CN114016982A - 一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法 - Google Patents
一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114016982A CN114016982A CN202111318543.4A CN202111318543A CN114016982A CN 114016982 A CN114016982 A CN 114016982A CN 202111318543 A CN202111318543 A CN 202111318543A CN 114016982 A CN114016982 A CN 114016982A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- foam
- oil
- nano
- steam
- cellulose
- 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.)
- Pending
Links
- 239000006260 foam Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 23
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 88
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims description 45
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 18
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 229920001046 Nanocellulose Polymers 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 10
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 8
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 8
- 239000002134 carbon nanofiber Substances 0.000 claims description 7
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 7
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 claims description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000010559 graft polymerization reaction Methods 0.000 claims description 5
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 2
- 239000002121 nanofiber Substances 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 claims 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- 229920002939 poly(N,N-dimethylacrylamides) Polymers 0.000 claims 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 abstract description 12
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 abstract description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 8
- 239000005357 flat glass Substances 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- -1 sulfate ester salt Chemical class 0.000 description 2
- 229910000667 (NH4)2Ce(NO3)6 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Abstract
本发明公开了一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,实验装置及实验方法,该方法采用高温泡沫辅助高温蒸汽技术进行驱替稠油,所述高温泡沫中添加有纳米纤维素。本发明采用高温氮气和二氧化碳泡沫辅助蒸汽驱,且加入稳泡剂CNF‑g‑PDMA‑HG纳米纤维素,较以往的稠油驱替,具有更高的效率、更高的波及系数和采收率;且加入的CNF‑g‑PDMA‑HG纳米纤维素稳泡剂具有可降解、价格低廉、绿色环保等优点。此外,本发明二维物理可视化装置是研究油气渗流的有效手段,采用数字软件处理拍摄的动态图像,可以对驱替过程有着更清晰和完整的分析。
Description
技术领域
本发明属于稠油驱替技术领域,特别涉及一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法。
背景技术
