纳米流体驱提高原油采收率的实验研究(汉语译文)（可编辑） .doc

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1、纳米流体驱提高原油采收率的实验研究(汉语译文) 纳米流体驱提高原油采收率的实验研究摘要 在过去的十年里,全球石油研究人员已经开始为改善和提高原油采收率IOR /三次采油项目开展各种各样的纳米粒子实验,这种IOR /EOR三次采油在实验室规模范围内已经被公认为是一种很有前途的代表。选为这个研究的亲水硅纳米颗粒平均粒径是7纳米。纳米流体的合成使用合成储层盐水驱替。在这篇论文中,实验性研究已经完成利用纳米流体注入到几个亲水贝雷砂岩岩心栓评估原油采收率。 与纳米流体有关的注射方案进行了三个: 1在二次采油恢复过程中的纳米流体驱替, 2三次采油过程中盐水驱替 盐水驱替之后纳米流体驱替的剩余油饱和度),

2、3 三次采油过程中的纳米流体驱替。合成油和盐水/纳米流体之间的界面张力IFT已经通过旋转滴法测量。它指出,当盐水驱中引入纳米颗粒时,IFT下降。 与盐水驱二次采油比较,纳米流体驱替在贝雷岩芯达到高出8%的原油采收率(初始油藏/ OOIP%)。纳米流体也降低2-13%的范围内的孔体积(PV)在核心规模的残余油饱和度。在注入方案2,从盐水中驱替的额外的石油采收率不到1%OOIP。三次采油,纳米流体驱替恢复额外的石油地质储量近2%。在我们的研究中IFT的减少可能成为恢复机制的一部分,我们的实验的基本结果表明,纳米流体驱替有更多潜在提高采收率的二次开采,三次采油技术。 简介 石油和天然气行业必须面对用

3、常规技术来探索资源变得越来越困难的挑战。世界各地的大多数油田已达到总生产率接近衰退期的阶段。因此,当前的主要挑战是如何通过经济的提取更多石油是油气井废井延期。最新的全球产业创新趋势小型化和纳米材料,纳米粒子是纳米技术的一部分,大小通常小于100纳米,其规模远远小于岩石孔喉在微米大小,一个纳米粒子流体悬浮液,所谓的纳米流体,由纳米尺度颗粒分散在液体合成,例如水,油或乙二醇。 通过不断增加明确主题的出版物, 纳米流体IOR /EOR三次采油在过去的十年已经显示出了它的潜力,它促使我们去执行揭示了纳米流体在多孔介质恢复机制和性能的研究。我们专注于亲水性硅纳米颗粒LHP。米兰达等人2012已经提到了使

4、用硅纳米颗粒的好处。它是易于控制/修改的物理化学性质往好的方向发展的无机材料。它也可以轻松地从硅烷化与羟基或磺酸反应实现表面疏水性,亲水性的功能化。居等人2006 最初观察亲水性硅纳米颗粒在尺寸范围10 - 500 nm与纯水相比可以提高原油采收率约9%LHP浓度0.02%每体积。他们解释说,由于吸附LHP导致储集岩的恢复机制涉及润湿性改变。此外,他们还阐述在纳米流体驱替中孔隙度和渗透率的砂包减值。 如今Wasan and Nikolov2003,Chengara 等人2004,Wasan等人2011和Mc.Elfresh等人2012已经用结果表明使用纳米粒子的石油采油机制,它是与在玻璃表面固

5、体、油相和水相之间由于不平衡的界面张力液体在一个基底上沿表面蔓延的能力有关。他们一直在研究如果他们的液-液系统中存在一个可以改变界面的离子表面活性剂那么在水相中分散的纳米颗粒可以改变界面性能。它引起的楔膜将从形成表面分离地层流体,如油,石蜡,水和气体(Mc.Elfresh等人,2012年)。在散装液体水压力的带动下,纳米流体是单层颗粒沿表面传播。Mc.Elfresh等人2012也研究了相关的由硅纳米颗粒纳米流体作为表面活性剂的润湿剂、破乳剂、表面张力还原剂在最小的接触角,强烈增强接触除去流体能力诸如石油、石蜡和聚合物残留物,使之只有基底亲水。 这项研究是研究纳米粒子输送通过玻璃微模型输送Hen

6、draningrat,2012和贝雷核心插头岩性损害Hendraningrat,2013之后的连续阶段。基于这些研究,纳米流体浓度范围建议为0.01 0.05重量%因为他们给了岩性最小损害和在注射纳米流体之前以及之后的相对稳定压差。本研究旨在探讨采油,认识油气恢复机制以及为与纳米流体有关的三个注射方案的执行找到一个好的模拟场景:1二次开采中纳米流体驱替,2盐水驱替强化采油过程纳米流体驱替后的残余油饱和度,和3纳米流体驱替第三次采油过程。实验材料 被使用的一个亲水性纳米颗粒LHP平均单粒子尺寸7nm。这是购自赢创工业集团并且包含二氧化硅99.8%,铝氧化物氧化铝0.05%,二氧化钛二氧化钛0.0

7、3%,氢氯盐酸0.025%和氧化铁Fe2O30.003%。这个LHP有酸度与pH值的范围从3.70到4.70。它已经比表面积约300平方米/ g。这些数据来自产品信息。这个LHP被说明在蔡司上55 VP低真空扫描电子显微镜SEM下和规模为200 nm和通过Nanosight测量纳米颗粒在盐水分布分散如图1所示。它表明纳米粒子在范围21- 40nm里最有可能在76.5%左右。 人造盐水处理油藏是基液溶液介于氯化钠氯化钠3.0重量%和去离子水两者之中。盐水的密度为1.008克/立方厘米,粘度1.0 cP和pH值6.76 以及21.4摄氏度。密度和粘度测量分别使用比重瓶和毛细管粘度计。这盐水对纳米颗

8、粒也用作分散液。合成石蜡油是用于对界面张力测量和注水开发实验。它有密度和粘度约0.803克/立方厘米和1.96 cP分别。 重量浓度为0.01和0.05重量%的纳米流体是用盐水和LHP制成。这些浓度是基于Hendraningrat建议2013。纳米流体的合成使用高速电磁搅拌3 - 4分钟,接着超声发生器在40%幅度作用3 - 5分钟。表1显示了在周围条件下测量的盐水和各种浓度纳米流体的流体性质孔隙介质 这个研究用到了几个亲水贝雷砂岩芯栓。测量的平均孔隙度和盐水绝对渗透率分别是大约23%和375 mD。岩芯栓经甲醇消毒后用索氏提取器通过65 - 70摄氏度并在烤炉加热70 oC 6小时。孔隙度和

9、渗透率分别用氦孔隙度仪和液体哈斯勒渗透仪测量。测量的尺寸和平均岩石物理性质在初始条件表2中列出。 Hendraningrat 等人2013对从润湿的贝雷砂岩取下的相似大小的岩心栓块进行了矿物元素分析 见图2。该分析是使用能散X射线谱仪EDS。这个方法是基于分散的x射线的能量和反映目标矿物的表面同化 LAKE,1989。它表明岩心栓以二氧化硅和氧作为主导被认为构成砂岩最多的矿物质。Abbasi等人2011报道岩心栓含粘土矿物类型是众所周知的非膨胀性粘土。Hendraningrat等人2013观察在单注射速率6毫升/ h下的纳米流体的注入0.01到0.05重量%纳米流体将影响5-16 %的渗透率损

10、害和不到0.7%的孔隙度损害。在这个研究中的核心注入方案中将考虑这些记录。 岩芯驱替装置 核心注水开发实验在一定环境压力和温度条件下进行。这个实验开始评估和比较在三个注射方案下注射盐水及注射纳米流体时原油采收性能。另外,核心注射实验进行了两个相似岩心栓的压差分析。图3显示了核心注水方案实验装置。注射泵Exxol D60的液体在容器里通过0.125英寸管在管道里来推动活塞板。活塞板也作用使两个相似气缸之间液体分开没有互相混合。 我们使用三个安装活塞板的不同容器。这些容器分别被填满盐水、石油和纳米流体。在容器的进口和出口安装阀门来控制调节流体流动。它只是打开和关闭就可以控制我们想注入到核心塞的流体

11、。容器流出液体的管道与放置的岩心栓相连接。精密压力表范围0 - 3条记录下的压差被实时显示在连通的电脑显示器上。处理加工后的废水在经过储存器管道时进行测量。1)泵液(Exxol D60); 2)管材; 3)微型泵; 4)阀; 5)泵油的容器-A; 6)活塞板; 7)盐水的容器-A; 8)油容器-B; 9)纳米流体的容器-C; 10 Hassler核心单元; 11)细胞内的核心插件; 12)压力表; 13)袖压力; 14)电缆; 15)计算机; 16)蓄电池图3实验装置岩芯驱替方案1:二次开采期的纳米流体驱替 在这个方案中我们应用三个岩心栓标号为2、5和6。这些核心插头是使用真空容器在100 m

12、bar压力下应用1 - 2小时完全饱和盐水后测量他们的尺寸。排水过程以速率30毫升/h注入合成油开始直到3 - 4 PV不再产生盐水。初始含水饱和度确定。首先将大约2PV盐水注射进这些核心插头直到没有更多的石油产出则确定了残余油饱和度。这些岩心栓使用甲苯通过索氏提取器在65 - 70 oC 6小时清洁。后来,它用甲醇继续通过索氏提取器在类似的条件和时间下继续清洁。这些岩心栓在高温容器里被加热到70 oC大约 6小时。重新测量干重以确保没有有效重量损失。饱和盐水过程在相似条件下用真空容器,和排水过程反复。然后将大约2 PV 0.01重量%纳米流体注入到相似的岩心栓。注入纳米流体的主要推论是在进行

13、了盐水注入后岩石属性变更最小化如由于纳米粒子的滞留引起的孔隙度和渗透率损害。比较和讨论了岩心栓编号2、5和6初始含水饱和度、原油采收在原始地质储量所占百分比% OOIP和残余油饱和度。岩芯驱替方案2:在强化采油期盐水驱替 在强化采油期注入盐水将二次恢复注入纳米流体过程中岩心栓中剩余油流动。这个过程还在继续从方案1使用核心插头数2和5核心塞6号没有测量注入盐水3 wt %氯化钠,直到没有更多的石油生产。这个过程中持续在四周进行的PV盐水的引导岩芯驱替方案3:在强化采油期纳米流体驱替 在这个方案中使用核心栓1号,3号和4号。这个计划的目标是使岩心栓的剩余油流动。清洁和排水过程类似于之前的计划但只进

14、行一个循环。首先,盐水注射作为二级过程注入岩心栓,大约2 PV直到没有更多的石油产生,确定了在二次开采恢复过程中的残油。持续大约2 - 3 PV 和将 0.01重量%纳米流体注入到每个岩心栓。在三次采油中可以确定最终含油饱和度。可以比较和讨论原油采收性能% OOIP和降低残余油饱和度。 界面张力测量 合成油和纳米流体之间的界面张力在环境压力和温度测量范围为21.4 -22 oC下使用SVT20旋滴影像液体表面张力计解决。旋转速度恒定的4000 rpm。界面张力的计算是基于初期拉普拉斯公式。这个在内旋滴管中盐水和合成油之间的模型范例如图4。结果分析与讨论 在用纳米流体进行岩心栓IOR/ EOR驱

15、油实验之前,应对可渗透性粘土介质进行化学分析。由于活性粘土例如蒙脱石在遇到新鲜的水或高浓度的钠离子时会膨胀(LAKE,1989)。它可能会通过减小岩心柱渗透率影响EOR过程。格里姆(1953)观察到的最常见的类型沉积在砂岩储层的粘土矿物为高岭石,蒙脱石,伊利石和绿泥石。只有伊利石,高岭石,不膨胀,他们不会引起渗透性减值(阿巴斯等人,2011)。Hendraningrat(2013)在相似的岩心栓中观察到伊利石是唯一一类被发现其化学成分中含有钾元素的粘土矿物。因此在岩心驱替实验过程中粘土岩石性质的变更的影响可以忽略不计。界面张力降低 合成油与盐水洗涤/纳米流体使用旋滴影像显示呈下降的IFT在盐水

16、中引入纳米流体从14.7nm/m到9.3nm/m时界面张力测量结果如图5。增加纳米流体浓度从0.01重量%?0.05重量%会降低IFT从9.3分钟/米至5.2分钟/米。此结果表明,纳米流体有通过降低界面张力提高采收率的潜力。较高浓度可能会导致更高的分离压力,因为更大范围内的纳米粒子的量可以在构造内的楔形膜提供的过剩压力。这很可能导致较大的油滴可以活动。然而,由Hendraningrat等人(2013年)观察到增加浓度导致更严重的渗透率减值。在纳米流体的核心注入实验中IFT减少可能成为采油机理。差压简介 在单相驱压力差记录从两个相似的岩心柱。他们每个注射不同纳米流体浓度0.01重量%和0.05重

17、量%,如图6所示。3wt%的氯化钠溶液 首先在恒定注入速率6ml/h下分别注入两个相似的岩心栓0.2PV。然后他们与纳米流体注入相同的孔隙体积。最后,重新注入进行盐水洗涤通过比较与纳米流体注射前和纳米流体注射后的任何改动。它指出,在注入0.2PV 0.01wt%纳米流体后平均压差几乎不改变。否则,注射约0.2 PV纳米流体0.05重量%后平均压力差增加1毫巴,由于泵的冲程噪声已发生约2毫巴。Hendraningrat 2013在以单注射率6ml/h注射0.2pv 后报告,由于纳米流体0.05 wt.%渗透率降低 16%以及由于纳米流体0.01 wt.% 渗透率降低 5%. 它的主要原因是纳米颗

18、粒滞留在核心孔隙脉络里。即使纳米流体0.05 wt. %使得IFT较低,但也需要考虑中渗损害。因此,我们决定继续这项研究中以纳米流体的0.01 wt.%的进行核心注水驱替实验图6. 两个相似岩心栓盐水驱与纳米流体驱的压差分布(单相)岩芯驱替方案1:纳米流体驱二次采油 岩心柱2号,5和6被当作二次开采。处于早期阶段施加亲水性二氧化硅纳米颗粒通过降低界面张力提高采收率的期望是可能的。纳米流体驱替在第一个0.5 PV的性能看起来优于盐水驱替。此外,在贝雷岩心上纳米流体驱替比盐水驱替高出近8%的原油采收率(%OOIP)。纳米流体驱替在核心规模也减少了接近13%PV的残余油饱和度。 提高采收率机理可以解

19、释为作为采收率机理的一部分的IFT的减少量。因毛细管力而被困住的油滴,无论是在岩石表面或是水膜,均可以被两相之间的分离压力动员。当润湿相贝雷砂岩引入纳米流体时水润湿可能会被加强,并动员更多的油。实验结果表明,IFT下降时向盐水中加入LHP。当纳米流体的浓度从0.01增加到0.05wt%时,IFT会持续减少并且可以得到较高的原油采收率。若施加的溶度高于0.05wt%可能会使IFT降低,但又必须要考虑其对渗透率及孔隙度的损害。 当重复使用个别管塞时那么就必须要考虑有关清洗和再饱和的问题。为了克服这些问题,需测定岩心栓干、湿重,并将其总结于表3。在前置和后置盐水驱之间,所有的岩心栓的干重表现出完全相

20、似的重量。因此,岩心栓的细粒运移或孔隙网络的改造可以被忽略。然而,相似岩心栓的湿重有一些小小的不同,可能表现在含水饱和度不均匀分布。viksund等人(1998)观察到通过改变最终采收率使从0至30%的初始水饱和度发生了轻微的变化。因此,这种最终采收率达到原始原油地质储量的相同百分比的期望是合理的。 正如我们从表3中可以看到,即使岩心柱有较高的初始水再饱和,纳米流体驱替后残余油饱和度较低。另一方面,纳米流体驱替岩心柱比盐水驱驱油时表现出更好的效率。像这些完全水润湿的岩心柱,残留的油由于毛细作用力被水膜困在表面上。要调动这种油,必须克服这些毛细管力。毛细管饱和度下降曲线(CDC)解释关于残余非润

21、湿或润湿相饱和度和局部毛细血管数(无量纲的粘性比当地的毛细管力)之间的关系。临界毛细管数,残余饱和度开始下降。毛细管数的值高于临界点的残余饱和度下降。方法之一就是以增加毛细管数是通过降低界面张力。当注入纳米流体时,纳米粒子可以被楔形膜之间的水表面和一个小油滴结构化。这些颗粒然后如Wasan等人(2011)观察到在小油滴和水之间楔形鞋的头部产生一个附加压力。岩心驱替方案2:盐水驱作为三次采油法 另一项研究已经在二次采油过程中的纳米流体驱后注入约1PV盐水处完成。这种情况下仅对2和5号岩心栓执行过。在以前的计划中, 在观测5号岩心栓时发现,它的采收率与在二次采油过程中纳米流体和盐水驱之间的原始石油

22、地质储量(63%)几乎相同。否则在二次采油中的纳米流体下2号岩心栓具有4%高油采收率。因此, 5号岩心栓需注射更多的盐水才能得到高采收率及比较结果的效果。首先,对所有的不再生产更多的石油的油田注射约2 PV纳米流体。继续用盐水驱约1 PV。此外来自于5号岩心栓的油田开采中没有显着地提高采收率0.5%的储量。额外的石油生产可能导致油被困在纳米粒子的孔隙网络中,这可能会造成录井干扰或机械夹杂。此外,盐水注射将松动纳米粒子,使额外的被困石油得以流动。岩心驱替方案3:纳米流体驱替作为三次采油法 以加工后的1,3和4号岩心栓作为三次采油模式。最初,它们都随着盐水被注入大约2PV的量直到没有更多的油被采出

23、来(在剩余原油开采下)。向每个岩心栓中注入大约2-3PV的纳米流体。图9显示为那些注入后的岩心栓的原油采收率的纵剖面图。测试发现当纳米流体被作为三次采油法使用时额外的原油开采量小于原油储量的2%。因此,剩余油饱和度已经被减少约0.7到1.3%。 总体而言,亲水的二氧化硅纳米粒子表明其有可能提高原油采收率和减少剩余油饱和度。在我们研究中主要发现比较于三次采油,纳米流体驱在二次采油中具有更大的潜力来提高原油采收率。我们需要大量的实验研究来了解纳米流体的采收机理要注意在注水开发中由于纳米流体及各种状况下的孔隙润湿所导致的润湿性的蚀变作用以便更支持分离机理。结束语当引入纳米粒子盐水驱时界面张力(IFT

24、)减少。在纳米流体的浓度从0.01wt%增加到0.05wt%下观察界面张力的降低。与盐水驱水润湿贝雷砂岩相比较,纳米流体驱作为辅助方法其成效远好于三次采油方法。作为辅助方法,纳米流体驱替提高近8%的最终原油采收率(%OOIP)。同时,纳米流体驱作为三次采油方法基本不产生额外的石油开采(小于2%的OOIP)。纳米流体驱替作为二级或者三级岩芯驱方法分别减少近13%的残余油饱和度。纳米流体驱替盐水对最终原油采收率有较小的影响,大约在0.53%OOIP。利用纳米流体的支持分离压力理论减小IFT将成为增加原油采收率机理的一部分。 致谢 作者要感谢挪威国家石油公司ASA的金融支持以及实验室工程师Roger

25、 Over?在岩心驱替实验中的协助与支持。 国际单位公制换算系数毫达西 x 9.869233 E-04 微米2 英寸 x 39.37000 E+00 米毛细管压力 x 1.000000 E+00 毫帕秒 毫巴 x 1.000000 E+01 千帕 符号转换IOR 提高原油采收率方法EOR 记录结束标志IFT 界面张力OOIP 原始石油地质储量PV 孔隙空间LHP 亲水性硅纳米颗粒EDS 能散X射线谱仪CDC 柱展开色谱 参考文献Miranda, C.R., De Lara, L, S., 和 Tonetto, B, X. 2012. 功能化二氧化硅纳米粒子的稳定性和流动性提高原油采收率的应用。

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