驱油技术

驱油技术（共8篇）

驱油技术 篇1

空气泡沫驱技术将空气驱和泡沫驱有机地结合起来, 具有二次采油的调剖和三次采油的驱油作用, 克服了空气驱“气窜”的缺点。对于水驱油藏中后期提高采收率具有很大的潜力。同时空气作为泡沫和气驱的一种气体资源, 来源充分, 并且综合成本低, 具有较强的实际应用价值。

1 空气泡沫驱技术

1.1 泡沫的物理特性

泡沫是指由不溶性或微溶性气体分散于液体中形成的分散物系。由液体薄膜包围着的气体形成了单个的气泡, 而泡沫则是气泡的聚集物, 其中气体是分散相 (不连续相) , 液体是分散介质 (连续相) 。两相泡沫通常由起泡剂、稳定剂及气体、淡水组成的起泡液形成。泡沫的辅助作用是防止注入的空气气窜, 同时提高波及系数, 在空气驱前缘或驱替过程中增加泡沫段。起泡剂多为表面活性剂, 气相有空气、天然气、氮气和二氧化碳等。

1.2 泡沫驱提高采收率机理

(1) 扩大波及体积当泡沫的干度在一定范围时 (54%-74%) 其粘度大大高于基液的粘度, 改善了驱替液与油的流度比。泡沫会首先进入高渗透大孔道, 随着注入量的不断增多, 逐渐在高渗层中形成泡沫堵塞, 从而使高渗透层渗流阻力增大, 此后注入的流体便能够进入中低渗层, 从而改善了注入剖面, 扩大纵向波及体积。平面矛盾越突出的区域, 这种平面波及效率改善效果越明显。

(2) 提高驱油效率起泡剂是一种活性很强的阴离子表面活性剂, 具有改变岩石表面润湿性和较大幅度降低油水界面张力, 使原来呈束缚状的油通过油水乳化、液膜置换等方式成为可流动的油。泡沫进入地层后, 由于泡沫具有“遇油消泡、遇水稳定”的性能, 不消泡时其粘度不降, 消泡后粘度降低, 从而起到“堵水不堵油”作用, 提高了驱油效率。

(3) 提高地层能量通过大规模注入的气体和泡沫液, 能够补充地层能量, 提高油层压力, 进而提高单井产量。

1.3 空气泡沫驱对油藏的适应性

对于非均质油藏来说, 各类油层的水驱开采状况相差悬殊。特别是正韵律油层的各部位水洗状况相差甚远, 通常水驱开采阶段的驱油效率在38.2%左右, 驱油效率较低, 剩余油饱和度较高。这类油层中、上部油层剩余油饱和度高、渗透率较低的特征, 恰恰是应用空气泡沫驱提高采收率的基础。

2 注入段塞设计

2.1 段塞设计理念

在试验初期, 在注完前置液之后, 应进行泡沫注入能力试验, 主要是为了判断泡沫注入能力;如果注泡沫压力升高速度太快、幅度太高, 则执行拟注段塞组合;如注入压力升高速度、幅度遵循一般规律, 则执行液体和空气同时注。

在进行注入段塞设计时应考虑地层条件及不利影响因素。在实际油藏驱油过程中保持泡沫体系的稳定性、防止气窜是泡沫复合驱成败的关键。地层中水平天然裂缝、层理发育及压裂形成的垂直裂缝容易发生气窜;长期注入水沿大孔道流动进一步冲刷了地层, 加大了非均质性, 容易发生气窜;这些不利因素会导致注入气过早从油井产出, 所以抑制气窜是设计中主要考虑的技术问题之一。

2.2 拟注段塞组合

空气泡沫调驱的过程较长, 存在着地层吸附和设备不能长时间连续运转等问题, 为保证调驱的效果, 必须进行注入段塞的设计。

采用前置段塞+ (试注泡沫段塞) +泡沫液段塞1+空气段塞1+泡沫液段塞2+空气段塞2+泡沫液段塞3+空气段塞3+后置段塞组合。

3 空气泡沫驱现场试验

2009年以来, 在靖安油田ZJ53区块进行了空气泡沫驱技术先导试验, 该区块开发中存在的矛盾主要表现为纵向非均质性严重, 动用程度不均;平面矛盾突出, 注水沿微裂缝突进;一次水驱最终采收率较低约为25%。首先在柳76-60井组开展空气泡沫驱试验, 后来增加了柳74-60、柳74-62、柳76-62三个试验井组, 目前已构成4注20采的先导试验格局, 平均日注液30m3, 日注空气折合地下体积24m3, 气液比:1∶1.2~2∶1, 累计注入气和泡沫液0.024PV, 注入压力保持在8~19.5MPa。空气泡沫驱经过先导试验及扩大试验阶段, 在地面工艺、注入体系、降水增油、提高采收率等方面均取得了阶段效果。试验井组提高采收率发展趋势良好, 预测试验井组采收率可增加4个百分点, 增加可采储量5.5×104t。

