CN115074102A - 高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂及其制备方法和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂及其制备方法和应用，属于油田化学领域。本发明提供的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，以质量百分比计，包括纳米表面活性剂20％‑25％、非离子表面活性剂22％‑28％、两性离子表面活性剂20％‑25％，低碳醇5％，其余为水。本发明提供的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂可有效应用于地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、稠油蜡含量15～40wt％的高含蜡普通稠油油藏冷采降粘驱中，且其制备工艺简单、成本低廉、绿色环保。
Description
技术领域
本发明属于油田化学领域，尤其涉及一种高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂及其制备方法和应用。
背景技术
针对普通稠油油藏的冷采降黏化学驱技术，是将驱油用降黏剂溶液注入到地层，经过渗透、净洗、降低界面张力、润湿反转等综合作用将孔隙中的原油及岩石表面的胶质沥青质等其它重质组分剥离下来，利用乳化分散作用将原油分散在水中，降低油水界面张力，形成粘度极低的水包油乳状液，调整油水流度比，减少原油的渗流阻力，将稠油更容易从地层中驱替出来，达到提高采收率的目的，是一种极具发展潜力的采油技术。
随着油田开发力度的加大，针对高含蜡普通稠油油藏进行冷采降黏化学驱的室内研究已经开始了。但是通过室内实验发现，应用在普通油藏和高温高盐油藏中性能较好的表面活性剂与高含蜡稠油很难形成超低界面张力，且对高含蜡稠油没有降黏效果，导致驱油效率变差，严重制约了高含蜡稠油采收率的提高。
CN 104277807 A公开了一种用于高温高含蜡油藏的无碱驱油体系，主要解决现有驱油体系在高温高含蜡油藏条件下驱油效果差的问题，但并不适用于高含蜡稠油油藏。CN110922955 A提供了一种纳米复合材料高蜡稠油降凝降粘剂及其制备方法，发明的降凝降粘剂同时具有降凝降粘作用，适用于低温下高蜡稠油的输送，但也不适用于高含蜡稠油在地层中的驱替。因此，针对现有技术的不足，亟需研发一种能降低高含蜡稠油界面张力且对其具有一定降黏能力的驱油用降黏剂，以满足目前对高含蜡普通稠油油藏冷采开发的要求。
发明内容
本发明提供了一种高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂及其制备方法和应用，该降黏剂可有效应用于地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、稠油蜡含量15～40wt％的高含蜡普通稠油油藏冷采降粘驱中，且其制备工艺简单、成本低廉、绿色环保。
为了达到上述目的，本发明提供了一种高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，以质量百分比计，包括纳米表面活性剂20％-25％、非离子表面活性剂22％-28％、两性离子表面活性剂20％-25％，低碳醇5％，其余为水。
作为优选，所述纳米表面活性剂选用从宁波锋成纳米科技有限公司商购获得的代号为HA004的纳米流动改进剂，粒径≤200nm。所用纳米表面活性剂注入性良好，并具有耐温抗盐的特点。
作为优选，所述非离子表面活性剂选用从江苏万淇生物科技股份有限公司商购获得的代号为AEG2104的脂肪醇聚氧乙烯醚葡糖苷，其分子结构相当于在烷基糖苷APG分子的亲水基糖环和烷烃疏水基间插入一段聚氧乙烯链，兼有脂肪醇醚和烷基糖苷的双重功效。AEG2104产品是以月桂醇聚氧乙烯醚AEO3或AEO4为原料，与医药级无水葡萄糖进行催化缩醛化反应得到的绿色表面活性剂。由于天然脂肪醇聚氧乙烯醚产品中含有EO加合数5以上的醇醚重组分，这些重组分在脱醇工序中不能被蒸发脱出而留在糖苷产物里，这些醇醚重组分是窄分布的水溶性醇醚，对皮脂、油脂等油性污垢具有特殊的去污力、且发泡性能优越是一款新型的绿色环保新型表面活性剂。
作为优选，所述两性离子表面活性剂选自月桂酰胺丙基氧化胺、椰油酰胺丙基氧化胺和十四烷基酰胺丙基氧化胺中的至少一种。
作为优选，所述低碳醇选自甲醇、乙醇和异丙醇中的至少一种，主要是为了增加各组分的相溶能力，改进产品的外观。
本发明提供了一种根据上述任一项技术方案所述的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂的制备方法，包括以下步骤：
将非离子表面活性剂加入到反应釜中，再加入低碳醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入水，搅拌30min，最后加入两性离子表面活性剂和纳米表面活性剂充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
本发明提供了一种根据上述任一项技术方案所述的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂在地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、稠油蜡含量15～40wt％的高含蜡普通稠油油藏冷采降粘驱中的应用。
作为优选，所述高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂的使用浓度为0.3％。
作为优选，与矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L的水相配伍时，界面张力≤3.8×10-3mN/m，降粘率≥98.5％，洗油效率≥72.5％，吸附后降粘率≥97.6％，吸附后界面张力≤4.5×10-3mN/m。
与现有技术相比，本发明的优点和积极效果在于：
