CN115491188B - 一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用 - Google Patents
一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115491188B CN115491188B CN202211258410.7A CN202211258410A CN115491188B CN 115491188 B CN115491188 B CN 115491188B CN 202211258410 A CN202211258410 A CN 202211258410A CN 115491188 B CN115491188 B CN 115491188B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- surfactant
- oil
- alkyl
- emulsion
- alkyl glycoside
- 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.)
- Active
Links
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 4
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 title description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 12
- -1 alkyl glycoside Chemical class 0.000 claims description 27
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 claims description 27
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 14
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 14
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 13
- ONJQDTZCDSESIW-UHFFFAOYSA-N polidocanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCO ONJQDTZCDSESIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 claims description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims 1
- 125000000373 fatty alcohol group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 55
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 41
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 30
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 17
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000009736 wetting Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 10
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 8
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 8
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 7
- 150000002191 fatty alcohols Chemical group 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 150000002338 glycosides Chemical class 0.000 description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 3
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- PLZVEHJLHYMBBY-UHFFFAOYSA-N Tetradecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCN PLZVEHJLHYMBBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical group 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N Octadecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCN REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M dodecyltrimethylammonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 2
- BZANQLIRVMZFOS-ZKZCYXTQSA-N (3r,4s,5s,6r)-2-butoxy-6-(hydroxymethyl)oxane-3,4,5-triol Chemical compound CCCCOC1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O BZANQLIRVMZFOS-ZKZCYXTQSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001246 bromo group Chemical group Br* 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013375 chromatographic separation Methods 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 239000007943 implant Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 231100000956 nontoxicity Toxicity 0.000 description 1
- HEGSGKPQLMEBJL-RKQHYHRCSA-N octyl beta-D-glucopyranoside Chemical compound CCCCCCCCO[C@@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O HEGSGKPQLMEBJL-RKQHYHRCSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
本发明公开了一种油田开发驱替乳液，由生物基表面活性剂、离子表面活性剂、有机胺、非离子表活剂、溶剂的摩尔比为：＝(0.7～0.9):1:(0.3～0.5):(0.5～1.2):(177～250.8)复配而成。本发明对原油界面张力低于10‑2mN/m数量级，达到超低界面；对石英玻璃片及油湿石英玻璃片接触角均小于10°，达到超强水湿；耐矿化度100000mg/l，耐矿化度高，现场应用驱油效果明显。
Description
技术领域
本发明属于采油工程领域技术领域，涉及一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用。
背景技术
石油是国民经济发展的命脉，获得更多的油气资源，提高原油的采收率，是全世界石油领域开发的核心问题。我国大部分油田地层中还剩余大约40％～70％原油，因而需要三次采油来对部分剩余原油进行再次开采，与此同时，随着勘探开发力度的不断加大，越来越多的低渗、特低渗油藏被发现，但低渗、特低渗油藏的开采难度大、开发效益都不及常规油田，如何利用好低渗、特低渗油藏中的剩余原油成为了关系我国经济能否继续快速发展的重要因素。
近年来，在我国各大油田低渗透、特低渗油藏提高采收率技术工业化应用取得明显效果的驱油剂主要是各类表面活性剂及其复配的乳液，利用其降低油、水界面张力的能力等提高原油采收率，表面活性剂水溶液与原油之间的界面张力是判断表面活性剂驱油体系性能优劣的重要手段之一，三次采油用表面活性剂体系的主要标准之一是降低油水界面达到超低界面张力，即10-3mN/m数量级，只有在实际油藏中将油水界面张力降低至超低界面张力区，才能使油藏岩层孔隙中的残余原油形变和流动，大幅提高原油采收率。
三次采油工业化应用的第一大类表面活性剂为阴、非离子表活剂及其复配乳液，为避免带负电的岩层对表面活性剂有效成分的吸附，常使用阴、非离了体系，这些表面活性剂体系降低界面张力的机理，以及该过程中表面活性剂分了在油水界面的分布、与岩层及实际水体系相互作用、乳化作用等方面的微观机理已经被广泛研究。以钠盐为主的阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂复配，阴离子耐盐性能较差，部分非离子表面活性剂对温度敏感，并且由于使用浓度高造成经济效益差，因此，使用时受到一些限制；阴、非离子混合性表面活性剂，它既能保持阴离子和非离子表面活性剂各自的优点，又可以防止色谱分离现象的发生，而且大大提高了体系的耐盐性和耐温性能，但都难以获得超低界面张力能力。
三次采油工业化应用的第二大类表面活性剂为阴、阳离子表面活性剂复配乳液，阴、阳离了表面活性剂作为一种新型表面活性剂混合体系，由于阴、阳离子对之间强烈的电性吸引作用，使其头基能够充分靠近，从而能在油水界面上紧密排列，并具有很好的形成微乳的能力，从而有利于超低界面张力的获得与稳定，但由于阴离子抗钙镁离子及抗高温性能差，限制了其在高矿化度、高温油田环境中的使用。
进行三次采油工业化应用的第三大类表面活性剂为两性离子表面活性剂及其复配乳液，一般界面张力能够达到10-2mN/m数量级。
目前三次采油中应用的表面活性剂，无论是阴离子、非离子表面活性剂复配，还是阴离子、阳离子或两性离子表活剂复配，由于离了对的结构组成和不同活性基团的相互影响，以及在油田实际应用中的复杂性，很难在实际应用中获得超低界面张力。阴离子及阴、非离子混合性表活剂中阴离子通常为磺酸根、羧酸根、硫酸根，磺酸根水溶性差、不耐高温，硫酸根一般50℃以上很快水解，含羧酸跟的阴、非离子混合性表面活性剂及两性离子表面活性剂通常有机氯，很难达到小于0.01％的行业应用标准，三次采油中应用的表面活性剂及其复配技术还有待进一步完善发展。
烷基多糖苷中糖的聚合度和烷基大小影响其性能。糖的聚合度一般为1.1～3.0，烷基链长度一般为c8～c16，其HLB值一般为13～16。烷基多糖苷表面活性剂具有表面张力低、无浊点、湿润力强、HLB值可调、生物降解迅速、不含有机氯、无毒等突出优点，目前主要应用于民用洗涤用品和工业清洗剂。该类表面活性剂虽然在1991年提出用作驱油用表面活性剂，单纯烷基多糖苷由于亲水基较大，降低油水界面张力能力不强，在采油工程领域研究一直未受重视。
蒋立英将丁基葡萄糖苷、辛基葡萄糖苷分别与羟基丙基季铵盐阳离子复配(“烷基糖苷季铵盐表面活性剂复配性能研究”，蒋立英，《日用化学工艺》，2020年，第50卷，第3期，171-176页)。烷基糖苷直接季铵盐阳离子表面活性剂复配原理基于增加混合液表面膜强度，其复配摩尔比为1：(0.1～1.0)，但复配原理、配制方法不明确，研究方向为复配体系表面性能，但表面张力低，只能应用于日用化工洗涤领域。
中国专利申请201910282929.0公开了一种适用于原油采集的生物酶驱油剂，该驱油剂由生物酶、聚氧乙烯醚、烷基糖苷和双季铵盐组成。生物酶为主剂，烷基糖苷和双季铵盐为附剂，由于双季铵盐位阻大，糖苷无法与季铵盐阳离子配合降低界面张力到超低。
发明内容
本发明旨在提供一种主要针对油田采油工程领域的油田开发驱替乳液，解决常规表活剂驱替乳液界面、润湿、耐矿化度性能差的问题。
