CN112228022A - 降低co2-原油最小混相压力的方法及co2驱油方法 - Google Patents
降低co2-原油最小混相压力的方法及co2驱油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112228022A CN112228022A CN201910633118.0A CN201910633118A CN112228022A CN 112228022 A CN112228022 A CN 112228022A CN 201910633118 A CN201910633118 A CN 201910633118A CN 112228022 A CN112228022 A CN 112228022A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- crude oil
- pressure
- miscible
- minimum
- 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.)
- Granted
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- -1 hydrocarbyl guanidine bicarbonate Chemical compound 0.000 claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 66
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 30
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 8
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 34
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 abstract description 29
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 abstract description 5
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 5
- 125000002795 guanidino group Chemical group C(N)(=N)N* 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 3
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 abstract 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 42
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 15
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 description 8
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N anhydrous guanidine Natural products NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 150000002357 guanidines Chemical class 0.000 description 2
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M sodium docusate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)COC(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C(=O)OCC(CC)CCCC APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000776601 Fissistigma oldhamii Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N dimethylaminopropylamine Chemical compound CN(C)CCCN IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/54—Improvements relating to the production of bulk chemicals using solvents, e.g. supercritical solvents or ionic liquids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
本发明涉及一种降低CO2‑原油最小混相压力的方法及CO2驱油方法，主要解决CO2非混相驱最小混相压力高、驱油效率低的问题。本发明以胍基类表面活性剂为降低最小混相压力化学剂。将中性的烃基胍溶于CO2中共同注入油藏，在地层条件下与CO2、地层水反应原位生成烃基胍碳酸氢盐表面活性剂，降低CO2与原油间的界面张力，促进CO2与原油混相。所述降低CO2‑原油最小混相压力的方法及CO2驱油方法的技术方案不仅有效地降低了CO2与原油的最小混相压力，提高了驱油采收率，而且大大减少了注入过程的吸附损耗，较好地解决了该问题，可用于低渗透和特低渗透油藏CO2驱油中。
Description
技术领域
本发明涉及一种降低CO2-原油最小混相压力的方法及CO2驱油方法。
背景技术
随着低渗透油气田在新探明油气储量中的占比越来越大，关于如何提高低渗透油气藏采收率的问题将成为中国及全球油气研发的新方向。气驱技术(如天然气、CO2、N2、空气等)是目前开发低渗透油藏最合适的方法之一。CO2在温度高于31.26℃，压力高于7.2MPa时达到超临界状态。超临界CO2对原油有很好的溶解能力，是理想的驱替介质。
CO2驱分为混相驱和非混相驱两种。混相驱是指在油藏条件下CO2和地层原油发生扩散、传质作用，相互溶解，消除界面达到混相，界面张力为零，理论上驱替效率可达100％。非混相驱是指CO2和原油在油藏条件下不能完全混溶，存在界面，驱替效率低。混相驱与非混相驱的界限就是最小混相压力，即在油藏温度下CO2与原油达到多级接触混相的最小限度压力。
只有实现CO2混相驱才能达到最佳的驱油效果。要实现CO2混相驱，最关键的因素就是施工压力或地层压力大于或等于CO2与原油的最小混相压力。我国中东部油藏地层温度高、原油中重质组分含量高，CO2最小混相压力普遍偏高。某些区块的最小混相压力甚至高于地层破裂压力，无法实现混相驱，只能进行非混相驱。CO2非混相驱油藏要实现混相驱有两种途径。一种途径是通过注水或者注气的方法提高地层压力，使其高于最小混相压力。注水方法对于低渗和特低渗油藏可操作性不强，注气方法成本较高且效果不好。第二种是降低最小混相压力，使其低于原始地层压力。
