CN104629706A - 一种耐盐型超临界co2流度控制发泡剂及使用方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂及使用方法。本发明提到的耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂，由以下质量百分比的成分制成：月桂酰胺丙基甜菜碱：0.5%、α—烯烃磺酸盐：0.5%、羧甲基纤维素钠：0.1%、改性胍胶：0.1%、水：98.8%。有益效果是：本发明提供的CO2发泡剂具有耐盐性强，适应油田地层条件的特点，其耐温指标为100℃、耐盐指标为25×104/mg/l、耐钙镁离子指标为5×103mg/l；该发泡剂与油田地层水配伍性好，溶解后溶液清澈、透明，无絮凝和沉淀现象发生；该发泡剂无毒、无异味、生物降解性能较好，安全性能好。
Description
技术领域
本发明涉及一种气体流度控制发泡剂，特别涉及一种耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂及使用方法。
背景技术
将CO2注入到油层可以用来提高油田采收率，废弃的油藏可以用来对CO2进行封存，兼具经济和社会双重效益，是一项绿色环保的驱油技术。其驱油机理主要包括CO2溶于原油后将降低原油粘度和表面张力，促使原油体积膨胀，高压CO2对地层原油轻质组分的气化和抽提作用以及CO2与原油的混相效应等。据2006年世界油气杂志统计，目前世界上正在开展的注气项目有138个，其中CO2-EOR项目94个，占68%。2006年世界CO2-EOR项目总产量为1258.6万吨/年，占全部EOR产量的14.4%。
但开展CO2驱存在的一个突出问题是气窜，特别是我国，由于油田长期注水形成高渗条带和大孔道，注CO2后气窜严重，降低了CO2的波及体积，最终降低了CO2驱提高采收率的幅度。
利用泡沫来控制气体流度、抑制气窜是目前主要的技术手段之一，泡沫在孔隙介质中渗流时具有非常独特的渗流特性，能有效地降低气体流度，并改善驱替流体在非均质油层内的流动状况，其贾敏效应对气体具有较强的封窜作用，可以有效的控制气体指进，增加气体在地层中的滞留时间，抑制气体的突破。
但是，现有的CO2泡沫配方体系在油田高温、高压、高盐油藏条件下泡沫的起泡能力和稳泡能力均不能达到相应的技术指标，不能有效的封堵地层中的CO2。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂及使用方法，该发泡剂能够有效控制CO2流度，扩大CO2波及体积。
本发明提到的耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂，由以下质量百分比的成分制成：月桂酰胺丙基甜菜碱：0.5%、α—烯烃磺酸盐：0.5%、羧甲基纤维素钠：0.1%、改性胍胶：0.1%、水：98.8%。
上述的水采用油田注入清水或污水。
本发明提到的盐型超临界CO2流度控制发泡剂的使用方法，按上述比例先将月桂酰胺丙基甜菜碱、α—烯烃磺酸盐、羧甲基纤维素钠、改性胍胶复配成高浓度溶液，再稀释至所需浓度；发泡剂溶液与CO2按地下体积比为1:1.5进行混合，混合后的流体通过油管注入到目的层段。
本发明的有益效果是：
1、 本发明提供的CO2发泡剂具有耐盐性强，适应油田地层条件的特点，其耐温指标为100℃、耐盐指标为25×104/mg/l、耐钙镁离子指标为5×103mg/l；
2、 该发泡剂与油田地层水配伍性好，溶解后溶液清澈、透明，无絮凝和沉淀现象发生；
3、 该发泡剂无毒、无异味、生物降解性能较好，安全性能好。
附图说明
图1压力对CO2泡沫稳定性的影响示意图。
具体实施方式
本发明提到的耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂，由以下质量百分比的成分制成：月桂酰胺丙基甜菜碱：0.5%、α—烯烃磺酸盐：0.5%、羧甲基纤维素钠：0.1%、改性胍胶：0.1%、水：98.8%，上述的水采用油田注入清水或污水。
本发明提到的盐型超临界CO2流度控制发泡剂的使用方法，按上述比例先将月桂酰胺丙基甜菜碱、α—烯烃磺酸盐、羧甲基纤维素钠、改性胍胶复配成高浓度溶液，再稀释至所需浓度；发泡剂溶液与CO2按地下体积比为1:1.5进行混合，混合后的流体通过油管注入到目的层段。
以下结合实验效果对本发明作进一步说明
实验1：充气法测发泡剂起泡体积及半衰期
选取不同类型表面活性剂及不同厂家抗盐性能好的发泡剂样品12种，与本发明提供的发泡剂，其代号采用CY-1，共13种发泡剂，利用充气法开展CO2泡沫评价试验。
实验条件
（1）实验用水：中原油田沙一油藏注入水；
（2）二氧化碳：纯度99.9%，试剂级；
（3）试验温度：室温，20℃；
（4）实验浓度：0.5%；
（5）充气速度：250ml/min；
（6）充气时间：4min。
实验目的：通过充气法测量不同发泡剂在注入水中起泡体积和半衰期。
实验结果：
表1 发泡剂起泡体积及半衰期
实验结果表明，本发明的发泡剂CY-1在起泡体积和半衰期上均优于其它发泡剂，在实验条件下，起泡体积为720ml，半衰期为47.1min。
实验2：高温高压条件下测发泡剂起泡体积及半衰期
实验条件
（1）实验用水：中原油田沙一油藏注入水；
（2）二氧化碳：纯度99.9%，试剂级；
