CN114456789A - 粘性自乳化体系及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了粘性自乳化体系，包括甜菜碱型表面活性剂和助剂，甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:(0:01～0.8)。本发明还公开了粘性自乳化体系的制备方法，包括：(1)取配方量的甜菜碱型表面活性剂，升温并搅拌；(2)加入配方量的助剂，搅拌均匀，降温至室温，即得到粘性自乳化体系。上述粘性自乳化体系作为稠油油田降粘剂的用途。本发明具有以下有益效果：1、制备方法简单；2、粘性自乳化体系溶解性能良好，对稠油乳化速度快，对油品选择性不突出；3、粘性自乳化体系水溶液有粘度，有活性，能改变地层油水微观平衡，乳化原油，剥离原油的同时降低原油粘度，提高洗油效率，提高稠油油田的采收率。
Description
技术领域
本发明属于油田开发领域，特别涉及一种粘性自乳化体系及其制备方法与应用。
背景技术
随着中国经济的迅速发展，国内能源消耗量与日俱增，对石油的需求量逐年上升。
稠油资源在全球原油储量中占据重要地位，各国逐渐更加重视稠油资源的开发。中国稠油资源十分丰富，稠油资源量可达300×108t，且分布广泛，目前已在12个盆地发现了70多个重质油田。我国海上油气资源主要位于中国渤海海域、东海海域以及南海海域，其中绝大多数的海上油气资源属于稠油资源，开发难度较大。
稠油资源按照开采时是否改变稠油温度，稠油的开采方法主要分为热采和冷采两种。对于普通稠油，一般主要采取水驱开发。但是，稠油的粘度比普通原油大，较高的原油粘度会造成较大的渗流阻力，不利于原油在地层的流动，影响采收率的提高，同时，由于水的粘度小，原油水油流度比高，这就容易造成水驱过程中产生严重的指进现象，减小水驱的波及系数，降低水驱采收率。为进一步提高稠油水驱效果，需要对水驱稠油进行深入的研究。目前常用的方式包括水驱稠油后转热采提高采收率，这种方式一般地层的渗透率在0.076μm2至36μm2范围内时，渗透率对蒸汽突破后的残余油饱和度影响不大，在高渗地层中，渗透率的大小与残余油饱和度的大小有直接关系，这种技术在实际应用中收到一定的限制。另一种是水驱稠油后转化学驱提高采收率技术，高温高盐、渗透率低的影响，这种技术对化学剂的耐受要求较高，目前没有推广应用。
发明内容
发明目的：本发明针对上述现有技术存在的问题做出改进，即本发明公开了粘性自乳化体系及其制备方法与应用。
本发明中提供的粘性自乳化体系使用特殊结构式助剂目前尚无报道，属首次应用，复配出来的粘性自乳化体系溶解性能良好，对稠油乳化速度快，对油品选择性不突出。
本发明提供的粘性自乳化体系的制备方法简单，原料易获得，试验证明其提高采收率效果明显。
技术方案：粘性自乳化体系，包括甜菜碱型表面活性剂和助剂，其中：
甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:(0:01～0.8)；
助剂结构式如下：
进一步地，所述的甜菜碱型表面活性剂为椰油酰胺丙基甜菜碱、十二烷基甜菜碱、椰油酰胺丙基甜菜碱、十六烷基甜菜碱、椰油酰胺丙基羟磺酸甜菜碱、月桂酰胺丙基甜菜碱、月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱中的一种或几种。
进一步地，甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:(0:03～0.5)。
更进一步地，甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:(0:08～0.5)。
粘性自乳化体系的制备方法，包括以下步骤：
