CN115340856B - 一种构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂，由以下质量百分比的组分构成：原油活性激活剂0.05～0.5％，HLD值调节剂0.05～0.2％，其余为地层水或模拟地层水；原油活性激活剂选自碳酸钠、碳酸铵、碳酸氢钠、尿素、四硼酸钠、三乙醇胺、乙二胺、二异丙醇胺、丙胺中的至少一种；HLD值调节剂选自壬基酚聚氧乙烯醚、十二醇聚氧乙烯醚、十二醇聚氧乙烯醚磺酸钠、山梨醇酐单棕榈酸酯、聚氧乙烯山梨醇酐三油酸酯、十二烷基硫酸钠、十二烷基氨基丙酸钠、油酸钠等中的至少一种。该乳化剂能够在含水≤80％范围内令油水完全乳化并形成油包水型乳化液，而且与原油间界面张力低，可在提高洗油效率的同时，为高渗条带内高黏乳化液构建提供足量油。

Description

一种构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂

技术领域

本发明涉及油田化学技术领域，尤其是一种构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂。

背景技术

水驱是全球最常用的油田开发技术之一，我国约有93％的油田采用注水开发，涉及产量占总原油产量的85％以上，占据着不容忽视的重要地位。由于原油中沥青质、胶质等天然乳化剂的存在，水驱油藏中，尤其是活性组分含量较高的稠油油藏中，油水经多孔介质剪切易发生自乳化。恰当的油水自乳化可以提高驱油相的流度控制能力，产生液流转向作用。但实际水驱开发实践表明，未经调控的油水自乳化大多不利于原油开采。其原因在于，注入水优先进入高渗条带，造成该区含水快速上升，原油乳化液由油包水型转变为水包油型；而低渗条带由于注入水分配少，含水上升慢，原油乳化液保持油包水型。随着水驱的进行，储层综合含水不断增加，高渗条带内的水包油乳化液黏度持续降低，而低渗条带内的油包水乳化液黏度持续升高，高、低渗条带内流体的流动阻力差异不断增大，层间矛盾恶化，最终导致原油开采效果变差。

因此，水驱效果的改善须以油水乳化的调控为基础。若能提高乳化液相变点，令高渗条带内的乳化液在高含水下保持油包水型相态不变，那么，随含水增加，高渗条带内的乳化液黏度将明显大于低渗条带，两区渗流阻力差异减弱，排驱前缘趋于稳定。而且，油包水型乳化液与原油“近混相”，其波及区域内驱油效率极高。此外，若能同时降低油水界面张力，则岩石表面残余油更易于剥离，可为高渗条带内高黏乳化液的形成奠定物质基础。因此，利用低界面张力乳化剂构建高内相油包水型乳化液是极限化水驱采收率的重要途径。

为提高油包水型乳化液的相变点，现有文献报道的主要手段是引入纳米材料形成Pickering乳化液。比如专利《含高相变点原位乳化增黏体系及在水驱油藏的应用》报道，通过携带剂注入浓度为0.05％的亲油性胶态粒子，配合浓度分别为0.25％和0.45％的水溶性表面活性剂和油溶性表面活性剂可形成高相变油包水Pickering乳状液。专利《一种形成高相变点油包水型原位乳化纳米驱油剂及其应用》指出，利用偶联剂改性的蒙脱土可在地层剪切的诱导下于油-水界面定向吸附形成相变点大于80％的油包水型Pickering乳化液。纳米材料的加入有助于相变点的提高，但其通常需要解决注入性问题(如利用携带剂注入)，而且单纯的纳米材料降低界面张力能力不足，须与大量表面活性剂协同才能有效降低界面张力。

发明内容

为了提高水驱开采过程中油水自乳化形成的油包水型乳化液的相变点，本发明提供了一种构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂。

本发明提供的构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂，由以下质量百分比的组分构成：

原油活性激活剂0.05～0.5％，HLD值调节剂0.05～0.2％，其余为地层水或模拟地层水。

其中，所述原油活性激活剂选自碳酸钠、碳酸铵、碳酸氢钠、尿素、四硼酸钠、三乙醇胺、乙二胺、二异丙醇胺、丙胺中的至少一种。

所述HLD值调节剂选自壬基酚聚氧乙烯醚、十二醇聚氧乙烯醚、十二醇聚氧乙烯醚磺酸钠、山梨醇酐单棕榈酸酯、聚氧乙烯山梨醇酐三油酸酯、十二烷基硫酸钠、十二烷基氨基丙酸钠、椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱、油酸二乙醇酰胺、油酸钠中的至少一种。

