河南超稠油乳化降黏研究

针对河南油田超稠油黏度高,流动性差,开采和输送困难等现状,本文展开对河南油田超稠油的乳化降黏研究。得到优化的复合降黏剂F2配方,其中,乳化降黏剂主剂RA-1、稳定剂聚丙烯酰胺、助剂碱质量比为1:0.25:0.36,在F2总加剂量为0.483%（占原油乳状液的质量百分率）,乳化温度70℃,油水质量比为7:3下,可以制得均匀、稳定的O/W型超稠油乳状液,超稠油的黏度由240 Pa·s（50℃）降到其乳状液的42.8 mPa·s（50℃）,降黏率高达99.98%。文中同时对降黏机理进行了探讨。     

塔河油田超稠油乳化降黏剂的研制

本文针对塔河油田地层水矿化度高、井底温度高的特点,研究了适合塔河油田超稠油的乳化降黏剂。以一定链长的混合叔胺(RN(CH3)2)和二溴乙烷(Br(CH2)2)为原料,合成了一种代号为DFA-12的双季铵盐型表面活性剂,并对其反应的影响因素进行了优化,得出最佳的反应条件如下:反应物RN(CH3)2与Br(CH2)2摩尔比为2.602∶1,反应温度为90℃,反应时间为24小时,产品纯度可达98.53%。稠油和表面活性剂溶液的混合液(油水质量比7∶3)的乳化实验表明,DFA-12较其他表面活性剂具有更强的耐盐能力,在矿化度高达214739.9mg/L下仍具有较好的乳化能力。通过DFA-12和其他的表面活性剂的复配实验,优选出适合塔河油田超稠油乳化降黏的最佳配方为:0.25%DFA-12+0.25%两性离子表面活性剂HES+0.1%聚合物DFP,该体系对塔河油田的超稠油乳化降黏指标达到最佳,在90℃下测定稠油和表面活性剂溶液的混合液(油水质量比7∶3)的黏度,以稠油黏度为基准计算降黏率,可达98%以上。     

耐温抗盐稠油降黏剂的室内实验研究

本文针对中原油田稠油油藏地质及稠油特征,应用正交实验设计方法,实验筛选出了耐温抗盐稠油乳化降黏剂体系,最佳配方如下:0.05%聚氧乙烯壬基苯酚醚NP-10+0.1%两性离子表面活性剂CS-B+0.1%十二烷基苯磺酸钠ABS,即在复配降黏荆体系中NP-10、CS-B、ABS的质量比为1:2:2时的降黏效果最佳。研究了pH值、含水量、水矿化度,二价阳离子浓度、温度、配伍性等稠油降黏剂性能的影响。结果表明:在油水比7:3、50℃下所筛选的最佳降黏剂体系对稠油的降黏率达99%,耐温110℃,耐盐,可满足于中原油田的稠油井的降黏需要。     

青海油田高蜡稠油降黏剂研究

针对青海油田稠油凝固点高、易堵塞管线的问题,分析了稠油族组成,考察了温度和加碱量对稠油黏度的影响,评价了高碳醇酯类聚合物、表面活性剂以及溶剂对稠油的降凝和降黏效果,并与碱复合测试了其对稠油黏度的影响。实验结果表明,温度的升高、碱的加入均可降低稠油黏度,复配降黏剂的质量浓度为600 mg/L时,稠油黏度降至94 m Pa·s,降黏率达85.3%。     

新型耐温抗盐稠油乳化降黏剂的性能研究

陈家庄油田陈25块属高温高盐普通稠油油藏,针对陈25块的油藏条件,研究了一种新型化学降黏剂AS的乳化降黏性能,以及温度、矿化度对稠油乳化降黏效果的影响。该新型降黏剂AS与陈25普通稠油形成稳定的O/W型乳状液,在70℃下,0.2%AS在油水体积比7:3~3:7范围内,稠油乳化降黏率在98%以上。温度、矿化度、二价阳离子对降黏剂AS的稠油乳化降黏效果影响不大。AS具有良好的降黏性、耐温性、抗盐性,能够满足胜利油田高温高盐普通稠油冷采开发的需要,具有广泛的推广应用前景。     