作为本发明的发明目的之一，本发明提供了一种油田开发驱替乳液，由生物基表面活性剂、离子表面活性剂、有机胺、非离子表活剂及溶剂复配而成；其中，生物基表面活性剂、离子表面活性剂、有机胺、非离子表活剂、溶剂的摩尔比为：N(生物基表面活性剂)：N(离子型表面活性剂)：N(有机胺)：N(非离子表活剂)：N(溶剂)＝(0.7～0.9):1:(0.3～0.5):(0.5～1.2):(177～250.8)。
优选地，生物基表面活性剂为烷基多苷的聚合度n为1.1～3且烷基R为C8～C16的烷基糖苷。
优选地，烷基糖苷包括C8～C10烷基糖苷APG0810、C8～C14烷基糖苷APG0814、C8～C16烷基糖苷APG0816、C12～C14烷基糖苷APG1214和C12～C16烷基糖苷APG1216。
优选地，离子表面活性剂为烷基R为C8～C18的季铵盐阳离子表面活性剂。
优选地，离子表面活性剂为C8～C18烷基三甲基氯化铵或溴化铵。
优选地，有机胺是指烷基R为C8～C18伯胺。
优选地，有机胺为C8～C18烷基伯胺。
优选地，非离子表活剂为脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9或十二十四醇聚氧乙烯醚MOA-9。
优选地，溶剂为水。
作为本发明的发明目的之一，本发明提供了上述油田开发驱替乳液的制备方法，在容器中依次加入配比好的溶剂、生物基表面活性剂、离子表面活性剂、有机胺和非离子表活剂，加热搅拌至55～60℃，以120～150转/分钟的转速连续搅拌90～120分钟，即得。
作为本发明的发明目的之一，本发明提供了上述油田开发驱替乳液在油田注水井驱油过程中的应用，将所述油田开发驱替乳液配制成浓度为0.2-0.3wt％的水溶液，注入到注水井中。
有益效果：本发明的一种油田开发驱替乳液，对原油界面张力低于10-2mN/m数量级，达到超低界面；对石英玻璃片及油湿石英玻璃片接触角均小于10°，达到超强水湿；耐矿化度高达100000mg/l，耐矿化度高；现场应用驱油效果明显。
附图说明
图1为实施例1对原油界面张力变化示意图；
图2为实施例1进行油湿石英玻璃片接触角测试的示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作详细描述，但本发明的实施不仅限于此。
实施例1
一种油田开发驱替乳液由烷基糖苷APG0810、十八烷基三甲基氯化铵1831、12伯胺、十二十四醇聚氧乙烯醚MOA-9及溶剂水复配而成。在容器中依次加入0.014mol烷基糖苷APG0810、0.02mol十八烷基三甲基氯化铵1831、0.01mol十二伯胺、0.01mol十二十四醇聚氧乙烯醚MOA-9，其摩尔比为：N(烷基糖苷APG0810)：N(十八烷基三甲基氯化铵1831)：N(十二伯胺)：N(十二十四醇聚氧乙烯醚MOA-9)＝0.7:1:0.5：0.5，加入余量溶剂水使配制乳液质量为100g。加热搅拌至55～60℃，以120转/分钟的转速连续搅拌90分钟，得到一种油田开发驱替乳液。
配制质量浓度0.2％的上述油田开发驱替乳液的水溶液，在温度95℃、矿化度100000mg/l条件下，对AF油田原油界面张力为2.3×10-4mN/m，检测结果如图1所示。
配制质量浓度0.025％一种油田开发驱替乳液的水溶液，接触角测试时间均为35分钟。对油湿石英玻璃片接触角为4.1°，而清水对油湿石英玻璃片接触角为80.2°，油湿石英玻璃片润湿性转变为超强亲水。对石英玻璃片接触角为0°，而清水对石英玻璃片接触角为58.2°，石英玻璃片润湿性转变为超强亲水。
配制质量浓度0.00625％一种油田开发驱替乳液的水溶液，测试时间35分钟。对油湿石英玻璃片接触角为2.4°，如图2，而清水对油湿石英玻璃片接触角为80.2°，油湿石英玻璃片润湿性转变为较强亲水。对石英玻璃片接触角为0°，而清水对石英玻璃片接触角为58.2°，石英玻璃片润湿性转变为较强亲水。
实施例2
一种油田开发驱替乳液由烷基糖苷APG0816、十六烷基三甲基氯化铵1631、十四伯胺、脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9及溶剂水复配而成。在容器中依次加入0.016mol烷基糖苷APG0816、0.02mol十六烷基三甲基氯化铵1631、0.008mol十四伯胺、0.016mol脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9，其摩尔比为：N(烷基糖苷APG0816)：N(十六烷基三甲基氯化铵1631)：N(十四伯胺)：N(脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9)＝0.8:1:0.4：0.8，加入余量溶剂水使配制乳液质量为100g。加热搅拌至55～60℃，以120转/分钟的转速连续搅拌90分钟，得到一种油田开发驱替乳液。
配制质量浓度0.2％的上述油田开发驱替乳液的水溶液，在温度95℃、矿化度100000mg/l条件下，对AF油田原油界面张力为1.8×10-3mN/m。
配制质量浓度0.025％的上述油田开发驱替乳液的水溶液，接触角测试时间均为35分钟。对油湿石英玻璃片接触角为1.5°，而清水对油湿石英玻璃片接触角为80.2°，油湿石英玻璃片润湿性转变为超强亲水。对石英玻璃片接触角为0°，而清水对石英玻璃片接触角为58.2°，石英玻璃片润湿性转变为超强亲水。
配制质量浓度0.00625％的上述油田开发驱替乳液的水溶液，测试时间35分钟。对油湿石英玻璃片接触角为2.3°，而清水对油湿石英玻璃片接触角为80.2°，油湿石英玻璃片润湿性转变为较强清水。对石英玻璃片接触角为0°，而清水对石英玻璃片接触角为58.2°，石英玻璃片润湿性转变为较强清水。
实施例3
一种油田开发驱替乳液由烷基糖苷APG1216、十二烷基三甲基溴化铵1231(溴型)、十八伯胺、脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9及溶剂水复配而成。在容器中依次加入0.018mol烷基糖苷APG1216、0.02mol十六烷基三甲基氯化铵1631、0.006mol十八伯胺、0.024mol脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9，其摩尔比为：N(烷基糖苷APG1216)：N(十二烷基三甲基溴化铵1231)：N(十八伯胺)：N(脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9)＝0.9:1:0.3：1.2，加入余量溶剂水使配制乳液质量为100g。加热搅拌至55～60℃，以150转/分钟的转速连续搅拌120分钟，得到一种油田开发驱替乳液。
