CN115612476B - 一种有机胺活性剂配制方法及其应用 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种有机胺活性剂及其配制方法和应用，由叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺及溶剂复配而成。叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺、溶剂的摩尔比为(0.25～1):1:(0.2～0.95):(24.1～29.4)。本发明对原油界面张力可达10‑4mN/m数量级，界面张力超低，洗油能力强；对油湿岩心接触角大于47.6°，油湿岩心润湿性由中性润湿转变为弱水湿；对黏土防膨率大于82.2％，现场应用增注或降压效果明显。

Description

一种有机胺活性剂配制方法及其应用
技术领域
本发明属于采油工程领域技术领域，涉及一种有机胺活性剂配制方法及其应用。
背景技术
我国低渗透油藏地质储量极为丰富，约占全国储量的50％，且近年来探明的可开采储量和尚未开采的储量中70％左右为低渗透储量。目前国内大部分油田的中、高渗透油藏均处于开发中后期，产量逐年下降，因此，低渗透油藏开发在保证我国能源发展的道路中将占据重要地位。随着油田开发时间的延长，油田注水开发的形势逐渐严峻，许多水井注水压力居高不下，欠注情况严重。有的注水压力已经大于地层破裂压力，但注水量仍在继续下降，这样高的注入压力对注水管线和注水设备形成威胁，部分主力层吸水不足，影响开发效果。由于低渗透油藏具有低孔、低渗等特点，加上油藏在开发过程中储层受到的污染和伤害使得在注水开发过程中普遍存在注水压力高，注不进去，采不出来等世界性难题。
降低低渗透储层油水界面张力是注水井降压增注重要手段之一。低渗透储层的孔隙细小、结构复杂、流体在其中渗流时，受相界面的作用强烈，致使低渗透油层注水压力高。储层和流体主要的物化性质，如渗透率、孔隙结构、原油黏度以及润湿性和原油边界层厚度等都会影响相对渗透率曲线。降低界面张力会使得两相流动区变宽，并且使残余油饱和度值降低，同时油/水的相对渗透率均得到上升。且界面张力的降低得越低，这种效果就越显著。解决注水压力高所带来的种种问题，用超低界面张力(10-3mN/m)的表面活性剂增注技术是提高低渗透油层增注效果的重要途径之一。张朔等通过研究发现降压增注表活剂/原油界面张力越低，油层孔隙中的残余油滴越容易被驱动，注水压力就越低。崔晓东等通过实验评价了烷醇酰胺和OCS两种降压增注表面活性剂，OCS表面活性剂的降压率为48.77％，采收率提高14.42％，即表面活性剂油水界面张力越低，降压增注和提高采收率效果越明显。肖啸等说明了在注水开发后期，降低油水界面张力，可使毛细管准数增加2～3个数量级。表面活性剂的加入大大降低地层的毛细管作用，降低了剥离原油所需的粘附功。祝仰文等通过实验发现对于不同的界面张力，降压率和微观采收率增幅不同，且界面张力为0.02mN/m时，效果最好。现有技术中研究了油水界面张力对低渗岩心驱油效果的影响，低渗岩心一次水驱的稳定压力较高，注入表面活性剂溶液段塞后，二次水驱注入压力有所下降。且随着油水界面张力的降低，表面活性剂的降压率逐渐升高，降压效果逐渐增强。通过向体系中注入降压增注表活剂，大大降低了体系的界面张力，使得附着在孔隙表面的油滴被剥离下来，从而降低残余油附加阻力、增大了水流通道面积、提高了水相渗透率、最终达到降低注入压力、增加注入量以及提高采收率的目标。
改善岩石界面润湿性能够降低低渗透油藏注入压力。在低渗透油藏中，改变岩石表面的润湿性，可以增加水相渗透率，降低注入压力，增加注水量。低渗油藏的润湿性影响着流体流动特征、流动区域和分布形态，也同时影响着流体运移时的毛管力大小、相对渗透率、残余油饱和度、水驱采收率等因素。因此，油藏岩石的润湿性也越来越引起人们的重视，然而到目前为止，润湿性对水驱采收率的影响仍然没有统一的定论，但学者们普遍认为注水井近井带岩心润湿性为弱水湿至亲油性时能够降低注入压力。刘卫东通过研究认为化学剂依靠静电作用沉积在岩石表面，形成超薄分子膜，改变了储层表面的性质和与原油的相互作用状态，使原油在注入流体冲刷孔隙的过程中易于剥落和流动而被驱替出来。胡荣等进行了改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对增注性能的影响研究，通过实验对比发现润湿性改变的程度越大，水相渗透率提高幅度越大，增注效果越明显。张朔等研制了适用于镇北油田低渗油藏的降压增注表活剂，该剂能够将亲水或亲油岩石表面润湿性反转为中性润湿。油和水在岩石表面的接触角都有不同程度的增加，降低了原油与岩石表面的粘附能，同时有利于降低了毛管压力和注水压力，有效增加原油的流动能力，起到降压增注的效果。
