降压增注工作液配方研究及性能评价

2020-10-09任刚

石油工业技术监督 2020年7期

任刚

中国石油大庆油田有限责任公司第五采油厂（黑龙江大庆 163513）

0 引言

提高采收率是油田开发永恒的主题。由于储层的物性特征及前期开发历程的不同，提高采收率的方法也不同，如化学驱、气体混相驱、热力采油和微生物采油[1]等。近年来，化学驱作为提高原油采收率经济有效的一种方式，成为研究热点之一[2]。表面活性剂是通过改变原油的乳化性能、降低油水界面张力、改变岩石表面的润湿性、提高表面电荷密度、改变原油的流变性等机理提高原油采收率[3-6]，在冀东油田[7]、渭北油田[8]、镇北油田[9]、江家店油田[10]、陇东油田[11]等的应用，均取得了良好的降压增注效果。石油磺酸盐具有生产工艺简单、原料来源广泛、价格低廉、表面活性高、与原油亲和性好等特点，成为三次采油中应用最为广泛的表面活性剂[12-16]。

X 油田D 区属于典型的低渗透油田，储层物性差，注入水成分复杂，常出现注入压力高、注入量达不到配注要求等问题，严重影响了该区块的开发效果。基于D区储层物性特点、注入水和原油性质，以油田常用低成本的石油磺酸盐表面活性剂为主剂，通过界面张力、润湿角和洗油率测定等实验，筛选了添加剂，形成了适合D 区应用的降压增注工作液（以下简称工作液）配方。

1 实验研究

1.1 仪器及材料

实验仪器：科诺TX-500D 旋转滴界面张力仪、哈科接触角测定仪、双联恒温箱、保温箱、注入泵等仪器[17-18]。

实验材料：甲醇、乙醇、正丙醇、异丙醇、正丁醇、NaCl、KCl、NH4Cl、NaCO3、NaHCO3等，化学纯。磺酸盐等表活剂，工业品。气测渗透率分别为50×10-3μm2、100×10-3μm2、150×10-3μm2、200×10-3μm2、250×10-3μm2的岩心切片各5块。

水样及油样取自D 区块采出液，其基本构成见表1和表2。

1.2 实验方法

1）工作液配方研究实验：实验温度50 ℃，测定界面张力随工作液磺酸盐主剂、复配剂或添加剂溶液质量分数变化情况，对测试数据进行记录[19]。

表1 采出液水组分分析结果

表2 原油组分及物性分析结果

2）岩心润湿性测定实验：①将切好的岩心切片放入恒温烘箱内进行干燥12 h，并准备好所需的液体药剂；②参照标准SY/T 5153—2007《油藏岩石润湿性测定方法》测试；③对所有岩心切片进行接触角测定并对照测量结果。

3）工作液洗油性能评价实验：称取油砂（原油质量分数15%）10 g与工作液溶剂混合，置于恒温箱中反应12 h[15-17]；清除析出油，量取剩余重量，根据式（1）计算洗油效率，记录结果。

式中：η 为洗油效率；w1为试管质量，g；w2为试管与其内剩余物质量和，g。

2 结果与讨论

2.1 工作液配方研究

石油磺酸盐是一种以石油馏分油或原油为原料合成的阴离子型表面活性剂，其界面活性强、与原油配伍性好、水溶性好[16]，同时其价格较低、原料易得。因此，选择石油磺酸盐作为工作液的主剂，通过对其质量分数优化，同时筛选出与之配伍且协同作用较好的添加剂构成工作液。

2.1.1 主剂质量分数的筛选

测定不同质量分数石油磺酸盐溶液与D区原油之间的界面张力变化情况，如图1所示。

图1 质量分数与界面张力关系

由图1 可知，药剂质量分数达到0.7%时，界面张力曲线接近平稳数值，出于经济成本的考虑，选用0.7%的石油磺酸盐作为主剂。

2.1.2 复配表面活性剂的筛选

研究[19-21]表明，表活剂的复配有利于节约用量、获得更低的界面张力。实验中，将0.7%石油磺酸盐分别与棕榈酸钾皂、三乙醇胺油酸皂等11种其他表活剂复配[21]，溶液界面张力随复配表活剂质量分数变化情况如图2所示。

