新疆油田复合驱过程中的乳状液类型转变

为分析新疆油田部分采油井二元复合驱油中出现高黏度(3000 m Pa·s)油包水型乳状液现象的原因,室内模拟化学驱中表面活性剂/聚合物二元复合体系与原油的乳化过程,研究了矿化度、油水比、表面活性剂浓度和地层水稀释对乳状液类型的影响,建立了在岩心驱油过程中乳状液的转变模型。研究结果表明,当矿化度较低(100 mg/L Na Cl)时,乳状液主要为水包油型;随着矿化度的增大,水包油型乳状液的稳定性变差,当矿化度达到10 g/L时,乳状液开始向油包水型转变。油水比为1∶9和3∶7时,乳状液主要为水包油型;当油水比为5∶5、表面活性剂加量为500 mg/L时,乳状液为油包水型。随着地层水稀释比例的增加,乳状液由水包油型向油包水型转变。室内岩心驱油实验结果表明,随着二元体系的注入与推进,矿化度升高,表面活性剂浓度降低,油水比变大,导致乳状液产生了由水包油型向油包水型的转化。     

渤海S油田聚合物驱采出液油水界面膜的稳定性分析*

为了明晰渤海S油田聚合物驱采出液油水界面膜稳定性的影响因素,通过对乳状液油水界面流变性、Zeta电位和界面张力等性质的表征,评价了聚合物类型、疏水缔合聚合物质量浓度和水相矿化度对原油乳状液稳定性的影响。研究表明:相对于线性聚合物,疏水缔合聚合物对于渤海S油田的原油乳状液具有明显的增稠、增黏效果,能够明显改变油水界面电性,增加油水界面活性,增强油水界面膜强度,具有更好的原油乳状液稳定效果。同时,疏水缔合聚合物的质量浓度与乳状液的界面膜弹性呈线性关系,随着聚合物质量浓度从0 mg/L增加至800 mg/L,乳状液的界面膜弹性从4 Pa增加到17 Pa。当聚合物质量浓度增至400 mg/L时,聚合物在油水界面上的吸附接近饱和。水相矿化度对原油乳状液的稳定性也有较大的影响,当矿化度在0数9417.7 mg/L时,乳状液的稳定性主要受界面电性的影响;当水相矿化度在9417.7数18835.4 mg/L时,乳状液的稳定性主要受油水界面膜结构强度的影响。图12参17     

二元复合驱采出液的油水界面性质和破乳条件的关系

用界面张力仪和表面粘弹性仪研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和表面活性剂(石油磺酸盐和非离子型表面活性剂)形成的二元复合体系对模拟油与模拟水(简称油水)界面特性、乳状液稳定性和采出液处理效果的影响。实验结果表明,含固体悬浮物的采出液过滤后与模拟油间的界面张力和界面剪切黏度降低;随表面活性剂浓度的增加,油水间的界面张力和界面剪切黏度降低,而随HPAM浓度的增加,油水间的界面张力和界面剪切黏度增加;原油与二元复合体系所形成的W/O和O/W型乳状液稳定性随HPAM和表面活性剂浓度的增加而提高;采出液中HPAM和表面活性剂的浓度增加,处理采出液的效果变差。     

一种驱油用疏水缔合聚丙烯酰胺的乳化性能

 研究了含疏水缔合聚丙烯酰胺(HAP)的O/W型乳状液的析水率和粒度分布,探讨了聚合物溶液/油体积比(V(HAP solution)/V(Oil))对乳状液稳定性的影响规律。采用扫描电镜和动态光散射仪分析了HAP溶液的形态。结合HAP对油-水界面张力、乳状液黏度以及增溶性影响的研究,探讨了HAP的乳化性能。结果表明,O/W乳状液中HAP的质量浓度越高,乳状液越稳定。当HAP质量浓度在1000 mg/L以下时,HAP能吸附在油-水界面上,降低油-水界面张力,体系中存在的单分子胶束对油具有一定的增溶效果,内部形成的空间网状结构对油滴的聚并产生空间位阻,使得乳状液稳定。当HAP质量浓度在1000 mg/L以上时,HAP在油-水界面形成紧密排列,油-水界面张力达到最低值,同时体系内部形成超分子的空间网络结构,产生更强的空间位阻;超分子的空间网络中形成的许多非极性腔体空间对油具有强的增溶能力,乳状液就更加稳定性。     