将原油活性激活剂、HLD值调节剂在低速搅拌下加入地层水或模拟地层水，完全溶解，得到乳化剂溶液。

一种优选的乳化剂，各组分含量如下：

原油活性激活剂0.25％，HLD值调节剂0.1％，其余为地层水或模拟地层水。

所述原油活性激活剂为碳酸钠和三乙醇胺按照质量比4:1的混合物。

所述HLD值调节剂为山梨醇酐单棕榈酸酯和十二烷基硫酸钠按照质量比1:1的混合物。

一种优选的乳化剂，各组分含量如下：

原油活性激活剂0.35％，HLD值调节剂0.05％，其余为地层水或模拟地层水。

所述原油活性激活剂为尿素、碳酸铵和乙二胺按照质量比4:2:1的混合物。

所述HLD值调节剂为十二醇聚氧乙烯醚磺酸钠和椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱按照质量比2:3的混合物。

一种优选的乳化剂，各组分含量如下：

原油活性激活剂0.4％，HLD值调节剂0.06％，其余为地层水或模拟地层水。

所述原油活性激活剂为碳酸氢钠、四硼酸钠和二异丙醇胺按照质量比6:1:1的混合物。

所述HLD值调节剂为油酸钠和壬基酚聚氧乙烯醚按照质量比1:1的混合物。

与现有技术相比，本发明的有益之处在于：

(1)利用碱性溶液激活原油中极性组分，形成与原油亲和能力强的天然表面活性剂；该天然表面活性剂与加入的表面活性剂组分(HLD值调节剂)协同产生最优HLD值，可在含水≤80％范围内令油水完全乳化并形成油包水型乳化液。

(2)乳化剂活性强，与原油间界面张力≤10^-2mN/m，可在提高洗油效率的同时，为高渗条带内高黏乳化液构建提供足量油相。

(3)乳化剂成本低廉、易注入。

本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。

附图说明

图1、实施例1中含水80％油包水乳化液1的外观及微观结构图。

图2、实施例1中含水率80％的油包水乳化液1对渗流阻力的影响图。

图3、实施例2中含水率75％的油包水乳化液2对渗流阻力的影响图。

图4、实施例3中含水率80％的油包水乳化液3对渗流阻力的影响图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

实施例1

(1)乳化剂体系制备：取原油活性激活剂0.25g(其中碳酸钠0.2g、三乙醇胺0.05g)，HLD值调节剂0.1g(其中山梨醇酐单棕榈酸酯0.05g、十二烷基硫酸钠0.05g)，在低速搅拌条件下加入99.65g矿化度为1.2×10⁴mg/L的模拟地层水中，待其完全溶解后即得到乳化剂溶液1。模拟地层水是含氯化钠和氯化钙的水溶液，其中，氯化钠1.1×10⁴mg/L，氯化钙0.1×10⁴mg/L。

(2)油水乳化性质测试：原油1在油藏温度65℃下黏度为65mPa·s。将该原油与乳化剂溶液1分别预热至65℃，再按不同体积比混合，并使用乳化仪在65℃、260s^-1下搅拌30min形成乳化液。用旋转黏度仪在65℃、7.34s^-1下测试各乳化剂在不同含水条件下形成乳化液的表观黏度(见表1)，表观黏度最大值对应的含水百分数即该乳化液的相变点。

对比样1：实验方法同上述步骤(1)和(2)，步骤(1)中去掉HLD值调节剂，仅使用原油活性激活剂0.25g(其中碳酸钠0.2g、三乙醇胺0.05g)。

对比样2：实验方法同上述步骤(1)和(2)，步骤(1)中去掉原油活性激活剂，仅使用HLD值调节剂，0.05g山梨醇酐单棕榈酸酯、0.05g十二烷基硫酸钠。

表1不同含水下各乳化剂形成乳化液的黏度

结果表明，本发明的乳化剂溶液1、对比样1和对比样2形成乳化液的相变点分别为80％、60％和50％。可见，单独的原油活性激活剂作为乳化剂的相变点较低(60％)，而单独的HLD值调节剂作为乳化剂的相变点更低(50％)。而本发明乳化剂的原油活性激活剂与HLD值调节剂有明显协同作用，能够有效提高乳化液相变点。

(3)界面张力测试：在65℃条件用TX500C旋转滴界面张力仪测定乳化剂溶液1与原油1的界面张力，测定时间2h，获得的稳定界面张力值为0.018mN/m。本发明的乳化剂表现出良好的油水界面张力降低能力。

(4)流度控制与渗透率调控能力测试：

65℃条件下，将原油1与乳化剂溶液1按体积比1:4以总流速1ml/min同时注入液测渗透率为462md的岩心1#，形成含水率80％的油包水乳化液1(见图1)。收集油包水乳化液1，将其以1.24ml/min的流速注入液测渗透率为1300md的岩心1′#直至压力稳定，测量岩心1′#进出口压差，计算有效黏度。最后，以1ml/min的流速向岩心1′#中注水直至压力稳定，计算岩心1′#渗透率降低率。