图2 0.7%石油磺酸盐复配其他表活剂的界面张力

由实验结果可以看出，将0.7%石油磺酸盐和0.3%～1.5%的其他表活剂混合后，除仲烷基磺醇钠、十二烷基苯磺酸钠和混溶剂以外的8 种试剂的初始界面张力都较大，其中棕榈酸钾皂、三乙醇胺油酸皂、单烷基磷酸酯钾盐、单烷基醚磷酸酯钾、脂肪醇聚氧乙烯醚酸羧酸表活剂随质量分数的增加，界面张力不降反增；而椰油酸钾皂、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸铵和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠虽然随质量分数增加界面张力有较大降幅，但由于其初始界面张力较大，即使质量分数增加到1.5%时，其界面张力仍大于3 mN/m。在实验效果较好的仲烷基磺醇钠、十二烷基苯磺酸钠和混溶剂中，混溶剂的界面张力明显低于其他组合，表现为随质量分数增加，界面张力持续降低。前人研究[22-24]表明，表活剂的界面张力与烷烃的碳原子数存在关联，即当表活剂的EACN 值（等效烷烃数）与烷烃相同时，可获得最低的界面张力。实验采用的混溶剂和原油的EACN 值相同，均为8～9，因此与其他混配的表活剂相比，相同质量分数下其界面张力可以达到最低，这也说明其对于该油田原油具有最适合的亲水、亲油特性[25-27]。对不同质量分数的混溶剂与0.7%石油磺酸盐组合条件下的界面张力值进行了测试，结果如图3所示。

图3 0.7%石油磺酸盐+混溶剂的界面张力随质量分数变化情况

由图3可知，混溶剂界面张力值可降低至0.012 mN/m。考虑节约药剂成本，选用0.7%石油磺酸盐+2.0%混溶剂作为工作液主剂，界面张力在该质量分数时可达到0.015 mN/m。

2.1.3 添加剂的筛选

研究[28-29]表明，醇类添加剂在水中能生成氢键，改变亲油亲水平衡值，使表活剂增溶，这种作用使得工作液中的活性组分在油水界面上聚集量增加，更有利于降低界面张力。选择了甲醇、乙醇、正丙醇、异丙醇、正丁醇等5种低分子醇类进行界面张力测试，结果显示随以上添加剂质量分数增加，界面张力降低[19-21]；0.5%乙醇+主剂（0.7%石油磺酸盐+2.0%混溶剂）时，界面张力最低（0.009 3 mN/m）。考虑进一步添加盐类来降低界面张力，主要在NaCl、KCl、NH4Cl、NaCO3、NaHCO3中进行筛选，将5种盐类配置成溶液和体系配置成混合溶液，测定体系对界面张力影响，实验中1%NaCl+0.5%乙醇+主剂（0.7%石油磺酸盐+2.0%混溶剂）时，对应的界面张力最低（界面张力6×10-3mN/m）。因此，确定工作液成分为：0.7%石油磺酸盐+2.0%混溶剂+0.5%乙醇+1%NaCl。

2.2 工作液性能评价

通过开展表面活性剂配伍性实验、接触角和洗油效率实验，对其性能进行评价。

2.2.1 药剂间配伍性评价

药剂在注入地层后，在高温高压条件下混合相互作用，若发生沉淀或抑制现象，说明各成分不配伍[30-31]，将会堵塞地层孔道，其现场应用会产生不利效果。因此，使用前要进行实验，明确药剂间配伍性。将工作液放置于45 ℃恒温箱中24 h，观察现象。如图4 所示，24 h 后，无任何变化，说明各成分的配伍性好。

图4 实验前后配伍性效果

2.2.2 岩心润湿性测定

岩心润湿性测定实验结果见表3 和表4。由实验数据可知，对（50～200）×10-3μm2渗透率的岩心，工作液与岩心切片接触角和注入水与岩心切片接触角比较，均有不同程度的降低。根据实验数据计算降幅，各组岩心接触角降低幅度在39.9%～73.3%。各组岩心切片实验的接触角降低幅度都很大，说明工作液可有效降低岩心表面张力，使其渗透性增强，利于驱替液的持续注入，满足降压增注要求。

表3 现场水在不同渗透率的岩心表面的接触角

表4 工作液在不同渗透率的岩心表面的接触角

2.2.3 工作液洗油性能评价

由表5可知，实验条件下，工作液用量对洗油效率影响较大，最终洗油可达90%以上，效果良好。

3 现场应用

自2019 年7 月开始陆续开展现场试验，其中D13-I 区含聚污水回注井7 口，D13-II 区注入井3口，要求注入药剂前进行洗井反吐，提高药剂利用率。截至目前，现场施工10 口井，采取措施后平均单井注水压力下降1.0 MPa，日注水量提高11 m3，平均措施有效期达106 d，已累计增注0.93×104m3。