(1) 地层压力稳定上升, 地层压力由11.8MPa↑14.2MPa。

(2) 水驱动用程度增加, 吸水厚度由10.73↑12.69m, 水驱动用程度由64.6↑74.5%。

(3) 降低了试验区含水, 试验区产量明显增加, 注气后, 先导试验的4个井组对应的油井含水下降, 产量增加较明显。

(4) 空气泡沫驱改善了渗流场, 有效封堵了高渗流通道, 扩大了平面波及体积, 平面调驱作用明显。

同时地面工艺更加优化, 形成了撬装化、标准化的注入工艺流程和注入设备, 优化井场布局, 减少了占地面积, 缩短了注入管道, 降低了沿程安全风险。

4结论和建议

(1) 空气泡沫驱具有封堵调剖、提高驱油效率以及有效补充地层能量的作用, 通过现场能够降低油井含水率、提高采收率效果明显, 具有进一步推广应用的价值。

(2) 强化动态监测, 了解油藏地质概况, 进一步研究注空气泡沫驱体系渗流特征。

(3) 注气后井筒及泵筒结垢腐蚀较为严重, 建议降低注入空气和泡沫液中的氧含量, 同时研究应用井筒和套管防腐蚀技术。

(4) 注入泡沫及气体时井口注入压力均上升幅度较大, 需进一步优化地面注入工艺和拟注段塞组合, 提高施工的安全性。

驱油技术 篇2

关键词：CO2驱 渗流力学理论 模型 模拟

The Research on Percolation Mechanics Theory in CO2 Flooding

Yue Xiangan

（China University of Petroleum-Beijing）

Abstract：The study task of the first three years was completed in strict accordance with the project schedule to. The idea and method of project research was further defined after literature research work. A reservoir simulation model which can truly simulate the actual reservoir mineral cementation was set up. The corrosion resistance of high pressure CO2 flooding simulator and high pressure oil and gas metering-back pressure control system were improved. The design of the simulator for simulating fingering under high pressure CO2 was completed， and its visual function was expanded， long-core displacement platform for CO2 flooding was established. The detection of physical parameters of reservoir rock， CO2 solubility in formation water and crude oil and its change rule and characteristics， determination of reservoir physical parameters change rule in CO2 flooding was completed by using black 47 Well in Jilin oilfield as the research object. The mesoscopic multiphase multicomponent LBM model and boundary conditions were established after comprehensive evaluation of the existing multiphase multicomponent LBM model， and it was used to study the seepage flow problem in single pore and the influence of liquid CO2 on seepage is studied under different wettability in microporous. The experimental study on the influence of CO2/H2O/core interaction on the surface of the rock structure， chemical element and mineral composition， analysis of the influence of CO2 on reservoir wettability under the high temperature and high pressure were completed. The influence of CO2 flooding on reservoir physical properties and exploitation effect were analyzed by combining with numerical simulation. Factors such as permeability， fracture， pressure of CO2 which affect the interporosity flow of CO2 were studied.

Key Words：CO2 flooding；Percolation mechanics theory；Model；Simulation

驱油技术 篇3

1. 氮气性质简介

氮气是一种较为特殊的气体, 首先, 它具有惰性。还有, 它具备不易燃烧、无毒无腐蚀性的特点。氮气在空气中所占的比例约四分之三, 并且在常温常压下 (压力为0.101Mpa, 温度为21℃) , 它的密度为1.16kg/m3。由于氮气是一种非常稳定的气体, 所以其发生化学反应的要求较为严苛。

2. 采用氮气驱油原因

氮气能够被运用在注气驱油技术中, 是因为其拥有以下几个特性。第一个比较重要的特性便是氮气的体积系数, 这一特性帮助注氮气提高采收率。因为当其与其他气体注入相同的体积, 在较大的体积系数帮助下, 氮气驱出的原油体积较大。其次, 氮气的压缩系数高并且膨胀性大, 这两点特性也非常关键。前者能够增加地表的温度, 给予其一定的能量, 后者主要是能帮助原油更好地流动, 有利于驱油。氮气还拥有温度和压力能改变其自身密度的特性, 其中与前者成反比, 与后者成正比。氮气的这一特性能够更好地将残余的原油驱出。最后, 氮气还有导热性差和表面张力差的特点, 能够有效地提高驱油效率。

二、注氮气开采机理

1. 混相驱

(1) 连续注入氮气混相驱

在进行注氮气驱油的过程之中, 压力值会不断产生变化, 并且呈上升趋势。这是在气体与原油碰触和抽取的次数不断增多的过程中所必然产生的情况。由于氮气很难与油藏原油发生以此接触混相, 所以借此让其与许多油藏原油达到蒸发气汽驱动态混相。原油中的中间烃不断进入到气体中, 一旦到达某一临界点时, 它便会和原油形成特殊的现象。

(2) 注氮气推动易混相气体段塞混相驱

氮气这一气体不像二氧化碳和注烃类气体, 来源途径狭窄并且价格昂贵。所以, 氮气相比于这两种优势在注气驱油技术中占有更大的优势。注氮气推动易混相气体段塞混相驱的方法便能良好地利用氮气的两大优势, 并且也解决了注氮气驱油在运用上存在技术难题, 并且不能被广泛运用的问题。这种做法不仅可以利用二氧化碳和烃类气体易混相的特点, 并且也有效地降低了二者的成本。并且氮气推动混相段塞若能选择合适的段塞尺寸, 会取得比持续注入氮气更好的效果, 从而提高经济收益。

