驱剂。
本发明的技术方案如下：
用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系，按质量百分比的组成为：
阳离子表面活性剂 0.01-0.2％
阴离子型水溶性高分子量聚合物 0.1-0.2％
非离子表面活性剂 0.01-0.2％
添加剂 0-1.5％
水 余量。
在上述驱油剂体系中，调控阳离子表面活性剂与阴离子聚电解质的相互作用，使之形成具有高界面活性的复合物，并以非离子表面活性剂调节体系的溶度，进而配制出稳定性好、降低油水界面张力能力强且体系黏度高的驱油剂。
所述的阳离子表面活性剂为季铵盐型，具体选自十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)或十六烷基三甲基溴化铵二聚体、烷基三甲基溴化吡啶或烷基三甲基溴化吡啶的二聚体、烷基咪唑或烷基咪唑的二聚体、双十六烷基二甲基溴化铵中的一种或多种。
所述的阴离子型水溶性高分子量聚合物为水解聚丙烯酰胺，或者水解聚丙烯酰胺与黄原胶的组合，所述的水解聚丙烯酰胺分子量1400万-2000万，水解度20-40％。
所述的非离子表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚、聚乙二醇辛基苯基醚、异辛基酚基聚氧乙烯醚(Triton X-100)、Triton X-100的低聚体、脂肪醇聚氧乙烯醚或脂肪酸聚氧乙烯醚中的一种或多种。
所述的Triton X-100的低聚体包括二聚体、三聚体或七聚体Tyloxapol(异辛基苯酚甲醛树脂聚氧乙烯醚)。
所述添加剂为无机盐，所述无机盐优选氯化钠、氯化钾、碘化钠、氯化钙、氯化镁或硫酸钠等。根据应用时地层水的情况，若地层水含有上述的无机盐，则该添加剂可以不加。
本发明上述的驱油体系的制备方法，步骤如下：
将阴离子型水溶性高分子量聚合物、阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂、添加剂和水(或者含有无机盐地层水)按比例加入到带有搅拌装置的混合器中，在室温下搅拌1-2小时，即得。
本发明上述的驱油体系粘度≥10mPa·s(切速为7S-1)的驱油体系。
本申请的发明人详细地研究了水解聚丙烯酰胺(HPAM)与阳离子表面活性剂以及非离子表面活性剂复配体系的流变性及其与原油间的界面张力，考察了复配体系的组成、温度和矿化度等对复配体系性质的影响。考虑到荷负电的HPAM对复配体系性能影响显著，详细地考察了HPAM浓度对体系与原油的界面张力的影响，以HPAM浓度对10000mg·L-1矿化水(钙镁离子含量为440mg·L-1)中Triton X-100∶CTAB＝3∶1(质量比)体系界面张力的影响为例，结果示于附图1中。显然，适当量HPAM的存在有利于降低体系与原油间的界面张力，且只有浓度达到一定程度时，界面张力方可降至超低水平。
为了调节体系的溶度，选择非离子表面活性剂和阳离子表面活性剂复配体系。阳离子表面活性剂(CTAB)浓度对体系与原油超低界面张力的影响规律如附图2所示，CTAB的加入对体系界面张力的影响非常显著，且当CTAB的浓度为0.01wt％时，界面张力也能在较短的时间内达到超低。
同时，我们还考察了矿化度对复合体系超低界面张力的影响，如附图3所示，当矿化度为2000和4000mg·L-1时，体系与原油的界面张力很快达到平衡值，但界面张力较高，而当矿化度高于6000mg·L-1时，界面张力即可达到超低水平。
另外我们还考察了黄原胶作为添加剂及改变表面活性剂对体系界面张力的影响，如附图4所示，在复合体系中加入黄原胶(XC)仍能使界面张力达到超低，并且将复合体系中的阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)换成十六烷基溴化吡啶(CPB)，也能达到超低界面张力。另外我们还保持复合体系中HPAM和CTAB及矿化度等条件不变，将Triton X-100替换成Triton X-100低聚体Tyloxapol，并考察了Tyloxapol与CTAB不同质量比对界面张力的影响，如图5所示，当Tyloxapol与CTAB质量比为1∶1、3∶1、5∶1时，复合体系与原油的界面张力能够达到超低。
