提高采收率的纳米颗粒

提高采收率的纳米颗粒TormodSkauge,SverreHetland,KristineSpildo,ArneSkauge/UniCIPR版权所有2010年石油工程师学会在2010SPE提高石油采收率研讨会2010年4月24-28日在美国俄克拉荷马州塔尔萨举行的演示文稿撰写这份论文。本文被选为演示文稿的所载资料的SPE程序委员会审查之后由作者提交。摘要：胶态分散凝胶（CDG）在过去的几十年中已被应用作为提高采收率方法，在不利的流度比下提供改进油藏。我们的岩心驱替的结果也表明了一种改进的微观驱扫或由CDG的微观驱替。本文探讨了纳米二氧化硅微粒，和纳米CDG颗粒的比较的油流动性能，并且讨论微观分流的基本机制。提高微观驱油效率历来与毛细管数的变化有关。然而，这方法是不足以形容像低盐注射液，胶体分散凝胶，微生物提高采收率的过程。本文提出了一种通过改进定义为微观驱替的微观导流提高采收率的新概念。这方法涉及毛孔阻塞和分流注射液。多相流实验中使用纳米二氧化硅纳米颗粒试图调查可能微观改道迁移对石油流动的效果（无弹性）。通过进行使用定义良好的纳米二氧化硅微粒的岩心驱替实验，与CDG注射的比较研究石油流动性能。聚合物或二氧化硅粒子分散在聚合物溶液.渗透率约为500md水湿Berea砂岩岩心进行岩心驱替。比较无弹性的二氧化硅粒子，聚合物溶液和CDG纳米颗粒的允许微观驱替粘弹特性的重要性评价。简介:麦克·史密斯（1994）已报道的涉及胶体分散凝胶（CDG）的成功油田应用，所有驱扫瞄准改善恶劣非均质油藏流动。他们的结论是，在大多数情况下，石油产量增加和水油流度比下降。根据结果，他们还得出结论，“胶体分散凝胶提供了一个渗透率深度控制的很好的工具。“诺曼等（1999）评估了CDG驱的经济效益并评估在低油价下这种注射方案的可行性。最近已经有CDG的田间试验报告（seee.g.Chang等.，2006年和Diaz等，2008年）。Chang和同事以及Diaz和同事报告石油产量的增加。Chang和同事形容为“非常成功”的试点，额外的10.5％的石油地质储量的采收率。CDG的过程的详细机制有几个系统的研究。大多数研究都集中在CDG在多孔介质的传播以及凝胶化过程。胶态分散凝胶体系的凝胶行为由Ranganathan等（1998年）和Rocha（1989年）等研究，目的是了解关于渗透在深度上的改变的CDG的性能。后来，Dong等1998年）进行了广泛的移动测试，并用原子力显微镜（AFM）和动态流变学方法研究CDG结构和流变性能。此外，他们报道油田实验的结果显示出良好的注入和生产更多的石油。最近，使用预生成的胶体分散凝胶提高微观驱的岩心驱替实验报告已出版（Spildo等，2009）。新生成的储层岩心进行实验，并报告了平均增幅在40％的石油采收率。从1990'ies以来传统方法的目标和属性之间的区别，针对主要宏观驱替改进，使用预生成的胶体颗粒已经定义了两类CDG更近的方法。由我们的研究，并由Aarra等（2005年），Bjørsvik（2008年）等出版。Bjørsvik（2008），和Spildo（2009年）等，我们在约100海里的范围使用预生成的胶体粒子。这些解决方案也被称为交联聚合物溶液（LPS），旨在提高微观驱增加宏观驱替的效率。目前的工作的目的是探讨微观的分流机制，通过比较含有纳米二氧化硅颗粒非弹性的CDG石油流动性能。对于聚合物或CDG驱替，纳米二氧化硅粒子提供了一个环保替代品，从而降低实施的门槛，特别是在近海环境。在一系列的研究石油流动贝雷岩心驱替实验。多孔介质是一个结构复杂孔隙机构和覆盖范围的大小的孔喉。溶解或分散在水中的任何物质可吸附在固体表面上。当多分散溶液粒子流通过多孔介质时，大于或等于孔喉大小的颗粒将被堵。这样的机制，即较大CDG的颗粒阻塞狭窄的孔喉，被称为机械压迫或拉伸（Willhite和Dominguez，1977年）。许多作者已经解决了文献中的机械压迫的机制（例如，Szabo，1979年以及Dominguez和Willhite，1977）。Huhetal（1990）在理论和实验研中描述聚合物分子在孔隙空间的滞留，并开发了在岩心中聚合物溶液单相流的解析解来解释岩心驱替实验室数据。机械压迫的证据是，流出物中的粒子浓度没有达到注入浓度（OsterlohandLaw，1998），它将这样做只经过注入大量的颗粒或聚合物（Sorbie，1991年）。在这里研究的其他俘获机制，是抗测井干扰的（Bolandtaba等，2009）。这一机制和机械拉伸是相似的，但阻断标准更加复杂。通过测井干扰，颗粒都可以堵塞比粒子的大小大的孔隙。这可以用粒子和溶剂之间的质量差解释。恒定的压差下，和孔隙结构相比，由于孔喉大小较小，在孔喉处流速增加，在孔喉的入口处，水分子比重的粒子会加快速度。这导致颗粒在在孔喉入口积累。如Bolandtaba等人描述，孔喉半径，从而将慢慢减少，最终受阻。遏制测井干扰效果的主要因素是颗粒浓度和有效水力大小，孔径分布和流速。吸附，拉伸和抗测井干扰是所有相关的如CDG的弹性粒子和如二氧化硅颗粒的无弹性的颗粒。近年来一直有几项在多孔介质中的注入纳米粒子的研究（Ju等，2009;JuandFan，2006年;JuandFan，2009）。使用亲水性的二氧化硅时所产生的另一个问题是，吸附在固体表面上可能会改变表面润湿到更多的水湿。在这项研究中，我们比较流动性以及含无弹性硅粒子，和在粘弹性溶剂（聚合物溶液）中的二氧化硅颗粒的岩心驱替试验中石油流动，注入粘弹性聚合物溶液和CDG。实验流体用3630sflopaam（SNFfloerger）聚合物与的水解度为25-30％，近似分子量为2千万Dalton的合成聚丙烯酰胺，在使用之前通过25m过滤器在低剪切速率下过滤的聚合物溶液。Smith（1996年）已经描述制备柠檬酸铝的过程。在蒸馏水中溶解盐试剂制备氯化钠和合成海水溶液。使用之前盐水通过0.45m过滤器过滤。胶态分散凝胶由添加柠檬酸铝交联剂（柠檬酸铝的）到300ppm的聚合物溶液中形成，该聚合物溶液是30:1铝聚合物溶液中氯化钠（氯化钠）重量分数为0.5。混合后，溶液用高磁力搅拌器进行高速搅拌1小时。在此之后，溶液在一个非常低速度下进行搅拌，最低为3小时，但在低于室温是，至少8天的时间，以确保完整的交联。注射前，溶液0在低剪切速率下通过4m的过滤器中进行过滤。从Evonik工业集团购买的二氧化硅微粒，见表1。在重量分数为0.5的氯化钠中制备浓度150-600ppm为二氧化硅颗粒。所有样品的溶剂粘度等于±0.05mPas(（22°C时测得）。在过滤器筛检实验表明，300ppm是压差稳定和可以忽略不计保留粒子的最高的浓度。因此，岩心驱替实验使用的二氧化硅浓度为300ppm。二氧化硅加入溶剂中首先高速率的搅拌5分钟，然后溶液放置在室温下在进行3-5分钟的超声波浴。并按照制备二氧化硅微粒的相同步骤来对聚苯乙烯样品（PolysciencesINC。）进行调查。实验仪器：粘度测量用安东帕物理学流变仪，双间隙几何模型MCR300（DG26.7）。记录从10-1000s-1的剪切曲线以及报告温度为22°C时在100s-1的剪切速率所有的测量结果。使用纳米激光粒度仪ZS仪器（马尔粒度分布测定动态光散射（DLS）仪器）测量粒子大小分布。共3个测量系列，每个由每个样本超过60s进行的5次记录测量结果组成。所有测量均在22°C。溶液浊度和二氧化硅含量的测定用紫外光谱仪（PerkinElmer公司LAMBDA25UV/VIS）。聚合物样品中的浓度测定淀粉碘方法（Scoggins和Miller，1979）。岩心驱替岩心驱替实验涉及两个被盐水和原油Berea饱和的砂岩岩心。岩心大约6或15厘米长，直径约3.5厘米（1.5英寸）。孔隙率在20-23％的范围内的渗透率介于450和650mD之间。岩心编码B1-B6，BA1和BA2。在进一步的岩心材料的详细信息附录，表A-1。实验在室温条件下，注射速率为0.1-1.0毫升/分钟。用约位于水龙头内部压力的岩心夹持器进行实验二。从进口1.5和6.5厘米压力端口，分别为1和2。岩心B1-B4首先被合成海水（SW）饱和，然后被marcol152SWI耗尽。marcol152模型油然后被来自北海油藏的原油驱替，在温度90ºC4-5周衰老，原油在衰老过程中交换两次。原油被注入的岩心之前，用0.2m过滤器过滤。原油被decaline，并最终被n-decane驱替，。使用声学分离器来衡量石油生产。背压约30条，覆压约40条。所有岩心驱替在室温下进行的。过滤试验用来筛选不同的硅溶液。溶液配方表明高压力差或堵塞是无用的。残余柰的系数（RRF）用于比较溶液的过滤性能。RRF被定义为RRF=DP（注入0.5％氯化钠粒子后）/DP（注入0.5％氯化钠粒子前）。溶液通过7m过滤器（SwagelokF-series）在0.1-3.0毫升/分钟的速度下被驱替。当表明从有限的两相生产和低的水相对渗透率Sorw（KRW≈0.06）时，在这些实验中使用的Berea岩心似乎是被水湿。根据“聚合物浓度'/'添加剂的浓度”/“溶剂浓度”的方案，命名溶液。例如300/10/0.5用于一个溶液，其中由HPAM10ppm，含0.5％氯化钠300ppm的的柠檬酸铝作为溶剂组成的。在这种情况下，二氧化硅已经溶解在聚合物溶液中，缩写包括“Si”，如300/300si/0.5，这是300ppm的二氧化硅分散在0.5％氯化钠300ppm的HPAM溶液。遵循一个类似的方法进一步缩写。结果与讨论二氧化硅粒子的筛选筛检亲水性二氧化硅纳米粒子，以确保足够的溶解度以及避免区分油相。除了60纳米聚苯乙烯颗粒，选出四种类型的二氧化硅粒子。颗粒大小是范围内所的有典型的预生成CDG颗粒，即50-150纳米（Aarra等人，2005年，Li等人，2004年）。通过使用UV吸附式干燥器测量的时间和浊度，粒度分布的改变表征溶解度。颗粒的溶解度会随颗粒表面的电荷，溶剂盐度和溶剂组成的改变而改变。为了测试试验选择0.5wt%氯化钠更低的盐度界限，以避免Berea砂岩中粘土溶（Khilar和Fogler，1984年）。所有的溶液在0.5Ｗｔ％的NaCl表明良好的溶解性，除了表明凝结物和随后沉淀的高度的气相二氧化硅COK84和气相二氧化硅OX50。测试的二氧化硅粒子，低比表面的粒子在过滤测试给出最低的渗透率降低了。结果列于表1。表1。二氧化硅和聚苯乙烯溶液的一些特征参数。样品号表面积颗粒大小沉淀在0.5wt%RRF[m2/g][nm]NaCl中的溶解二氧化硅200200±2512NoGood300二氧化硅COK84185±30-YesPoor-二氧化硅MOX8080±2030NoGood80二氧化硅MOX170170±3015NoGood196二氧化硅OX5050±1540YesPoor81聚苯乙烯-62NoGood102“Good”是指至少24小时的稳定粒子的大小分布。1是在1％的氯化钠中的测量值。2是在蒸馏水中的测量值。在100％的水中硅溶液的饱和Berea岩心驱替实验用100％的水饱和Berea砂岩岩心进行四个岩心驱替实验。按照下列程序进行岩心驱替实验：1.用0.5Ｗｔ％的NaCl驱替2.用纳米粒子溶液100ml（〜7PV）注入3.用0.5Ｗｔ％的NaCl驱替4.用0.5Ｗｔ％的NaCl反向驱替在室温和压力下，驱替速率为0.1毫升/分钟。以驱替方向在第4步发生了逆转，以评估的纳米粒子从岩心的脱附程度。Berea岩心渗透率范围内的500-700mD（见表A-1为岩心的进一步详细性质）。根据表1，岩心驱替实验选择聚苯乙烯和二氧化硅MOX80（以下简称“硅”）。聚苯乙烯在低压差下通过7m过滤器，提供10RRF，硅有点高，RRF等于80。然而，当通过水驱替饱和Berea岩心，关系发生了逆转：聚苯乙烯具有较高的压力差，渗透率降低69-99％，压力分布剖面显示岩心堵塞，见图1.二氧化硅微粒表明压差降低，渗透率降低17