油水界面张力与稠油乳化的关系

加入表面活性剂可以有效地降低油水界面张力,使油水易于形成O/W乳状液。在稠油乳化降黏过程中,油水乳化需要低的界面张力;油水界面张力的大小与表面活性剂及其浓度和温度有关,不同的表面活性剂降低油水界面张力的能力不同,加入的表面活性剂浓度低于胶束浓度时油水界面张力随表面活性剂浓度的增大而降低;表面活性剂在活性温度下,性能最好;表面活性剂复配可以很好地改善单一表面活性剂的性能,有利于稠油乳化和形成的乳状液稳定,但并不是所有的乳化剂之间都可进行复配。     

苏里格气田典型区块采出水乳化特征及乳化影响因素分析

苏里格上古气藏普遍含有凝析油,部分集气站的凝析油采出液乳化严重,对集气站的正常生产影响较大。 以苏里格气田凝析油采出液为研究对象,开展典型区块采出液乳化特征分析及乳化影响因素研究。结果表明,5 个站点采出水凝析油乳状液的组成差异较大,乳状液的稳定与Zeta电位和矿化度呈现良好的对应关系,Zeta电 位的绝对值越大,乳状液越稳定,水相矿化度越高,乳状液的稳定性越低。5个采出水乳状液中醇类质量分数为 1.48%～4.80%,酯类质量分数为2.08%～6.34%,醇类和酯类极性有机物会在界面上与亲水性的表面活性剂形 成复合界面膜,有利于形成凝析油乳状液。苏里格气田乳状液总体上是以水相为连续相、油为分散相（O/W）; 对于部分油滴,油为连续相,水为分散相（W/O）,最终形成复杂的水包油包水（W/O/W）型。随着泡排剂、固体 悬浮物用量的增加,凝析油模拟乳状液体积分数均呈现先增大后减小的趋势。当泡排剂质量分数为0.6%、悬 浮物质量分数在0.4%时,凝析油模拟乳状液体积分数最大,而缓蚀剂浓度对凝析油模拟乳状液形成体积无明 显影响。     

聚合物对W/O乳状液稳定性的影响规律研究

根据孤岛聚合物驱现场采出液特征,室内模拟配制了W/O乳状液,研究了聚合物对乳状液表观黏度、液滴直径及油水界面黏弹性质的影响规律.结果表明,采出液中的残留聚合物可显著提高乳状液的表观黏度,当聚合物浓度为400 mg/L时,乳状液黏度达到极大值;大于400 mg/L时,乳状液的黏度不再增大.聚合物浓度增大使W/O乳状液的水珠粒径减小、分布集中;聚合物浓度大于300 mg/L时,水珠粒径基本不变.聚合物可改变油水界面膜的流变性,增强油/水界面的黏弹性模量和复数黏度,增大界面膜的强度,增加乳状液的稳定性.以上效应导致含聚合物的采出液乳化更加稳定,破乳更加困难.     

超低界面张力表面活性剂的驱油性能研究

针对室内合成的一种超低界面张力表面活性剂(VESBET-4),结合表面活性剂驱的驱油机理讨论了表面活性剂浓度、矿化度、温度及碱(Na2CO3)浓度对油水界面张力的影响,结果表明:当表面活性剂质量分数在0.06%~0.15%时,界面张力可达到10-3 mN/m;矿化度为10 000mg/L时,界面张力可达到10-2 mN/m,且当Na2CO3质量分数在0.2%~1.2%时,该表面活性剂具有良好的降低界面张力的能力;测试了不同表面活性剂浓度、不同矿化度条件下表面活性剂溶液对原油的乳化效果,结果表明:当表面活性剂质量分数为0.09%、矿化度为6 000mg/L时,乳状液可稳定存在24h以上;静态吸附实验测得该表面活性剂的吸附损失量为0.45mg/g,小于标准规定的1mg/g;室内驱油试验显示该表面活性剂能使采收率提高12%以上。     