目前，主要采取在CO2注入气中添加化学剂或者往油藏中注入化学剂段塞的方法降低CO2与原油的最小混相压力。例如美孚石油公司(美国专利US 4678036；US 4899817；US4736793)公开了用液化石油气、低分子量脂肪烃、低碳醇以及妥尔油等化学剂降低CO2与原油的最小混相压力。这些化学剂虽然能高效地促进原油与CO2达到混相，但是其需要很大的用量才能取得理想的混相压力降低效果，经济效益不高，很难推广应用。
近年来，国内提出用表面活性剂来降低CO2与原油的最小混相压力。西南石油大学的陈馥、郭平等人(Petrol.Sci.Technol.2017,35(4),345.)发明了一种柠檬酸酯类油溶性表面活性剂。这类表面活性剂对原油和油水乳液有明显的降粘作用，能有效降低CO2与原油的界面张力，进而降低两者间的最小混相压力。中国石油大学(高等学校学报.2013,26(1),40.)提供了一种以AOT(二-(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠)表面活性剂为主剂、乙醇为助剂的超临界CO2微乳液，其能明显降低烷烃与CO2的最小混相压力。
上述研究结果表明，表面活性剂对降低超临界CO2与原油的界面张力及最小混相压力有一定作用。但是，以表面活性剂为主剂的降低最小混相压力化学剂，主要采取段塞方式直接注入油藏，会导致严重的吸附损耗。
发明内容
本发明所要解决的技术问题之一是现有用于降低CO2与原油最小混相压力的化学剂如液化石油气，低碳醇等用量大、效率低，表面活性剂吸附损耗大、在低渗透和特低渗透油藏中注入困难等问题，提供一种降低CO2-原油最小混相压力的方法，采用与CO2、原油两亲的化学剂，高效促进CO2与原油达到混相，降低两者的最小混相压力。本发明提供了一种以CO2开关型表面活性剂为降低最小混相压力化学剂的新思路。将中性的化学剂溶于CO2中一起注入油藏。在地层条件下，化学剂与超临界CO2、地层水反应原位生成碳酸氢盐表面活性剂，进而降低CO2与原油的界面张力及最小混相压力。由于注入过程中该化学剂呈中性，不仅吸附损耗低，还能方便地注入低渗透和特低渗透油藏。
本发明所要解决的技术问题之二是提供一种与解决技术问题一相对应的CO2驱油方法。
为解决上述技术问题之一，本发明提出的技术方案是：一种降低CO2-原油最小混相压力的方法，包括将CO2和胍基化合物注入油层与原油和水接触的步骤；其中，所述胍基化合物选自式(I)所示结构中的至少一种：
式中R1为C1～C50的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C10的烷基或取代烷基。
上述技术方案中，所述R1为C5～C30的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C5的烷基或取代烷基。
上述技术方案中，所述R1为C5～C25的烃基；所述R2、R3、R4、R5独立选自甲基或乙基。
上述技术方案中，所述R1为C5～C20的烃基；R2、R3为甲基；R4、R5独立选自甲基或乙基。
上述技术方案中，所述胍基化合物选自式(I)所示结构中的两种以上的混合物，如两种的混合物，两者配比为1:(0.01～100)，更优选自1:(0.1～10)。
为解决上述问题之二，本发明提出的技术方案是：一种CO2驱油方法，包括将CO2和胍基化合物注入油层与原油和水接触的步骤；其中，所述胍基化合物选自式(I)所示结构中的至少一种：
式中R1为C1～C50的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C10的烷基或取代烷基。
上述技术方案中，所述胍基化合物溶于液态或超临界CO2中；所述胍基化合物用量为注入压力下CO2质量的0.1～5％，更优选为0.5～3％；适用油藏温度范围为60～150℃，优选范围为80～130℃；适用注入温度范围为-25℃～75℃，优选范围为-25℃～50℃。
上述技术方案中，所述R1为C5～C30的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C5的烷基或取代烷基；进一步优选：所述R1优选为C5～C25的烃基，所述R2、R3独立优选自甲基或乙基或所述R4、R5独立优选自甲基或乙基；更优选为：所述R1优选为C5～C20的烃基；R2、R3优选为甲基；R4、R5独立优选自甲基或乙基。
上述技术方案中，所述胍基化合物选自式(I)所示结构中的两种以上的混合物，如两种的混合物，两者配比为1:(0.01～100)，更优选自1:(0.1～10)。
上述技术方案中，将所述降低CO2-原油最小混相压力胍基化合物——中性烃基胍以一定比例溶于液态或超临界CO2中一起注入地层。在地层条件下，中性烃基胍与CO2、地层水反应原位生成烃基胍碳酸氢盐表面活性剂(见式(II))，发挥降低CO2与原油间的界面张力及最小混相压力的作用，进而提高CO2驱采收率。
本发明以CO2开关型表面活性剂——烃基胍表面活性剂为降低CO2-原油最小混相压力胍基化合物。烃基胍表面活性剂一端具有与CO2亲和性较好的胍基，另一端具有与原油亲和性较好的烃基链，能高效降低CO2与原油的界面张力，进而降低两者的最小混相压力；另一方面由于烃基胍表面活性剂具有CO2开关性，在注入过程中以中性烃基胍形式存在并且与CO2共同注入，胍基化合物自身不带电荷且浓度很低，吸附损耗低。另外，该胍基化合物能与CO2共同注入地层且整个过程无需注水，能满足低渗及特低渗油藏胍基化合物的注入要求。
三次采油CO2驱中，采用本发明的降低最小混相压力胍基化合物及驱油方法，能起到高效降低CO2/原油界面张力及最小混相压力的作用，帮助CO2非混相驱实现混相驱油，大幅提高CO2驱采收率。胍基化合物用量为0.5％～1.5％条件下仍能将CO2/原油的最小混相压力降低10％以上。适用油藏温度最高可达150℃，注入温度最低可达-25℃。室内物摸实验表明，添加该胍基化合物后CO2驱采收率能提高10％以上，取得了较好的技术效果。
附图说明
图1为细管实验示意图。
图1中，1为高压柱塞泵(CO2注入系统)；2为回压阀；3为接受瓶；4为缓冲瓶；5为HPLC泵(化学剂注入系统)；6为高压泵(注油系统)；7为数据采集系统；8为烘箱(控温系统)；9为细管模型。
具体实施方式
为了使本领域的技术人员更好地理解本发明以及更好地展示本发明的有益效果，结合具体实例对本发明做进一步阐述。
【实施例1】
降低最小混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂A(R1＝-C16H33；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝-CH3)：100；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：胜利油田提供。