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，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。
汪益宁、黄小娟等2010年在《稠油油藏注水井降压增注用表面活性剂的研制及性能评价》一文中，通过一步法合成出一种适合于稠油油藏注水井降压增注用季铵盐阳离子双子表面活性剂，分子构型为季铵盐阳离子双子，瞬时界面张力最低值可以达到10-3mN/m数量级，但产品合成生产价格高。
中国发明专利申请CN202011452946.3公开了一种杂双子降压增注表面活性剂及其制备方法，通过茶皂素对原料十六烷基二甲基叔胺进行改性处理,然后将磷酸化的三氯氧磷和改性过得十六烷基二甲基叔胺通过联接剂进行反应,最终制备成茶皂素改性的磷酸盐-季铵盐杂双子表面活性剂。分子构型为茶皂素改性的磷酸盐-季铵盐杂双子，属于两性离子表面活性剂，降低界面张力能力不强。
发明内容
本发明旨在提供一种有机胺活性剂配制方法及其应用，解决常规表活剂清除油水井近井筒有机垢堵塞及粘土防膨能力差等问题。
作为本发明的发明目的之一，本发明提供了一种有机胺活性剂，由溶剂、叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺及溶剂复配而成，其中叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺、溶剂的摩尔比为(0.25～1):1:(0.2～0.95):(24.1～29.4)。
优选地，叔胺包括C8～C18烷基叔胺。
优选地，离子型表面活性剂为烷基R为C8～C18的季铵盐阳离子表面活性剂。
优选地，离子型表面活性剂为C8～C18烷基三甲基氯化铵或溴化铵。
优选地，烷基二乙醇胺包括C12～C18烷基二乙醇胺。
优选地，溶剂包括1,2-丙二醇和乙二醇。
作为本发明的发明目的之一，本发明提供了上述有机胺活性剂的制备方法，在容器中依次加入配比好的溶剂、叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺，加热搅拌至55～60℃，以150～200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，本发明提供了上述有机胺活性剂在油井增注或降压过程中的应用，将所述有机胺活性剂配制成浓度为0.05-0.15wt％的水溶液，注入到注水井中。
有益效果：本发明制备得到的有机胺活性剂对原油界面张力可达到10-4mN/m数量级，界面张力超低，洗油能力强；对油湿岩心接触角大于47.6°，油湿岩心润湿性由中性润湿转变为弱水湿；对黏土防膨率大于82.2％，现场应用增注或降压效果明显。
附图说明
图1为实施例1对原油界面张力变化示意图。
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
一种有机胺活性剂，由十八烷基叔胺、十二烷基三甲基氯化铵、十二烷基二乙醇胺及溶剂复配而成。在容器中依次加入0.01mol十八烷基叔胺、0.04mol十二烷基三甲基氯化铵、0.038mol十二烷基二乙醇胺，其摩尔比为：N(十八烷基叔胺)：N(十二烷基三甲基氯化铵)：N(十二烷基二乙醇胺)＝0.25:1:0.95，加入余量溶剂1,2丙二醇使配制溶液质量为100g。加热搅拌至55～60℃，以200转/分钟的转速连续搅拌120分钟，得到一种有机胺活性剂。
配制质量浓度0.1％的上述有机胺活性剂的水溶液，在温度95℃条件下，对HJ油田原油界面张力为1.5×10-4mN/m，界面张力超低，如图1；测试时间1分钟条件下，对油湿岩心接触角为47.6°，而清水对油湿岩心接触角为99.8°，油湿岩心润湿性由中性润湿转变为弱水湿。