配制质量浓度0.2％的上述油田开发驱替乳液的水溶液，在温度95℃、矿化度100000mg/l条件下，对AF油田原油界面张力为2.6×10-3mN/m。
配制质量浓度0.025％的上述油田开发驱替乳液的水溶液，接触角测试时间均为35分钟。对油湿石英玻璃片接触角为2.7°，而清水对油湿石英玻璃片接触角为80.2°，油湿石英玻璃片润湿性转变为超强亲水。对石英玻璃片接触角0°，而清水对石英玻璃片接触角为58.2°，石英玻璃片润湿性转变为超强亲水。
配制质量浓度0.00625％的上述油田开发驱替乳液的水溶液，测试时间35分钟。对油湿石英玻璃片接触角为3.1°，而清水对油湿石英玻璃片接触角为80.2°，油湿石英玻璃片润湿性转变为较强清水。对石英玻璃片接触角为0°，而清水对石英玻璃片接触角为58.2°，石英玻璃片润湿性转变为较强亲水。
实施例4
G7注水井组含油层系为E1f2，含油面积1.23㎞2，地质储量84×104t，采出程度为4.5％。储层埋深2739.8m～2778.8m，温度96.5℃。储层孔隙度为9.4％，渗透率为2.6mD，为低孔—特低渗储层。G7块原油50℃时粘度为9.1～44.0mPa.s，含蜡量为6.5％～33.0％，胶质沥青质含量为11.0％～30.0％，属于普通原油。配制质量浓度为0.3％实施例3中的生物基活性乳液的水溶液，对原油界面张力为4.3×10-4mN/m，G7-2\G7-5日注水量为35m3/d，设计注入量为10500m3，阶段注入3200m3，增油235.6t，驱油效果明显。
以上已对本发明创造的较佳实施例进行了具体说明，但本发明创造并不限于所述实施例，熟悉本领域的技术人员在不违背本发明创造精神的前提下还可做出种种的等同的变型或替换，这些等同的变型或替换均包含在本申请权利要求所限定的范围内。
Claims (4)
1.一种油田开发驱替乳液，其特征在于，由生物基表面活性剂、离子型表面活性剂、有机胺、非离子型表面活性剂及溶剂复配而成；其中，生物基表面活性剂、离子型表面活性剂、有机胺、非离子型表面活性剂、溶剂的摩尔比为：N(生物基表面活性剂)：N(离子型表面活性剂)：N(有机胺)：N(非离子型表面活性剂)：N(溶剂) =（0.7～0.9）: 1:（0.3～0.5）:（0.5～1.2）:（177～250.8）；
生物基表面活性剂为烷基多苷的聚合度n为1.1～3且烷基R为C8～C16的烷基糖苷；
离子型表面活性剂为C8～C18烷基三甲基氯化铵或溴化铵；
有机胺为C8～C18烷基伯胺；
非离子型表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-9或十二十四醇聚氧乙烯醚MOA-9。
2.根据权利要求1所述的一种油田开发驱替乳液，其特征在于，烷基糖苷包括 C8～C10烷基糖苷APG0810、C8～C14烷基糖苷APG0814、C8～C16烷基糖苷APG0816、C12～C14烷基糖苷APG1214和C12～C16烷基糖苷APG1216。
3.权利要求1或2所述的油田开发驱替乳液的制备方法，其特征在于，在容器中依次加入配比好的溶剂、生物基表面活性剂、离子型表面活性剂、有机胺和非离子型表面活性剂，加热搅拌至55～60℃，以120～150转/分钟的转速连续搅拌90～120分钟，即得。
4.权利要求1或2所述的油田开发驱替乳液在油田注水井驱油过程中的应用，其特征在于，将所述油田开发驱替乳液配制成浓度为0.2-0.3wt%的水溶液，注入到注水井中。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211258410.7A CN115491188B (zh) | 2022-10-14 | 2022-10-14 | 一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211258410.7A CN115491188B (zh) | 2022-10-14 | 2022-10-14 | 一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115491188A CN115491188A (zh) | 2022-12-20 |
| CN115491188B true CN115491188B (zh) | 2023-07-28 |
Family
ID=84473792
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202211258410.7A Active CN115491188B (zh) | 2022-10-14 | 2022-10-14 | 一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115491188B (zh) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2775773A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-04-07 | Cognis Ip Management Gmbh | Use of alk(en)yl oligoglycosides in enhanced oil recovery processes |
| CN109233779A (zh) * | 2017-11-20 | 2019-01-18 | 北京鸿威石油工程技术服务有限公司 | 一种提高原油采收率的抗盐耐温高效驱油剂及其制备方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8210263B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Method for changing the wettability of rock formations |
| CA2873915C (en) * | 2012-06-11 | 2020-03-24 | Basf Se | Method of recovering oil from a subterranean formation |