胜利油田陈南稠油的乳化降黏研究

为实现胜利油田陈南联合站稠油的乳化降黏,选取了7 种亲水亲油平衡值在8～18 的表面活性剂,通过测量单一和复配乳化剂对乳状液的脱水率和降黏率,筛选出降黏效果和静态稳定性良好的乳化剂,考察了油水质量比、乳化剂浓度、乳化温度、乳化强度对乳化降黏效果的影响。结果表明,在乳化温度50℃、乳化强度2000 r/min×10 min的条件下,筛选出的25.8% Span80+74.2%十二烷基苯磺酸钠和10.1% Span80+89.9%十二烷基苯磺酸钠两种复配乳化剂与稠油形成的乳状液静置5 h 后的脱水率分别为21.8%和23.0%,剪切速率为100 s^-1时的降黏率分别为99.92%和99.89%;随油水质量比降低,乳状液脱水率增加、黏度降低、稳定性变差;随乳化剂浓度增加,乳状液黏度先降低后增加;随乳化温度降低和乳化强度的增大,乳状液黏度增加;在油水质量比5∶5、乳化剂质量分数1%、乳化温度50℃、乳化强度1000 r/min×5 min 的乳化条件下,可使陈南稠油黏度（50℃）由1964mPa·s 降至35 mPa·s。图6 表3 参11     

稠油乳化降黏体系提高采收率

为了解决胜利油田陈家庄稠油黏度大、开采难的问题,考察了阴离子烯烃类磺酸盐乳化降黏剂SS、阴离子烷烃类磺酸盐乳化降黏剂SD、非离子乳化降黏剂SF以及SS+SF(质量比1∶1)和SD+SF(质量比1∶1)复配体系降低油水界面张力的能力和乳化稠油的能力,并采用SS、SF、SS+SF溶液进行了微观可视化驱油实验。研究结果表明,在质量分数0.4%,温度25℃下,SD、SS阴离子乳化降黏剂体系与模拟油的界面张力分别为1.87×10-2mN/m和1.21×10-2mN/m,与稠油模拟油(黏度187 m Pa·s)形成乳状液(质量比3∶7)的黏度分别为42 mPa·s和46 mPa·s;在微观驱油过程中,阴离子乳化降黏剂SD、SS的提高采收率分别为56.75%、61.93%。同样条件下,SS+SF体系具有优于单组分乳化降黏剂的界面活性和提高采收率能力,界面张力降至1×10-4mN/m以下,与稠油模拟油形成的乳状液黏度为30 mPa·s,相对于SF乳化降黏剂提高采收率14.93%。SS+SF乳化降黏剂有望用作普通稠油油田的驱油处理剂。     

耐盐超稠油乳化降黏剂NP油水界面活性研究

针对高矿化度高黏度超稠油油藏开发中的问题,从分子设计的角度出发,结合阴离子双子表面活性剂的优异特性,合成了具有高表/界面活性的NP系列新型抗盐超稠油乳化降黏剂。研制的NP系列双子表面活性剂在矿化度高达220 000 mg/L的模拟地层水中仍能发挥较好的界面活性,能将超稠油油水界面张力降至10~(-2) mN/m的较低水平,具有优异的抗盐性能和较高的界面活性,对高沥青质超稠油的开发具有重要的指导意义。     

磺酸盐型高分子表面活性剂的乳化性能研究

表面活性剂驱油体系主要通过改变原油的乳化性能、降低油水界面张力从而提高洗油效率达到提高采收率的目的。文章首先通过表面活性单体AA-EO₂₅C₁₂与AMPS聚合形成磺酸盐型高分子表面活性剂P(AMPS/AA-EO₂₅C₁₂),在此基础上分别研究了表面活性剂浓度、温度、复配以及油水比对其乳化性能的影响。结果表明,随着高分子表面活性剂浓度增大,乳化稳定性越强,3000mg/L时乳化降黏效果最佳;随矿化度的增大,乳状液半径增大,乳化稳定性和降黏效果均下降,且CaCl₂的影响远远大于NaCl;10000mg/LNaCl条件下,浓度为3000mg/L的P(AMPS/AA-EO₂₅C₁₂)与100mg/L OP-10复配效果最好,降黏率达到98.88%;油水比为4:6,温度为55℃时降黏效果较好。     

耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP的合成及性能

针对目前乳化降黏剂在稠油油藏化学驱和压裂采油过程中存在耐温抗盐性差的问题,以双酚AF(BPAF)、对羟基苯磺酸(PHSA)和辛基酚聚氧乙烯醚(OP-10)为原料,采用两步三段法合成了一种耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP,以耐温抗盐性、降黏性为指标,优化了降黏剂AFOP的合成条件,利用IR、GPC对AFOP的结构进行了表征,考察了在高温高盐情况下降黏剂AFOP对几种稠油的降黏效果,并与油田用降黏剂在高温高盐下的降黏效果进行了对比。研究得出AFOP最佳合成条件为BPAF、PHSA和OP-10的摩尔比为1∶4∶6,羟甲基化阶段碱性条件下在80℃下反应1.5 h,酸性条件下在80℃反应3 h,最后在100℃下缩聚反应6 h。在矿化度为8246 mg/L的模拟盐水体系中300℃下高温老化24 h后,质量分数1%的AFOP溶液与稠油间的界面张力仍能达到10-1mN/m数量级,油水比为7∶3时对渤海稠油的降黏率仍能保持在98%以上。乳化降黏剂AFOP具有优良的抗盐耐温性能,能够满足海上高温高盐油藏稠油开采的需要。图3表4参23     

特稠油SGVR-1水基降粘剂的研制

采用荧光法测定了辽河油田曙光采油厂1702井特稠油乳化HLB值.以混合型表面活性剂、阴离子型表面活性剂及非离子型表面活性剂为主剂,快速渗透剂及碱助剂等为辅助剂,按一定比例合成了水基降粘剂SGVB-1.室内实验结果表明,该降粘剂具有良好的乳化降粘性能(降粘率不低于99%)、自动破乳脱水性能和配伍性能(与破乳剂),是一种较理想的特稠油降粘用水基降粘剂.     

河南油田超稠油复合催化降粘体系效果评价

河南油田创新地进行了稠油热采地下复合催化降粘技术研究。本实验考察了无水体系、含水体系、水热催化裂解体系、乳化降粘体系、乳化水热催化裂解复合体系（即复合催化降粘体系）对特超稠油作用后物理化学性质的变化以及对特超稠油的降粘效果,探讨了乳化水热催化裂解降粘的作用机理。结果表明,在催化剂作用下,特超稠油中重质组分发生部分裂解,原油物化性能得到明显改善,乳化水热催化裂解复合体系对河南油田超稠油的降粘率达98.7%。     

塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明，掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理，实验室和油井使用结果表明，掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井，在稀油与稠油体积比l：2至1：1时，降粘率达90％以上；化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点，在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下，T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

Effect of organic alkali,n-alkanol,and nonionic surfactant ternary compound system on viscosity reduction of viscous crude oil

To reduce the viscosity of viscous crude oil and flow resistance, the effect of a ternary compound system including organic alkali, n-alkanol, and nonionic surfactants on viscous crude oil viscosity reduction was studied. The results showed that n-alkanol effectively reduced the droplet size of an emulsion and the viscosity of viscous crude oil and improved the fluidity of viscous crude oil. Of the low-carbon n-alkanols, n-pentanol has the best viscosity-reducing effect. The organic alkali avoids the phenomenon of fouling and corrosion caused by inorganic alkali and reacts with the acidic macromolecular components in viscous crude oil to generate alkanolamides, which produce synergistic effects with nonionic surfactants and reduce the interfacial tension between oil and water. In the ternary compound of organic alkali, n-alkanol, and nonionic surfactant, the viscosity reduction effect of viscous crude oil is significantly enhanced compared with that of a single reagent. The viscosity reduction rate of viscous crude oil of the diethanolamine ternary compound system reached 98.1% and was the best choice by experimental validation. It is shown that a reasonable formula of compound system and dosage can significantly reduce the viscosity of viscous crude oil.     

环保型超稠油降粘剂GE-VR01的研制

以环保型表面活性剂为主剂，聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚和快速渗透剂为辅剂，合成了可自动降解的环保型超稠油降粘剂GE—VR01，静置7d后降粘率由99．86％降至4．22％。室内实验结果表明，该降粘剂具有乳化速度快（1min）、乳化温度低（40℃）、降粘效果好（降粘率99．8％以上）等特点，同时与联合站破乳剂配伍性好。     