(1)取配方量的甜菜碱型表面活性剂，升温至30℃～50℃，搅拌20～60分钟；
(2)向步骤(1)经过处理的甜菜碱型表面活性剂中加入配方量的助剂，搅拌均匀，降温至室温，即得到粘性自乳化体系。
进一步地，步骤(1)中将甜菜碱型表面活性剂升温至35℃～45℃搅拌25～35分钟。
上述粘性自乳化体系作为稠油油田降粘剂的用途。
上述用途包含以下步骤：
S1、向稠油油田的注水井中注入50m3～100m3质量浓度为0.08％～0.2％的高分子量聚丙烯酰胺水溶液，其中：
配制水为水井注入水；
高分子量聚丙烯酰胺的分子量大于1500万；
S2、继续向稠油油田的注水井中注入高粘体系水溶液，其中：
高粘体系为步骤S1中高分子量聚丙烯酰胺与有机金属离子交联剂混合物；
高分子量聚丙烯酰胺的质量浓度为0.08％～0.2％；
有机金属离子交联剂的质量浓度为0.08％～0.1％；
配制水为水井注入水；
S3、继续向稠油油田的注水井中注入粘性自乳化体系水溶液，其中：
粘性自乳化体系的质量浓度为0.3％～0.6％；
配制水为水井注入水。
进一步地，步骤S2中的有机金属离子交联剂为乳酸铬或乳酸锆。
进一步地，步骤S3中的粘性自乳化体系的质量浓度为0.35％～0.5％。
进一步地，步骤S2中高粘体系水溶液的用量按照以下公式计算：
W＝BπR2hΦ
式中：W—高粘体系水溶液的注入量，m3
h—油层厚度，m
R—处理半径，m
Φ—地层孔隙度，％
B—用量系数。
更进一步地，用量系数B选取0.8。
更进一步地，处理半径R为10-50m，最优为15-40m。
进一步地，步骤S3中粘性自乳化体系水溶液注入量为步骤S2中高粘体系溶液注入量的1-2倍，优选1.2-1.8倍。
有益效果：本发明公开的粘性自乳化体系及其制备方法与应用具有以下有益效果：
1、粘性自乳化体系制备方法简单；
2、复配出来的粘性自乳化体系溶解性能良好，对稠油乳化速度快，对油品选择性不突出；
3、粘性自乳化体系水溶液有粘度，有活性，能改变地层油水微观平衡，乳化原油，剥离原油的同时降低原油粘度，提高洗油效率，提高稠油油田的采收率。
具体实施方式：
下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明实施例仅为示例性的说明，该实施方式无论在任何情况下均不构成对本发明的限定。
如无特别说明，以下实施例中使用的试剂均可市售获得。
实施例1
粘性自乳化体系，包括甜菜碱型表面活性剂和助剂，其中：
甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:0.08；
助剂结构式如下：
进一步地，所述的甜菜碱型表面活性剂为月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱。
粘性自乳化体系的制备方法，包括以下步骤：
(1)取配方量的甜菜碱型表面活性剂，升温至40℃，搅拌30分钟；
(2)向步骤(1)经过处理的甜菜碱型表面活性剂中加入配方量的助剂，搅拌均匀，降温至室温，即得到粘性自乳化体系。
对实施例1得到的粘性自乳化体系进行测试：浓度为0.3％粘性自乳化体系水溶液在60℃下粘度为15mPa.s，远高于油田常用稠油降粘剂；与地下原油粘度为276mPa.s的油品按照10:2比例混合后，与油田常用稠油降粘剂相比乳化效果明显。
稠油油田的注水井A的开采层位油层厚度10.8m，孔隙度17.9％，地下原油粘度178mPa.s，目前含水92.5％，为了控水稳油提高采收率，采用实施例1制备的粘性自乳化体系作为稠油油田降粘剂。
上述用途包含以下步骤：
S1、向稠油油田的注水井中注入80m3质量浓度为0.2％的高分子量聚丙烯酰胺水溶液，其中：
配制水为水井注入水；
高分子量聚丙烯酰胺的分子量为1800万；