| AU2015348408B2 (en) * | 2014-11-18 | 2019-08-15 | Basf Se | Method of mineral oil production |
| CN104449631B (zh) * | 2014-11-25 | 2016-02-24 | 中国石油大学(华东) | 强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法 |
| CN106318358B (zh) * | 2016-07-28 | 2019-05-21 | 山东大学 | 一种基于烷基糖苷的绿色环保型泡沫驱油体系及其制备方法与应用 |
| CN110079291B (zh) * | 2019-05-31 | 2020-02-18 | 西南石油大学 | 含高相变点原位乳化增黏体系及在水驱油藏的应用 |
| CN112143473B (zh) * | 2019-06-27 | 2022-09-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种乳状液调驱剂及其制备方法 |
-
2022
- 2022-10-14 CN CN202211258410.7A patent/CN115491188B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2775773A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-04-07 | Cognis Ip Management Gmbh | Use of alk(en)yl oligoglycosides in enhanced oil recovery processes |
| CN109233779A (zh) * | 2017-11-20 | 2019-01-18 | 北京鸿威石油工程技术服务有限公司 | 一种提高原油采收率的抗盐耐温高效驱油剂及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115491188A (zh) | 2022-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Li et al. | Mixtures of anionic/cationic surfactants: a new approach for enhanced oil recovery in low-salinity, high-temperature sandstone reservoir | |
| CN110527503B (zh) | 中低渗透油藏驱油用阴阳离子对纳米乳液驱油剂 | |
| CN102181279B (zh) | 一种季铵盐型表面活性剂压裂液 | |
| US20220145164A1 (en) | Permeability-enhancing flooding system for tight oil reservoirs, and preparation and use thereof | |
| Yan et al. | Performances of guerbet alcohol ethoxylates for surfactant–polymer flooding free of alkali | |
| CN103540303B (zh) | 复合型表面活性剂组合物及其制备方法 | |
| Sun et al. | Effects of surfactants and alkalis on the stability of heavy-oil-in-water emulsions | |
| CN109652048B (zh) | 一种复合驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN102690644A (zh) | 适用于高温高盐油藏的二元无碱复合驱油用组合物及应用 | |
| CN103421481A (zh) | 一种甜菜碱表面活性剂组合物系统及其用途 | |
| CN104371689A (zh) | 一种超低界面张力表面活性剂复配体系及其制备方法 | |
| CN112226223A (zh) | 超低渗油藏降压增注用表面活性剂组合物及制备方法 | |
| Al-Wahaibi et al. | Injection of biosurfactant and chemical surfactant following hot water injection to enhance heavy oil recovery | |
| CN109111906B (zh) | 一种稠油乳化降粘剂 | |
| EP0037699A2 (en) | Polymer microemulsion complexes and their use for the enhanced recovery of oil | |
| CN102690643A (zh) | 三元复合驱油用组合物及其在三次采油中的应用 | |
| CN112708410B (zh) | 含芳基醇聚醚阴非离子表面活性剂的复合表面活性剂 | |
| CN112694877B (zh) | 含双酚a聚醚二酸盐的复合表面活性剂及其制备方法和应用 | |
| CN112980420A (zh) | 一种降压增注剂及其制备方法 | |
| CN104818008A (zh) | 一种阴离子表面活性剂复配体系形成的囊泡驱油剂及应用 | |
| CN115491188B (zh) | 一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用 | |
| CN112266776B (zh) | 一种驱油用表面活性剂及其制备方法 | |
| CN102585794A (zh) | 一种无残渣阴离子压裂液 | |
| CN106590572B (zh) | 高矿化度油藏驱油用复合型表面活性剂组合物 | |
| CN116622357A (zh) | 一种耐盐稠油降粘组合物、降粘剂及其应用 |
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 |