ICS 75.020 CCS E 14
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 5672—2025
代替SY/T 5672—1993
注蒸汽用起泡剂性能评价方法
Evaluating method of foaming agent for steaming process
2025—09-28发布 2026—03-28实施
国家能源局 发布
SY/T 5672—2025
目 次
SY/T 5672—2025
前 言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规 定起草。
本文件代替SY/T 5672—1993《注蒸汽用高温起泡剂评定方法》,与SY/T 5672—1993相比，除结 构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a) 标准名称由《注蒸汽用高温起泡剂评定方法》修订为《注蒸汽用起泡剂性能评价方法》;
b) 增加了“警示”内容(见标准正文首页标准名称下方);
c) 增加了“规范性引用文件”(见第2章);
d) 增加了术语(见3.1、3.5);
e) 删除了泡沫浓度测定(见1993年版的3.4);
f) 增加了泡沫综合指数测定要求(见5.2);
g) 增加了残余油下降率测试要求(见6.2);
h) 更改了残余油饱和度测定方法(见6.2.6);
i) 增加了注蒸汽用起泡剂的泡沫综合指数、泡沫热衰变率指标(见表A.1)。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由石油工业标准化技术委员会油田化学剂专业标准化技术委员会提出并归口。
本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院(提高油气采收率全国重点实验 室)、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司、中海油研究总院有限责任公司、中海油能源发展股份有 限公司、中国石油大学(北京)、西南石油大学。
本文件主要起草人：张胜飞、何强、栾和鑫、孙宝泉、靖波、孙君、杨子浩、唐晓东、罗文利、 丁彬、沈德煌、王姗姗、苟燕、张民、张继周、彭小强、王伯军、罗建华、王梦颖、孙艳萍、李明、 闫若曦、李晶晶、华朝、刘志龙。
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：
——1993年首次发布为SY/T 5672—1993;
——本次为第一次修订。
注蒸汽用起泡剂性能评价方法
警示——使用本文件的人员应有正规实验室工作的实践经验。本文件并未指出所有可能的安全问 题。使用者有责任采取适当的安全和健康措施，并保证符合国家有关法规规定的条件。
1 范 围
本文件规定了注蒸汽用起泡剂的发泡性能、耐温性能、阻力因子等评价方法及注蒸汽用起泡剂性 能指标。
本文件适用于注蒸汽用起泡剂的性能评价与筛选。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适 用于本文件。
GB/T 150.1 压力容器 第1部分：通用要求
GB 5085.7—2019 危险废物鉴别标准通则
GB/T 16804—2011 气瓶警示标签
GB/T 34019 超高压容器
SY/T 5280 原油破乳剂通用技术条件
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
注蒸汽用起泡剂 foaming agent for steaming process
在注蒸汽开发条件下能形成泡沫的一类耐温表面活性剂及其体系。
3 .2
泡沫综合指数 comprehensive performance index of foaming agent
起泡体积和半衰期的乘积。
3.3
泡沫热衰变率 foam thermal decay rate
泡沫体系在高温老化前与老化后的泡沫综合指数差与老化前的泡沫综合指数的比值。
3 .4
基础压差 differential pressure in baseline testing
做注蒸汽用起泡剂的评定实验时，水和非凝结气以一定速度和气液比同时泵入岩心，在其两端产 生的压差。
3.5
封堵压差 differential pressure in foam testing
做注蒸汽用起泡剂的评定实验时，起泡剂试样和非凝结气以一定速度和气液比同时泵入岩心，在 其两端产生的压差。