图2是含水率80％的油包水乳化液1对渗流阻力的影响图。根据图2，含水率80％的油包水乳化液1在岩心1′#中产生了明显的流度控制与渗透率调控作用，其有效黏度达到3327mPa·s，经其作用后，岩心1′#渗透率降低了99.7％，注入水从岩心1′#中突破的压力为2.3MPa/m。

实施例2

(1)体系制备：取原油活性激活剂0.35g(其中尿素0.2g、碳酸铵0.1g、乙二胺0.05g)，HLD值调节剂0.05g(其中十二醇聚氧乙烯醚磺酸钠0.02g、椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱0.03g)，在低速搅拌条件下加入99.6g矿化度为8.5×10⁴mg/L的模拟地层水中，待其完全溶解后即得到乳化剂溶液2。模拟地层水是含氯化钠和氯化钙的水溶液，其中，氯化钠8×10⁴mg/L，氯化钙0.5×10⁴mg/L。

(2)油水乳化性质测试：原油2在油藏温度80℃下黏度为85mPa·s。将该原油与乳化剂溶液2分别预热至80℃，再按不同体积比混合，并使用乳化仪在80℃、260s^-1下搅拌30min形成乳化液。用旋转黏度仪在80℃、7.34s^-1下测试不同含水条件下形成乳化液的表观黏度(见表2)，表观黏度最大值对应的含水百分数即该乳化液的相变点。

对比样1：实验方法同上述步骤(1)和(2)，步骤(1)中去掉HLD值调节剂，仅使用原油活性激活剂0.35g(其中尿素0.2g、碳酸铵0.1g、乙二胺0.05g)。

对比样2：实验方法同上述步骤(1)和(2)，步骤(1)中去掉原油活性激活剂，仅使用HLD值调节剂0.05g(其中十二醇聚氧乙烯醚磺酸钠0.02g、椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱0.03g)。

表2不同含水下各乳化剂形成乳化液的黏度

结果表明，本发明的乳化剂溶液2和对比样1形成乳化液的相变点分别为75％和60％，对比样2不能使原油2形成稳定乳化液。可见，单独的原油活性激活剂作为乳化剂的相变点较低(60％)，而单独的HLD值调节剂与原油不能形成稳定乳化液。由此说明本发明的原油活性激活剂与HLD值调节剂协同可形成高内相油包水乳化液。

(3)界面张力测试：在80℃条件用TX500C旋转滴界面张力仪测定乳化剂溶液2与原油2的界面张力，测定时间2h，获得的稳定界面张力值为0.0083mN/m。说明本发明的乳化剂大幅度降低了油水界面张力。

(4)流度控制与渗透率调控能力测试：

80℃条件下，将原油2与乳化剂溶液2按体积比1:3以总流速1ml/min同时注入液测渗透率为451md的岩心2#，形成含水率75％的油包水乳化液2。收集油包水乳化液2，将其以0.35ml/min的流速注入液测渗透率为122md的岩心2′#直至压力稳定，测量岩心2′#进出口压差，计算有效黏度。最后，以1ml/min的流速向岩心2#中注水直至压力稳定，计算岩心2′#渗透率降低率。

图3是含水率75％的油包水乳化液2对渗流阻力的影响图。根据图3，含水率75％的油包水乳化液2在岩心2′#中有效黏度为2550mPa·s，显著降低了水相流度；经其作用后，注入水从岩心2′#中突破的压力梯度高达77.7MPa/m，岩心2′#渗透率降低99.9％。

实施例3

(1)体系制备：取原油活性激活剂0.4g(其中碳酸氢钠0.3g、四硼酸钠0.05g、二异丙醇胺0.05g)，HLD值调节剂0.06g(其中油酸钠0.03g、壬基酚聚氧乙烯醚0.03g)，在低速搅拌条件下加入99.54g矿化度为3×10⁴mg/L的模拟地层水中，待其完全溶解后即得到乳化剂溶液3。模拟地层水是含氯化钠和氯化钙的水溶液，其中，氯化钠2.75×10⁴mg/L，氯化钙0.25×10⁴mg/L。

(2)油水乳化性质测试：原油3在油藏温度60℃下黏度为102mPa·s。将该原油与乳化剂溶液3分别预热至60℃，再按不同体积比混合，并使用乳化仪在60℃、260s^-1下搅拌30min形成乳化液。用旋转黏度仪在60℃、7.34s^-1下测试不同含水条件下形成乳化液的表观黏度(见表3)。

