CN106350052A - 长链叔胺作为co2泡沫驱起泡稳泡剂的应用 - Google Patents
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Abstract
本发明所述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，所述长链叔胺的结构式如下：其中，R1为长链烃基，其中可能含有碳碳双键‑C＝C‑；R2为酰胺基、酯基或亚甲基；n＝0、1、2、3、4或5。所述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，是将长链叔胺分散在水中得到起泡液，将所得起泡液和CO2同时注入地层进行采油驱替，所述起泡液中长链叔胺的质量浓度为0.1％～0.5％。本发明所述应用能提高CO2泡沫驱起泡液的发泡能力和稳泡效果，并减少用量，降低成本。
Description
技术领域
本发明属于原油开采技术领域，具体涉及长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用。
背景技术
所公开的现有技术中，长链叔胺这类物质并不单独使用，其常常以表面活性剂制备过程中的中间体形式出现，如作为制备表面活性剂甜菜碱的中间体。
泡沫驱油是用表面活性剂配制成驱油剂水溶液，利用表面活性剂的发泡性使气体或蒸汽以泡沫流体的形式进行驱替，以减少气体或蒸汽驱油时的“气窜”现象，扩大波及体积。由于这类泡沫是气体分散在表面活性剂水溶液所形成的分散体系，因此其本身就具有界面活性，可以降低油—水界面张力，提高洗油效率，进而发挥更好的驱油效果，提高采收率。CO2泡沫驱具有气体本身易压缩、易溶于油、能降低原油黏度和改善油水流度比等物理化学特性。目前，CO2泡沫驱中起泡剂大多采用乙氧基磺酸酯铵盐或表面活性剂复配体系，但存在有发泡能力弱、稳泡效果差、用量大等缺点。此外，CO2泡沫在地层运输时会发生衰减。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，以提高CO2泡沫驱起泡液的发泡能力和稳泡效果，并减少用量，降低成本。
本发明所述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，长链叔胺的结构式如下：
其中，R1为长链烃基，其中可能含有碳碳双键-C＝C-；R2为酰胺基、酯基或亚甲基；n＝0、1、2、3、4或5。
上述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，是将长链叔胺分散在水中得到起泡液，将所得起泡液和CO2同时注入地层进行采油驱替，所述起泡液中长链叔胺的质量浓度为0.1％～0.5％。
上述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，还可向长链叔胺分散在水中得到的起泡液中加入添加剂形成复合起泡液，所述复合起泡液中添加剂的质量浓度为0.1％～10％，所述添加剂为氯化钠、氯化钾、氯化钙、氯化镁、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢钾、碳酸氢镁、碳酸氢钙、水杨酸钠、苯乙烯磺酸钠、对苯磺酸钠中的至少一种。
上述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，所述长链叔胺为芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺、芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺、十八烷基二甲基叔胺、二十烷基二甲基叔胺、二十二烷基二甲基叔胺中的一种，它们的结构式分别如下：
芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝21，R2基团为酰胺基，n＝3；
油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝17，R2基团为酰胺基，n＝2；
花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝19，R2基团为酰胺基，n＝4；
芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝21，R2基团为酯基，n＝3；
油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝17，R2基团为酯基，n＝2；
花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝19，R2基团为酯基，n＝4；
十八烷基二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝17，R2基团为亚甲基，n＝0；
二十烷基二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝19，R2基团为亚甲基，n＝0；
二十二烷基二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝21，R2基团为亚甲基，n＝0。
所述长链叔胺中，R2基团为酰胺基的长链叔胺可通过公开号为CN101618302、名称为“一种长链羧基甜菜碱表面活性剂及其制备方法”中公开的制备方法制备得到，或于市场购买。
所述长链叔胺中，R2基团为酯基的长链叔胺可通过下述方法制得：
