风城超稠油O/W降黏体系评价研究

以风城超稠油为研究对象,采用自制活性大分子降黏剂制备了风城超稠油O/W降黏体系,以超稠油O/W降黏体系的初始表观黏度为主要评价手段,系统考察了降黏剂用量、含水量、初始搅拌转速对风城超稠油O/W降黏体系初始表观黏度的影响。室内实验结果表明:活性大分子降黏剂对风城超稠油具有良好的初始降黏效果,在活性大分子降黏剂用量0.1%～0.2%、油水质量比10∶3～10∶4、初始搅拌转速不小于400r/min条件下,得到的风城超稠油O/W降黏体系初始表观黏度小于600mPa.s,降黏效果显著。     

黄原胶降解菌的生长规律及影响因素

黄原胶降解菌是从土壤和水中分离出来的,它是以黄原胶为碳源进行生物降解的一类微生物.对黄原胶降解菌具有较强降解能力的为杆状菌和球菌,杆状菌菌体大小为(0.2～1.0μm)×(0.8～3.2 μm),球菌大小为0.2～0.4μm,革兰氏染色阴性.通过对黄原胶降解菌的生长规律及其影响因素研究,绘制出了黄原胶降解菌的生长曲线,确定出了其最适生长条件矿化度为5×103mg/L,pH值为7.5,温度为35℃,摇床转速为120 r/min,接种量为5%较适宜,黄原胶降解菌在黄原胶浓度为1～5 g/L范围内生长较快.     

羧甲基瓜尔胶水溶液流变特性研究

研究了羧甲基瓜尔胶水溶液的流变特性,考察了羧甲基瓜尔胶浓度、温度、pH值及外加NaCl浓度对羧甲基瓜尔胶水溶液表观黏度的影响.结果表明,羧甲基瓜尔胶水溶液表观黏度随浓度的增加而增大,随温度的上升而降低,随NaCl浓度的增加而明显降低,稳定的pH值范围为6～8.羧甲基瓜尔胶水溶液具有剪切变稀特性,溶液表观黏度随剪切速率的变化可用Ostwald-Dewaele方程描述;零切黏度可由Spencer-Dillon经验公式外推得出,其与温度的关系符合Arrhenius公式.羧甲基瓜尔胶水溶液具有一定的触变性和黏弹性,黏弹性随浓度的增加而增强.图10表2参16     

基于复配菌的原油降黏效果分析

为解决稠油黏度高、流动性差的问题，将一株降黏菌D-8与一株表面活性剂产生菌B-12进行复配得到复配菌DB8-12，并研究DB8-12的生长特性及其对原油降黏效果的影响。研究结果表明：D-8和B-12按3∶2比例复配，按3%接种量接种，在pH值为7.5，温度为35℃下培养3d后具有最大菌体光密度值；复配菌液按体积比为30%与原油进行混合，在45℃恒温水浴中及摇床转速为140r/min下振荡培养3d后即可达到最佳降黏效果，原油黏度由2120mPa·s降至810mPa·s，降黏率达61.8%；经复配菌作用后，原油大粒径所占比率显著降低，小粒径所占比率明显升高，宏观表现为原油黏度降低，流动性明显提高。DB8-12在原油中生长繁殖快、用量少、耗时短，可改善稠油的流动性能，能有效降低稠油开采及输送成本，具有较高的实用价值。该项研究对微生物降黏开采及输送技术的拓展研究具有重要意义。     

新疆油田九_7区超稠油超声波辅助化学降黏

以新疆油田九_7区超稠油为研究目标,采用自制的活性大分子降黏剂,结合超声波辅助混合技术,制备了超稠油降黏体系,考察了降黏剂用量、油水比及超声波作用对降黏效果的影响,研究了超稠油降黏体系的稳定性。实验结果表明,活性大分子降黏剂对九_7区超稠油具有良好的降黏效果,在降黏剂用量为0.4%(w)、m(油)∶m(水)=10∶3、超声波辅助掺混30 s时制备的超稠油降黏体系初始表观黏度小于300 m Pa·s;超声波作用使超稠油与降黏剂水溶液混合效率提高了50%以上,降黏剂用量降低25%(w)左右。在模拟现场工况条件下,制备的超稠油降黏体系动、静态稳定性良好,能满足短距离集输的实际要求。     