1、本发明提供的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，由纳米活性材料和表面活性剂复配而成。纳米材料通过化学键作用可以附着在胶质、沥青质表面，从而阻止蜡晶之间链接成网状结构，减少高蜡对体系油水界面张力的影响。非离子表面活性剂AEG2104和两性离子表面活性剂氧化胺，对高含蜡稠油都具有一定的乳化降粘作用，与纳米活性剂复配后，可以显著降低油水界面张力，从而起到降粘驱油作用。
2、本发明提供的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，克服了常规驱油体系对高含蜡稠油不能形成超低界面张力的能力，从而可以实现对高含蜡普通稠油油藏进行冷采降粘驱油，具有广阔前景。
3、本发明提供的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，主要应用于高含蜡普通稠油油藏冷采降粘驱，具有耐温耐盐的特点，与应用现场油水配伍性好，不产生沉淀，不会造成地层堵塞。
4、本发明提供的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂生产工艺简单、原料易购，从生产到使用对环境和人员均无害，符合绿色环保要求。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本申请的实施例中的原料均通过商业途径购买，代号为HA004的纳米流动改进剂购自宁波锋成纳米科技有限公司，代号为AEG2104的脂肪醇聚氧乙烯醚葡糖苷购自江苏万淇生物科技股份有限公司，其它为市售产品。
实施例1
将非离子表面活性剂280kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入270kg水，搅拌30min，最后加入200kg月桂酰胺丙基氧化胺和200kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
实施例2
将非离子表面活性剂270kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg乙醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入260kg水，搅拌30min，最后加入210kg椰油酰胺丙基氧化胺和210kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
实施例3
将非离子表面活性剂260kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg异丙醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入250kg水，搅拌30min，最后加入220kg十四烷基酰胺丙基氧化胺和220kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
实施例4
将非离子表面活性剂250kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入240kg水，搅拌30min，最后加入230kg椰油酰胺丙基氧化胺和230kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
实施例5
将非离子表面活性剂240kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg乙醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入230kg水，搅拌30min，最后加入240kg月桂酰胺丙基氧化胺和240kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
实施例6
将非离子表面活性剂220kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg异丙醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入230kg水，搅拌30min，最后加入250kg十四烷基酰胺丙基氧化胺和250kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
本发明提供的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，其组分和配比是在大量的实验基础上确定的，任何改变都会造成检测指标的不合格。
对比例1
将550kg水加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，再加入200kg月桂酰胺丙基氧化胺和200kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例1为去掉实施例1配方中的非离子表面活性剂AEG2104得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，其中，非离子表面活性剂AEG2104的量用水补齐。
对比例2
将非离子表面活性剂280kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入470kg水，搅拌30min，最后加入200kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例2为去掉实施例1配方中的两性离子表面活性剂月桂酰胺丙基氧化胺得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，其中，月桂酰胺丙基氧化胺的量用水补齐。
对比例3
将非离子表面活性剂280kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入470kg水，搅拌30min，最后加入200kg月桂酰胺丙基氧化胺，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例3为去掉实施例1配方中的纳米流动改进剂HA004得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，其中，纳米流动改进剂HA004的量用水补齐。