随着油田的开发,可供开采的轻质原油日益减少,针对稠油的开采逐渐成为新的研究方向。稠油是一种非牛顿流体,油的黏度越大,渗流速度越低。以往人们选择水驱来驱替稠油,然而室内实验显示,随着原油黏度增加,残余油饱和度升高,油相相对渗透率降低;岩心束缚水饱和度降低,水相相对渗透率升高,因此水驱采收率较低。在相同黏度下,改用注蒸汽泡沫热采稠油可以有效改善其渗流特性,提高驱油效率、波及系数及采收率。为了进一步提高蒸汽泡沫驱油采收率,研究人员加入化学驱(如表面活性剂)、气驱等来辅助蒸汽驱,都得到了一定的效果,但是仍然存在改进的空间。
发明内容
发明目的:针对现有技术存在的问题,本发明提供了一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法,该方法能够提高驱油效率和采收率,实验系统便于分析观察。
技术方案:为达到上述发明目的,本发明采用如下技术方案:
一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,采用高温泡沫辅助高温蒸汽技术进行驱替稠油,所述高温泡沫中添加有纳米纤维素。
优选的,所述高温泡沫中气体泡沫为氮气泡沫、二氧化碳泡沫、空气泡沫中至少一种;由于氮气泡沫稳定性更好,二氧化碳泡沫能够溶解降粘,本发明优选氮气泡沫和二氧化碳泡的复合泡沫。
优选的,所述高温泡沫中还包括发泡剂和洗油剂,两者比例为(1-3):1。
更优选的,所述发泡剂选自羧酸盐、磺酸盐、硫酸酯盐和磷酸酯盐中至少一种,洗油剂选用磺酸盐类表面活性剂。
优选的,为了提高氮气和二氧化碳泡沫的稳定性,在泡沫发生罐中加入纳米纤维素流体。由于单纯纳米纤维素颗粒耐温耐盐性较差,因此,在纤维素纳米纤维表面接枝N,N-二甲基丙烯酰胺(PDMA)和疏水基团(HG),形成CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素材料。
优选的,所述纳米纤维素的制备方法,包括以下步骤:
制备CNF的去离子水溶液CNFs,在剧烈搅拌下逐滴加入(NH4)2Ce(NO3)6,结束后添加DMA和HG单体,开始接枝聚合反应,继续搅拌,离心,清洗,浸泡,即得纯化的CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素材料。
进一步优选,所述DMA和HG单体,每种单体的用量为0–10g/L;所述接枝聚合反应的温度为28-32℃,反应时间为50-70min;所述继续搅拌的时间为110-130min。
进一步优选,所述CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素材料使用前,用去离子水稀释(浓度为0.2-0.4wt%),再调节pH值至7±0.5,随后,研磨,高压均质机,制成纳米纤维素流体,保存备用。
使用时,将所述纳米纤维素流体加入到泡沫发生容器中,以容器体积50ml,发泡溶液体积为20-30ml计,其中加入5-10ml上述纳米纤维素流体。
一种用于改性蒸汽泡沫驱替稠油的二维可视化实验系统,包括可视化微观模型、高分辨观测及摄像系统和驱动系统。
可视化微观模型包括微观蚀刻平板玻璃、耐高温夹持器、恒温箱;高分辨观测及摄像系统包括高倍显微镜放大系统、高速照相机拍摄系统、图像观测系统(计算机);驱动系统包括恒温恒压注射泵、蒸汽发生器、泡沫发生器和压力计。将驱动系统、可视化微观模型、高分辨观测及摄像系统依次连接,将蒸馏水注入恒温恒压注射泵,然后接上蒸汽发生器,并配备有温度传感器和压力计;蒸汽发生器与原油罐、地层水罐通过六通阀,共同连接到可视化微观模型上,可视化微观模型配备有温度传感器和压力计随时观测压力变化。可视化微观模型外部为透明恒温箱,内部为夹持器夹持微观蚀刻平板玻璃,与六通阀密封连接,整体位于高分辨观测系统支架上,并配备有照明灯,计算机通过位于平板玻璃上方的高速照相机得以放大并且分析动态图像。
优选地,所述微观蚀刻平板玻璃是在两块玻璃板内部通过激光或氢氟酸蚀刻成孔隙结构和喉道,然后将两块平行的透明玻璃板嵌合而成。
优选地,所述稠油采集自某稠油油田原油,稠油粘度为2200-5000mPa·s。
优选地,所述耐高温夹持器为不锈钢材质,具有一定厚度,且耐腐蚀、耐高温高压,上下表面为石英玻璃,且通过螺丝进行密封。
一种用于改性蒸汽泡沫驱替稠油的二维可视化实验方法,采用所述的二维可视化实验系统,包括以下步骤:
(1)饱和水,向可视化微观模型中泵入配制的地层水,出口端见水稳定时饱和过程即完成;优选,以0.1-0.8mL/min的流量向可视化微观模型中泵入配制的地层水。
(2)饱和稠油,利用驱动系统,向可视化微观模型中注入原油,出口端含油率达到100%且出油稳定时饱和油的过程完成;优选,在温度为45-55℃,以0.1-0.8mL/min的流量向可视化微观模型中注入原油。
(3)汽驱,利用驱动系统,向可视化微观模型中注入蒸汽,进行蒸汽驱,产出液含水率达到90%时停止蒸汽;优选,以0.1-0.8mL/min的流量向可视化微观模型中注入蒸汽。
(4)泡沫驱,利用驱动系统,向可视化微观模型中注入添加有纳米纤维素的泡沫,当采出液含水率达到90%停止驱替;优选氮气泡沫和二氧化碳泡的复合泡沫,氮气和二氧化碳流速为0.1-0.8mL/min。
(5)实验过程中记录产水、产油等数据,并用高分辨观测及摄像系统记录和处理模型平面波及效率。
本发明方法中,纳米纤维素是由生物质转化而来,具有可降解、价格低廉、绿色环保等优点。由于纳米纤维素加入高温氮气泡沫后,在泡沫表面形成液膜骨架,液膜骨架延缓了泡沫的衰减,使泡沫更为持久,因此增强了泡沫的稳定性;且纳米纤维素可增强氮气和二氧化碳泡沫表面的粘弹性,有利于氮气和二氧化碳泡沫带动原油流动。改性后的CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素具有更好的抗温抗盐性能。
为了更好的辅助稠油的开采工作,需要采集原油进行模拟实验。二维可视化驱替模型是一种能有效模拟地下三次采油的微观模型,可充分模拟真实地下环境,组装简单,便于观察。
