纳米流体驱提高原油采收率的实验研究(汉语译文).doc

第 1 页 共 14 页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）， 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)已经第 2 页 共 14 页提到了使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 Nikolov(2003),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(Hendraningrat,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)≤0.03%,氢氯(盐酸)≤0.025%和氧化铁(Fe2O3)≤0.003%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%左右第 3 页 共 14 页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 等第 4 页 共 14 页人(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。

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第 5 页 共 14 页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 mbar 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)第 6 页 共 14 页注入盐水 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第 7 页 共 14 页结果分析与讨论结果分析与讨论在用纳米流体进行岩心栓 IOR/ EOR 驱油实验之前，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He。