【实施例2】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂A(R1＝-C16H33；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝-CH3):100；
使用浓度：1.5％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：胜利油田提供。
【实施例3】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂B(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝-CH3):100；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：胜利油田提供。
【实施例4】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂C(R1＝-C12H25；R2＝-CH2CH3；R3＝-CH2CH3；R4＝-CH2CH3；R5＝-CH2CH3):100；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：胜利油田提供。
【实施例5】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂A(R1＝-C16H33；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：60；
表面活性剂B(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：40；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：胜利油田提供。
【实施例6】
混相压力化学剂及含量(wt％)：
表面活性剂B(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：30；
表面活性剂C(R1＝-C12H25；R2＝-CH2CH3；R3＝-CH2CH3；R4＝-CH2CH3；R5＝-CH2CH3)：70；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：胜利油田提供。
【实施例7】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂D(R1＝-C8H17；R2＝-CH2CH3；R3＝-CH2CH3；R4＝-CH2CH3；R5＝-CH2CH3)；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：江苏油田提供。
【实施例8】
表面活性剂E(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH2CH3；R5＝-CH2CH3)；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：江苏油田提供。
【实施例9】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂B(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：60；
表面活性剂F(R1＝-C8H17；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝-CH3)：40；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：江苏油田提供。
【实施例10】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂B(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：70；
表面活性剂D(R1＝-C8H17；R2＝-CH2CH3；R3＝-CH2CH3；R4＝-CH2CH3；R5＝-CH2CH3)：30；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：江苏油田提供。
【实施例11】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂A(R1＝-C16H33；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：50；
表面活性剂B(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：50；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：江苏油田提供。
【实施例12】
混相压力化学剂各组分及含量：
表面活性剂B(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH3；R5＝CH3)：60；
表面活性剂E(R1＝-C12H25；R2＝-CH3；R3＝-CH3；R4＝-CH2CH3；R5＝-CH2CH3)：40；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：江苏油田提供。
【比较例1】
化学剂：N,N-二甲基-1,3-丙撑二胺(具有CO2开关性的小分子)；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：胜利油田提供。
【比较例2】
化学剂：DBU(1,8-二氮杂双环[5.4.0]-7-十一碳烯)，具有CO2开关性的小分子；
使用浓度：1.0％(化学剂在CO2中的质量浓度)；
原油：江苏油田提供。
【实施例13】最小混相压力测定
本发明采用细管实验法研究上述化学剂体系对CO2驱最小混相压力的降低效果。参照标准“SY/T 6573-2003”开展细管实验，确定最小混相压力。操作步骤如下：
1、将细管清洗干净后，在实验所需温度及压力下用原油饱和。
2、在实验温度、压力以及恒定的注入速度下，注入CO2驱替原油，每注入0.1孔隙体积时，测量一次产出油体积，记录细管上下游压力、泵读数。
3、当CO2累积进泵超过1.5倍孔隙体积后停止驱替。
4、计算注入1.2倍孔隙体积CO2的驱油效率，细管上、下游压力的平均值记为驱替压力。选取4～6压力点，重复步骤1～3进行细管驱替实验。首先选择在原始地层压力下实验，根据混相与否及其程度，采用逐次逼近最小压力的方法，确定其他驱替压力。然后，在混相段和非混相段各取2～3个压力点进行驱替实验。
5、绘制驱替压力与驱油效率的关系曲线。非混相段和混相段的交点即为最小混相压力(MMP)。
首先，借助细管实验测定了纯CO2驱的最小混相压力。然后，再用HPLC泵注入一定浓度的化学剂，与超临界CO2混合后共同注入细管，用相同的方法测定“CO2+化学剂”驱的最小混相压力。测试结果见表二。