S2、继续向稠油油田的注水井中注入高粘体系水溶液，其中：
高粘体系为步骤S1中高分子量聚丙烯酰胺与有机金属离子交联剂混合物；
高分子量聚丙烯酰胺的质量浓度为0.2％；
有机金属离子交联剂的质量浓度为0.09％；
配制水为水井注入水；
S3、继续向稠油油田的注水井中注入粘性自乳化体系水溶液，其中：
粘性自乳化体系的质量浓度为0.5％；
配制水为水井注入水。
进一步地，步骤S2中的有机金属离子交联剂为乳酸铬。
进一步地，步骤S2中高粘体系水溶液的用量按照以下公式计算：
W＝BπR2hΦ
式中：W—高粘体系水溶液的注入量，m3
h—油层厚度，m，在实施例1中h＝10.8；
R—处理半径，m，在实施例1中，R取20m；
Φ—地层孔隙度，％，在实施例1中，Φ取17.9％；
B—用量系数，在实施例1中，用量系数B选取0.8。
因此，步骤S2中高粘体系水溶液的用量W＝0.8*π*202*10.8*17.9％≈1942.5m3。
进一步地，步骤S3中粘性自乳化体系水溶液注入量为步骤S2中高粘体系溶液注入量的1.5倍，即约2913.7m3。
施工完成后有效期一年，注水井A的含水率下降到89.5％，累计增油14000t。
实施例2
粘性自乳化体系，包括甜菜碱型表面活性剂和助剂，其中：
甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:0.8；
助剂结构式如下：
进一步地，所述的甜菜碱型表面活性剂为椰油酰胺丙基甜菜碱。
粘性自乳化体系的制备方法，包括以下步骤：
(1)取配方量的甜菜碱型表面活性剂，升温至50℃，搅拌20分钟；
(2)向步骤(1)经过处理的甜菜碱型表面活性剂中加入配方量的助剂，搅拌均匀，降温至室温，即得到粘性自乳化体系。
对实施例2得到的粘性自乳化体系进行测试：浓度为0.3％粘性自乳化体系水溶液在60℃下粘度为14.5mPa.s，远高于油田常用稠油降粘剂；与地下原油粘度为289mPa.s的油品按照10:2比例混合后，与油田常用稠油降粘剂相比乳化效果明显。
稠油油田的注水井B的开采层位油层厚度5.2m，孔隙度20.1％，地下原油粘度175mPa.s，目前含水90％，为了控水稳油提高采收率，采用实施例2制备的粘性自乳化体系作为稠油油田降粘剂的用途。
上述用途包含以下步骤：
S1、向稠油油田的注水井中注入100m3质量浓度为0.08％的高分子量聚丙烯酰胺水溶液，其中：
配制水为水井注入水；
高分子量聚丙烯酰胺的分子量为2100万；
S2、继续向稠油油田的注水井中注入高粘体系水溶液，其中：
高粘体系为步骤S1中高分子量聚丙烯酰胺与有机金属离子交联剂混合物；
高分子量聚丙烯酰胺的质量浓度为0.08％；
有机金属离子交联剂的质量浓度为0.1％；
配制水为水井注入水；
S3、继续向稠油油田的注水井中注入粘性自乳化体系水溶液，其中：
粘性自乳化体系的质量浓度为0.6％；
配制水为水井注入水。
进一步地，步骤S2中的有机金属离子交联剂为乳酸锆。
进一步地，步骤S2中高粘体系水溶液的用量按照以下公式计算：
W＝BлR2hΦ
式中：W—高粘体系水溶液的注入量，m3
h—油层厚度，m，实施例2中h＝5.2m；
R—处理半径，m，实施例2中R＝50；
Φ—地层孔隙度，％，实施例2中Φ＝20.1％
B—用量系数，用量系数B选取0.8。
即，步骤S2中高粘体系水溶液的用量W＝0.8*π*502*5.2*20.1％≈6563.8m3。
进一步地，步骤S3中粘性自乳化体系水溶液注入量为步骤S2中高粘体系溶液注入量的1倍。
施工完成后有效期一年，注水井B含水率下降到88.5％，累计增油13200t。
实施例3
粘性自乳化体系，包括甜菜碱型表面活性剂和助剂，其中：
甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:0:01；
