高压CO_2对离子型表面活性剂水溶液与风城超稠原油界面张力的影响北大核心CSCD

采用轴对称悬滴形状分析技术,测量了30℃与50℃下,CO_2压力在0.1~10.0 MPa范围内,离子型表面活性剂水溶液/CO_2/风城超稠原油体系中油水两相的界面张力。实验结果表明,表面活性剂水溶液和原油的平衡界面张力随着CO_2压力的增大而增大,高压CO_2的存在能有效降低十二烷基磺酸钠(SDS)水溶液/原油体系与纯水/原油体系中油水两相的界面张力;而在十烷基三甲基溴化铵水溶液/原油体系和十二烷基三甲基氯化铵(DTAC)水溶液/原油体系中,高压CO_2的存在则会使得油水两相界面张力增大。溶解在SDS水溶液中的CO_2能够协助SDS乳化原油,而溶解在DTAC水溶液中的CO_2则不利于DTAC乳化原油。     

高压CO_2对离子型表面活性剂水溶液与风城超稠原油界面张力的影响

采用轴对称悬滴形状分析技术,测量了30℃与50℃下,CO_2压力在0.1~10.0 MPa范围内,离子型表面活性剂水溶液/CO_2/风城超稠原油体系中油水两相的界面张力。实验结果表明,表面活性剂水溶液和原油的平衡界面张力随着CO_2压力的增大而增大,高压CO_2的存在能有效降低十二烷基磺酸钠(SDS)水溶液/原油体系与纯水/原油体系中油水两相的界面张力;而在十烷基三甲基溴化铵水溶液/原油体系和十二烷基三甲基氯化铵(DTAC)水溶液/原油体系中,高压CO_2的存在则会使得油水两相界面张力增大。溶解在SDS水溶液中的CO_2能够协助SDS乳化原油,而溶解在DTAC水溶液中的CO_2则不利于DTAC乳化原油。     

CO2与混合烷烃最小混相压力的界面张力法实验研究

实验模拟伊朗西南部的阿瓦兹-班吉斯坦油田原油组分中的烷烃成分,不考虑沥青质,结合传统测界面张力的高压悬滴法和先进的计算机图像处理软件,分别测量了40℃和60℃下、压力范围分别为3.0～8.5 MPa和3.0～9.5 MPa时混合烷烃和被NaCl溶液饱和后的CO_2之间的界面张力,用外推法得到了对应的最小混相压力,成功验证了该方法的可行性,并对比文献讨论了实验结果。主要从原油组成成分和系统温度分析影响界面张力随压力的变化趋势,结果表明,低碳正构烷烃可以加快界面张力随压力下降的速度,高温下影响界面张力的综合因素造成压力关键点的形成。     

高温高压条件下CO_2-原油-水体系相间作用及其对界面张力的影响

采用轴对称悬滴形状分析技术研究了高温、高压条件下CO_2-原油体系和原油-碳酸水体系的相间作用及其界面张力的变化规律。研究结果表明:在高温、高压条件下CO_2与原油之间的相间作用可分为2个阶段,第1阶段为CO_2溶解并使原油膨胀,第2阶段为CO_2抽提轻质组分并使油相体积减小;压力增大,CO_2与原油的相间作用速度变快,压力接近最小混相压力时,油滴形态变得极不稳定,CO_2对轻质组分的抽提作用增强,CO_2与原油界面变模糊。温度和压力是影响CO_2与原油界面张力的主要因素,温度越高,气液界面越不稳定,动态界面张力波动越大,平衡界面张力越大;压力越高,动态界面张力达到平衡时间越短,最终的平衡界面张力越低。原油-碳酸水体系界面处的相互作用较弱,油水界面清晰,油滴形态稳定。CO_2从水相向油相逐渐扩散过程中,油滴体积不断膨胀并逐渐达到稳定,未出现CO_2抽提轻质组分导致油滴体积减小的现象。随着CO_2在水相中的溶解及向油相中的扩散,界面张力逐渐下降并达到平衡;温度和压力越高,油水界面张力达到平衡的时间越短,油水界面张力越小。     