(1)根据R2基团为某一种具体酯基时的长链脂肪酸的结构式，按照摩尔比1：(1～5)将长链脂肪酸结构式中对应的脂肪酸与SOCl2混合，加入适量的CH2Cl2作为溶剂(反应介质)，或不加溶剂直接加热熔融后，在20～90℃卤化反应4～12h，停止反应，除去过量的SOCl2及CH2Cl2，得到棕色液体即为长链脂肪酰氯。
(2)将步骤(1)所得长链脂肪酰氯与长链脂肪酸结构式中对应的N,N-二甲基烷基醇(N,N-二甲基乙基醇、N,N-二甲基丙基醇、N,N-二甲基丁基醇或N,N-二甲基戊基醇)按摩尔比1：(0.8～2.0)，以乙腈为溶剂(反应介质)，在冰水浴冷却的条件下，反应2～12h，得到微黄色固体初产物，纯化后得到R2基团为酯基的长链叔胺。
所述长链叔胺中R2基团为亚甲基的长链叔胺可通过文献“叔胺类化合物的合成新方法.周红军等.西华师范大学学报(自然科学版),2007,28,307-310”中公开的制备方法制备得到。
所述长链叔胺常温下为固体粉末，能分散于水或者盐水(溶解或不溶解于水均可使用)，属于CO2敏感型化合物，能使CO2气体形成泡沫流体。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1、本发明为长链叔胺发掘了新的用途，开拓了一个新的应用领域；此前长链叔胺通常不单独使用，多用作制备阳离子或两性离子表面活性剂的中间体。
2、本发明为CO2泡沫驱采油提供了一种新的起泡稳泡剂。
3、由于长链叔胺分散在水中形成的起泡液的表观黏度约为1～2mPa·s，便于与CO2同时注入地层，当长链叔胺与CO2相遇时，长链叔胺质子化形成季铵盐表面活性剂(长链阳离子表面活性剂)，从而具有低的表界面张力，易于起泡，且季铵盐表面活性剂能自组装形成具有三维空间网络结构的丝状胶束体系，赋予起泡液黏弹性，有利于稳泡，减弱了泡沫在地层运输过程中的衰减，因此，本发明所述应用更容易得到丰富、稳定的CO2泡沫，有利于持续扩大波及体积并降低油水界面张力，从而提高驱油效果，提高原油采收率。
4、本发明所述应用中长链叔胺价格低廉，并且由于易于起泡，发泡能力强，因此能减少用量，降低CO2泡沫驱的成本。
附图说明
图1为实施例1中泡沫体积与时间的关系图。
图2为实施例2中最大起泡体积和泡沫半衰期与复合起泡液中NaCl浓度的关系图(a为最大起泡体积与复合起泡液中NaCl浓度的关系图，b为泡沫半衰期与复合起泡液中NaCl浓度的关系图)。
图3为实施例3中最大起泡体积和泡沫半衰期与复合起泡液中水杨酸钠含量的关系图(a为最大起泡体积与复合起泡液中水杨酸钠浓度的关系图，b为泡沫半衰期与复合起泡液中水杨酸钠浓度的关系图)。
图4为实施例4中最大起泡体积和泡沫半衰期与起泡剂浓度的关系图(a为最大起泡体积与起泡剂浓度的关系图，b为泡沫半衰期与起泡剂浓度的关系图)。
图5为实施例5和对比例3中增加采收率、流动压力与注入体积的关系图(图中连线的为流动压力随注入体积的变化曲线，未连线的为增加采收率随注入体积的变化点)。
具体实施方式
下面通过实施例对本发明所述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用做进一步说明。
以下实施例中，所用芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺、芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺、十八烷基二甲基叔胺、二十烷基二甲基叔胺、二十二烷基二甲基叔胺均为发明人按照发明内容中所述方法合成。
实施例1
配制复合起泡液：将芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.2％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2，纯度99.9％，试剂级。
采用IT-CONCEPT泡沫扫描仪(市场购买)进行泡沫性能测试，测试方法如下：
(1)开启与IT-CONCEPT泡沫扫描仪配套的恒温仪，设置恒温水浴温度为45℃，并在45℃恒温30分钟待温度稳定平衡；开启泡沫扫描仪与计算机；调整气瓶压力为0.1MPa，设置鼓气速率为60mL/min，鼓气时间为100s；
(2)在样品池中注入50mL上述复合起泡液，在45℃水浴下预热30分钟使水分散体系温度稳定平衡后，操作计算机，点击开始实验，泡沫扫描仪自动鼓气，并记录起泡体积随时间的变化。形成的泡沫体积从最大(最大起泡体积)衰减至50％的时间为泡沫半衰期；
起泡体积与时间的关系见图1，测得最大起泡体积Vm为71cm3，半衰期为1037s。
泡沫扫描仪测试结束后，取样品池下部剩余底液，用布氏黏度计在45℃和6rpm的下测试剩余底液黏度，得剩余底液黏度为3.2mPa·s。
对比例1
配制复合起泡液：将椰油酰胺丙基甜菜碱(目前常用起泡剂)、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，其中椰油酰胺丙基甜菜碱(目前常用起泡剂)质量浓度为0.2％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2，纯度99.9％，试剂级。
测试方法同实施例1。
测得最大起泡体积Vm为53cm3，半衰期为78s；剩余底液黏度1mPa·s。
由对比例1可知，起泡剂椰油酰胺丙基甜菜碱在鼓泡气体CO2时不能形成丰富稳定的泡沫。
对比例2
配制N2泡沫驱起泡液(现有起泡液)：将椰油酰胺丙基甜菜碱、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中，其中椰油酰胺丙基甜菜碱的质量浓度为0.2％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为N2，纯度99.9％，试剂级。
测试方法同实施例1。