助剂结构式如下：
进一步地，所述的甜菜碱型表面活性剂为十二烷基甜菜碱。
粘性自乳化体系的制备方法，包括以下步骤：
(1)取配方量的甜菜碱型表面活性剂，升温至30℃，搅拌60分钟；
(2)向步骤(1)经过处理的甜菜碱型表面活性剂中加入配方量的助剂，搅拌均匀，降温至室温，即得到粘性自乳化体系。
对实施例3得到的粘性自乳化体系进行测试：浓度为0.3％粘性自乳化体系水溶液在60℃下粘度为15.6mPa.s，远高于油田常用稠油降粘剂；与地下原油粘度为280mPa.s的油品按照10:2比例混合后，与油田常用稠油降粘剂相比乳化效果明显。
稠油油田的注水井C的开采层位油层厚度12m，孔隙度16％，地下原油粘度190mPa.s，目前含水95％，为了控水稳油提高采收率，采用实施例3制备的粘性自乳化体系作为稠油油田降粘剂。
上述用途包含以下步骤：
S1、向稠油油田的注水井中注入50m3质量浓度为0.1％的高分子量聚丙烯酰胺水溶液，其中：
配制水为水井注入水；
高分子量聚丙烯酰胺的分子量为1500万；
S2、继续向稠油油田的注水井中注入高粘体系水溶液，其中：
高粘体系为步骤S1中高分子量聚丙烯酰胺与有机金属离子交联剂混合物；
高分子量聚丙烯酰胺的质量浓度为0.1％；
有机金属离子交联剂的质量浓度为0.08％；
配制水为水井注入水；
S3、继续向稠油油田的注水井中注入粘性自乳化体系水溶液，其中：
粘性自乳化体系的质量浓度为0.3％；
配制水为水井注入水。
进一步地，步骤S2中的有机金属离子交联剂为乳酸铬。
进一步地，步骤S2中高粘体系水溶液的用量按照以下公式计算：
W＝BлR2hΦ
式中：W—高粘体系水溶液的注入量，m3
h—油层厚度，m，实施例3中h＝12；
R—处理半径，m，实施例3中，R＝10；
Φ—地层孔隙度，％，实施例3中，Φ＝16％；
B—用量系数，用量系数B选取0.8。
因此，步骤S2中高粘体系水溶液的用量W＝0.8*π*102*12*16％约482.3m3。
进一步地，步骤S3中粘性自乳化体系水溶液注入量为步骤S2中高粘体系溶液注入量的1.8倍，即约868.1m3。
施工完成后有效期一年，注水井C含水下降到92％，累计增油约13000t。
实施例4-12
与实施例1大致相同，区别仅仅在于甜菜碱型表面活性剂不同：
实施例13-18
与实施例1大致相同，区别仅仅在于甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比不同：
| 甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比 | |
| 实施例13 | 1:0:03 |
| 实施例14 | 1:0.5 |
| 实施例15 | 1:0.3 |
| 实施例16 | 1:0:01 |
| 实施例17 | 1:0.8 |
| 实施例18 | 1:0.4 |
实施例19-24
与实施例1大致相同，区别仅仅在于步骤(1)中的升温温度、搅拌时间不同：
| 升温温度 | 搅拌时间 | |
| 实施例19 | 30 | 25 |
| 实施例20 | 50 | 35 |
| 实施例21 | 35 | 20 |
| 实施例22 | 45 | 60 |
| 实施例23 | 33 | 33 |
| 实施例24 | 46 | 24 |
实施例25-31
与实施例1大致相同，区别仅仅在于：步骤S3中的粘性自乳化体系的质量浓度、处理半径不同：
| 粘性自乳化体系的质量浓度 | 处理半径R | |
| 实施例25 | 0.35％ | 10 |
| 实施例26 | 0.45％ | 50 |
| 实施例27 | 0.4％ | 15 |
| 实施例28 | 0.3％ | 40 |
| 实施例29 | 0.6％ | 30 |
