一种降低原油与CO2最小混相压力的复配非离子表面活性剂及其应用

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，具体是一种降低原油与CO

背景技术

工业革命以来，随着全球经济快速发展和人口激增，CO

目前，CO

随着油藏的更深入的开采，大量油藏都进入了三次采油的阶段。针对一部分埋藏较深以及原油较重的油藏进行CO

宋新民等人研究的《中国石油二氧化碳捕集、驱油与埋存技术进展及展望》中指出，虽然目前国际普遍认为C

目前，降低CO

添加共溶剂的方法可以达到降低CO

超临界CO

碳氢类非离子表面活性剂只有在CO

目前已有的研究中的降混剂的降混幅度大部分在23％以下，因此亟需研究一种不仅能够降低C

同时，根据油藏深度以及油藏位置，井下温度是变化的，当油藏温度发生变化时，如何保障降混效果，也要纳入考虑。

发明内容

本发明的目的是为解决上述现有技术的不足，提供一种降低原油与CO

为了实现上述技术效果，本发明采用下述技术方案：

一种降低原油与CO

本此研究的复配非离子表面活性剂能够有效的增强CO

本发明还提供了上述降低原油与CO

(1)注入：先将复配非离子表面活性剂和超临界CO

(2)焖井：待注入完成后焖井，使得复配非离子表面活性剂能随着超临界CO

(3)驱替：待焖井结束后，注入CO

(4)当日产油量下降至1t/d，结束本轮次的生产，重复步骤(1)至步骤(3)，直至累计产油量达到预期值停止采油。

优选的，复配非离子表面活性剂的质量占储层中原油质量的0.5％-1.3％。

优选的，当储层的温度t介于60℃≤t＜75℃，选择注入占储层中原油质量的0.5wt％的复配非离子表面活性剂；当储层的温度介于75℃≤t＜90℃，选择注入占储层中原油质量的0.8wt％的复配非离子表面活性剂；当储层温度介于90℃≤t＜105℃，选择注入占储层中原油质量的1.0wt％的复配非离子表面活性剂；当储层温度介于105℃≤t≤120℃，选择注入占储层中原油质量的1.3wt％的复配非离子表面活性剂。

优选的，所述步骤(1)中，复配非离子表面活性剂与超临界CO

优选的，所述步骤(2)中，焖井时长为30d。

优选的，所述步骤(3)中，采用近混相驱的驱替方式。经实验验证，近混相驱驱油效率接近混相驱，同时近混相驱注入压力更低，所需成本相较混相驱更少，经济效益更高。

优选的，所述步骤(3)中，CO

优选的，储层类型为C

本发明的有益效果：

(1)本发明提供的降低原油与CO

(2)本发明针对原油组分C

(3)本发明提供的复配非离子表面活性剂具有较大的温度适用性范围，可以在60～120℃范围内选择不同的浓度进行使用，在不同储层温度实现良好的降混效果。

(4)本发明注入时使用的近混相驱能够实现和混相驱几乎相同的采收率，同时采用近混相驱能够在降低混相压力25.35％的基础上，再减少(10％～15％)MMP的注入压力，采用近混相驱所需成本相较混相驱更少，经济效益更高。

附图说明

图1为实验例2不同表活剂降低混相压力程度柱状图；

图2为实验例3复配非离子表面活性剂中Span20和1712氟表面活性剂SMF不同比例降低混相压力程度柱状图；

图3为实验例4复配非离子表面活性剂不同浓度降低混相压力程度柱状图；

图4为实验例6未添加复配非离子表面活性剂的原油采收率柱状图；

图5为实验例6添加1.0wt％复配非离子表面活性剂的原油采收率柱状图；

图6为模拟例1未添加表活剂的可视化油气混溶情况模拟图；

图7为模拟例1添加1.0wt％复配非离子表面活性剂的可视化油气混溶情况模拟图。

具体实施方式

降低原油与CO

具体的实施方案包括以下步骤：

(1)注入：将体积比为1:(100-120)的降混剂SF和超临界CO

(2)焖井：待注入完成后焖井30d，使得SF能随着超临界CO

(3)待焖井结束后，注入CO

(4)当日产油量下降至1t/d，结束本轮次的生产，重复步骤(1)至步骤(3)，直至累计产油量达到预期值。

当储层的温度t介于60℃≤t＜75℃，选择注入占储层中原油质量的0.5wt％的复配非离子表面活性剂；当储层的温度介于75℃≤t＜90℃，选择注入占储层中原油质量的0.8wt％的复配非离子表面活性剂；当储层温度介于90℃≤t＜105℃，选择注入占储层中原油质量的1.0wt％的复配非离子表面活性剂；当储层温度介于105℃≤t≤120℃，选择注入占储层中原油质量的1.3wt％的复配非离子表面活性剂。