测得最大起泡体积Vm为93cm3，半衰期为8056s；剩余底液黏度1mPa·s。
由实施例1和对比例1可知，与广泛应用起泡剂相比，本发明所述长链叔胺是更优良的CO2泡沫驱起泡剂，能产生丰富且稳定的泡沫，同时在CO2鼓入后能形成一定黏度的流体，具备作为CO2泡沫驱起泡剂的特征。
由对比例2可知，起泡剂椰油酰胺丙基甜菜碱在鼓泡气体为N2时能形成稳定丰富的泡沫。
实施例2
考察复合起泡液中NaCl浓度对泡沫性能的影响。
配制复合起泡液：将芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中，形成不同氯化钠浓度的多组复合起泡液，复合起泡液中芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为分别为0.1％、0.2％、0.4％、1％、3％、5％。
鼓泡气体为CO2。
鼓气时间均为300s，每次测试方法同实施例1。
实验结果见图2，可见随着复合起泡液中NaCl浓度的增加，最大起泡体积和泡沫半衰期均增加，且在氯化钠质量浓度0.4％时，最大起泡体积和泡沫半衰期出现最大值，继续增加NaCl浓度，最大起泡体积和泡沫半衰期均减小。
实施例3
考察水杨酸钠对泡沫性能的影响。
配制复合起泡液：将芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠、水杨酸钠在搅拌下均匀分散于水中，形成多组不同水杨酸钠浓度的复合起泡液，复合起泡液中芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％，水杨酸钠的质量浓度分别为0.01％、0.02％、0.03％、0.05％。
鼓泡气体为CO2。
鼓气时间均为300s，每次测试方法同实施例1。
实验结果见图3，可见随着复合起泡液中水杨酸钠浓度的增加，最大起泡体积和泡沫半衰期均增大。
实施例4
考察起泡剂浓度对起泡性能的影响。
配制复合起泡液：将芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成5种芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺浓度不同的复合起泡液，5种复合起泡液中，氯化钠的质量浓度均为0.4％，芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度分别为0.04％、0.1％、0.2％、0.3％、0.5％。
鼓泡气体为CO2。
将5种芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺浓度不同的复合起泡液以起泡剂质量浓度分别进行测试，鼓气时间均为300s，测试方法同实施例1。
实验结果见图4，可见随着起泡剂浓度增加，最大起泡体积基本不变，泡沫半衰期增加。
实施例5
芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果见图5，从图5可知，原油采收率增加了15.3％。
实施例6
油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了13.2％。
实施例7
花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了14.1％。
实施例8
芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了15.1％。
实施例9
油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了13.6％。
实施例10
花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了14.4％。
实施例11
十八烷基二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将十八烷基二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，十八烷基二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：十八烷基二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究十八烷基二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了13.1％。
实施例12
二十烷基二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将二十烷基二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，二十烷基二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：二十烷基二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究二十烷基二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了13.4％。
实施例13
二十二烷基二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将二十二烷基二甲基叔胺、氯化钠在搅拌下均匀分散于水中形成复合起泡液，复合起泡液中，二十二烷基二甲基叔胺的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：二十二烷基二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究二十二烷基二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述复合起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了13.6％。