对比例4
将非离子表面活性剂210kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入340kg水，搅拌30min，最后加入200kg月桂酰胺丙基氧化胺和200kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例4为实施例1配方中的非离子表面活性剂AEG2104的量偏离了22％-28％的范围，即加入了210kg非离子表面活性剂AEG2104(21％)所得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，少加的非离子表面活性剂AEG2104的量用水补齐。
对比例5
将非离子表面活性剂290kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入260kg水，搅拌30min，最后加入200kg月桂酰胺丙基氧化胺和200kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例5为实施例1配方中的非离子表面活性剂AEG2104的量偏离了22％-28％的范围，即加入了290kg非离子表面活性剂AEG2104(29％)所得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，多加的非离子表面活性剂AEG2104的量从水中的量去除。
对比例6
将非离子表面活性剂280kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入280kg水，搅拌30min，最后加入190kg月桂酰胺丙基氧化胺和200kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例6为实施例1配方中的两性离子表面活性剂月桂酰胺丙基氧化胺的量偏离了20％-25％的范围，即加入了190kg月桂酰胺丙基氧化胺(19％)所得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，少加的月桂酰胺丙基氧化胺的量用水补齐。
对比例7
将非离子表面活性剂280kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入210kg水，搅拌30min，最后加入260kg月桂酰胺丙基氧化胺和200kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例7为实施例1配方中的两性离子表面活性剂月桂酰胺丙基氧化胺的量偏离了20％-25％的范围，即加入了260kg月桂酰胺丙基氧化胺(26％)所得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，多加的月桂酰胺丙基氧化胺的量从水中的量去除。
对比例8
将非离子表面活性剂280kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入280kg水，搅拌30min，最后加入200kg月桂酰胺丙基氧化胺和190kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例8为实施例1配方中的纳米流动改进剂HA004的量偏离了20％-25％的范围，即加入了190kg纳米流动改进剂HA004(19％)所得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，少加的纳米流动改进剂HA004的量用水补齐。
对比例9
将非离子表面活性剂280kgAEG2104加入到反应釜中，再加入50kg甲醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入210kg水，搅拌30min，最后加入200kg月桂酰胺丙基氧化胺和260kg纳米流动改进剂HA004，充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
对比例9为实施例1配方中的纳米流动改进剂HA004的量偏离了20％-25％的范围，即加入了260kg纳米流动改进剂HA004(26％)所得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，多加的纳米流动改进剂HA004的量从水中的量去除。
性能测试：
将上述实施例和对比例制备所得产品配成0.3％浓度样品溶液进行性能测试，测试条件和测试方法参照Q/SH1020 2871—2021如下：
测试条件：
1、测试仪器：博勒飞DV3T流变仪，恒温干燥箱，TX-500C型全量程旋转滴界面张力测量仪，恒温水浴。
2、测试温度：胜利油田某区块地层温度55℃。
3、测试用原油：胜利油田某区块高含蜡脱水原油(55℃粘度为1186mpa.s，蜡含量40％)。
4、测试用水：胜利油田某区块注入水，矿化度100000mg/L，钙镁离子浓度2000mg/L。
测试方法：
1、界面张力测试:
按照Q/SH1020 2871-2021中7.4的规定，在55℃下测定样品溶液与目标区块油样间的界面张力(转速5000r/min，密度差按0.05计算)，记录界面张力最低值。
2、降粘率测定：
采用胜利油田某区块注入水将高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂配成质量浓度0.3％的溶液。称取配制的样品溶液30g放入小烧杯中，加入胜利油田某区块油样70g，密封后置于恒温干燥箱内，在55℃下恒温2h。取出油水混合液，用玻璃棒快速搅拌使油水混合均匀，迅速用流变仪按Q/SH1020 2871-2021中7.5的规定测定55℃下油水混合物的粘度。
降粘率计算公式如下：
式中：f——降粘率；
μ0——55℃下稠油油样的粘度，mPa·s；