表面活性剂性能及降压实验研究

针对大庆地区外围油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况，开展了表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究。利用旋转滴界面张力仪，进行了复配表面活性剂体系界面张力、动态界面张力及界面张力稳定性能研究、利用岩心驱油模拟装置，在人造岩心上进行了复配表面活性剂体系降低驱压力物理模拟研究。室内实验表明，在55℃条件下，复配表面活性剂体系油水界面张力可达10^-1mN/m数量级，且具有较好的界面张力稳定性。岩心驱油降压模拟实验表明，在表面活性剂体系驱替0．5PV之后，残余油饱和度下降，水相相对渗透率上升，油相相对渗透率下降，从而达到降低注入压力的目的。     

不同压力下原油和CO_2的相互作用研究

本文研究了不同压力下原油与CO2的相互作用,及其对原油与CO2间的界面张力和采收率的影响.首先,在可视化高压饱和单元中,进行一系列不同平衡压力下的原油-CO2饱和测试来确定沥青质沉降的初始压力.然后,采用对称悬滴形状分析法来研究在27 ℃下、平衡压力时的原油-CO2原油体系的界面张力.通过可视高压视窗可以观察到实际地层条件下原油-CO2之间的界面相互作用.研究发现,平衡压力低于门限压力时,原油-CO2体系的平衡界面张力随着平衡压力呈线性降低.平衡压力足够高,原油中的轻质组分会很快从油相中进入CO2相,即强烈的轻质组分抽提.通过饱和实验发现,发生强烈的轻质组分抽提时的压力高于沥青质沉降的初始压力.最后,做了不同注入压力下的CO2的驱替实验,研究了原油与CO2的相互作用对采收率的影响.岩心实验表明,注入压力在适当的范围时,CO2采收率随注入压力的增大而迅速增加.     

环丁砜－苯－正己烷体系界面张力的测定与研究

用滴体积法测定了环了砜－苯－正己烷体系的两相界面张力，并对界面张力与苯在正己烷中的浓度、环丁砜的含水量及温度等因素的关系进行了实验研究。结果表明：对于三元体系来讲，体系的组成对界面张力的影响较大，并符合界面相模型理论，同时实验中所测得的界面张力数据可供环丁砜芳烃抽提装置设计作参考。     

环丁砜—苯—正己烷体系界面张力的测定与研究

用滴体积法测定了环丁砜－苯－正己烷体系的两相界面张力，并对界面张力与苯在正己烷中的浓度、环丁砜的含水量及温度等因素的关系进行了实验研究，结果表明：对于三元体系来讲，体系的组成对界面张力的影响较大，并符合界面相模型理论，同时实验中所测得的界面张力数据可供环丁砜芳烃抽提装置设计作参考。     

MD-1膜驱剂溶液的界面特性研究

以非离子、阳离子、阴离子表面活性剂烷基酚聚氧乙烯醚OP－10、十六烷基三甲基溴化铵CTAB、十二烷基苯磺酸钠SDBS作对比剂，在20℃用吊环法实验测定了膜驱剂MD－1（一种单分子双季铵盐）水溶液的表面张力和界面张力。MD－1水溶液的表面张力基本上不随溶液浓度而定，其值约71．5mN/m，比纯水表面张力理论值仅约低2％，说明MD－1不具有表面活性，是表面非活性物质。模拟油（1％胶质沥青质的煤油溶液，胶质沥青质为辽河兴隆台原油在体积比2：3的甲醇／苯中的沉淀物）与MD－1水溶液之间的界面张力在MD－1浓度增至25mg/L时开始下降，250mg/L时降至稳定值（20mN/m左右），只下降36％，不形成低界面张力体系。界面张力下降是MD－1在界面吸附富集的结果。模拟油与1000mg/L OP－10＋MD－1混合水溶液之间的界面粘度随MD－1浓度（0，300，500mg/L)增加而降低，降低幅度在低转动角速度下随角速度增加而增大，在高角速度下趋于一致.讪于OP－10不具有与MD－1相互作用的基团，加入MD－1引起界面粘度（即界面膜强度）降低，是MD－1与胶质沥青质作用的结果。图4参10。     