(3) 交替注氮气注水混相驱

氮气的粘度比原油低, 所以采用交替注氮气注水混相驱的方法能有效提高采收率。这种方式可以改善在进行驱油时产生的一系列影响, 例如降低气体流窜时的影响等。

2. 非混相驱机理

油藏注水方式在开采中被广泛使用, 但是其在开发到一定程度时却会产生以下情况。原油中含有大量的水分、驱油没有达到很好的效果、难以将水注入、剩余的原油含有很高的饱和度等。这些不利的情况下可以使用注氮气驱油方式开采剩余的原油, 主要是采取调整原油的流向, 将残油驱出和胀大原油的体积将其驱出这两种方式。第一种方法从顶部注入氢气, 裂缝通道中的残余油由于渗流空间压力的改变, 会有一份被剥落。第二种方法是氮气被溶解之后, 残余油的体积会相应膨胀形成可采出油, 并且可以改变原油的相对渗透率和粘度, 这些都有利于改善原油的流动, 易于开采。

3. 重力稳定驱

当原油掩埋的深度大、原油拥有良好的物性时, 可以采用重力稳定驱油方法。这些原油所储藏的地方一般较为陡峭, 所以注气位置要经过缜密的考量。在开采原油时, 采用重力稳定驱方式能够对压力起较强的维持作用, 从而保证了驱油的采收率。在开采过程中还有需要引起关注的两点, 其中之一是低速开采。还有注气速度要小于临界速度这一点需要引起关注, 这是因为临界速度与气液密度差成正比。

4. 保持地层压力

保持一定的压力, 将压力值维持在一定的数值内, 是在对一些特殊的原油进行开采时所具备的特殊条件。目前还没有相关的技术对其进行妥善的解决, 导致残余油量较多, 采收率不高。注氮气方法能较为显著地改善这一情况, 将压力维持在数值之内, 取得良好的采收率。

三、适宜使用氮气驱油技术的油气藏条件

1. 油层性质

若想使用氮气驱油技术, 对油层的渗透率、层状非均质性、油层深度、油层温度、油层压力、饱和压力、油藏流体的饱和度和油气藏自身有一定的要求。油层的垂直渗透率要大于200×10-3μm3或更高。原油的埋藏深度要高于三千米才能采用氮气驱油。层状非均质性对采收率有一定的影响, 温度达不到指定的要求则无法采用该方式驱油。油层压力要求不小于27Mpa, 否则需要采用非混相驱代替。原油的饱和度要达到一半, 并且开采条件较为恶劣的油气藏也不适合采用注氮气驱油。

2. 原油性质

氮气驱油技术除了对油层的性质有要求之外, 对油性性质也有要求, 主要是对其原油粘度和相对密度、原油溶解度、原油组分和性质有一定的要求。原油的相对密度要不大于0.8498, 粘度应不大于10m Pa.s。原油需要含有一定量的溶解气, 这样才有利于氮气的注入。为了容易形成氮气与原油的混相, 需要要求原油中含有丰富的中间烃组分。

四、氮气驱发展现状及启示

1. 氮气驱的运用实例不多

目前我国较常使用的是注二氧化碳驱油技术, 注氮气驱油技术发展缓慢, 在实际中的运用实例也较少。这主要是由于重力驱还未得到实现, 导致采收率不高。但是, 针对我国的油藏特点, 适宜采用注氮气驱油的原油储量数量巨大。可见, 在我国发展注氮气驱油技术是可行的。

2. 积极发展氮气驱技术

虽然注氮气驱油技术的发展在我国的发展前景良好, 但是相关的技术攻关和先导试验还未步入正轨。相关研究成果的缺失, 也是导致注氮气驱油技术无法被广泛运用的主要原因。所以, 政府投入资金, 组织相关人员积极开展注氮气驱油技术的研究非常迫切。

小结

注氮气驱油技术有较为明显的优势, 但由于研究的滞后, 导致其利用率不高。所以需要投入大量的科研人员, 进行实验探究, 解决技术上的难题, 使注氮气驱油技术快速发展, 并且将其运用到原油开采中。

参考文献

[1]李孟涛.低渗透油田注气驱油实验和渗流机理研究[D].中国科学院研究生院 (渗流流体力学研究所) , 2006.

[2]郭平, 苑志旺, 廖广志.注气驱油技术发展现状与启示[J].天然气工业, 2009, 08:92-96+143-144.

驱油技术 篇4

1.1 研究背景

永宁油田地层普遍存在渗透率低、含水高、水驱采收率偏低的问题, 严重影响油田的可持续开发。最大限度提高单井的产量、实现保护性开发、提高经济效益成为了永宁油田的工作重点。

1.2 研究内容

生物酶是由微生物代谢产生的, 它是一种活性蛋白, 分子量比较小, 具有催化作用。生物酶驱油试验所用的生物酶制剂是以蛋白质为基质制备的非活性制剂, 这种非活性制剂不受温度、压力、酸、碱、水矿化度等因素的影响, 且具备油砂分离特性, 并能在深部地层发生作用, 从而增大水驱的波及体积和洗油效率。根据它的特性我们进行了以下研究: (1) 乳化原油实验; (2) 物理模拟驱油实验; (3) 不同浓度的驱油剂驱油实验; (4) 选取10个注水井组进行生物酶驱油试验; (5) 生物酶驱油效果分析。

2 生物酶驱油室内实验

2.1 乳化原油实验

将生物酶驱油剂加到油水混合液中, 轻轻搅拌, 油水开始乳化, 且油水界面整齐;说明生物酶驱油剂具有较好的乳化分散能力, 增大了油层原油流动性。

2.2 物理模拟驱油实验

选择三个相近渗透率的岩心进行物理模拟驱油实验, 分别注入不同倍数的生物酶驱油剂, 试验结果详见表1。结果表明, 驱油剂的注入小于等于0.005PV时, 增加驱油剂的注入量才能显著提高原油采收率。