有益效果:与现有技术相比,本发明具有如下优势:
(1)二维物理可视化装置是研究油气渗流的有效手段,采用数字软件处理拍摄的动态图像,可以对驱替过程有着更清晰和完整的分析;
(2)采用高温氮气和二氧化碳泡沫辅助蒸汽驱,且加入稳泡剂CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素,较以往的稠油驱替,具有更高的效率、更高的波及系数和采收率;
(3)加入的CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素稳泡剂具有可降解、价格低廉、绿色环保等优点。
附图说明
图1为本发明设计的二维可视化实验系统结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例,对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实例用于说明本发明,但不用来限制本发明的范围。
以下实施例所用的CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素材料,制备方法如下:
在100gCNF中加入去离子水稀释,然后用20%硝酸将CNFs的pH调至1。在剧烈搅拌下逐滴加入30分钟5mM(NH4)2Ce(NO3)6,然后将反应系统置于30℃水浴中。用氮气吹扫溶液约30分钟,然后向烧瓶中添加DMA和HG单体开始接枝聚合约60分钟,每种单体的量为5g/L。继续搅拌混合物120分钟,在4℃下以10000rpm的转速离心混合物15分钟,用去离子水清洗固体除去微量引发剂和酸。然后,将固体浸泡在比例为1:2丙酮和四氢呋喃中24小时。
纯化后的接枝CNF-g-PDMA-HG用去离子水稀释至0.3wt%,再用8%氢氧化钠调节pH值至7。随后,研磨3次CNF-g-PDMA-HG,然后使用高压均质机在60MPa下研磨6次,制成纳米纤维素流体,制备的CNF水凝胶保存在冰箱中。
稠油采集自某稠油油田原油,稠油粘度为2200-5000mPa·s。
实施例1二维可视化实验系统
一种用于改性蒸汽泡沫驱替稠油的二维可视化实验系统,包括可视化微观模型、高分辨观测及摄像系统和驱动系统。可视化微观模型包括微观蚀刻平板玻璃、耐高温夹持器、恒温箱;高分辨观测及摄像系统包括高倍显微镜放大系统、高速照相机拍摄系统、图像观测系统(计算机);驱动系统包括恒温恒压注射泵、蒸汽发生器、泡沫发生器和压力计。所述微观蚀刻平板玻璃是在两块玻璃板内部通过激光或氢氟酸蚀刻成孔隙结构和喉道,然后将两块平行的透明玻璃板嵌合而成。所述耐高温夹持器为不锈钢材质,具有一定厚度,且耐腐蚀、耐高温高压,上下表面为石英玻璃,且通过螺丝进行密封。
将驱动系统、可视化微观模型、高分辨观测及摄像系统依次连接。将蒸馏水注入恒温恒压注射泵,然后接上蒸汽发生器,并配备有温度传感器和压力计;蒸汽发生器与原油罐、地层水罐通过六通阀,共同连接到可视化微观模型上,可视化微观模型配备有温度传感器和压力计随时观测压力变化。可视化微观模型外部为透明恒温箱,内部为夹持器夹持微观蚀刻平板玻璃,与六通阀密封连接,整体位于高分辨观测系统支架上,并配备有照明灯,计算机通过位于平板玻璃上方的高速照相机得以放大并且分析动态图像。
本发明在蒸汽发生器、模型外部等地配备多个温度传感器和压力计,便于随时观测模型的压力及温度;所有温度传感器及压力传感器均通过数字采集板实现与计算机通信:模型的恒温槽上方填充有高压气体,使得在实验的时候恒温槽的压力保持平衡,恒温槽不会出现破碎;同时,本发明的模型承压上盖设计有多组高压视窗,通过这种配合解决了二维可视察模型内部实验全过程,所述产出液自动计量天平分别有气液分离计量以及油水收集计量装置,以控制模拟过程的结束时间,模拟结果能够很好的反映实际生产过程,同时恒温槽上方透明玻璃能够直观的观察油液流动状态,不仅能用摄像头观察,更可以连接计算机进行录像,后期进行动态分析。
实施例2:单纯水驱,具体操作步骤如下:
(1)按照实验流程连接好实验装置,启动计算机,打开数据采集系统软件,新建操作界面;(2)饱和水,通过平流泵,以0.2mL/min的流量向可视化模型中泵入配制的地层水,出口端见水稳定时饱和过程即完成;(3)饱和稠油,设定温度为50℃,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入原油,出口端含油率达到100%且出油稳定时饱和油的过程完成;(4)水驱,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入蒸馏水,进行水驱,产出液含水率达到90%时停止驱替。
实验过程中记录产水、产油等数据,并用高清相机记录模型平面波及效率。本次实验后,使用MATLAB软件分析处理后的图片,驱替前含油面积为50.86%,驱替后为42.56%,含油面积变化为8.3%。
实施例3:蒸汽驱,具体操作步骤如下:
(1)按照实验流程连接好实验装置,启动计算机,打开数据采集系统软件,新建操作界面;(2)饱和水,通过平流泵,以0.2mL/min的流量向可视化模型中泵入配制的地层水,出口端见水稳定时饱和过程即完成;(3)饱和稠油,设定温度为50℃,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入原油,出口端含油率达到100%且出油稳定时饱和油的过程完成;(4)汽驱,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入蒸汽,进行蒸汽驱,蒸汽温度为200℃。产出液含水率达到90%时停止蒸汽。
实验过程中记录产水、产油等数据,并用高清相机记录模型平面波及效率。本次实验后,使用MATLAB软件分析处理后的图片,驱替前含油面积为52.51%,驱替后为40.36%,含油面积变化为12.15%。