（3）实验温度：82.5℃；
（4）实验压力：5MPa；
（5）实验浓度：0.5%；
（6）搅拌速度：1000r/min
（7）搅拌时间：1min。
实验目的：利用高温高压泡沫装置，通过搅拌法测量不同发泡剂的起泡体积和半衰期。
表2 发泡剂起泡体积及半衰期
实验结果表明，在高温高压条件下，本发明的发泡剂CY-1在起泡体积和半衰期上效果较好，在实验条件下，起泡体积为155ml，半衰期为135.5min。
实验3：耐盐性能评价
对本发明起泡剂CY-1开展耐盐性能评价实验，将其溶解在不同矿化度（10×104 mg/l、15×104 mg/l、20×104 mg/l、25×104 mg/l，其中钙离子均为4500 mg/l镁离子均为500 mg/l）的盐水中，观察是否有沉淀混浊现象发生。
表3 起泡剂的耐盐性评价
实验结果表明：本发明起泡剂CY-1有较好的耐盐性。在室温下起泡剂在不同矿化度（10×104 mg/l、15×104 mg/l、20×104 mg/l、25×104 mg/l，其中钙离子均为4500 mg/l镁离子均为500 mg/l））的盐水中均呈现出清澈、透明的液体。
实验4：热稳定性能评价
不同产品在一定温度下，经过一段时间后，性能发生变化，起泡能力、半衰期严重下降，甚至不起泡。所以必须测定抗老化性能后，才能进行现场应用。
根据二氧化碳驱项目具体情况，油藏的特点，配制一批CY-1起泡剂试样，将其倒入高温管中，密封好后，放入100℃的恒温箱中，每隔一定时间取出测定起泡能力及半衰期。观察其是否有沉淀、混浊、分相现象发生。
表4 热稳定性能评价
实验结果表明：CY-1在100℃的温度下，没有沉淀、混浊、分相现象发生，热稳定性好。
实验5：泡沫油水选择性评价
泡沫对含油饱和度敏感，为确定该泡沫剂对含油饱和度的敏感程度，进行了含油饱和度的影响研究，室内采取在本发明泡沫剂CY-1溶液中加入1%、5%、10%和15%模拟油(中原油田沙一原油：煤油=1：1)，利用充气法评价其半衰期。
表5 泡沫油水选择性评价表
由表5可以看出，油对泡沫质量影响较大，随着含油量的增加，尤其含油大于5%后，泡沫的半衰期明显降低，质量明显变差，因此该体系油水选择性较好，能有效封堵水窜通道或高渗透带，而在大量存在残余油的孔喉里，起泡少而且很快消泡，气阻效应不明显，有利于后续流体驱油。
实验6：气液比对泡沫阻力因子影响实验
气液比是注泡沫开采技术的一个重要参数，气液比过小，发泡剂不能有效地发泡，调剖效果差；气液比过大，一方面不经济，另一方面，泡沫不稳定。通过研究气液比对泡沫封堵能力的影响，可以优选出最佳气液比，使泡沫体系的封堵能力最强。本实验共进行了（0.5、1、1.5、2、3、4）：1等6组不同气液比实验，评价结果见表6
表6 气液比优化实验结果
（岩心尺寸：Φ38 mm×1000mm，渗透率：283.25×10-3μm2，实验温度，T=82.5℃）
气液比实验结果表明，气液比低时，泡沫封堵能力较差，而气液比很高时，由于气体的增多，泡沫质量下降，封堵能力也变差。从实验条件来看，气液比为1.5:1时，泡沫阻力因子最大，封堵效果最好。
实施例6：岩心封堵实验
实验采用一维单管填砂模型，岩心采用80-120目的石英砂充填，岩心尺寸为Φ38 mm×1000mm。实验温度为82.5℃。将岩心驱替流程连接、安装、调试；将模型抽空饱和水、测岩心水相渗透率； 然后以2ml/min注入速度注入CO2，待压力稳定后，记录岩心两端压差；在气液比1.5:1条件下，以2ml/min注入CO2和发泡剂溶液，待压力稳定后，记录岩心两端压差，计算阻力因子；再后续水驱，计算残余阻力因子。实验结果见下表7：
表7 岩心阻力因子实验
泡沫岩心驱替封堵实验结果表明，在实验条件下，阻力因子达到66.14，残余阻力因子达到18.23，说明岩心中确实产生了泡沫，泡沫对CO2形成了有效封堵。
Claims (3)
1.一种耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂，其特征是由以下质量百分比的成分制成：月桂酰胺丙基甜菜碱：0.5%、α—烯烃磺酸盐：0.5%、羧甲基纤维素钠：0.1%、改性胍胶：0.1%、水：98.8%。
2.根据权利要求1所述的耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂，其特征是：所述的水采用油田注入清水或污水。
3.一种采用如权利要求1或2所述的耐盐型超临界CO2流度控制发泡剂的使用方法，其特征是：按上述比例先将月桂酰胺丙基甜菜碱、α—烯烃磺酸盐、羧甲基纤维素钠、改性胍胶复配成高浓度溶液，再稀释至所需浓度；发泡剂溶液与CO2按地下体积比为1:1.5进行混合，混合后的流体通过油管注入到目的层段。
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| CN119432342A (zh) * | 2025-01-09 | 2025-02-14 | 中国石油大学(华东) | 一种地下原位固化的泡沫调流体系及其制备方法和应用 |
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Legal Events
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