2.3 不同浓度的驱油剂驱油实验

选择三个相近渗透率的岩心, 注入倍数为0.005PV, 浓度分别为1%、2%和3%的驱油剂, 实验结果如表2。结果表明, 生物酶驱油剂的浓度越大, 采收率提高值也将越高。

3 现场试验及效果

通过生物酶室内驱油试验结果, 结合油层性质, 选取了10个注水井组进行生物酶驱油现场试验。

3.1 施工参数设计

根据实验室模拟驱油试验结果, 综合考虑提高采收率及经济效益, 注入浓度设计为2% (范围1—6%) , 驱油剂段塞0.005PV (范围0.002—0.15PV) 。

3.2 注入流程

以注水系统为基础, 将生物酶驱油剂储存于储液罐内, 由低压软管—柱塞泵—高压管线连接到配水间分水管线排空阀处, 将生物酶驱油溶液与注入水混合, 按照一定的流程, 把生物酶驱油溶液随注入进入到油层之中。

3.3 效果分析

10个注水井井组受益油井共计40口, 共注入生物酶129.72吨, 累计增油为1237.89吨, 有增油效果的井31口, 见效率达77.5%。见效油井主要表现为以下几种趋势: (1) 见效油井呈现增液趋势, 增液最高幅度达66%; (2) 见效油井呈现增油趋势, 单井日最高增油2.52t, 增油最高幅度达70%; (3) 见效油井含水稳中有降, 含水降低幅度最高达30%。

4 结语

通过生物酶现场实验结果, 得出以下结论:

(1) 生物酶制剂通过改变岩石润湿性、降低界面张力、增强原油流动性, 从而提高单井产量。 (2) 注入井的累积注入量与累积增油量呈正比关系。 (3) 确定了永宁油田的生物酶驱油方案:制剂注入浓度为2%, 注入倍数为0.005PV。

参考文献

[1]周晓云.酶学原理与酶工程[M]北京:中国轻工业出版社, 2005, 7.

[2]凌士平.生物酶采油技术的室内研究[J].采油工程, 2006, 17 (2) :24-25.

驱油技术 篇5

近年来, 微生物采油技术发展迅速, 特别是在低渗透油田三次开发中的应用, 在我国大庆等油田现场试验取得了良好的效果。经过延长油田股份有限公司研究院经过现场取样, 室内筛选, 微生物性能参数评价, 物模实验, 微生物发酵中试等, 获得了符合现场试验技术要求的微生物驱油剂, 在瓦窑堡采油厂元峁区域进行现场试验。

1 作用机理

微生物采油主要是通过其代谢物与地层的作用来实现。由微生物作用石油产生的代谢产物取决于环境条件 (压力、温度、盐度、p H值和有无氧的存在) 、维持细胞代谢的营养物与石油相互作用的特种细菌。一般来说, 代谢产物可以是气体、羧酸、溶剂、聚合物、表面活性化合物以及其他许多从单体到十分复杂的大分子的各种化合物。

微生物采油主要机理如下:

(1) 微生物发酵后可以产生二氧化碳、甲烷、氢等气体, 它们溶于油中, 使原油降粘和膨胀, 其机理与注气非混相驱相近;

(2) 产生有机酸 (如乙酸、甲酸等) 溶解碳酸盐胶结物, 增加微观流动通道, 提高储层微观渗透率, 起到解堵作用;

(3) 通过发酵在地下产生生物表面活性剂, 降低油水界面张力;

(4) 在厌氧条件下, 许多微生物还会产生丁醇、丙酮等溶剂, 可以起到助表面活性剂的作用;

(5) 其代谢产物或菌体堵塞高渗透层, 使渗流阻力增加, 起到调剖堵水的作用;

(6) 它可以以原油作养料, 将原油分解, 起到除蜡和降粘等作用;

(7) 还可以形成生物聚合物, 提高水相粘度, 提高扫及效率等[1]。当然, 微生物采油时往往不是一种机理, 而是多种机理同时起作用。

2 区域概况

瓦窑堡油田元峁注水区块2002年8月开始投产, 2008年2月开始注水。目前注水井30口, 受益采油井81口, 含油面积6.1km2, 区块地质储量206.43×104t, 油层有效厚度6.8m, 油层平均孔隙度13.2%, 渗透率15.885×10-3μm2, 原始含油饱和度46%, 平均地面脱气原油密度为0.845g/cm3, 平均原油地层体积系数为1.031。

3 现场应用及效果

3.1 实验选井

经过对实验区管网改造, 2011年7月按照微生物驱油试验方案, 初步实施水井驱注入10口实验。

3.2 现场注入情况

从2011年7月23日起, 瓦窑堡元峁试验区开始进行微生物提高采收率矿场试验, 设计注入模式为连续注入, 设计平均单井注水量为10方, 注入浓度为1.5%-2%, 实际注入方式和注入浓度完全按照设计执行, 平均单井注水量为7.5m3, 截止到2012年11月30日, 共计注入驱油剂281m3, 注水间注水压力维持在4.5-5MPa之间。2013年决定试验区扩大规模至整个区域30口注入井开展了DP1微生物调剖菌液的注入试验, 注入调剖菌液60吨, 目前正计划实施。