配制质量浓度0.5％的上述有机胺活性剂的水溶液，常温条件下，24小时对粘土防膨率为82.2％。
实施例2
一种有机胺活性剂，由十二烷基叔胺、十八烷基三甲基氯化铵、十四烷基二乙醇胺及溶剂复配而成。在容器中依次加入0.02mol十二烷基叔胺、0.04mol十八烷基三甲基氯化铵、0.028mol十四烷基二乙醇胺，其摩尔比为：N(十八烷基叔胺)：N(十二烷基三甲基氯化铵)：N(十二烷基二乙醇胺)＝0.5:1:0.7，加入余量溶剂乙二醇使配制溶液质量为100g。加热搅拌至55～60℃，以150转/分钟的转速连续搅拌90分钟，得到一种有机胺活性剂。
配制质量浓度0.1％的上述有机胺活性剂的水溶液，在温度95℃条件下，对HJ油田原油界面张力为2.7×10-4mN/m；测试时间1分钟条件下，对油湿岩心接触角为48.4°，而清水对油湿岩心接触角为99.8°，油湿岩心润湿性由中性润湿转变为弱水湿。
配制质量浓度0.5％的上述有机胺活性剂的水溶液，常温条件下，24小时对粘土防膨率为83.5％。
实施例3
一种有机胺活性剂，由十四烷基叔胺、十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基二乙醇胺及溶剂复配而成。在容器中依次加入0.04mol十四烷基叔胺、0.04mol十六烷基三甲基氯化铵、0.008mol十八烷基二乙醇胺，其摩尔比为：N(十四烷基叔胺)：N(十六烷基三甲基氯化铵)：N(十八烷基二乙醇胺)＝1:1:0.2，加入余量溶剂乙二醇使配制溶液质量为100g。加热搅拌至55～60℃，以150转/分钟的转速连续搅拌90分钟，得到一种有机胺活性剂。
配制质量浓度0.1％的上述有机胺活性剂的水溶液，在温度95℃条件下对HJ油田原油界面张力为3.2×10-4mN/m；测试时间1分钟条件下，对油湿岩心接触角为49.5°，而清水对油湿岩心接触角为99.8°。
配制质量浓度0.5％的上述有机胺活性剂的水溶液，常温条件下，24小时对粘土防膨率为84.3％。
实施例4
X油田油藏埋深1500～2400m，地层温度60～90℃。储层电测解释孔隙度为8％～15％，渗透率为5～60×10-3μm2；50℃时粘度为6～50mPa.s，属于低渗特低渗普通原油油藏。优选8口注水井进行应用，配制0.1％质量浓度的实施例3的有机胺活性剂水溶液，对原油界面张力为2.1～4.3×10-4mN/m，设计降压增注措施半径为9m，措施应用效果如表1，单井日增注水3～35m3/d，其中4口井降压0.7～18.6MPa，现场应用降压或增注效果明显。
表1有机胺活性剂应用效果统计表
Figure BDA0003894920560000071
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)

1.一种有机胺活性剂，其特征在于，由叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺及溶剂复配而成，其中叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺、溶剂的摩尔比为（0.25～1）:1:（0.2～0.95）:（24.1～29.4）；
叔胺包括C8～C18烷基叔胺；
离子型表面活性剂为烷基R为C8～C18的季铵盐阳离子表面活性剂；
烷基二乙醇胺包括C12～C18烷基二乙醇胺；
溶剂包括1,2-丙二醇和乙二醇。
2.根据权利要求1所述的一种有机胺活性剂，其特征在于，离子型表面活性剂为C8～C18烷基三甲基氯化铵或溴化铵。
3.权利要求1或2所述的有机胺活性剂的制备方法，其特征在于，在容器中依次加入配比好的溶剂、叔胺、离子型表面活性剂、烷基二乙醇胺，加热搅拌至55～60°C，以150～200转/分钟的转速连续搅拌90～120分钟，即得。
4.权利要求1或2所述的有机胺活性剂在油井增注或降压过程中的应用，其特征在于，将所述有机胺活性剂配制成浓度为0.05-0.15wt%的水溶液，注入到注水井中。
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