实验例1

实验用油碳数分布测定

实验用油来源：某低渗油藏原油。

表1

表1是原油组分测定后给出的C

实验例2

利用界面张力消失法筛选非离子降混剂

一、实验目的

测试八种表面活性剂加入原油后的IFT(平衡界面张力)随压力变化，利用界面张力消失法测原油中加入不同表活剂后的MMP，并计算降混率。

二、实验条件

(1)实验温度：90℃；

(2)实验用气：二氧化碳，纯度99.99％,青岛信科远科技有限公司生产；

(3)实验用非离子表面活性剂：1712氟表面活性剂SMF是一种具有高表面活性的非离子氟化表面活性剂，可有效降低油气的IFT。购自福建三美新材料科技有限公司有限公司。FCO-80是一种非离子型氟表面活性剂，易溶于酮类、卤代烃类等有机溶剂。具有极高的表面活性、热稳定性、化学稳定性和较好的相容性。表面活性剂FCO-80可以降低气液IFT，增强油基体系的分散性、流平性和润湿性；因此，它们也被广泛应用于清洗、涂装等行业，购自中国广州杰路华生物科技有限公司。Span20/60/80通常用作气相色谱的固定液、乳化剂和润湿剂，购自国药有限公司；APEO(烷基酚聚氧乙烯醚)，临沂亿群化工，含量99％；AEO-9(脂肪醇聚氧乙烯醚)购自于无锡桑德瑞科技发展有限公司，活性物含量≥99％，为无色透明液体；SPO-15(脂肪醇聚氧丙烯醚)，购自江苏省海安石油化工厂。

(4)实验用油：实验例1使用原油；

(5)实验仪器：Tracker-H界面张力仪，法国TECLIS公司生产，最高工作压力20MPa，最高工作温度200℃。

三、实验步骤：1)清洁管线、高温高压反应釜。2)针管中吸入去离子水，在常温常压下对界面张力仪进行校正。3)连接实验仪器，加热高温高压反应釜至实验温度(90℃)，注入CO

四、实验结果与分析

每种非离子表面活性剂以1wt％浓度加入到原油中，测得原油的降混率(见图1)。从结果可以得出，SMF和Span20具有最佳的降混效果能够达到15.42％和15.76％的降混率。因此最终选择1712氟表面活性剂SMF和Span20进行后续的复配。

实验例3

Span20和1712氟表面活性剂SMF不同比例的复配

一、实验目的：测试Span20和1712氟表面活性剂SMF以总质量浓度为1wt％(复配非离子表面活性剂占原油总质量的比例，下同)，不同质量例加入原油后的IFT(平衡界面张力)随压力变化，利用界面张力消失法测原油中加入不同比例表活剂后的MMP，并计算降混率。

二、实验条件

(1)实验温度：90℃；

(2)实验用气：二氧化碳，纯度99.99％,青岛信科远科技有限公司生产；

(3)实验用非离子表面活性剂：Span20，、1712氟表面活性剂SMF；

(4)实验用油：实验例1使用原油；

(5)实验仪器：Tracker-H界面张力仪，法国TECLIS公司生产，最高工作压力20MPa，最高工作温度200℃。

三、实验步骤：

与实验例1的步骤相同。

四、实验结果与分析

如图2所示，通过以2:8、3:7、4:6、1:1、6:4、7:3、8:2七个质量例的复配，最终测定Span20和1712氟表面活性剂SMF以总质量浓度为1wt％，Span20与SMF质量比为1:1时具有25.35％的降混率，降混效果最好。而且复配后得到的SF能够实现的降混率，远高于Span20或SMF单独使用时能够实现的降混率，这说明两者的复配实现了协同作用，促进了SF进一步提升降混率。

实验例4

Span20和1712氟表面活性剂SMF不同浓度的复配

一、实验目的：测试等质量比Span20和1712氟表面活性剂SMF，以不同质量浓度加入原油后的IFT(平衡界面张力)随压力变化，利用界面张力消失法测原油中加入不同比例表活剂后的MMP，并计算降混率。