实施例4:高温泡沫辅助蒸汽驱,具体操作步骤如下:
(1)按照实验流程连接好实验装置,启动计算机,打开数据采集系统软件,新建操作界面;(2)饱和水,通过平流泵,以0.2mL/min的流量向可视化模型中泵入配制的地层水,出口端见水稳定时饱和过程即完成;(3)饱和稠油,设定温度为50℃,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入原油,出口端含油率达到100%且出油稳定时饱和油的过程完成;(4)汽驱,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入蒸汽,进行蒸汽驱,蒸汽温度为200℃。产出液含水率达到90%时停止蒸汽;(5)注氮气和二氧化碳泡沫复合流体,以0.2mL/min的流量向可视化模型中连续注入含有质量分数均为0.5%的洗油剂和发泡剂的复合流体,当采出液含水率达到90%停止驱替。
实验过程中记录产水、产油等数据,并用高清相机记录模型平面波及效率。本次实验后,使用MATLAB软件分析处理后的图片,驱替前含油面积为56.12%,驱替后为36.28%,含油面积变化为19.84%。
实施例5:加入纳米纤维素的高温泡沫辅助蒸汽驱,具体操作步骤如下:
(1)按照实验流程连接好实验装置;(2)饱和水,通过平流泵,以0.2mL/min的流量向可视化模型中泵入配制的地层水,出口端见水稳定时饱和过程即完成;(3)饱和稠油,设定温度为50℃,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入原油,出口端含油率达到100%且出油稳定时饱和油的过程完成;(4)汽驱,以0.2mL/min的流量向可视化模型中注入蒸汽,进行蒸汽驱,蒸汽温度为200℃。产出液含水率达到90%时停止蒸汽;(5)注氮气和二氧化碳泡沫复合流体,在泡沫发生罐中加入上述所得CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素流体8ml(泡沫发生罐体积为50ml,发泡溶液的体积为25ml),以0.2mL/min的流量向可视化模型中连续注入含有质量分数均为0.5%的洗油剂和发泡剂的复合流体,当采出液含水率达到90%停止驱替。所述发泡剂选自磺酸盐,洗油剂选用磺酸盐类表面活性剂,两者比例为2:1。
实验过程中记录产水、产油等数据,并用高清相机记录模型平面波及效率。本次实验后,使用MATLAB软件分析处理后的图片,驱替前含油面积为49.98%,驱替后为25.10%,含油面积变化为34.88%。
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式,其描述较为具体和详细,但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是,对于本领域的普通技术人员来说,在不脱离本发明构思的前提下,还可以做出若干变形和改进,这些都属于本发明的保护范围。因此,本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。
Claims (10)
1.一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,采用高温泡沫辅助高温蒸汽技术进行驱替稠油,所述高温泡沫中添加有纳米纤维素。
2.根据权利要求1所述的利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,所述高温泡沫中气体泡沫为氮气泡沫、二氧化碳泡沫、空气泡沫中至少一种;优选氮气泡沫和二氧化碳泡的复合泡沫。
3.根据权利要求1所述的利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,所述高温泡沫中还包括发泡剂和洗油剂,两者比例为(1-3):1。
4.根据权利要求3所述的利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,所述发泡剂选自羧酸盐、磺酸盐、硫酸酯盐和磷酸酯盐中至少一种,洗油剂选用磺酸盐类表面活性剂。
5.根据权利要求1所述的利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,所述纳米纤维素是在纤维素纳米纤维表面接枝N,N-二甲基丙烯酰胺PDMA和疏水基团HG,所形成的CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素材料。
6.根据权利要求1所述的利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,所述纳米纤维素的制备方法,包括以下步骤:
制备CNF的去离子水溶液CNFs,在剧烈搅拌下逐滴加入(NH4)2Ce(NO3)6,结束后添加DMA和HG单体,开始接枝聚合反应,继续搅拌,离心,清洗,浸泡,即得纯化的CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素材料。
7.根据权利要求6所述的利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,所述DMA和HG单体,每种单体的用量为0-10g/L;所述接枝聚合反应的温度为28-32℃,反应时间为50-70min;所述继续搅拌的时间为110-130min。
8.根据权利要求6所述的利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法,其特征在于,所述CNF-g-PDMA-HG纳米纤维素材料使用前,用去离子水稀释,再调节pH值至7±0.5,随后,研磨,高压均质机,制成纳米纤维素流体,保存备用。