胶质降解和生物乳化在稠油降黏中的作用

芽孢杆菌QB26是一株高温解烃菌,能以胶质为唯一碳源生长,在以2%胶质为唯一碳源的无机盐培养基中,55℃好氧振荡培养14d,胶质降解量可以达到45.96%;同样培养条件下,该菌发酵液可以较好地乳化等体积的稠油（55℃条件下黏度为1146 mPa·s）,稠油降黏率达到66.49%。该菌与一株假单胞菌T-1复配（V_QB26 ∶ V _T-1 =1：1）后作用稠油,可以显著改善稠油的乳化效果（乳化稳定性增强,平均乳化粒径为17.88 μm,减小粒径67.3%）,此时的稠油乳化黏度为5.11 mPa·s,仅为初始黏度的0.45%。物理模拟驱油实验结果表明,该体系在均质岩心和非均质岩心中提高模拟油藏的原油采收率分别为14.4%和22.38%,达到了降解胶质和生物乳化的双重降黏效果,大幅度提高了原油的流动性。     

泌304区块普通稠油降黏复合菌评价及机理分析

为解决河南油田普通稠油开采问题,对稠油降黏复合菌(B、KB、SX)进行了评价和机理研究。评价实验表明,该复合菌对初始黏度为1115 mPa·s(50℃)稠油降黏率可达76.3%;在45℃恒温培养条件下,15天后菌体浓度仍超过接菌量的50倍,其降黏能力和繁殖能力均超过单株菌。地层水菌群分析结果表明,该复合菌加入地层水后,促进了地层中其他有益菌的繁殖,而且实验菌种彼此间也可互相促进,进而在复合菌内部及复合菌-原生菌间形成稳定的共生繁殖体系。各菌可代谢挥发性脂肪酸,并作为彼此的营养物质,以维持体系的繁殖稳定性;另外,复合菌还能代谢出糖脂、脂肽等生物表活剂和CH4、CO2,可使稠油沥青质含量明显降低,其发酵液对柴油乳化指数能达100%,这些均利于降低原油黏度,且能抑制地层水H2S的产生。     

化学生热催化裂解体系对稠油降黏实验研究

为了更好地提高稠油油藏开发效果,采取化学生热与催化裂解方式来降低稠油黏度、提高地下稠油的流动能力非常必要。选择NaNO₂和NH₄Cl溶液作为化学生热剂,通过正交实验优选出生热剂最佳反应条件为:4 mol/L NaNO₂,4mol/L NH₄Cl,体系pH值为2。该条件下,反应温度和压力在短时间内迅速上升,分别达到峰值204℃和13.6 MPa,达到峰值的时间为6 min,反应基液温度升高149℃。油酸镍催化降黏体系最佳配方为:以反应原油的质量为基准,羧酸盐型油酸镍催化剂0.3%,供氢剂甲酸7%,助剂尿素7%,乳化剂十二烷基苯磺酸钠0.13%。该催化体系的最佳反应温度为280℃。油酸镍催化后,原油黏度由213.8 mPa·s降至74.2 mPa·s,降黏率为65.3%。当化学生热剂与催化裂解剂共同作用时,降黏率可达66.5%,饱和烃和芳烃含量增加,胶质和沥青质含量减小,催化降解效果较好。     

油溶性降黏剂降黏性能研究

针对胜利油田现河稠油,研究了7种油溶性降黏剂(Y-1～Y-7)及其复配体系的降黏性能,考察了降黏剂加量、原油含水率对降黏效果的影响,研究了降黏剂对蒸汽驱油效果的影响。结果表明:当油溶性降黏剂质量分数小于5%时,原油降黏率随降黏剂加量的增加而迅速增大,之后增加缓慢,加量为15%时的降黏率可达90%以上(Y-4除外)。Y-3和Y-7按质量比1:1复配后的降黏效果最好,总加量5%、10%时的原油降黏率分别为76.1%和93.14%。不含降黏剂时,随原油含水率增加原油黏度先增加后降低,原油含水50%时的黏度是不含水原油的3.9倍,形成W/O型乳状液。不同含水率下,加入降黏剂后原油黏度大幅降低;随含水率增加,原油降黏率先降低后增加,含水率10%时达到最低(Y-1除外)。稠油蒸汽驱前注入0.009～0.027 PV油溶性降黏剂,采收率增幅为2.8%～6.0%。     

压裂返排液电催化氧化解交联降黏分析*

为了研究电催化氧化技术处理压裂返排液中的主要有机物羟丙基胍胶降黏机理,考察了处理条件如处理时间、处理温度、电流密度等对模拟羟丙基胍胶基压裂返排液黏度、硼赋存形态的影响,以及通过极板电子交换的直接氧化与电化学过程生成的活性氧化物的间接氧化对羟丙基胍胶降解的影响。研究表明,羟丙基胍胶压裂返排液的降黏率随电催化氧化处理时间延长、温度的升高、电流密度的增加、Cl-浓度增加而提高,研究得到最佳处理条件:时间>100 min、温度>25℃、电流密度≥70 A/m²、[Cl^-]≥4855 mg/L;电催化氧化降解过程中间接氧化与直接氧化共同起作用。压裂返排液在降黏的同时可以解交联并释放出交联的硼。