二、实验条件

(1)实验温度：90℃；

(2)实验用气：二氧化碳，纯度99.99％,青岛信科远科技有限公司生产；

(3)实验用非离子表面活性剂：Span20，1712氟表面活性剂SMF；

(4)实验用油：实验例1使用原油；

(5)实验仪器：Tracker-H界面张力仪，法国TECLIS公司生产，最高工作压力20MPa，最高工作温度200℃。

三、实验步骤：

与实验例1的步骤相同。

四、实验结果与分析

如图3所示，通过将质量浓度为0.25％、0.5％、0.8％、1.0％、1.3％、1.5％六个浓度区间的复配非离子表面活性剂与原油混合最终测定，当等质量Span20和1712氟表面活性剂SMF复配成SF后，在实验条件限定为90℃时，原油中加入质量浓度为1.0wt％的复配非离子表面活性剂时，降混效果最好，降混率为25.35％。

实验例5

利用界面张力消失法测定0.5wt％、0.8wt％、1.0wt％以及1.3wt％SF复配表活剂的温度适应性研究

一、实验目的：测试不同温度下、不同浓度的SF降低混相压力程度。

二、实验条件

(1)实验温度：60℃、75℃、90℃、105℃、120℃；

(2)实验用气：二氧化碳，纯度99.99％,青岛信科远科技有限公司生产；

(3)实验用非离子表面活性剂：0.5wt％SF、0.8wt％SF、1.0wt％SF以及1.3wt％SF；

(4)实验用油：实验例1使用原油；

(5)实验仪器：Tracker-H性界面张力仪，法国TECLIS公司生产，最高工作压力20MPa，最高工作温度200℃。

三、实验步骤：

将不同浓度的SF加入到原油中充分搅拌后，放置于烘箱内恒温一段时间，确保表活剂均匀分散在原油中，之后对原油样品进行IFT不同温度下的IFT随压力变化测试。

四、实验结果与分析

在温度较高时，油气分子的能量更高，分子之间的作用力更加剧烈，因此需要更多的表活剂分子参与，才能够达到较好的降混效果。但是当温度较低时，油气分子的作用力减弱，过量的表活剂分子反而会结合CO

表2

实验例6

利用一维岩心驱替实验测定原油中添加1wt％表活剂SF后不同压力下的采收率变化

一、实验目的：测试添加表活剂SF之后近混相到混相压力的采收率变化情况，以验证表活剂SF在实际开采过程对原油采收率的增加幅度。

二、实验条件

(1)实验温度：90℃；

(2)实验用气：二氧化碳，纯度99.99％,青岛信科远科技有限公司生产；

(3)实验用非离子表面活性剂：1.0wt％SF；

(4)实验用油：实验例1使用原油；

(5)实验岩心：天然岩心，水测渗透率30～40mD；

(6)实验仪器：岩心夹持器、回压阀、柱塞泵、压力采集器，中间容器；

(7)驱替压力点：驱替实验设计原油中添加和未添加表活剂SF两组对照实验，每组实验设置5个驱替压力点。同时每组实验选定三个非混相压力点、一个近混相压力点和一个混相压力点。

未添加表活剂SF的原油和CO

同样原油中添加表活剂SF之后，原油和CO

三、实验步骤：

(1)岩心抽真空饱和水，测孔隙体积以及水测渗透率；

(2)在实验温度下进行油驱水，测定岩心含油饱和度及束缚水饱和度；

(3)注CO

四、实验结果与分析

未加入表活剂之前，近混相和混相驱采出程度分别为78.06％和81.38％(见图4)，加入表活剂SF之后，CO

模拟例1

利用分子模拟软件测试原油中添加1wt％SF后，表活剂SF的降低混相压力微观机理一、模拟目的：通过模拟手段从分子尺度直观的看到加入表活剂的混溶情况

二、模拟条件

(1)模拟温度：90℃；

(3)实验用非离子表面活性剂分子式：Span20:C

三、模拟步骤：

(1)首先利用Visualizer Tools模块构建油相分子，CO

(2)后利用AC模块建立了由油相盒子、CO

(3)其中实际原油C

(4)模型采用等温等压系综(constant temperature and pressure ensemble，NPT)。系综内粒子数、温度与压力恒定不变。其中系统的温度由Nosé-Hoover温度控温方法控制，压力由Berendsen方法控制。

四、模拟结果与分析

模拟的可视化结果中，红色的代表CO

通过分析添加表活剂分子之后的油气相互作用能可以得知：未添加表活剂的油气体系的平均相互作用能为-1002.29kCal/mol，在加入Span 20、1712氟表面活性剂SMF和SF后体系的平均相互作用能分别为-1128.75kCal/mol、-1252.68kCal/mol、-1519.17kCal/mol。单独加入复配表活剂的一种时，油气之间的相互作用能小于加入复配表活剂的油气相混作用能，所以复配表活剂能够更加有效促进油气分子之间的相互作用，促进油气混溶。

之后又研究了表面活性剂与CO