通过研究发现，表面活性剂的加入对体系的粘度有着较大的影响，我们针对0.17％HPAM、0.1％表面活性剂及10000mg·L-1矿化水(钙镁离子含量为440mg·L-1)复合体系研究了非离子表面活性剂与阳离子表面活性剂配比不同对体系粘度的影响，如附图6所示，非离子表面活性剂与阳离子表面活性剂配比改变对体系的粘度影响显著，当非离子表面活性剂与阳离子表面活性剂的质量比为1∶1和3∶1时，体系在剪切速率为7s-1时的粘度可大于10mPa·s。
本发明的用于聚合物驱后进一步提高采收率的新型驱油体系具有如下优点：
①驱油体系采用的均为已经工业化生产的聚合物和表面活性剂，原料易得，且聚合物和表面活性剂的用量少，成本相对较低；
②实验证明，阳离子表面活性剂与荷负电的聚电解质相互作用可以产生具有高界面活性的复合物，有利于达到超低界面张力，而且，阳离子表面活性剂与非离子表面活性剂产生协同效应，既有利于界面张力降低，也有利于体相中聚集体的形成，从而实现降低界面张力和提高体系黏度的统一；
③复合驱配方不用加入碱即可达到超低界面张力，克服了碱对地层的损害及对聚合物粘度的降低等问题；
④复合驱配方抗高温、抗钙镁能力强，经实验证明，复合驱体系能在70℃和10000mg·L-1矿化度下，粘度达到10mPa·s，同时界面张力能达到超低；
⑤经室内模拟岩芯驱油实验证明，该复合驱油体系用于聚合物驱后可使驱油效率提高8.6％；
⑥复合驱配方可以用胜利油田孤岛采油厂地层水配制，可以节约水资源，具有环保效益，并且通过吸附实验证明，表面活性剂在石英砂表面吸附后仍能使界面张力达到超低。
附图说明
图1体系界面张力对HPAM浓度的依赖性(70.0±0.1℃)。横坐标是时间，纵坐标是驱油体系与胜利油田原油的界面张力。
图2CTAB浓度对界面张力的影响(70.0±0.1℃)。横坐标是时间，纵坐标是界面张力。
图3矿化度对复合体系界面张力的影响(70.0±0.1℃)。横坐标是时间，纵坐标是界面张力。
图4和图5是复合体系不同组分等因素对界面张力的影响(70.0±0.1℃)。横坐标是时间，纵坐标是界面张力。其中，XC是黄原胶，CTAB是阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵，CPB是十六烷基溴化吡啶，HPAM是水解聚丙烯酰胺，Triton X-100是异辛基酚基聚氧乙烯醚，Tyloxapol是异辛基苯酚甲醛树脂聚氧乙烯醚。
图6Triton X-100和CTAB不同配比时体系的表观粘度随剪切速率的变化(70.0±0.1℃)。横坐标是剪切速率，纵坐标是表观黏度。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明做进一步说明，但不限于此。
实施例1：用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系
原料：水解聚丙烯酰胺17.0g、异辛基酚基聚氧乙烯醚(Triton X-100)7.5g、十六烷基三甲基溴化铵2.5g、氯化钠46.3g、氯化钙1.52g、氯化镁2.18g、纯净水9923g。
将以上原料加入到带有搅拌装置的混合器中，在室温下搅拌1-2小时即可。
在温度为70℃、剪切速率为7s-1时测得体系的粘度为13.2mPa·s、最低界面张力为2.8×10-3mN·m-1；经石英砂和地层砂三次吸附(吸附剂与吸附质质量比为1∶3)后，体系的粘度分别为29.6和15.8mPa·s、最低界面张力分别为4.8×10-3mN·m-1、3.0×10-3mN·m-1。
实施例2：用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系
原料：水解聚丙烯酰胺17.0g、异辛基酚基聚氧乙烯醚(Triton X-100)7.5g、十六烷基三甲基溴化铵2.5g、胜利油田孤岛采油厂地层水9973g。
将以上原料加入到带有搅拌装置的混合器中，在室温下搅拌1-2小时即可。
在温度为70℃、剪切率为7s-1时测得体系的粘度为16.5mPa·s、最低界面张力为4.6×10-3mN/m；经石英砂和地层砂三次吸附(吸附剂与吸附质质量比为1∶3)后，体系的粘度分别为48.1和25.3mPa·s、最低界面张力分别为8.3×10-3mN·m-1、6.4×10-4mN·m-1。