9.一种用于改性蒸汽泡沫驱替稠油的二维可视化实验系统,其特征在于,包括可视化微观模型、高分辨观测及摄像系统和驱动系统。
10.一种用于改性蒸汽泡沫驱替稠油的二维可视化实验方法,其特征在于,采用权利要求9所述的二维可视化实验系统,包括以下步骤:
(1)饱和水,向可视化微观模型中泵入配制的地层水,出口端见水稳定时饱和过程即完成;
(2)饱和稠油,利用驱动系统,向可视化微观模型中注入原油,出口端含油率达到100%且出油稳定时饱和油的过程完成;
(3)汽驱,利用驱动系统,向可视化微观模型中注入蒸汽,进行蒸汽驱,产出液含水率达到90%时停止蒸汽;
(4)泡沫驱,利用驱动系统,向可视化微观模型中注入添加有纳米纤维素的泡沫,当采出液含水率达到90%停止驱替;
(5)实验过程中记录产水、产油等数据,并用高分辨观测及摄像系统记录和处理模型平面波及效率。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111318543.4A CN114016982A (zh) | 2021-11-09 | 2021-11-09 | 一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111318543.4A CN114016982A (zh) | 2021-11-09 | 2021-11-09 | 一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN114016982A true CN114016982A (zh) | 2022-02-08 |
Family
ID=80062528
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111318543.4A Pending CN114016982A (zh) | 2021-11-09 | 2021-11-09 | 一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN114016982A (zh) |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104265255A (zh) * | 2014-09-26 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油二维微观可视化驱替模拟实验系统及其使用方法 |
CN105542743A (zh) * | 2015-12-16 | 2016-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种纳米流体稠油热采助剂及其制备方法 |
CN105569637A (zh) * | 2014-11-07 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油热采微观驱替实验系统 |
CN106285583A (zh) * | 2016-11-03 | 2017-01-04 | 西南石油大学 | 一种微观可视化驱替模拟系统及其使用方法 |
CN106437637A (zh) * | 2016-09-19 | 2017-02-22 | 北京科技大学 | 高温高压二氧化碳驱超稠油可视化微观实验装置及方法 |
CN106497534A (zh) * | 2016-08-31 | 2017-03-15 | 西南石油大学 | 一种由纳米纤维素构建的强化泡沫体系 |
CN106753307A (zh) * | 2016-11-10 | 2017-05-31 | 东北石油大学 | 一种用于稠油油藏热采的耐温耐盐发泡剂体系及制备方法 |
CN107842349A (zh) * | 2017-12-22 | 2018-03-27 | 浙江海洋大学 | 一种模拟稠油蒸汽‑泡沫驱体系不同温度区域驱替效果的装置及使用方法 |
CN112852398A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-05-28 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种海上稠油蒸汽驱用高温泡沫调驱剂及其应用 |
-
2021
- 2021-11-09 CN CN202111318543.4A patent/CN114016982A/zh active Pending
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104265255A (zh) * | 2014-09-26 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油二维微观可视化驱替模拟实验系统及其使用方法 |
CN105569637A (zh) * | 2014-11-07 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油热采微观驱替实验系统 |
CN105542743A (zh) * | 2015-12-16 | 2016-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种纳米流体稠油热采助剂及其制备方法 |
CN106497534A (zh) * | 2016-08-31 | 2017-03-15 | 西南石油大学 | 一种由纳米纤维素构建的强化泡沫体系 |
CN106437637A (zh) * | 2016-09-19 | 2017-02-22 | 北京科技大学 | 高温高压二氧化碳驱超稠油可视化微观实验装置及方法 |
CN106285583A (zh) * | 2016-11-03 | 2017-01-04 | 西南石油大学 | 一种微观可视化驱替模拟系统及其使用方法 |