稠油与CO2、CH4或N2体系高温高压界面张力测定分析

高温高压下,稠油与CO2、N2或CH4等气体之间的界面张力数据,具有十分重要的理论和实用价值.在不同温度和压力下,采用ADSA方法(对称液滴形状分析法)测量了渤海稠油与CO2、N2和CH4体系的平衡界面张力.实验结果表明,在不同温度和压力下,渤海稠油与CO2、CH4和N2体系的界面张力由小到大的顺序依次为CO2、CH4和N2.对于稠油与CO2体系,当压力低于CO2临界压力(7.39 MPa)时,升高温度对界面张力影响不大;当压力高于CO2临界压力时,升高温度对界面张力影响明显变大.对于稠油与CH4体系,由于高温蒸馏的作用造成150cc时界面张力要高于100℃,而温度对稠油与N2体系界面张力的影响不明显.增大压力可使稠油与CO2、CH4和N2体系的界面张力分别降低60％ ～70％、40％ ～ 50％和20％ ～30％.     

表面活性剂水溶液与油之间的动态界面张力研究

本文研究了两种表面活性剂(TRS10-80和天津ABS)盐水溶液与煤油之间的界面张力特性,提出了表面活性剂盐水溶液/煤油体系中动态界面张力产生的机理,讨论了表面活性剂对油的增溶作用对界面张力的影响。经过长期预平衡的表面活性剂盐水溶液/煤油体系仍然存在明显的功态界面张力特性。     

Applying Grid partitioning based Fuzzy inference system method to estimate interfacial tension of brine and hydrocarbon

The oil recovery reservoirs and oil trapping in the reservoirs are extensively function of interfacial tension between brine and hydrocarbon, so estimation of interfacial tension becomes one of the interesting topics in petroleum industry. In this study, Grid partitioning based Fuzzy inference system method is utilized to forecast interfacial tension of hydrocarbon and brine based on various effective parameters such as ionic strength of brine, carbon number of hydrocarbon, pressure, and temperature. The estimated values of interfacial tension were compared with real interfacial tension of brine and hydrocarbon using graphical and statistical analyses. The determined coefficients of determination (R²) for training and testing phases were 0.9916 and 0.9447, respectively. The comparing analyses express that the Grid partitioning based Fuzzy inference system method has great ability in prediction of interfacial tension, and it can be used as an applicable tool in petroleum industry.     

The ANFIS-PSO strategy as a novel method to predict interfacial tension of hydrocarbons and brine

The interfacial tension of hydrocarbons and brine is known as one of the important parameters which are measured in petroleum and petrochemical industries for example the interfacial tension has straight effect on trapping of oil in a reservoir. In the present work the Adaptive neuro-fuzzy inference system (ANFIS) algorithm was used as a novel approach for estimation of interfacial tension between hydrocarbons and brine as function of pressure, temperature, carbon number of hydrocarbon and ionic strength of brine then the particle swarm optimization (PSO) was used to optimize the predicting model parameters.in order to better evaluation of performance of predicting algorithm the coefficient of determination (R²), average absolute relative deviation (AARD) and root mean squared error (RMSE) were estimated for different steps. The outcomes of this investigation expressed that proposed model has high potential for prediction of interfacial tension between hydrocarbons and brine.     

低渗透油藏自发渗吸驱油实验研究

通过低渗透亲水岩心自发渗吸实验,探讨了低渗透油藏不同界面张力体系的渗吸驱油过程。研究结果表明,注入水渗吸体系因毛细管力较高、毛细管力与重力比值较大,其渗吸过程为毛细管力支配下的逆向渗吸。与注入水渗吸结果相比,化学剂溶液因降低油水界面张力,在孔隙介质中能使更多的原油参与渗流过程,使更多的剩余油变为可动油,提高了渗吸平衡时的原油采出程度,因而提高了低渗透油藏原油的采收率。     

缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律

采用钻孔和熔蜡的方法分别制备了缝洞油藏定量模型和随机模型,并用两种模型进行全直径岩心驱油实验,研究缝洞型油藏中剩余油形成机制及分布规律。研究结果表明:驱替相与被驱替相的密度差异和缝洞连接点位置决定溶洞中流体分布规律;一次水驱结束后剩余油包括油水密度差异形成的"阁楼油"、油水置换非瞬时性造成的"封存油"、溶洞不规则性造成的"角隅油"、缝洞复杂连接关系或者低连通度造成的"盲洞油"以及岩石润湿性造成的"油膜"。连接点位置越高,"阁楼油"含量越少;注入速度越低、原油黏度越小,"封存油"含量越少;溶洞形状越规则,角隅数量越少,"角隅油"含量越少;缝洞连接关系越简单、连通程度越高,"盲洞油"含量越少;水湿岩石表面"油膜"含量较少。     