委内瑞拉超稠油降黏体系静态稳定性研究

以委内瑞拉超稠油降黏体系静态稳定性为研究目标,采用不同类型降黏剂制备了委内瑞拉超稠油水包油(O/W)降黏体系。以超稠油O/W降黏体系的表观黏度为主要评价手段,考察了降黏剂的类型及用量、油与水体积比(简称油水比)、温度及搅拌转速对超稠油O/W降黏体系静态稳定性的影响。室内实验结果表明,采用自制活性大分子涂层降黏剂得到的委内瑞拉超稠油O/W降黏体系的静态稳定性更为优越,在涂层降黏剂用量0.15%(w)、油水比10:3、温度25℃和搅拌转速1 500 r/min的条件下,得到的超稠油O/W降黏体系在静置60 d后表观黏度仍小于1 000 MPa.s,具有很好的静态稳定性。     

稠油热采纳米乳化降粘技术研究与应用

对常规稠油降粘剂和加入纳米助剂后的乳化降粘剂进行了对比评价。试验结果表明,加入纳米助剂后在表面张力、降粘效果、耐温、耐盐和脱水等方面略有改善,在驱替效果方面明显改善。现场应用纳米降粘剂后,油井平均日产油量、产油量、和油汽比等吞吐指标均有所提高,蒸汽吞吐效果明显改善,单井措施增油120t,为稠油热采进一步改善开发效果和提高原油采收率提供了技术支持。     

油溶性枝型稠油降粘剂的合成与性能评价

针对目前油溶性稠油降粘剂存在的选择性强和降粘效果差等问题,研制了一种油溶性枝型稠油降粘剂,该降粘剂分子结构中含有极性基团和烷基。极性基团可以降低稠油中胶质和沥青质的氢键作用,烷基可以增加油溶性枝型稠油降粘剂的溶解能力,从而提高其降粘效果。油溶性枝型稠油降粘剂通过2步法合成得到,通过对其合成条件的讨论发现,该油溶性枝型稠油降粘剂的最佳合成条件为:乙二醇、环氧氯丙烷和十八酰氯的摩尔分数之比为4∶4∶1.5;第1步主链反应温度为110℃,反应时间为8h,促进剂N的质量分数为1.4%;第2步接枝反应温度为110℃,反应时间为14h。研制的油溶性枝型稠油降粘剂降粘率可达49%;红外光谱对其结构的表征结果显示,其结构与设计结构一致。     

纳米聚（二乙烯苯-甲基丙烯酸十八酯）降黏剂的合成及其降黏效果

采用乳液聚合及酯交换方法合成了纳米聚(二乙烯苯-甲基丙烯酸十八酯)油溶性降黏剂。采用傅里叶变换红外光谱和透射电子显微镜对其进行表征,并测定其对大庆稠油和胜利稠油的降黏效果。结果表明,该合成聚合物为粒径165 nm左右的纳米小球。在温度40℃、最佳加入量条件下,该降黏剂对大庆稠油的表观降黏率为72.92%,净降黏率为49.91%;对胜利稠油的表观降黏率为80.29%,净降黏率为48.54%,均优于市售乙烯-乙酸乙烯酯共聚物降黏剂。该降黏剂是一种降黏效果较好的通用型降黏剂。     

稠油油藏储层冷采用活性分子的性能评价与应用*

针对边底水薄层特稠油油藏热采高轮次后注汽易窜,封堵困难,含水大幅上升导致开发效益下降的问题,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸钠(AA)、4-苯基-1-丁烯(PB)、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料、四甲基乙二胺为催化剂制备了水溶性活性分子共聚物(AAPA)。研究了油剂比、AAPA加量、pH值、Ca²⁺、Mg²⁺、温度对降黏效果的影响,分析了AAPA的降黏机理,并以多浓度多段塞式注入的方法,进行了化学降黏冷采矿场试验。结果表明,1 g/L的AAPA与原油以质量比1∶1混合后的降黏效果最佳,可使黏度(50℃)<50 Pa·s的脱气脱水稠油的静置降黏率>90%。AAPA具有耐高矿化度、易于破乳以及降黏温度范围宽的特点。其有效降黏温度范围为50~180℃;耐Ca²⁺质量浓度≤10 g/L,耐Mg²⁺质量浓度<3 g/L;pH<4时降黏乳化后的稠油可快速破乳,pH>10时可进一步提高AAPA的降黏活性。现场应用4井次,提液增油效果明显。通过多浓度多段塞的方式将AAPA注入储层可有效降低原油黏度,明显提高边底水薄层特稠油油藏冷采开发效益。