埕东泡沫复合驱采出液油-水界面性质及乳状液稳定性

以埕东泡沫复合驱采出液为研究对象,配制一系列含不同浓度泡沫剂的模拟水和模拟油组成的体系,采用界面张力仪、表面黏弹性仪和Zeta电位仪测定了这些体系的油-水界面特性,考察了发泡剂浓度对这些界面特性及乳状液稳定性的影响.结果表明,由于泡沫复合驱采出水中含有固体悬浮物,使得过滤后采出水-原油模拟油体系的油-水界面张力和界面剪切黏度降低.模拟水中加入发泡剂后,模拟水-原油模拟油体系的油-水界面张力降低,界面剪切粘度增加,但变化幅度较小,而油滴表面的Zeta电位绝对值增大;原油与含发泡剂的模拟水所形成的W/O和O/W乳状液的稳定性随发泡剂浓度的增加而增强.     

埕东泡沫复合驱采出液油-水界面性质及乳状液稳定性研究

 以埕东泡沫复合驱采出液为研究对象, 配制一系列含不同浓度泡沫剂的模拟水和模拟油组成的体系,采用界面张力仪、表面黏弹性仪和Zeta电位仪测定了这些体系的油-水界面特性,考察了发泡剂浓度对这些界面特性及乳状液稳定性的影响。结果表明,由于泡沫复合驱采出水中含有固体悬浮物,使得过滤后采出水-原油模拟油体系的油-水界面张力和界面剪切粘度降低。模拟水中加入发泡剂后,模拟水-原油模拟油体系的油-水界面张力降低,界面剪切粘度增加,但变化幅度较小,而油滴表面的Zeta电位绝对值增大;原油与含发泡剂的模拟水所形成的W/O和O/W乳状液的稳定性随发泡剂浓度的增加而增强。     

Effect of a type of spontaneous emulsification and viscosity reduction agent on the properties of heavy oil

In order to achieve the highly efficient development of heavy oil reservoirs, fatty acid alkanolamide bipolyoxyethylene ether (NS) is used to emulsify the oil spontaneously. After 12 hours' standing at the temperature of 65°C, the equal volume heavy oil can be completely emulsified in the NS solution with mass concentration of 20000 mg/L to form a oil in water emulsion. Under the action of NS, the oil-water interfacial tension can be reduced to below 10^?3mN/m, the oil-water interfacial viscosity and the absolute value of the zeta potential can be increased to a higher value, which can stabilize the emulsion. The formed droplet is small and its distribution is uniform. When the salinity is less than 50000 mg/L, the properties of the emulsion is stable. The results can provide theoretical basis for field application of spontaneous emulsification flooding in heavy oil reservoirs.     

模拟二元复合驱采出液稳定性影响因素研究

二元复合驱是中高渗透油藏提高采收率的主要技术之一。为了研究聚表二元驱对乳状液稳定性的影响,选取含聚表水与模拟油组成油水界面体系,测试了油水界面张力、界面剪切黏度等参数,并结合乳状液静置脱水效果,分析聚表二元驱对油水采出液稳定性的作用机理。采用含聚合物和表面活性剂的水相与模拟油配制成模拟油采出液,用于测试不同聚合物及表面活性剂浓度对界面张力的影响。界面张力结果表明:聚表二元驱成分能够显著增大油水乳状液的稳定性,但聚合物与表面活性剂在界面活性上存在明显差异;界面剪切黏度的影响因素主要为聚合物;静置脱水实验表明,影响油水乳状液稳定性的主要因素为表面活性剂。这与过去的观点存在矛盾,即认为界面剪切黏度是影响乳状液稳定性的关键。因此本研究认为存在其他因素影响乳状液稳定性。     

