浅议化学吞吐冷采技术在临盘油田探究和应用

浅议化学吞吐冷采技术在临盘油田探究和应用

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1、浅议化学吞吐冷采技术在临盘油田探究和应用  摘要:针对临盘油田稠油油藏区块特性及原油物性,首先在室内进行了吞吐液性能研究,并对吞吐配方做了相关优化调整,优选化学添加剂,并形成系列配方体系,优化施工工艺,提高药剂的有效利用率,最终实现改善稠油油藏增油效果的目的。现场试验见到良好的措施效果,具有广阔的推广前景。关键词:化学吞吐、稠油、冷采随着油田的不断开发,作为原油的主要接替资源,低品味油藏越来越受到石油开发者的重视。但稠油开采存在以下问题:一是原油粘度高,油层渗流阻力过大使得原油不能从油层流入井筒;二是井筒举升过程中,由于降压脱气

2、和散热降温使原油粘度进一步增加,严重影响了稠油油藏的采油速度和采收率。因此有必要对稠油油藏特性进行分析,优化化学吞吐冷采工艺技术参数,最终提高稠油区块的开发水平。1化学吞吐冷采技术应用机理研究6化学吞吐技术,即向油层挤入大量的化学吞吐液,该吞吐液可将稠油乳化成低粘度的水包油型乳状液,降低油水界面张力和毛细管阻力,激发深部稠油的流动,还可改善油层岩石表面的润湿性,预防和解除近井地带由于重质有机物沉积造成的堵塞,从而提高油井产量和泵效,同时利用化学吞吐剂对油层岩石表面的吸附和润湿作用,延长化学吞吐降粘的有效期。2室内试验研究2.1吞

3、吐液配方的优化2.1.1温度对驱油效果的影响按稠油和河砂以1:4的比例配制得到模拟油砂,向该油砂中加入0.5%的驱油剂,分别放到50℃、60℃、70℃、80℃、90℃和100℃烘箱中,24h后,分离上层原油干燥后称重,计算驱油率。图1不同温度度下驱油剂的驱油率室温(约30℃)放置时,驱油剂不具有驱油能力。温度提高至50℃时,驱油率依然较低,仅有4.50%,随着反应温度的进一步升高,驱油率逐渐升高,70℃下达到最高值,为59.25%。这是由于随着温度的升高,稠油的粘度的降低,洗脱更加容易。随着反应温度的进一步升高,驱油率又逐渐降低

4、,100℃时的驱油率为22.25%。这是由于表活剂含有非离子表面活性剂,随着温度的升高,表活性活性下降,导致驱油率下降。2.1.2浓度对驱油效果的影响分析向油砂中加入50ml驱油剂水溶液,盐度为30000mg/L,驱油剂浓度分别为0.1%、0.3%、0.5%、0.7%和1%。然后将其放入60℃烘箱中,24h6后分离上层油干燥称重,观察驱油率。具体结果如图2所示。综合来看,反应时间为24h时,60~90℃是合适的温度范围。2.1.3矿化度对驱油效果的影响将浓度1%的驱油剂水溶液50ml,加入到油砂中,矿化度分别为5000、1000

5、0、30000、50000和100000mg/L,均由氯化钙、氯化镁和氯化钠混合配制,三者比例保持1:1:28,放入60℃烘箱中,24h后取出分离上层油干燥称重,并计算驱油率。图3不同矿化度下驱油剂的驱油率由图3可以看出,随着矿化度的提高,驱油率先上升后下降,但在5000~50000mg/L范围内,趋势平缓。当矿化度提高至100000mg/L时,驱油率急剧下降,降至5%左右。实际应用中,矿化度不宜超过50000mg/L。2.1.4反应时间对驱油效果的影响向每份油砂中加入浓度为0.5%的驱油剂各50ml,盐度为30000mg/L,

6、然后放入60℃烘箱中,初次放置时间分别为24h、48h、72h和96h。然后分离上层油干燥称重,计算驱油率。分离上层油后,将样品重新放入60℃烘箱中,24h后继续分离上层油干燥称重,计算驱油率。从图4可以看出,反应时间24h6时,驱油率较低,为30.13%。随着反应时间的延长,驱油率逐渐升高,反应时间为96h时,提高至73.50%,继续放置时,驱油率还会进一步升高。最终反应时间为120h时,驱油率均可达到70%。综合来看,反应时间96h是合适的,此时可以获得高于70%的驱油率。3吞吐液性能研究3.1驱油剂重复驱油能力实验向油砂中

7、加入50ml浓度1%的驱油剂,盐度为30000mg/L,放入60℃烘箱中,24h后分离上层油干燥称重,计算驱油率。然后将其中驱油剂水溶液倒入新鲜油砂中,重复上述实验,计算驱油率。从图5可以看出,随着持续次数的增加,驱油率整体呈现下降趋势。除却第一次下降幅度较大,随后四次下降趋势趋于平缓,由此可见,洗油剂的持久性良好。当然,由于洗油剂在沙子上的吸附和转移过程中的损失,导致洗油能力逐渐丧失,因此要在使用过程中定期进行补充。3.2驱油剂乳化能力实验称取80g临盘稠油样品于烧杯中,然后向其中加入40ml浓度1%的NB-5034A水溶液,

8、油水比2:1,密封后放入60℃烘箱中。24h后取出,用转子粘度计测量粘度。然后将其轻微搅拌,测量搅拌后粘度,并进行比较。24h6后部分油水分层,测量粘度可知,粘度下降约为68.9%,由初始粘度972mP·s(60℃),下降至301.9mP·s,基本满足采油要求。

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