表一细管基本参数
| 细管长度(cm) | 细管直径(cm) | 细管圈数 | 孔隙体积(mL) | 渗透率(D) |
| 3048 | 0.64 | 21 | 146 | 137 |
表二化学剂对CO2驱最小混相压力的降低效果
【实施例14】驱油效率测定
参照标准“SY/T 6573-2003”，采用上述细管进行室内驱油实验。在地层温度及压力下，分别开展纯“CO2驱”以及“CO2+化学剂”驱实验，记录注入1.2 PVCO2后的驱油效率。实验结果见表三。
表三室内驱油试验结果
Claims (10)
1.一种降低CO2-原油最小混相压力的方法，包括将CO2和胍基化合物注入油层与原油和水接触的步骤；其中，所述胍基化合物胍基化合物选自式(I)所示结构中的至少一种：
式中R1为C1～C50的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C10的烷基或取代烷基。
2.根据权利要求1所述降低CO2-原油最小混相压力的方法，其特征在于所述R1为C5～C30的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C5的烷基或取代烷基。
3.根据权利要求1所述降低CO2-原油最小混相压力的方法，其特征在于所述R1为C5～C25的烃基；所述R2、R3、R4、R5独立选自甲基或乙基。
4.根据权利要求1所述降低CO2-原油最小混相压力的方法，其特征在于所述R1为C5～C20的烃基；R2、R3为甲基；R4、R5独立选自甲基或乙基。
5.根据权利要求1～4任一所述降低CO2-原油最小混相压力的方法，其特征在于所述胍基化合物选自式(I)所示结构中的两种以上的混合物。
6.一种CO2驱油方法，包括将CO2和胍基化合物注入油层与原油和水接触的步骤；其中，所述胍基化合物选自式(I)所示结构中的至少一种：
式中R1为C1～C50的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C10的烷基或取代烷基。
7.根据权利要求6所述的CO2驱油方法，其特征在于所述胍基化合物溶于液态或超临界CO2中；所述胍基化合物用量为注入压力下CO2质量的0.1～5％，更优选为0.5～3％。
8.根据权利要求6所述的CO2驱油方法，其特征在于所述驱油方法的适用油藏温度为60～150℃，适用注入温度为-25℃～75℃。
9.根据权利要求6～8任一所述的CO2驱油方法，其特征在于所述R1为C5～C30的烃基；R2、R3、R4、R5独立选自C1～C5的烷基或取代烷基；进一步优选：所述R1优选为C5～C25的烃基，所述R2、R3独立优选自甲基或乙基，所述R4、R5独立优选自甲基或乙基；更优选为：所述R1优选为C5～C20的烃基；R2、R3优选为甲基；R4、R5独立优选自甲基或乙基。
10.根据权利要求6～9任一所述的CO2驱油方法，其特征在于所述胍基化合物选自式(I)所示结构中的两种以上。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910633118.0A CN112228022B (zh) | 2019-07-15 | 2019-07-15 | 降低co2-原油最小混相压力的方法及co2驱油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910633118.0A CN112228022B (zh) | 2019-07-15 | 2019-07-15 | 降低co2-原油最小混相压力的方法及co2驱油方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112228022A true CN112228022A (zh) | 2021-01-15 |
| CN112228022B CN112228022B (zh) | 2023-08-29 |
Family
ID=74111413
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910633118.0A Active CN112228022B (zh) | 2019-07-15 | 2019-07-15 | 降低co2-原油最小混相压力的方法及co2驱油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112228022B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116066037A (zh) * | 2021-10-29 | 2023-05-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降低低渗透油田co2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法 |
| CN117627598A (zh) * | 2024-01-25 | 2024-03-01 | 新疆新易通石油科技有限公司 | 一种非混相条件下提高co2溶解气驱能力的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102337874A (zh) * | 2011-09-07 | 2012-02-01 | 西南石油大学 | 一种用于混相驱降低co2与原油间最小混相压力的方法 |
| WO2015135855A1 (de) * | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Basf Se | Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von c12-14-alk(en)ylpolyalkoxylaten |
| CN105422066A (zh) * | 2015-11-18 | 2016-03-23 | 中国石油大学(北京) | 一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法 |
| CN107286921A (zh) * | 2016-04-11 | 2017-10-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种降低co2与原油最小混相压力的组合物及方法 |
| CN107435532A (zh) * | 2016-05-27 | 2017-12-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用co2响应表面活性剂控制co2驱气窜的方法 |
| CN108424760A (zh) * | 2018-04-23 | 2018-08-21 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于致密油储层的co2敏感的压裂-排驱体系及其制备方法与应用方法 |
-
2019
