【7A文】三元复合驱油技术.ppt

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1、三元复合驱油技术一、烷基苯磺酸盐表面活性剂经过多年技术攻关，以烷基苯磺酸盐为主表面活性剂的三元复合驱已率先在大庆油田推广应用。需要逐渐建立和完善三元复合驱用表面活性剂的性能评价体系，为丰富和发展三元复合驱技术提供重要支持。表面活性剂在提高驱油效率方面的主要作用在油水界面吸附，降低油水界面张力，提高洗油能力使油水产生乳化，乳化携带和乳化扩大波及体积，提高采收率在岩石表面吸附，虽然改变岩石润湿性有利于提高采收率，但吸附损失导致表面活性剂用量增大，三元复合驱成本升高烷基苯磺酸盐表面活性剂性能评价界面张力性能无论是根据界面张力和毛管数与驱油效

2、率及剩余油饱和度的实验结果，还是依据大庆油田地质条件和驱动体系进行的计算结果，都能得出只有油水界面张力达到10-3mN/m数量级时，才能启动残余油。三元复合体系与大庆原油界面张力必须达到10-3mN/m数量级以平衡界面张力作为表面活性剂评价标准存在一定局限性前期研究结果表明，平衡界面张力和动态界面张力均对三元复合体系提高采收率产生较大影响，因此，界面张力性能评价二者均应包括在内10-210-310-110-412小时时间界面张力，mN/m2431～16％～20％?～19％三元复合驱提高采收率油水界面张力对三元复合驱驱油效果影响的实验研

3、究－－－贾忠伟等《大庆石油地质与开发》，2005.10不同烷基苯磺酸盐表面活性剂超低界面张力范围不同0.30.60.811.21.40.050.10.2NaOH浓度wt%多组分烷基苯磺酸盐0.40.30.40.60.811.21.41.60.050.10.20.25Na2CO3浓度，wt%,表面活性剂浓度，wt%组分相对单一烷基苯磺酸盐-1-0-2--1-3--2-4--3原因分析表面活性剂临界胶束浓度（CMC）不同是造成超低界面张力范围不同的主要原因：如果表面活性剂检测浓度均高于或均低于CMC，那么达到超低界面张力的碱范围与表面活性

4、剂浓度无关；如果表面活性剂检测浓度从低到高跨过CMC，那么达到超低界面张力的碱范围就与表面活性剂浓度相关联（呈现高活性剂浓度，高碱，低活性剂浓度，低碱的特征）00.20.40.60.811.21.400.10.20.30.40.5平衡浓度(wt%)吸附量(mg/g)C20C18C1200.20.40.60.811.21.400.10.20.30.40.5平衡浓度(wt%)吸附量(mg/g)C20C18C12不同当量表面活性剂CMC对比高当量表面活性剂CMC<低当量表面活性剂CMCCMC1

5、浓度超低界面张力范围碱浓度表活剂浓度超低界面张力范围CMC2表活剂浓度CMC3碱浓度超低界面张力范围表活剂3表活剂2表面活性剂性能：表活剂1>表活剂2>表活剂3界面张力和粘度稳定性主要评价微生物和化学降解对界面张力和粘度影响。实验步骤020406080100120140时间，min界面张力,mN/m20天，粘度＝37.2mPa.s50天，粘度＝30.5mPa.s90天，粘度＝25.3mPa.sSa=0.2wt%NaOH=0.8wt%炼化1600万聚合物＝2000mg/L二厂油水10-110-410-310-25天，粘度＝42.6mPa

6、.s45℃密闭静置90天配制三元复合体系检测界面张力和粘度微生物和化学降解后，粘度下降，动态界面张力上升－－－表观当量降低。机械降解对三元复合体系界面张力影响Sa=0.2wt%NaOH=0.8wt%P＝2500mg/L二厂油水020406080100120Time,min未剪切三元，44.2mPa.s三元剪切1次，23.7mPa.s三元剪切2次，10.2mPa.s140界面张力,mN/m10-110-310-210-4020406080100120140Time,minSa=0.2wt%NaOH=1.2wt%P＝2500mg/L二厂油

7、水未剪切三元，35.1mPa.s三元剪切1次，15.2mPa.s三元剪切2次，9.0mPa.s机械剪切后，低碱体系动态界面张力持续降低，高碱体系动态界面张力先降低后逐步上升－－－－表观当量升高。快速机械剪切后，部分聚合物分子被剪切成小的聚合物碎片，这些小的聚合物碎片参与了油水界面排列使三元体系的亲油性增强，表现出活性剂平均当量上升。但聚合物经微生物和化学降解后裂解生成了亲水性较强的碎片，从而使表面活性剂表观当量降低。由于三元体系注入地层后，既有机械降解也有氧化生物降解，两种形式降解对于体系平均当量的影响在较大程度上可以相互抵消。原因分

8、析建议三元复合体系稳定性评价要把界面张力评价和粘度评价分开表活剂＋碱界面张力稳定性表活剂稳定性聚合物＋碱粘度稳定性聚合物稳定性表活剂＋聚合物＋碱界面张力和粘度稳定性表活剂与聚合物互相作用乳化性能大庆油田已经完成和正在进行