实施例14
芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的应用实验。
配制复合起泡液：将芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺在搅拌下均匀分散于水中形成起泡液，起泡液中，芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为0.3％。
鼓泡气体为CO2。
实验条件：
(1)实验用水：三次蒸馏水，电导率小于20μS/cm。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(pore volume，简称PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min二氧化碳和0.3mL/min上述起泡液同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
实验结果：原油采收率增加了15.1％。
对比例3
由于通过对比例1说明起泡剂椰油酰胺丙基甜菜碱在CO2作为鼓泡气体情况下不能形成丰富稳定的泡沫，通过对比例2说明起泡剂椰油酰胺丙基甜菜碱在N2作为鼓泡气体情况下形成丰富稳定的泡沫，因此本对比例采用能与椰油酰胺丙基甜菜碱形成稳定丰富泡沫的N2作为鼓泡气体与实施例5～14的驱油效果进行对比实验。
配制N2泡沫驱复合起泡液，复合起泡液中，起泡剂椰油酰胺丙基甜菜碱的质量浓度为0.3％，氯化钠的质量浓度为0.4％。鼓泡气体为N2，纯度99.9％，试剂级。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)氮气：纯度99.9％，试剂级。
(3)起泡：椰油酰胺丙基甜菜碱，纯度≥99％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：考察椰油酰胺丙基甜菜碱作为起泡剂的氮气泡沫驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态(注入速度为0.6mL/min)并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
③以0.3mL/min氮气和0.3mL/min上述分散体系同时注入，共计0.6PV，进行CO2泡沫驱。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度为0.6mL/min)。
本对比例的实验结果见图5，从图5可知，增加原油采收率12.4％。
从上述对比例3和实施例5～14可以看出，在起泡液中起泡剂质量浓度0.3％、且添加剂均为氯化钠和质量浓度0.4％的条件下，椰油酰胺丙基甜菜碱作为N2泡沫驱起泡剂时的增加原油采收率为12.4％，而各种长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡剂时的增加原油采收率均高于12.4％。当采用三次蒸馏水为实验用水时，以芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺作为起泡剂，在不加添加剂的条件下，增加采收率值仍能达到15.1％(实施例14)。上述实验结果表明，本发明所述长链叔胺是良好的CO2泡沫驱起泡稳泡剂，在作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂进行CO2泡沫驱时，相比已经成熟并广泛应用的以椰油酰胺丙基甜菜碱作为起泡剂的N2泡沫驱，更能提高原油采油率。
Claims (4)
1.长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，所述长链叔胺的结构式如下：
所述结构式中，R1为长链烃基，R2为酰胺基、酯基或亚甲基；n＝0、1、2、3、4或5。
2.根据权利要求1所述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，其特征在于将长链叔胺分散在水中得到起泡液，将所得起泡液和CO2同时注入地层进行采油驱替，所述起泡液中长链叔胺的质量浓度为0.1％～0.5％。
3.根据权利要求2所述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，其特征在于向长链叔胺分散在水中得到的起泡液中加入添加剂形成复合起泡液，所述复合起泡液中添加剂的质量浓度为0.1％～10％，所述添加剂为氯化钠、氯化钾、氯化钙、氯化镁、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢钾、碳酸氢镁、碳酸氢钙、水杨酸钠、苯乙烯磺酸钠、对苯磺酸钠中的至少一种。
4.根据权利要求1至3中任一权利要求所述长链叔胺作为CO2泡沫驱起泡稳泡剂的应用，其特征在于所述长链叔胺为芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺、芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺、十八烷基二甲基叔胺、二十烷基二甲基叔胺、二十二烷基二甲基叔胺中的一种。
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