3.3 实验效果分析

微生物驱采油试验区10个注采井组全部见效, 见效前后对比, 日产液由41t上升到53t, 日产油由6.64t上升到8.55t, 综合含水基本稳定在84%, 截止2013年3月累计增油1221t。阶段投入产出比达1:1.35, 根据室内实验成果, 预计现场可提高采收率3%。

(1) 注水状况明显改善, 注水压力下降。平均注水压力由5.1MPa下降到4.6MPa。

(2) 微生物驱效果好, 有6个井组产液量、产油量上升, 综合含水下降;有4个井组产液量、产油量上升, 综合含水基本稳定, 见效后产量相对稳定。

(3) 有效减缓了递减, 综合对比可以看出微生物驱区域递减2.97%明显低于注水区递减7.29%。

4 结论

(1) 微生物驱采油技术适用于瓦窑堡采油厂长2油层。注表活剂菌液后, 注水压力持续下降, 由5.1MPa降到4.6MPa, 截止目前降幅达10%。各个注采井组都有不同程度增产, 阶段投入产出比达1:1.35。

(2) 微生物驱对低渗透油藏能有效减缓递减, 提高采收率。综合对比递减指标可以看出微生物驱区域递减2.97%明显低于注水区递减7.29%, 根据室内实验成果, 预计现场可提高采收率3%。

摘要：本文介绍了微生物提高石油采收率作用机理与现场试验。根据微生物现场试验效果, 提出瓦窑堡油田长2油层可以利用微生物驱油来提高采收率, 并利用实例证实了它在低渗透油田的可行性。

关键词：微生物驱,应用,低渗透油田

参考文献

浅谈分子膜驱油剂驱油效率 篇6

在新能源没有出现以前, 石油在社会经济发展中的地位仍然举足轻重。然而, 我国大部分注水开发的中高渗透老油田, 已经进入高含水、高采出程度开采期。以聚丙烯酰胺为驱剂的聚合物驱是目前应用较多的一项三次采油技术, 对延缓油田产量递减起到了一定的功能。但聚合物由于分子结构的特征, 长的碳链在过热及氧化环境中易降解, 还和地层中的某些盐类不兼容, 这就大大限制了其应用范围。目前, 油田上多数油层已被水淹, 剩余油零星分布严重, 如何通过改变注入剂提高高含水油田和区块的开发效果及最终采收率已成为亟带解决的新问题。另外, 很多低渗透油田的孔隙度小, 水驱的洗油效率低, 波及体积小, 注入压力高, 开发较困难。因此, 需要新的采油技术来解决这些新问题。

分子沉积膜驱油技术是一种新型的三次采油技术。由于分子膜驱油技术具有使用浓度低, 投资少, 施工工艺简单, 矿场试验可以使用现有的注水井网、注水设施以及不需非凡培训人员、现场实验增油明显等特征。因此有望成为具有发展前景的"改进水驱"提高原油采收率新技术。

1 分子沉积膜驱油技术

分子沉积膜 (简称M D膜或分子膜) 驱油技术, 主要是分子膜剂以水溶液为传递介质, 依靠强的离子间静电相互功能, 沉积在储层表面形成牢固的单分子层超薄膜, 降低了原油和表面间的粘附力, 改变岩石亲油亲水性能, 不明显降低体系的表面张力和油水界面张力, 随浓度增加不存在"胶束"状态, 也不增加溶液体系的粘度改变油水粘度比, 但成膜功能由近及远逐渐推进, 在水的冲刷功能下, 原油不断剥离表面被带出地层, 从而达到提高水洗油效率和原油采收率的目的。

2 分子膜剂的驱油机理

由于油藏岩石表面是极其粗糙的, 因此岩石表面的油膜并不完整。非凡是油田实施注水开发以后, 经过长期的水力冲刷, 油膜的不完整性进一步加强, 岩石表面出现大量的油膜脱落区。当MD膜剂溶液注入油层以后, 膜剂分子将在油膜局部脱落的岩石表面上吸附形成纳米级超薄分子膜, 改变储层岩石表面的性质和它和原油的相互功能状态, 使原油在注入流体冲刷空隙的过程中轻易剥落和流动而被驱替出来。室内实验证实分子膜剂能够提高原油最终采收率, 主要是提高微观洗油效率, 在油层中其微观功能机理方面表现在摘要:吸附功能、润湿性改变、扩散功能、毛细管自发渗吸功能及界面性质的改变等。

2.1 改变岩石表面润湿性

近年来M o r r o w等人的室内探究结果表明, 对于原油/盐水/砂岩体系, 当润湿性处于弱水湿或中性润湿状态时, 驱油效率最高。分子沉积膜驱油剂在油砂表面吸附可改变油砂表面润湿型, 使高岭土、石英砂和油砂的表面润湿性向水湿性转变。

2.2 降低岩石表面粘附功

M D膜可以降低石英岩表面的粘着力及其离散程度。粘着力包括分子间的功能力、毛细力和静电力等, 这表明粘着机理很复杂。但可以推断, 表面生长有序M D膜以后, 从微观结构上对表面有修饰功能, 改变了表面的微观结构、各种力成分及其分布, 从而降低了粘着力。表面性能尤其是表面粘着力对界面的摩擦起着关键功能。MD膜的吸附降低表面粘着力是使其降低摩擦的重要原因。MD膜剂在天然地下石英岩表面沉积具有良好摩擦特性, 这对于提高原油采收率是很重要的。