CN106753307A (zh) * | 2016-11-10 | 2017-05-31 | 东北石油大学 | 一种用于稠油油藏热采的耐温耐盐发泡剂体系及制备方法 |
CN107842349A (zh) * | 2017-12-22 | 2018-03-27 | 浙江海洋大学 | 一种模拟稠油蒸汽‑泡沫驱体系不同温度区域驱替效果的装置及使用方法 |
CN112852398A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-05-28 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种海上稠油蒸汽驱用高温泡沫调驱剂及其应用 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
刘雄利: "纤维素纳米纤丝在石油开采中的应用研究", 中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑, no. 7, 15 July 2020 (2020-07-15), pages 019 - 143 * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9920238B2 (en) | Fluorosurfactant extraction process for carbonate reservoirs | |
Wasan et al. | The role of coalescence phenomena and interfacial rheological properties in enhanced oil recovery: An overview | |
Shirazi et al. | Smart water spontaneous imbibition into oil-wet carbonate reservoir cores: symbiotic and individual behavior of potential determining ions | |
CN107365576B (zh) | 用于低渗或超低渗油藏co2驱油的流度控制体系及应用 | |
CN105403557B (zh) | 一种采油用复合微生物驱油剂的筛选方法 | |
CN101528888A (zh) | 可提高石油采收率的功能性聚合物 | |
CN103748190A (zh) | 修井流体和用该流体修井的方法 | |
CN104533362A (zh) | 用于非混相驱增加co2与原油体系液相体积膨胀的方法 | |
Shuwa et al. | Heavy-oil-recovery enhancement with choline chloride/ethylene glycol-based deep eutectic solvent | |
CN107939363B (zh) | 模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型及制备和应用 | |
CN109111905A (zh) | 生物基纳米流体及其在低渗透油藏提高采收率中的应用 | |
CN102492409A (zh) | 一种复配生物驱油剂及其应用 | |
CN106010494B (zh) | 一种低渗油藏驱油表面活性剂及其制备和产品 | |
Nurxat et al. | Alkaline/surfactant/polymer (ASP) flooding | |
Haq | Green enhanced oil recovery for carbonate reservoirs | |
CN114016982A (zh) | 一种利用改性蒸汽泡沫驱替稠油的方法、实验系统及实验方法 | |
CN105651651B (zh) | 一种聚表二元驱油中表面活性剂的筛选方法 | |
Mazinani et al. | Experimental and theoretical investigation of the impact of crude-oil on the wettability behavior of calcite and silicate due to low salinity effect | |
CN108979604A (zh) | 一种利用油基泡沫控制非混相驱二氧化碳流度的方法 | |
CN108048066B (zh) | 提升co2气驱过程原油采收率的化学助剂 | |
RU2633466C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины | |
Li et al. | Effect of the type and concentration of salt on production efficiency in smart water injection into carbonate oil reservoir rocks | |
CN107474812A (zh) | 一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
El-hoshoudy et al. | APPLICATION OF ACRYLAMIDE POLYMER GRAFTED WITH SiO 2 NANOPARTICLES IN ENHANCED OIL RECOVERY-DESIGN PROJECT. | |
CN109207134A (zh) | 高效驱油用表面活性剂组合物及其制备方法 |
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 |