新型表面活性聚合物驱油剂

从分子结构与性能关系入手,研发了具有低界面张力、可聚合的表面活性单体,将可聚合表面活性单体与丙烯酰胺进行共聚,采用复合引发体系、控制低温聚合的方法合成了一种新型表面活性聚合物驱油剂,并利用红外光谱、冷冻蚀刻电镜技术对其结构及其在溶液中的分布状态进行了表征。研究结果表明,可聚合表面活性单体与丙烯酰胺参与了接枝共聚,因而克服了色谱分离效应,新型表面活性聚合物驱油剂在不同水质中具有良好的水溶性、增黏性、耐温抗盐性与抗剪切性能,同时具有较低的油水界面张力,质量分数为0.15%的聚合物溶液与大庆采油一厂原油的界面张力达到1×10 1mN/m数量级。岩心驱油实验表明:新型表面活性聚合物驱油剂具有较好的增黏性及较低的油水界面张力,采收率较普通水解聚丙烯酰胺提高了5.2%。     

Utilization of Fuzzy C-means algorithm as a novel predictive tool for estimation of interfacial tension of hydrocarbon and brine

The interfacial tension that exists between brine and hydrocarbon is known as one of major properties in petroleum industries because it extremely affects oil trapping in reservoirs and consequently oil recovery. Due to aforementioned reasons the importance of investigation of this parameter has been highlighted. In the present study, Fuzzy C-means (FCM) algorithm was developed to predict interfacial tension between hydrocarbon and brine as function of different parameters such as pressure, temperature, carbon number of hydrocarbon and ionic strength of brine. The obtained results of predicting algorithm expressed its low relative error and deviation from the experimental data which gathered from the literature. Also the coefficients of determination (R²) for training and testing data were calculated 0.9508 and 0.9309 respectively. This predictive tool is simple and user friend to utilize and can be helpful for petroleum engineers to estimate interfacial tension between hydrocarbons and brine.     

用动界面张力方法研究原油/盐水界面的性质Ⅰ.原油天然表面活性剂和破乳剂的竞争吸附现象

测定了原油 /盐水的动界面张力 ,比较了在无破乳剂存在时几种体系的动界面张力曲线。证明了原油天然表面活性剂分子渐渐扩散吸附到原油 /盐水界面上 ,当体系中有破乳剂存在时 ,破乳剂分子以竞争的方式扩散吸附到原油 /盐水界面上。用动界面张力方法研究原油天然表面活性剂和破乳剂在原油 /盐水界面的吸附速率对研究原油乳状液的破乳机理和优化破乳条件十分重要。     

油气藏中气态地层水的存在及其意义

油气藏中广泛存在烃—水及其他气体和矿物盐类的混溶体系,其相变特征十分复杂,但对油气勘探开发的作用至关重要。通过调研中外有关烃—水混溶体系的资料,着重分析了气态地层水的存在条件及含水烃类体系的相变特征,结果表明,局部突发性的温度上升、压力减小及混溶体系含烃量增加,均有利于烃—水混溶体系的气化。现今测得的束缚水膜厚度受控于束缚水饱和度的影响,为动态变化量,不适宜作为储层下限进行评估;真正稳定的束缚水膜厚度应约为1.6nm,在一定的温度和压力及溶解烃浓度下,现今测得的储层物性下限一定可以降低。地层水的气化引起的盐析作用会降低油气藏的渗透率,增大油水界面压力,在开采过程中要注意气态地层水的变化。     

表面活性剂对超低渗透油藏渗流特征的影响

针对超低渗透岩心,通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响,分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明,随驱替液界面张力的降低,单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中,在油水两相相同流速比下,随界面张力的降低,油水两相启动压力梯度逐渐降低,含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度,随含水饱和度的增加,油水两相启动压力梯度先缓慢下降,后迅速下降。相渗曲线实验中,随表面活性剂质量分数的增加,油水两相渗流区增大,油相相对渗透率增大,残余油下水相相对渗透率增加,残余油饱和度降低,油气采收率升高,水相(端点以内)渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中,岩心一次水驱后,注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率,且油水界面张力越低,降压效果越好,提高采收率幅度越大。