2.3 毛细管自发渗吸功能

毛管自发渗吸探究过程中, 对于低渗油层来说, 假如油层是亲水的, 那么注入水在毛管力功能下将进入细小的毛细管中, 出现自发渗吸现象, 能够有效地提高原油采收率。在MD膜剂驱油过程中, 油藏岩石和分子膜剂接触后, 其表面润湿性会不同程度地向亲水的方向转变, 这就促使我们考虑分子膜剂如何在自发渗吸过程中发挥功能, 提高自发渗吸采出程度及孔隙利用率。

2.4 电性转变

储油砂岩表面一般是带电的, 地层水在一定的p H值范围内 (6.5~7.5) , 砂岩表面带负电。分子沉积膜驱油剂的吸附使亲水砂岩和亲油砂岩表面的电性发生变化, 这是由于分子沉积膜驱油剂的有效成分中含有阳离子基团, 当分子沉积膜驱油剂溶液的浓度为1 200mg/L时, 负电性表面转变为正电性表面, 即存在一个零电位的浓度。在该浓度下界面间的电性相吸或相斥的现象消失, 在此条件下驱油可获得较高的采收率。因此, 分子沉积膜驱油剂在驱油过程中存在表面电性转变机理或零电位机理。

3 前景和展望

提高采收率的方法很多, 目前在油田应用最广的主要有聚合物驱和三元复合驱 (ASP) 。然而, 聚合物驱过程中, 由于其分子量很高, 在溶液配制、地层注入、采出液油水分离和含聚污水的处理等方面困难重重。三元复合驱注入段塞的主要组分是表面活性剂、聚合物, 碱 (Na2CO3和Na HCO3复配) , 由于碱液的高PH值引起油层粘土分散和运移, 最后导致油层渗透率下降;体系和原油之间形成的超低界面张力也会使采出液的破乳非常困难;另外, 还存在杆管的腐蚀新问题。

分子 (M D) 膜驱油技术作为一种新型的三次采油技术, 不仅弥补了以上两种驱油方法的不足, 而且具有传统化学驱无可比拟的特征和优势摘要:

⑴在提高采收率方面, 由于水驱、聚合物驱和三元复合驱以排驱机理为主, 而膜剂驱以渗吸机理为主, 膜剂驱油的渗吸功能更利于中、小孔隙残余油的启动。因而, MD膜剂的驱油效率相对于前者的要高。而且, 在水驱、聚合物驱和三元复合驱的基础上, MD膜剂驱可进一步提高原油采收率。

⑵从MD膜驱油剂本身的性质来看, 纳米级M D超薄膜的成膜过程是一种不加任何外力, 依靠岩石表面和成膜分子之间静电相互功能的平衡状态的自组装过程, 且MD膜的热稳定性和力学稳定性好;MD膜驱油剂浓度低, 驱油效果高, 无需加碱、表面活性剂和其它化学试剂, 对地层损害小;另外, MD膜驱剂具有较好的防膨效果和杀菌能力;其表面活性不高, 不会产生原油乳化不利的影响;膜剂溶液呈中性, 对注采系统杆管几乎没有腐蚀, 对人体也不会产生任何伤害。

参考文献

[1]汪孟洋, 提高原油采收率技术发展目前状况[J.国外油田工程, 2005.[1]汪孟洋, 提高原油采收率技术发展目前状况[J.国外油田工程, 2005.

[2]宫军徐、文波、陶洪辉, 纳米液驱油技术探究目前状况[J.天然气工业, 2006.[2]宫军徐、文波、陶洪辉, 纳米液驱油技术探究目前状况[J.天然气工业, 2006.

[3]高芒来、王建设, 分子沉积膜驱剂对油藏矿物润湿性的影响[J.西安石油大学学报, 2004.[3]高芒来、王建设, 分子沉积膜驱剂对油藏矿物润湿性的影响[J.西安石油大学学报, 2004.

[4]高芒来、佟庆笑, 孟秀霞.MD-1膜驱剂溶液的界面特性探究[J.油田化学, 2003.[4]高芒来、佟庆笑, 孟秀霞.MD-1膜驱剂溶液的界面特性探究[J.油田化学, 2003.

微观砂岩模型水驱油探究 篇7

真实砂岩模型是由实际岩心经洗油、烘干、切片、磨平等工序之后, 粘贴在两片玻璃之间, 如图1。

单模型微观水驱油实验的过程和步骤:

(1) 将模型抽真空, 然后饱和水, 再计算出每一模型的孔隙体积。

(2) 测饱和水模型的空气渗透率, 一般测3-5次取最接近的平均值。

(3) 对每个饱和水后的模型进行全视域以及局部图像扫描、照相, 确定出模型孔隙的原始含水饱和度。

(4) 饱和油的时候一定要使每个模型的另一端只有油而没有水的时候再停止饱和。然后再对每个模型进行局部图像扫描以及全视域照相, 最后再统计每个模型的原始含油饱和度。

(5) 接下来是水驱油的实验, 首先对第三步的饱和油后的模型进行水驱油实验。确定水驱油的启动以利, 然后增大压力, 每增大一次压力统计一次残余油饱和度。对每个模型进行局部图像扫描以及全视域照相。

2 微观水驱油特征

对于油藏渗透率低、非均质性程度严重、孔隙结构复杂、喉道类型多, 在水驱油过程中一般表现出如下特征。

2.1 水驱油前缘特征

通过实验, 主要观察到以下三种水驱油前缘驱替特征:

(1) 在水驱过程中水驱油的前缘总是沿着连通性比较好和渗透阻力比较小的方向前进。对于流动阻力大的的还有连通性不够好的孔道很难被水波及到。所以连通性好的孔道很容易形成一条或者几条优势通道。这样的话水驱前缘一般呈网状分布。 (图2a)

(2) 对于那些储层孔道均质型比较好的砂岩储层其水驱前缘一般是分头并进的状态。并且各条水头相隔比较密集, 前缘很容易形成平直状态, 推进过程也比较均匀。 (图2b)

(3) 微裂缝比较发育的储层在水驱过程中, 水驱前缘先沿裂缝前进, 然后向两侧渗流。从裂缝到出口形成一条水道。但是其他地方很难波及到。 (图2c)

2.2 油水两相流动阶段, 油水在孔隙孔道中的运动特征

驱油前缘以后, 连通孔道中的原油大多数都会被驱替。出口主要以原油为主, 随着水驱推进, 孔道中的水会越来越多, 有一部分油呈水包油的形态很难被躯体出来。油滴在遇到比较小的喉道时候会被分散成更小的油滴, 运移到比较大的喉道时候又聚集为大的油滴。这种现象主要是因为孔喉半径的变化引起毛管阻力的急剧变化所引起的。在微裂缝的双重孔隙介质中, 水驱油主要在微裂缝中进行, 很难观察到水驱油现象, 微裂缝是主要的通道, 水串较快。

3 微观模型水驱油效率影响因素

统计10块砂岩微观模型水驱油实验结果, 可总结出微观水驱油的影响因素。

3.1 孔隙度和渗透率对驱油效率的影响

从以上实验很明显可以看出模型的驱油效率与模型的渗透率和孔隙度成正比, 但是在微裂缝储层中, 这种正比关系不是很明显。

3.2 微裂缝对驱油效率的影响

在渗透率比较低的微裂缝地层中, 周围物性比较差。实验中对这种模型注水过程中水很难波及到四周, 最后形成绕流。这种模型的驱油效率相对比较低。如表1中4号模型水驱实验, 驱替压力仅为0.05MPa, 1PV的驱油效率为34.5%, 最终驱油效率仅40.6%。

通过对以上实验模型的驱油效率的统计分析, 微裂缝不发育的模型的平均驱油效率为59.0%;而微裂缝发育的模型, 其驱油效率仅为48.9%, 二者相差10.1%。这表明储层的微裂缝发育程度是影响驱油效率的重要因素。

3.3 驱替压力对驱油效率的影响

实验数据中可以看出早注水倍数是1~2PV时, 对应的模型驱替效率最显著。但是在注水过程中一旦水在模型中形成一条通道后, 注入压力对驱替效率的影响明显减弱。这时候就应该采取其他措施来提高驱替效率。

3.4 注入倍数对驱油效率的影响

同样从实验数据中可以看出驱替效率与注入水的倍数成正比, 注入水倍数增加驱替效率也随着增加, 但是不会一直增加的, 数据显示在1~2PV时影响比较显著, 本次试验2PV比1PV高13.5%, 3PV比2PV增加9.6%。

4 结论

水驱效率的高低主要与储层的物性、微裂缝发育情况、驱替倍数有关系。物性好的均质层的驱油效率高于物性差、非均质性强的地层, 发育微裂缝储层的驱油效率低于微裂缝不发育的储层。随驱替倍数的增大, 驱油效率逐渐增高。驱替压力与驱油效率的关系不大。

摘要：真实砂岩模型一般具有原始储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石表面物理性质, 因此这种研究结果比仿真模型测出的结果更加精确, 效果也更真实, 而且通过显微镜和图像采集系统可以实现流体在孔隙空间中渗流动态过程的可视化, 应用比较广泛。因次, 探究砂岩模型水驱油规律对于油田开发方案的编制有重要的现实意义。

关键词：注水,微观,水驱,裂缝

参考文献

[1]张士诚, 张劲.压裂开发理论与应用[M].北京:石油工业出版社, 2003

[2]郭平, 冉新权, 徐艳梅等.剩余油分布研究方法[M].北京:石油工业出版社, 2004

驱油用石油磺酸盐的合成研究 篇8

关键词：石油磺酸盐,磺化反应,界面张力,乳化降粘

石油磺酸盐是20世纪60年代开发的高品质的表面活性剂, 它是以石油及其馏份为原料,用发烟硫酸、三氧化硫等磺化剂磺化,然后用碱中和得到的组成复杂的混合物［1］。石油磺酸盐是一种高品质的表面活性剂,具有连接油水两相的功能,它与表面活性剂助剂复配,可有效降低油水界面张力［2］,因此,石油磺酸盐可用于提高石油采收率。

目前,合成石油磺酸盐驱油剂的磺化剂主要有SO3( 如气态SO3、液态SO3等) 、发烟硫酸、氯磺酸等［3］。工业上大多采用SO3作为磺化剂合成石油磺酸盐［4］。使用SO3做磺化剂时磺化反应快速、不产生废酸,产品收率高,但采用SO3磺化时瞬间放热量大,副反应较多,工艺流程复杂［5 － 6］; 采用发烟硫酸合成石油磺酸盐适用面广,反应易控制,但磺化产品含盐量高,副反应多,产品稳定性差,且产生大量的废酸［7 － 9］; 采用氯磺酸做磺化剂时,磺化反应完全,可在室温下进行,操作方便,但其对反应器有较强的腐蚀性,且价格较高,工业生产中较少使用［10］。

本研究以庆化催化裂解油浆为原料,以浓硫酸为磺化剂, 合成石油磺酸盐,实验考察了酸油比、反应温度、反应时间对磺化反应产物收率及油- 水界面张力的影响。

1实验部分

1. 1仪器与试剂

搅拌器; 温度计; 恒压滴液漏斗; 三颈烧瓶; 恒温水浴锅; 抽滤泵; DZF - 6250型恒温干燥箱,天津市诺顺特科电子仪器有限公司; Model - 500型旋转滴界面张力仪。

浓硫酸( 含量≥98% ) ,上海青凤化工厂; 氨水,淮安市新元化工有限公司; 无水乙醇,石家庄鑫隆威化工有限公司; 催化裂解油,庆阳石化。

1. 2石油磺酸盐的制备

在装有搅拌器、温度计、恒压滴液漏斗的三颈烧瓶中( 搅拌头距烧杯底0. 5 cm) ,加入庆化催化裂解油10 g,并将三颈烧瓶置于电热恒温水浴槽中。将适量浓硫酸加入恒压滴液漏斗中,逐滴加入浓硫酸,水浴升温至反应所需温度,恒温搅拌反应至所需时间。分别在不同的条件下( 酸油比1∶1、1. 5∶1、 2∶ 1、2. 5 ∶ 1、3 ∶ 1; 温度30 ℃ 、40 ℃ 、50 ℃ 、60 ℃ 、 70 ℃ ; 时间2 h、2. 5 h、3 h、3. 5 h; 4 h) 反应, ( 注: 搅拌器转速为1200 r/min,再用氨水调解p H值8 ~ 9,按1∶1的比例加入50% 的乙醇溶液萃取至分层,抽滤泵抽滤,最后用恒温干燥箱干燥,称量。

1. 3石油磺酸盐产品的性能分析

界面张力是石油磺酸盐三次采油性能的主要指标,因此, 需测定界面张力考察其界面活性。测定液- 液界面张力的方法主要包括滴重法( 滴体积法) 、等密度法、挂环法、吊片法、静滴法( 躺滴法) 、悬滴法和旋转液滴法,目前旋转液滴法是测量低界面张力最准确的方法［11］,本实验中油- 水界面张力采用Model - 500型旋转滴界面张力仪进行测定。

2合成工艺条件的优化

为了提高产物收率,降低表面张力,实验分别考察了酸油比、磺化反应温度、反应时间等因素对产物产率及表面张力的影响。

2. 1酸油比对石油磺酸盐收率、界面张力的影响

浓硫酸的浓度和用量影响磺化反应的反应速度。因此,实验研究了酸油比对石油磺酸盐收率、界面张力的影响。实验研究结果表明,产品的结构组成对产品的性能有显著影响,产品磺化不完全或过磺化都会导致产品结构的改变,从而使石油磺酸盐与所驱原油匹配性不好,影响界面张力的降低。当酸油比分别为1∶1、1. 5∶1、2∶1、2. 5∶1时,产品收率逐渐升高,界面张力逐渐减小; 当酸油比达2. 5∶1时,可磺化成份基本反应完全,收率达最大值,且油- 水界面张力降至最低值; 酸油比增大至3∶1时,产品收率降低,而界面张力升高; 继续增加硫酸的用量,产品发生过磺化现象,产品收率显著下降。因此,实验选择最佳酸油比为2. 5∶1。

2. 2反应温度对石油磺酸盐收率、界面张力的影响

磺化反应温度影响磺基进入芳环的位置和磺酸异构体的生成比例,故磺化反应中须选择适当的磺化温度,因此,实验研究了反应温度对收率及界面张力的影响,实验结果如图2所示。磺化反应温度由30 ℃ 升至60 ℃ 时,石油磺酸盐收率逐渐升高,反应温度为60 ℃ 时,产品受率达最大值,继续升高反应温度,反应收率、界面张力均下降。这是由于反应温度低, 磺化反应速度缓慢; 反应温度升高,磺化反应速度加快,反应温度过高,容易使产物异构化,并可能导致发生多磺化、氧化等副反应,影响产品性能。因此,实验的磺化反应温度确定为60 ℃ 。

2. 3反应时间对石油磺酸盐收率、界面张力的影响

磺化时间影响产物的收率。实验结果表明,反应时间较短时,由于一部分产品未反应使得产品收率较低; 磺化时间过长时,部分产品发生副反应,从而使产品收率变低。由图3可知,磺化反应时间由2 h增加至3 h,产品收率持续升高; 当磺化反应时间为3 h时,产品收率达到最大值; 继续延长反应时间,产品收率显著降低,表面张力为1. 1 × 10－ 4m N / m。因此, 磺化反应时间选择3 h。

3结论

影响石油磺酸盐驱油剂合成的工艺因素较多,实验以庆化催化裂解油浆为原料,以浓硫酸为磺化剂进行磺化反应,经氨水中和后得到稠油磺酸盐表面活性剂。合成的稠油磺酸盐具有良好的乳化降粘效果,表面张力可降至1. 1 × 10－ 4m N / m,复配后效果更佳,且具有较强的适用性。

通过研究酸油比、反应时间、反应温度对产品收率及及油- 水界面张力的影响,确定了稠油磺酸盐表面活性剂最佳合成工艺条件: 酸烃比( 质量比) 为2. 5∶1,磺化反应温度为60 ℃ ; 磺化反应时间为3 h。