3.6
阻力因子 resistance factor
相同气液注入速度下的封堵压差与基础压差之比。
4 仪器设备和试剂材料
4.1 仪器和设备
4.1.1 磁加热搅拌器：IKA-RCT DS025型或同类产品。
4.1.2 吴茵 (WARING) 搅拌器：转速200001/min。
4.1.3 蒸汽发生器：温控范围：100℃~300℃,控温灵敏度小于3℃。
4.1.4 柱塞泵：精度0.1%FS。
4.1.5 清洗泵：Whitey泵或同类产品。
4.1.6 高温氧化炉：氧化温度不低于500℃。
4.1.7 恒温箱：控温范围室温~300℃,控制灵敏度±1℃。
4.1.8 真空泵：绝对压力低于133 Pa。
4.1.9 围压跟踪泵：精度0.5%FS。
4.1.10 气体质量流量控制器：1mL/min～1000 mL/min,精度0.2% FS。
4.1.11 背压阀：适用范围0 MPa～25 MPa,精度0.5%FS。
4.1.12 泡沫发生器：耐温300℃,耐压10 MPa。
4.1.13 岩心夹持器：内径25 mm 或38mm, 长度不小于100 mm。
4.1.14 填砂管：内径25mm 或38 mm, 长度不小于100 mm。
4.1.15 不锈钢老化罐：容积500 mL, 耐温300℃,耐压21 MPa。
4.1.16 电子天平：感量0.001 g 、0.0001g, 各一台。
4.1.17 量筒：1000 mL、2000 mL, 精度10mL。
4.1.18 中间容器：容量500 mL, 耐压15 MPa, 耐温120℃。
4.1.19 加热盘管：耐压5MPa, 内径小于3mm, 长度大于15m。
4.1.20 移液管：容量1mL, 精度0.01mL。
4.1.21 秒表：精度0.01s。
4.1.22 烧杯：容量200mL 、500 mL 、1000 mL。
4.1.23 测温系统：测温误差小于1℃。
4.1.24 压力表：精度0.5%FS。
4.1.25 压力传感器：精度0.1% FS。
4.1.26 差压传感器：精度0.1% FS。
4.1.27 过滤器：25μm粒径去除率大于95%,工作压力不低于3 MPa。
4.1.28 止回阀：工作压力不低于3 MPa。
4.2 试剂与材料
4.2.1 密封圈：耐温300℃。
4.2.2 甲苯：分析纯。
4.2.3 氮气：99.999%高纯氮。
4.2.4 氯化钠 (NaC1): 分析纯。
4.2.5 氯化钾(KC1): 分析纯。
4.2.6 氯化钙(CaCl₂): 分析纯。
4.2.7 碳酸氢钠 (NaHCO₃): 分析纯。
4.2.8 碳酸钠 (Na₂CO₃): 分析纯。
4.2.9 硫酸钠(Na₂SO₄): 分析纯。
4.2.10 岩心：人造岩心直径25 mm 或38 mm, 长度300 mm, 长度为直径的5倍以上，渗透率宜介 于2×10-¹²m²~5×10- ¹²2m² ( 据具体油藏条件确定)。
4.2.11 石英砂：粒径80～100目(或根据具体油藏条件确定)。
4.2.12 原油：目标区块的脱气、脱水原油，含水率小于0.5%。
4.2.13 水：蒸馏水、目标区块地层水等。
5 静态性能评价
5.1 发泡体积和析液半衰期
5.1.1 按SY/T 7494—2020测试发泡体积和析液半衰期。室温下，用烧杯称取一定量起泡剂样品，按 照质量分数为0.5%的溶液(或用户指定浓度)加入用户指定水样。使用磁加热搅拌器，控制搅拌速 度约200 r/min, 搅拌30 min后，密封保存备用，室温保存不超过1周。
5.1.2 室温下，量取配制好的起泡剂溶液200 mL, 加入吴茵搅拌器的搅拌杯中，使用3000 r/min的 转速搅拌30s 后，启动秒表同时将搅拌杯中的泡沫倒人1000 mL 量筒中，并配合用硅胶刮刀将杯壁 上残留泡沫转移到量筒中，泡沫转移过程须在30s 内完成。读取并记录起泡剂的发泡体积Vo。
5.1.3 读取并记录量筒中泡沫析出液体量达到100 mL所需时间，即为泡沫析液半衰期t₁/20
5.2 泡沫综合指数
按公式(1)计算泡沫综合指数CPI:
CPI= V₀×t₁2 ……………………………………(1)
式中：
CPI——泡沫综合指数，单位为毫升秒(mL·s);
V₀——发泡体积，单位为毫升 (mL);
tu₂ —析液半衰期，单位为秒(s)。
5.3 泡沫热衰变率
5.3.1 配制质量分数为0.5%(或用户指定浓度)注蒸汽用起泡剂溶液2500 mL。
5.3.2 将起泡剂溶液均分，加入8个不锈钢老化罐内并密封。