μ——55℃下油水混合物的粘度，mPa·s。
3、吸附后性能测定
称取30.0g模拟地层砂放入螺口试剂瓶中，加入质量浓度0.3％的样品溶液90.0g，旋紧盖子，用手摇匀，放入恒温水浴振荡器中，振荡频率设为170r/min，在油藏温度下振荡24h。
3.1吸附后降粘率测定
取出样品，静置60min后用注射器吸取上层清液30.0g放入250mL烧杯中，加入70.0g实验油样，密封后置于恒温干燥箱内，在油藏温度55℃下恒温2h。按Q/SH1020 2871-2021中7.5的规定测定油藏温度55℃下油水混合液的黏度，并计算吸附后降黏率。
3.2吸附后界面张力测定
按照Q/SH1020 2871-2021中7.4的规定，在55℃下测定吸附后上层清液与目标区块油样间的界面张力(转速5000r/min，密度差按0.05计算)，记录界面张力最低值。
4、洗油率测定：
4.1将模拟地层砂与目标区块原油按4:1比例(质量比)混合，放入恒温干燥箱中，在油藏温度55℃下老化7d，每天搅拌1次，使油砂混合均匀。
4.2用目标区块注入水配制0.3％的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂样品溶液100g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后待测。
4.3称取老化好的油砂约5g放至100mL锥形瓶中，称重得m1，精确至0.001g。
4.4向4.3样品中加入配制好的样品溶液50g，充分混合后在油藏温度55℃下静置48h。
4.5将4.4静置后的样品中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干净的棉纱蘸出，并倒出样品溶液，将锥形瓶放在105℃烘箱中烘至恒重，得m2。
4.6用石油醚对4.5中样品进行原油洗脱，直至石油醚无色。将洗脱尽原油的锥形瓶置于120℃烘箱中烘至恒重，称重得m3。
4.7按下式计算洗油率：
式中：σ—洗油率；
m1—洗油前锥形瓶与油砂的总质量，g；
m2—洗油后锥形瓶与油砂的质量，g；
m3—锥形瓶与洗净后地层砂的总质量，g。
将上述实施例1-6和对比例1-9中得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂按照上述测试方法进行界面张力、降粘率、洗油效率和吸附后界面张力、降粘率的测试，测试结果如表1所示。其中，于55℃下按照Q/SH1020 2871-2021规定的下述各参数的标准为：界面张力≤5.0×10-2mN/m，降粘率≥90％，洗油效率≥40％，吸附后降粘率≥80％，吸附后界面张力≤9.9×10-2mN/m。
表1高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂性能测试
由上述表1可见，本发明申请所提供的配方在纳米表面活性剂HA004、非离子表面活性剂AEG2104和两性离子表面活性剂氧化胺及其组分配比的协同作用下，可使所得到的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂具有比参数标准更优异的性能，即超低界面张力≤3.8×10-3mN/m，降粘率≥98.5％，洗油效率≥72.5％，吸附后降粘率≥97.6％，吸附后界面张力≤4.5×10-3mN/m等特点，这也就意味着其特别是针对高含蜡普通稠油油藏具有很强的驱油能力，在应用于高含蜡稠油冷采降粘化学驱中时可大幅度提高原油的采收率。
Claims (9)
1.高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂，其特征在于，以质量百分比计，包括纳米表面活性剂20％-25％、非离子表面活性剂22％-28％、两性离子表面活性剂20％-25％，低碳醇5％，其余为水。
2.根据权利要求1所述的降黏剂，其特征在于，所述纳米表面活性剂为从宁波锋成纳米科技有限公司商购获得的代号为HA004的纳米流动改进剂，粒径≤200nm。
3.根据权利要求1所述的降黏剂，其特征在于，所述非离子表面活性剂为从江苏万淇生物科技股份有限公司商购获得的代号为AEG2104的脂肪醇聚氧乙烯醚葡糖苷。
4.根据权利要求1所述的降黏剂，其特征在于，所述两性离子表面活性剂选自月桂酰胺丙基氧化胺、椰油酰胺丙基氧化胺和十四烷基酰胺丙基氧化胺中的至少一种。
5.根据权利要求1所述的降黏剂，其特征在于，所述低碳醇选自甲醇、乙醇和异丙醇中的至少一种。
6.根据权利要求1-5任一项所述的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂的制备方法，包括以下步骤：
将非离子表面活性剂加入到反应釜中，再加入低碳醇，于温度35-40℃下搅拌均匀后，加入水，搅拌30min，最后加入两性离子表面活性剂和纳米表面活性剂充分搅拌均匀后，得到高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂。
7.根据权利要求1-5任一项所述的高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂在地层水矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L、稠油蜡含量15～40wt％的高含蜡普通稠油油藏冷采降粘驱中的应用。
8.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，所述高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂的使用浓度为0.3％。
9.根据权利要求7或8所述的应用，其特征在于，应用时，所述降黏剂在与矿化度≤100000mg/L、其中钙镁离子浓度≤2000mg/L的水相配伍时，界面张力≤3.8×10-3mN/m，降粘率≥98.5％，洗油效率≥72.5％，吸附后降粘率≥97.6％，吸附后界面张力≤4.5×10-3mN/m。
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