| 实施例30 | 0.55％ | 25 |
| 实施例31 | 0.52％ | 35 |
实施例32-36
与实施例1大致相同，区别仅仅在于：步骤S3中粘性自乳化体系水溶液注入量与步骤S2中高粘体系溶液注入量的比例不同
上面对本发明的实施方式做了详细说明。但是本发明并不限于上述实施方式，在所属技术领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。
Claims (13)
1.粘性自乳化体系，其特征在于，包括甜菜碱型表面活性剂和助剂，其中：
甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:(0:01～0.8)；
助剂结构式如下：
2.如权利要求1所述的粘性自乳化体系，其特征在于，所述的甜菜碱型表面活性剂为椰油酰胺丙基甜菜碱、十二烷基甜菜碱、椰油酰胺丙基甜菜碱、十六烷基甜菜碱、椰油酰胺丙基羟磺酸甜菜碱、月桂酰胺丙基甜菜碱、月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱中的一种或几种。
3.如权利要求1所述的粘性自乳化体系，其特征在于，甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:(0:03～0.5)。
4.如权利要求3所述的粘性自乳化体系，其特征在于，甜菜碱型表面活性剂与助剂的质量比为1:(0:08～0.5)。
5.如权利要求1-4任意一项所述的粘性自乳化体系的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)取配方量的甜菜碱型表面活性剂，升温至30℃～50℃，搅拌20～60分钟；
(2)向步骤(1)经过处理的甜菜碱型表面活性剂中加入配方量的助剂，搅拌均匀，降温至室温，即得到粘性自乳化体系。
6.如权利要求5所述的粘性自乳化体系的制备方法，其特征在于，步骤(1)中将甜菜碱型表面活性剂升温至35℃～45℃搅拌25～35分钟。
7.如权利要求1-4任意一项所述的粘性自乳化体系作为稠油油田降粘剂的用途。
8.如权利要求7所述的用途，其特征在于，包含以下步骤：
S1、向稠油油田的注水井中注入50m3～100m3质量浓度为0.08％～0.2％的高分子量聚丙烯酰胺水溶液，其中：
配制水为水井注入水；
高分子量聚丙烯酰胺的分子量大于1500万；
S2、继续向稠油油田的注水井中注入高粘体系水溶液，其中：
高粘体系为步骤S1中高分子量聚丙烯酰胺与有机金属离子交联剂混合物；
高分子量聚丙烯酰胺的质量浓度为0.08％～0.2％；
有机金属离子交联剂的质量浓度为0.08％～0.1％；
配制水为水井注入水；
S3、继续向稠油油田的注水井中注入粘性自乳化体系水溶液，其中：
粘性自乳化体系的质量浓度为0.3％～0.6％；
配制水为水井注入水。
9.如权利要求8所述的用途，其特征在于，步骤S2中的有机金属离子交联剂为乳酸铬或乳酸锆。
10.如权利要求8所述的用途，其特征在于，步骤S3中的粘性自乳化体系的质量浓度为0.35％～0.5％。
11.如权利要求8所述的用途，其特征在于，步骤S2中高粘体系水溶液的用量按照以下公式计算：
W＝BπR2hΦ
式中：W—高粘体系水溶液的注入量，m3
h—油层厚度，m
R—处理半径，m
Φ—地层孔隙度，％
B—用量系数，用量系数B选取0.8。
12.如权利要求8所述的用途，其特征在于，处理半径R为10-50m，最优为15-40m。
13.如权利要求8所述的用途，其特征在于，步骤S3中粘性自乳化体系水溶液注入量为步骤S2中高粘体系溶液注入量的1-2倍，优选1.2-1.8倍。
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