对比样1：实验方法同上述步骤(1)和(2)，步骤(1)中去掉HLD值调节剂，仅使用原油活性激活剂0.4g(其中碳酸氢钠0.3g、四硼酸钠0.05g、二异丙醇胺0.05g)。

对比样2：实验方法同上述步骤(1)和(2)，步骤(1)中去掉原油活性激活剂，仅使用HLD值调节剂0.06g(其中油酸钠0.03g、壬基酚聚氧乙烯醚0.03g)。

表3不同含水下各乳化剂形成乳化液的黏度

结果表明，乳化剂溶液3和对比样1形成乳化液的相变点分别为80％和60％，对比样2在含水80％以上时才能使原油形成稳定乳化液。可见，单独的原油活性激活剂作为乳化剂的相变点较低(60％)，而单独的HLD值调节剂与原油在含水80％以下不能使原油形成稳定乳化液，在含水80％以上时才能使原油形成稳定乳化液。由此说明，发明的乳化剂中原油活性激活剂与HLD值调节剂仍表现出良好的协同作用，可产生高内相油包水乳化液。

(3)界面张力测试：在80℃条件用TX500C旋转滴界面张力仪测定乳化剂溶液3与原油3的界面张力，测定时间2h，获得的稳定界面张力值为0.027mN/m。说明本发明的乳化剂有效度降低了油水界面张力。

(4)流度控制与渗透率调控能力测试：

60℃条件下，将原油3与乳化剂溶液3按体积比1:4以总流速1ml/min同时注入液测渗透率为423md的岩心3#，形成含水率80％的油包水乳化液3。收集油包水乳化液3，将其以0.74ml/min的流速注入液测渗透率为518md的岩心3′#直至压力稳定，测量岩心3′#进出口压差，计算有效黏度。最后，以1ml/min的流速向岩心3#中注水直至压力稳定，计算岩心3′#渗透率降低率。

图4是含水率80％的油包水乳化液3对渗流阻力的影响图。根据图4，含水率80％的油包水乳化液3在岩心3′#中有效黏度为2437mPa·s，显著降低了水相流度；经其作用后，岩心3′#渗透率降低99.9％，注入水从岩心3′#中突破的压力梯度为5.1MPa/m。

总之，本发明的乳化剂以廉价碱剂激活原油自身活性，通过“内”、“外”源表面活性成分协同作用，聚集高渗条带残余油形成高内相高黏度乳化液，增大水窜通道渗流阻力，自适应稳定排驱前缘，提高原油采收率。而且，该乳化剂易溶于水，注入工艺简便，低价高效，具有明显经济可行性。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (5)

1.一种构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂，其特征在于，由以下质量百分比的组分构成：

原油活性激活剂0.05～0.5％，HLD值调节剂0.05～0.2％，其余为地层水或模拟地层水；

其中，所述原油活性激活剂选自碳酸钠、碳酸铵、碳酸氢钠、尿素、四硼酸钠、三乙醇胺、乙二胺、二异丙醇胺、丙胺中的至少一种；

所述HLD值调节剂选自山梨醇酐单棕榈酸酯和十二烷基硫酸钠的混合物、十二醇聚氧乙烯醚磺酸钠和椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱的混合物、油酸钠和壬基酚聚氧乙烯醚的混合物这三种混合物中的一种。

2.如权利要求1所述的构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂，其特征在于，将原油活性激活剂、HLD值调节剂在低速搅拌下加入地层水或模拟地层水，完全溶解，得到乳化剂溶液。

3.如权利要求2所述的构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂，其特征在于，各组分含量如下：

原油活性激活剂0.25％，HLD值调节剂0.1％，其余为地层水或模拟地层水；

所述原油活性激活剂为碳酸钠和三乙醇胺按照质量比4:1的混合物；

所述HLD值调节剂为山梨醇酐单棕榈酸酯和十二烷基硫酸钠按照质量比1:1的混合物。

4.如权利要求2所述的构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂，其特征在于，各组分含量如下：

原油活性激活剂0.35％，HLD值调节剂0.05％，其余为地层水或模拟地层水；

所述原油活性激活剂为尿素、碳酸铵和乙二胺按照质量比4:2:1的混合物；

所述HLD值调节剂为十二醇聚氧乙烯醚磺酸钠和椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱按照质量比2:3的混合物。

5.如权利要求2所述的构建调驱用高内相油包水型乳化液的乳化剂，其特征在于，各组分含量如下：

原油活性激活剂0.4％，HLD值调节剂0.06％，其余为地层水或模拟地层水；

所述原油活性激活剂为碳酸氢钠、四硼酸钠和二异丙醇胺按照质量比6:1:1的混合物；

所述HLD值调节剂为油酸钠和壬基酚聚氧乙烯醚按照质量比1:1的混合物。

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