实施例3：用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系
原料：水解聚丙烯酰胺17.0g、黄原胶3.0g、聚乙二醇辛基苯基醚(OP-6)7.5g、十六烷基三甲基溴化铵2.5g、氯化钠46.3g、氯化钙1.52g、氯化镁2.18g、纯净水9920g 。
将以上原料加入到带有搅拌装置的混合器中，在室温下搅拌1-2小时即可。
在温度为70℃、剪切率为7s-1时测得体系的粘度为12.7mPa·s、最低界面张力为1.3×10-3mN·m-1；经石英砂和地层砂三次吸附(吸附剂与吸附质质量比为1∶3)后，体系的粘度分别为31.4和19.0mPa·s、最低界面张力分别为1.2×10-3mN·m-1、3.2×10-3mN·m-1。
实施例4：用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系
原料：水解聚丙烯酰胺17.0g、黄原胶3.0g、聚乙二醇辛基苯基醚(OP-6)7.5g、十六烷基溴化吡啶(CPB)2.5g、氯化钠46.3g、氯化钙1.52g、氯化镁2.18g、纯净水9920g。
将以上原料加入到带有搅拌装置的混合器中，在室温下搅拌1-2小时即可。
在温度为70℃、剪切率为7s-1时测得体系的粘度为16.97mPa·s、最低界面张力为5.9×10-5mN·m-1；经地层砂五次吸附(吸附剂与吸附质质量比为1∶3)后，体系的粘度为29.1mPa·s、最低界面张力为2.7×10-3mN·m-1。
实施例5：用于聚合物驱后提高采收率的驱油体系
原料：水解聚丙烯酰胺17.0g、异辛基苯酚甲醛树脂聚氧乙烯醚(Tyloxapol)7.5g、十六烷基三甲基溴化铵2.5g、氯化钠46.3g、氯化钙1.52g、氯化镁2.18g、纯净水9923g。
将以上原料加入到带有搅拌装置的混合器中，在室温下搅拌1-2小时即可。
在温度为70℃、剪切率为7s-1时测得体系的粘度为12.5mPa·s、最低界面张力为9×10-5mN·m-1。
Claims (7)
1.一种用于聚合物驱后提高原油采收率的驱油体系，其特征在于，按质量百分比该驱油体系的组成为：
阳离子表面活性剂 0.01-0.2％
阴离子型水溶性高分子量聚合物 0.01-0.2％
非离子表面活性剂 0.01-0.2％
添加剂 0-1.5％
水 余量。
2.根据权利要求1所述的聚合物驱后提高采收率的驱油体系，其特征是所述的阳离子表面活性剂为季铵盐型，具体选自十六烷基三甲基溴化铵或十六烷基三甲基溴化铵二聚体、烷基三甲基溴化吡啶或烷基三甲基溴化吡啶的二聚体、烷基咪唑或烷基咪唑的二聚体、双十六烷基二甲基溴化铵中的一种或多种。
3.根据权利要求1所述的聚合物驱后提高采收率的驱油体系，其特征是所述的阴离子型水溶性高分子量聚合物为水解聚丙烯酰胺，或者水解聚丙烯酰胺与黄原胶的组合，所述的水解聚丙烯酰胺分子量1400万-2000万，水解度20-40％。
4.根据权利要求1所述的聚合物驱后提高采收率的驱油体系，其特征是所述的非离子表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚、聚乙二醇辛基苯基醚、异辛基酚基聚氧乙烯醚、异辛基酚基聚氧乙烯醚的低聚体、脂肪醇聚氧乙烯醚或脂肪酸聚氧乙烯醚中的一种或多种。
5.根据权利要求4所述的聚合物驱后提高采收率的驱油体系，其特征是所述的异辛基酚基聚氧乙烯醚的低聚体包括二聚体、三聚体或七聚体异辛基苯酚甲醛树脂聚氧乙烯醚。
6.根据权利要求1所述的聚合物驱后提高采收率的驱油体系的制备方法，其特征是添加剂选自氯化钠、氯化钾、碘化钠、氯化钙、氯化镁或硫酸钠。
7.权利要求1所述的聚合物驱后提高采收率的驱油体系的制备方法，步骤如下：
将阴离子型水溶性高分子量聚合物、阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂、添加剂和水按比例加入到带有搅拌装置的混合器中，在室温下搅拌1-2小时，即得。
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