5.3.3 将不锈钢老化罐放入恒温箱内，设定温度为200℃(或用户指定温度),持续控温20d。
5.3.4 第0天取出一个不锈钢老化罐。
5.3.55 d内每隔1d 取出一个不锈钢老化罐，5d 后每隔5d 取出一个不锈钢老化罐。
5.3.6 将老化前后的起泡剂溶液各取200 mL, 转入搅拌器，按5.1、5.2步骤测试高温老化后的泡沫 综合指数CPI。
5.3.7 按公式(2)计算起泡剂泡沫热衰变率η:
………………………………
(2)
式中：
η—泡沫热衰变率，用百分数表示;
CPI₀——老化前试样的泡沫综合指数，单位为毫升秒( mL·s);
CPI,——老化某一时间后试样的泡沫综合指数，单位为毫升秒(mL·s);
5.3.8 以老化时间为横坐标，η为纵坐标，作出泡沫热衰变率随老化时间变化的曲线，作为起泡剂的 泡沫热衰变率曲线。
6 动态性能评价方法
6.1 阻力因子测试
6.1.1 孔隙体积测试
孔隙体积测试要求如下：
a)250℃ 以下实验宜使用人造岩心，250℃以上宜使用填砂模型开展实验;
b) 按SY/T 6315—2017中的7.1.1测试岩心孔隙体积。
6.1.2 渗透率测试
使用水测法测试岩心渗透率，步骤如下：
a) 按图1连接实验流程;
b) 连接好所有管线后，对流程系统进行检漏，管线试压至10.0 MPa;
c) 使用岩心夹持器时加围压3 MPa (或高于岩心人口压力1.5 MPa);
d) 校准温度、压力监测仪表;
e) 打开抽真空流程控制阀门抽真空，待真空度达到133.3 Pa后，再连续抽真空2h 以上，关闭 抽真空流程控制阀门;
f) 打开注水流程控制阀门;
g) 按SY/T 6955—2013测试岩心渗透率。
6.1.3 饱和油
测定饱和油步骤如下：
a) 将脱水原油装入中间容器，恒温箱和饱和油管线保温设置90℃,加热3h以上;
b) 关闭注水流程控制阀门，打开饱和油流程控制阀门;
c) 设置回压2.5 MPa ( 或比注汽温度对应蒸汽饱和压力高1.0 MPa);
d) 柱塞泵以低于1mL/min向中间容器底部注水;
e) 产出端见油后，继续饱和2 PV 原油，岩心两端压差稳定后停止饱和油，关闭饱和油流程控制 阀门。
SY/T 5672—2025
图 1 实验流程示意图
6.1.4 蒸汽驱
蒸汽驱测定步骤如下：
a) 将蒸汽发生器加热温度和恒温箱温度设定为200℃(或根据具体油藏及开发方式确定，通常 介于150℃~350℃),恒温2h以上;
b) 打开注蒸汽流程控制阀门;
c) 柱塞泵以7.5mL/min向蒸汽发生器内注水;
d) 热水驱20 min;
e) 设置回压为1.5 MPa ( 或根据具体油藏压力),进行蒸汽驱，同时记录时间、产油量m₃、产液 量、进出口压力、压差及温度等参数;
f) 驱替10 PV以上，出口含水率达到99%以上。
6.1.5 测定基础压差
测定基础压差步骤如下：
a) 实验温度设定为200℃(或根据具体油藏及开发方式确定，通常介于150℃~350℃);
b) 设置回压为2.0 MPa;
c) 打开注水流程控制阀门和氮气注入流程控制阀门;
d) 柱塞泵以3.7 mL/min ( 液相流速)注水，同时设定气体质量流量控制器流速为76 mL/min注 氮气;
e) 人造岩心内气相流速按公式(3)计算：
……………………………
(3)
式中：
QN₂——氮气相流速，单位为毫升每分钟(mL/min);
Pi——岩心进口压力，单位为兆帕(MPa)
Po——大气压力，单位为兆帕(MPa)
T——试验温度，单位为摄氏度(℃);
Pe——岩心出口压力，单位为兆帕(MPa);
T₀——室温，单位为摄氏度(℃);
Qr——气体质量流量控制器流速，单位为毫升每分钟(mL/min)。
f) 记录时间、产油量mob、产液量、进出口压力、压差及温度等参数，当压差连续5 min内波动 幅度低于5%时，将此时间段内的压差均值作为样品在该流速及气液比[气液比由柱塞泵流 速和公式(3)计算得到]下的基础压差;
g) 维持气相流速与液相流速总和不变，调整柱塞泵注水速度，并相应设定气体质量流量控制器 流速，获得不同气液比下的基础压差;
h) 关闭注水流程控制阀门和氮气注入流程控制阀门;
i) 绘制基础压差与气液比的关系曲线。
6.1.6 测定封堵压差
6.1.6.1 配置500 mL 质量分数为0.5%(或用户指定浓度)的起泡剂溶液。
6.1.6.2 将起泡剂溶液导入中间容器备用。
6.1.6.3 打开起泡剂溶液注入流程，柱塞泵以3.7mL/min (液相流速)注入起泡剂溶液0.5 PV以上。