- 2019-07-15 CN CN201910633118.0A patent/CN112228022B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102337874A (zh) * | 2011-09-07 | 2012-02-01 | 西南石油大学 | 一种用于混相驱降低co2与原油间最小混相压力的方法 |
| WO2015135855A1 (de) * | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Basf Se | Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von c12-14-alk(en)ylpolyalkoxylaten |
| CN105422066A (zh) * | 2015-11-18 | 2016-03-23 | 中国石油大学(北京) | 一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法 |
| CN107286921A (zh) * | 2016-04-11 | 2017-10-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种降低co2与原油最小混相压力的组合物及方法 |
| CN107435532A (zh) * | 2016-05-27 | 2017-12-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用co2响应表面活性剂控制co2驱气窜的方法 |
| CN108424760A (zh) * | 2018-04-23 | 2018-08-21 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于致密油储层的co2敏感的压裂-排驱体系及其制备方法与应用方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 梅平等: "CO_2开关型表面活性剂的合成及应用研究进展", 《油田化学》 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116066037A (zh) * | 2021-10-29 | 2023-05-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降低低渗透油田co2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法 |
| CN116066037B (zh) * | 2021-10-29 | 2024-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降低低渗透油田co2驱最小混相压力的化学体系及其筛选方法 |
| CN117627598A (zh) * | 2024-01-25 | 2024-03-01 | 新疆新易通石油科技有限公司 | 一种非混相条件下提高co2溶解气驱能力的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112228022B (zh) | 2023-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111909679B (zh) | 一种基于气溶性表面活性剂降低二氧化碳与原油最小混相压力的组合物制备方法及应用 | |
| US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| CN104610953B (zh) | 一种可降低二氧化碳与原油最小混相压力的超临界二氧化碳微乳液 | |
| US4676316A (en) | Method and composition for oil recovery by gas flooding | |
| CN111058816B (zh) | 一种提高co2混相驱采收率的方法 | |
| CN112228022A (zh) | 降低co2-原油最小混相压力的方法及co2驱油方法 | |
| CN103429845A (zh) | 使用压裂流体混合物来压裂地层的方法 | |
| CN102504794A (zh) | 一种疏水缔合聚合物—混合表面活性剂二元复合驱体系 | |
| CN104194762A (zh) | 一种超临界co2微乳液及提高原油采收率的方法 | |
| RU2012138952A (ru) | Способ и композиция для третичного метода добычи углеводородов | |
| CN116792093B (zh) | 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 | |
| CN104498016B (zh) | 二氧化碳驱油用泡沫剂及其制备方法 | |
| US3882940A (en) | Tertiary oil recovery process involving multiple cycles of gas-water injection after surfactant flood | |
| Dong et al. | A laboratory study on near-miscible CO2 injection in Steelman reservoir | |
| CN112302588A (zh) | 采用咪唑啉化合物降低co2驱最小混相压力的方法 | |
| CN112228018A (zh) | 采用脒基化合物的co2驱油方法 | |
| EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
| US4287950A (en) | Gas pre-injection for chemically enhanced oil recovery | |
| CN102277149B (zh) | 一种低渗透油田表面活性剂驱油剂 | |
| CN105709566A (zh) | 一种基于助溶效应应用高粘度吸收剂分离co2的方法 | |
| CN105756630A (zh) | 一种重力辅助复合气驱方法 | |
| CN111849449B (zh) | 超临界co2驱油体系及驱油方法 | |
| Zhao | Comprehensive experimental study on foam flooding for enhancing heavy oil recovery | |
| CN115161002B (zh) | 一种利用气溶胶控制二氧化碳埋存或驱油中气窜、控制注气压力的方法 | |
| CN117627598B (zh) | 一种非混相条件下提高co2溶解气驱能力的方法 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |