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许关利
(中国石化石油勘探开发研究院提高采收率研究所,北京 100083)
摘 要 在大庆油田的油水条件下,评价了表面活性剂的界面和泡沫性能,并优化了泡沫配方和注入方式。筛选的双子表活剂的表面张力约为25mN/m,能在表活剂浓度为0.05%~0.3%的范围内与原油达到超低界面张力,具有较好的泡沫稳定性。泡沫体系配方中气液比对泡沫驱采收率的影响最大,其次是聚合物浓度,优选的泡沫体系配方为表面活性剂浓度0.3%,聚合物浓度2000mg/L,气液比为3:1。气体和表面活性剂/聚合物二元液混合注入的压力升幅最大,耗时最短,泡沫驱采收率也较高。气体、表面活性剂与聚合物3种物质完全分开交替分段塞注入时压力升幅最小,耗时最长,采收率最小。气体与二元液交替注入时的压力和采收率居中。结合现场实施工艺,优选气体与表面活性剂/聚合物二元液交替注入的方式,交替周期越短泡沫驱采收率越高。
关键词 表面活性剂 超低界面张力 泡沫驱 提高采收率 注入方式
Research on the Performance of Ultra-low Interfacial TensionFoam and Optimization of Core Flooding Project
XU Guanli
(SINOPEC Exploration & Production Research Institute,Beijing 100083,China)
Abstract The interfacial property,foam stability of selected surfactant were investigated in this paper.The formula and injection mode were optimized under reservoir condition of Daqing Oilfield.The experiment shows that the surface tension of the Gemini surfactant is approximate 25mN/m( 25℃),which indicating super surface activity.The ultra-low interfacial tension( <0.01mN/m)is acquired between oil and surfactant solution with the surfactant concentration range of 0.05% and 0.3%.Its foam stability is better than those of sodium α- olefin sulfonate and sodium heavy alkyl benzene sulfonate according to the disintegration half-time of foam volume.For the ultra-low interracial tension foam,gas liquid ratio has the most obvious influence on the EOR of foam after polymer flooding,and polymer concentration follows.The preferential surfactant concentration is 0.3%,with polymer concentration of 2000 mg/L and gas liquid ratio of 3:1.At the same dosage of surfactant and polymer,the simultaneous injection of gas and the liquid which is composed of surfactant and polymer gives rise to the highest injection pressure and highest EOR.The medium pressure and EOR result from the alternate injection of gas and liquid.The consuming time of simultaneous injection is the shorter than that of alternate of gas and the liquid.The alternate injection of individual surfactant,polymer and gas demands the longest injection time.Combined with the injection technology of oilfield,the preferential injection method is alternate injection of gas and the liquid,and the shorter the alternate cycle is,the higher the EOR of foam after polymer flooding is.
Key words surfactant;ultra-low interfacial tension;foam flooding;enhance oil recovery;injection mode
泡沫是气体分散于起泡剂溶液中所组成的分散体系,起泡剂一般为表面活性剂。作为多相粘弹性流体,泡沫的密度低、黏度大,具有剪切稀释特性,这些特征使其具有了提高石油采收率的应用前景。国外已对泡沫用于控制气体流度、提高气驱的采收率进行了充分的研究[1~3],现场试验也取得了一定的效果。国内的大庆油田和胜利油田也对泡沫驱油技术进行了多年研究[4],其中大庆油田的泡沫复合驱技术最具代表性,试验取得了提高采收率20%以上的效果[5],预示着泡沫驱油技术具有大幅度提高水驱油田采收率的潜力[6]。
大庆油田完成的泡沫复合驱试验使用表面活性剂、聚合物和强碱组成的三元体系,虽然取得了较好的驱油效果,但无法避免强碱带来的腐蚀、结垢、影响泡沫稳定性等负面问题。三元体系的一个主要技术特征是表面活性剂和碱协同作用产生超低油水界面张力,多年来复合驱研究的焦点也是合成在不需要加碱条件下能和原油达到超低界面张力的表面活性剂,并取得了一定的成果。本文对筛选的表面活性剂性能进行了研究,考察了聚合物驱后无碱的超低界面张力泡沫体系的驱油效果,优化了泡沫体系配方方式,为制定现场试验方案提供参考。
1 实验材料与方法
1.1 实验材料
实验用油为大庆油田井口脱水原油和模拟油,实验用水为油田现场注入污水,过滤后使用。聚合物为中国石油大庆炼化公司生产的分子量为3072万的聚丙烯酰胺。表面活性剂(DWS)为非离子双子表面活性剂,由大连戴维斯公司提供。重烷基苯磺酸盐(HABS)为大庆东昊投资有限公司生产,α-烯烃磺酸盐(AOS)购自浙江中轻物产化工公司。岩心为购自大庆石油学院的30cm长的人造3层非均质岩心,渗透率变异系数为0.72,孔隙度为22%~25%。
1.2 实验方法
1)表面张力:表面张力仪k12(Kruss公司生产),吊片法测量;全自动表面张力仪Tracker(TECLIS公司生产),悬滴法测量。
2)油水界面张力:旋转滴界面张力仪,TX500C,45℃。
3)泡沫半衰期:泡沫扫描仪FoamScan(TECLIS公司生产),注气速度30mL/min,注气量300mL,温度45℃。
4)岩心驱替实验:岩心首先抽真空饱和水,然后饱和油,老化一天后进行水驱,含水大于98%后进行聚合物驱(包括后续水驱),最后进行超低界面张力泡沫复合驱及后续水驱。
2 实验结果
2.1 表面张力
表面张力是评价表面活性剂活性高低的一项重要指标。如表1所示,双子表面活性剂(DWS)的表面张力随温度的升高而降低,与常规表面活性剂的变化规律相同。常规表面活性剂的表面张力一般大于30mN/m,如重烷基苯磺酸盐的表面张力为31.5mN/m[7],α-烯基磺酸钠的表面张力为34.4mN/m[8]。25℃时该双子表面活性剂的表面张力在25mN/m左右,已经接近碳氢表面活性剂理论上最低的表面张力值[9],与有机硅表面活性剂的表面张力相当(20~30mN/m),说明该双子表面活性剂的活性非常好。
表1 双子表面活性剂(DWS)的表面张力
选用Tracker全自动表面张力仪测定了25℃时不同浓度表面活性剂溶液的动态表面张力(图1)。各个浓度的表面活性剂溶液的表面张力随测试的进行逐渐降低,表面活性剂浓度越高,其表面张力越低。根据表面张力随浓度的变化趋势判断,该表面活性剂的临界胶束浓度(CMC)在0.08%附近,25℃时表面张力值约为25 mN/m。
图1 双子表面活性剂(DWS)的动态表面张力
2.2 油水界面张力
油水界面张力是驱油用表面活性剂的一个重要指标,不同浓度的表面活性剂/聚合物二元体系(聚合物浓度1000mg/L)的界面张力测试结果(图2)表明,该双子表面活性剂的油水界面张力随测试的进行逐渐降低,20min后界面张力即小于0.01 mN/m,达到超低界面张力。双子表面活性剂能在0.05%~0.3%的较宽浓度范围内达到超低的油水界面张力。重烷基苯磺酸盐需要在有碱存在的条件下才能达到超低界面张力[10],而α-烯基磺酸钠即使加碱也无法达到超低界面张力。
图2 双子表面活性剂DWS的油水界面张力
2.3 泡沫稳定性
泡沫的稳定性可以用半衰期来表征,半衰期分为两种,一种是体积衰减半衰期(泡沫体积衰减一半所需要的时间),另一种是析液半衰期(从泡沫中排出一半液体所需要的时间)。表2为用泡沫扫描仪(FoamScan)测得的表面活性剂溶液的泡沫体积衰减半衰期。不同浓度的双子表面活性剂的半衰期都大于60min,比重烷基苯磺酸盐和α-烯烃磺酸盐的稳定性好。
表2 不同表面活性剂的泡沫半衰期
超低油水界面张力是对驱油用表面活性剂的基本要求,目前市场上常见的表面活性剂的油水界面张力都比较高,达不到超低界面张力。界面张力高的原因是这些表面活性剂的亲水性太强,因此要获得较低的界面张力,就要增加表面活性剂疏水基团的长度或个数。疏水基团长度或个数的增加,有利于提高表面活性剂分子间的疏水缔合作用,增加泡沫中表面活性剂液膜的强度,增大液膜的界面粘弹性,泡沫的稳定性将得到提高。因此,在一定程度上获得超低界面张力与提高泡沫稳定性对表面活性剂分子结构的要求方向是一致的。双子表面活性剂(DWS)的两个疏水基团增加了其亲油性,能够与原油达到超低的油水界面张力,同时又具有较好的泡沫稳定性,是驱油用超低界面张力泡沫体系的最好选择。
2.4 泡沫体系配方优化
驱油用泡沫由双子表面活性剂、聚合物和气体组成,表面活性剂、聚合物浓度的高低和气体的多少(气液比)对泡沫的驱油性能有重要影响。为了确定最佳的泡沫体系配方,针对表面活性剂浓度、聚合物浓度和气液比开展了三因素、三水平的正交实验来优化泡沫体系配方。各次实验的实验条件及驱油结果见表3。
表3 正交实验条件与驱油结果
按照极差分析方法对表3中的数据进行分析,分析方法参考文献[11]。把泡沫驱采收率作为评价指标,表3 “表面活性剂浓度” 列中Ⅱ最大,说明表面活性剂浓度的水平0.3%比较好;“泡沫聚合物浓度” 列中Ⅲ最大,说明聚合物浓度水平2000mg/L比较好;“气液比” 列中Ⅲ最大,说明气液比的水平3:1比较好。因此根据泡沫驱采收率得到的最佳驱油条件为表面活性剂浓度0.3%,聚合物浓度2000mg/L,气液比为3:1。级差中 “气液比” 最大,其次为 “聚合物浓度”,说明气液比对泡沫驱采收率的影响幅度最大,其次为聚合物浓度。
2.5 注入方式对泡沫驱采收率的影响
泡沫体系包括双子表面活性剂、聚合物和气体,驱油时可组合成多种注入方式。第一种为气液同时混合注入,先把表面活性剂和聚合物混合成二元液,然后和气体按照一定的气液比同时注入岩心;第二种为气体和液体交替注入(气液分段塞注入),一是表面活性剂、聚合物混合成二元发泡液与气体按照确定的气液比和交替周期交替注入,二是表面活性剂、聚合物和气体分别单独交替注入,即按照确定的交替周期和气液比,先注一个聚合物段塞,再注一个表面活性剂段塞,再注气体段塞,按这样的顺序重复注入。通过岩心驱油实验考察各种注入方式对驱油效果的影响。实验中表面活性剂浓度为0.3%,聚合物浓度为2000mg/L,表面活性剂注入量为0.3PV。岩心水驱后进行不同注入方式的泡沫驱油,实验结果见表4。
表4 不同注入方式下泡沫驱油结果
表4中编号为1、2、3的实验为聚合物、表活剂和气体完全分开注的岩心驱油实验,交替周期为0.1 PV和0.05PV,即驱替时先注0.1 PV聚合物,再注0.1 PV的表面活性剂,再按气液比注入气体,重复以上步骤直至注完聚合物、表面活性剂各0.3PV,最后跟0.2PV的聚合物保护段塞和后续水。在表4所示的交替周期和气液比条件下,采用3种物质完全分开注入的方式,泡沫驱可在聚驱后平均提高采收率15.63%。表4中编号为4、5的实验为气体和表面活性剂、聚合物组成的二元发泡液交替注入,在发泡液用量与实验1 、2、3相同的条件下,气体与二元液交替注入时的泡沫驱采收率比完全分开注入时的效果好。实验6的注入方案为先注0.1 PV聚合物前置段塞,然后气体和表面活性剂溶液(含200mg/L中分聚合物)同时注入,最后注入0.2PV聚合物保护段塞。与前几个实验相比,在节省聚合物用量的条件下,混合注入的泡沫驱采收率接近18%,比气体与二元液交替注入的效果相当。图3为3种不同注入方式所对应的压力曲线。第一条曲线为气体和表面活性剂溶液(含200 mg/L中分聚合物)同时注入的压力曲线,在注聚合物前置段塞和气液同时混合注入阶段注入压力一直持续上升,注后续聚合物保护段塞时压力上升不明显,显示了泡沫具有很好的封堵岩心孔隙的能力。第二条曲线为气体和二元液(聚合物和表面活性剂混合)交替注入的压力曲线,注二元体系时压力上升,转注气体后压力先上升,然后开始下降,随着实验的进行,整体注入压力呈阶梯式上升,但注化学剂结束时的最高压力比气液同时注入的低。第三条曲线为聚合物、表面活性剂和气体完全分开交替注入的压力曲线,注聚合物时压力上升,注表面活性剂时压力略有下降,注气体时压力下降,虽然整体的注入压力在逐渐升高,但是比气体和二元液交替注入时压力要低。驱替时间是气液混合同时注入时耗时最短,3种物质完全分开交替注入的耗时最长,气体与二元液交替注入时居中。
这些结果表明,对于泡沫驱油,气液同时混合注入是最好的注入方式,其次是气体与二元液交替注入。目前现场试验时,工艺上难以实现气体和液体同时注入,因此推荐选用气体和表面活性剂/聚合物二元液交替注入的方式。
图3 不同注入方式下的泡沫驱压力曲线
2.6 交替注入周期对泡沫驱采收率的影响
泡沫驱油时,现场选择的是气体和二元液(表面活性剂+聚合物)交替注入,这就涉及一个交替周期或交替频率的问题。通过评价不同交替周期下的岩心泡沫驱油效果来优选气液交替周期。水驱、聚驱条件与前面相同,泡沫液中表面活性剂浓度为0.3%,聚合物浓度为2000mg/L,发泡液注入量为0.3PV,气液比为3:1。注完泡沫体系后,再注入0.2PV的聚合物保护段塞。聚驱后无碱超低界面张力泡沫体系在人造3层非均质岩心上交替注入时的驱油效果见表5。
实验结果表明,无论采取何种注入方式,聚驱后泡沫驱采收率均能提高16个百分点以上。在其他条件相同时,随交替次数的增多,聚驱后泡沫驱采收率呈增加趋势。同混合注入方式相比,采用交替注入方式泡沫驱采收率略有降低。因此现场试验时,要尽可能缩短交替周期。
表5 不同交替周期聚驱后岩心驱油结果
3 结 论
1)25℃时双子表面活性剂(DWS)的表面张力约为25mN/m,接近于碳氢表面活性剂理论上的最低表面张力,显示了非常高的表面活性。能在较宽的浓度范围内与原油达到超低的油水界面张力,具有比烷基苯磺酸盐和α-烯烃磺酸盐更好的泡沫稳定性。
2)泡沫体系配方中,气液比对泡沫驱采收率的影响最大,其次是聚合物浓度,较好的泡沫体系配方为表面活性剂浓度0.3%,聚合物浓度2000 mg/L,气液比3:1。
3)气体和表面活性剂/聚合物二元液混合注入的压力升幅最大,耗时最短,泡沫驱采收率最高。气体、表面活性剂与聚合物3种物质完全分开交替注入时压力升幅最小,耗时最长,采收率最小。气体与二元液交替注入时的压力和采收率居中。
4)泡沫驱现场试验选用气体与表面活性剂/聚合物二元液交替注入的方式,交替周期越短泡沫驱采收率越高。
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