6.1.6.4 打开氮气注入流程控制阀门，设定气体质量流量控制器流速为76 mL/min。
6.1.6.5 根据公式(3)计算气相流速及气液比。
6.1.6.6 记录时间、产油量mp、产液量、进出口压力、压差及温度等参数，当压差连续5min 内波动 幅度低于5%时，将此时间段内的压差均值作为样品在该流速、气液比下的封堵压差。
6.1.6.7 维持气相流速与液相流速总和不变，调整柱塞泵注水速度，并相应设定气体质量流量控制器 流速，获得不同气液比下的封堵压差。
6.1.6.8 关闭注起泡剂溶液流程控制阀门和氮气注入流程控制阀门。
6.1.6.9 绘制封堵压差与气液比的关系曲线。
6.1.7 阻力因子计算
a) 阻力因子按公式(4)计算：
……………………………………
(4)
式中：
R——阻力因子，用百分数表示;
△p——起泡剂封堵压差，单位为兆帕 (MPa);
△po——对应气液比下的基础压差，单位为兆帕(MPa)。
b) 绘制阻力因子与气液比的关系曲线。
6.2 残余油下降率
6.2.1 孔隙体积测试
孔隙体积测试如下：
a) 孔隙体积测试见6.1.1;
b) 双管岩心渗透率级差按公式(5)计算：
式中：
Rk——渗透率级差，用百分数表示;
Kn——高渗岩心的渗透率，单位为平方米 (m²);
K——低渗岩心的渗透率，单位为平方米 (m²)。
6.2.2 渗透率测试
SY/T 5672—2025
……………………………………(5)
渗透率测试如下：
a) 连接测试流程见图1。
b) 双管岩心渗透率级差宜介于4～6(参考具体油藏条件)。
c) 按SY/T 6955—2013分别测试高渗岩心和低渗岩心的渗透率。
6.2.3 饱和油
饱和油测试如下：
a) 饱和油过程见6.1.3;
b) 两根岩心依次饱和油。
6.2.4 蒸汽驱
同时打开两根岩心的注蒸汽流程控制阀门，蒸汽驱过程见6.1.4。
6.2.5 双管泡沫驱替
双管泡沫驱替过程见6.1.6.1～6.1.6.6。
6.2.6 残余油饱和度测定
残余油饱和度测定如下：
a) 单管阻力因子测试实验结束后，让模型自然冷却至室温;
b) 在精密电子天平上称量细口瓶质量，准确至0.001 g, 记 为mb₁, 倒入约2000 mL的二甲苯后 再次称重，质量为mb2;
c) 清洗泵连接细口瓶后，以40mL/min～80 mL/min的排量循环清洗岩心4h;
d) 在精密电子天平上称量细口瓶质量，记为m₆3;
e) 将细口瓶中的混合流体静置分层，分离出水并计量水质量为mw;
f) 取500 mL 干净烧杯1,称重为m4, 加入约500 mL二甲苯后，称重为m₅;
g) 取2000 mL 干净烧杯2,称重为M₆6;
h) 拆开岩心夹持器(或填砂管),将夹持器(或填砂管)内残留物全部转入烧杯2;
i) 使用烧杯1内的二甲苯清洗岩心壁面等部位，确保所有残余油均被转移，清洗残余液使用烧 杯2收集，称重烧杯2质量为m7;
j) 将烧杯2放入烘箱中，110℃下加热4h;
k) 再将烧杯2放入高温氧化炉内，500 ℃下高温氧化1h, 取出称重为m₆8;
1)岩心内残余油和水质量、残余油质量、岩心残余油饱和度按公式(6)、公式(7)、公式(8) 计算：
式中：
m,——岩心内残余油和水的质量，单位为克(g);
mw — 岩心内残余水的质量，单位为克(g);
ma——岩心内残余油质量，单位为克(g);
S——残余油饱和度，用百分数表示;
Pa——200℃、2 MPa 下原油的密度，单位为克每立方厘米(g/cm³); PV——岩心孔隙体积，单位为毫升( mL)。
6.2.7 岩心残余油下降率计算
岩心残余油下降率按公式(9)计算：
式中：
Rso——岩心残余油下降率，用百分数表示;
mp——注起泡剂阶段累产油质量，单位为克(g) m ——岩心内残余油质量，单位为克(g)。
7 健康、安全、环境(HSE) 控制要求
…………………………………
(9)
本实验涉及使用高压容器、易燃物等危险因素，执行GB/T 34019 、GB/T 150.1 、GB/T 16804— 2011 、GB 5085.7—2019 、SY/T 6787 、SY/T 6276 、SY/T 5280的有关规定。
SY/T 5672—2025
附 录 A
(资料性)
注蒸汽用起泡剂性能指标推荐
注蒸汽用起泡剂性能指标推荐见表A.1。
表A.1注蒸汽用起泡剂性能指标推荐表
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