聚驱后缔合聚合物三元复合驱提高采收率技术

三元复合驱是大庆油田聚驱后进一步提高采收率的重要途径,其驱油体系须保证超低油-水界面张力,且能大幅提高波及能力。通过研究烷基苯磺酸盐（ABS）-缔合聚合物（HAPAM）-NaOH三元复合驱体系的性能,并与超高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）三元复合体系进行对比。研究结果表明,HAPAM三元复合体系在NaOH浓度为0.5%~1.2%、ABS浓度为0.025%~0.300%时具有良好的界面活性,油-水界面张力可达10^-3mN/m数量级。0.16%HAPAM-0.3%ABS-1.2%NaOH三元复合体系黏度达108.8 mPa ·s,采用HPAM达到相同黏度其浓度为0.265%,因此HAPAM可降低聚合物用量40%。驱油实验结果表明,在相同黏度下,HAPAM三元复合体系在不同孔隙介质中均能提高聚驱后采收率13%以上,比HPAM三元复合体系多提高采收率6%以上。HAPAM三元复合体系具有更高的阻力系数与残余阻力系数、更好的黏弹性以及乳化稳定性,可以为大庆油田聚驱后提高采收率提供新的技术手段。     

油藏条件下CO2乳液稳定性实验

CO₂乳液在驱油过程中能够控制CO₂流度,大幅改善CO₂驱油效果。实验测定了油藏条件下温度、压力、矿化度和表面活性剂类型对CO₂-表面活性剂水溶液体系的界面张力、界面扩张模量及乳液稳定性的影响规律。实验结果表明,随着压力的增高,CO₂-表面活性剂水溶液界面张力先迅速减小,之后逐渐稳定,扩张模量先增大,之后逐渐稳定;随着温度的增加,界面张力增加,扩张模量降低;随着矿化度的增加,界面张力先减小后增加,扩张模量先增大后减小。对于阴离子型表面活性剂AOT和OS,随着压力的升高,乳液稳定性增加,界面性能和乳液稳定性具有对应关系;对于非离子型表面活性剂C₁₂E₉P₃,随着压力的升高,乳液稳定性降低,界面性能与乳液稳定性没有对应关系。通过对比AOT、OS和C₁₂E₉P₃,AOT形成的CO₂乳液稳定性能最佳,C₁₂E₉P₃形成的CO₂乳液稳定性能最差,并且对压力较为敏感。该研究结果可以为CO₂乳液在油气田开发中的应用提供一定的理论指导。     

不同浓度组分可控烷基苯磺酸盐弱碱三元体系乳化规律

三元驱油体系在地层运移过程中化学药剂浓度发生变化,使得三元驱油体系与原油乳化特性也发生改变。针对组分可控烷基苯磺酸盐弱碱三元体系在地层运移过程中与原油的乳化特性开展实验研究。结果表明：使用均化仪对体系及原油进行乳化后,组分可控烷基苯磺酸盐弱碱三元体系中聚合物浓度越低,乳化后体系黏度增幅倍数越大;乳化后三元体系界面张力变化不大,Zeta电位小幅下降,乳状液类型以油/水型为主;三元体系乳化析水率、乳化特性变化明显,其原因是表面活性剂的分子结构影响较大,与界面张力及Zeta电位关系不大。正交实验方法分析了组分可控烷基苯磺酸盐表面活性剂、碳酸钠及中等相对分子质量聚合物这3种不同类型化学药剂对组分可控烷基苯磺酸盐弱碱三元体系乳化特性的影响规律。方差分析结果表明：影响乳状液黏度因素由大到小的顺序为：聚合物、弱碱、表面活性剂,当聚合物质量浓度为600 mg/L时,乳状液黏度增幅倍数最大;影响乳化析水率的因素由大到小的顺序为：弱碱、表面活性剂、聚合物,当Na₂CO₃质量分数为0.3%、表面活性剂质量分数为0.3%、聚合物质量浓度为1000 mg/L时,乳化体系在24 h时的乳化析水率最低,乳化特性最明显。     

阴/两性离子表面活性剂复配体系界面性能探究

采用阴离子表面活性剂石油磺酸盐(PS-30)与两性离子表面活性剂月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱(LHSB)复配得到复配表面活性剂L/P,利用界面张力仪和驱油装置对表面活性剂的性能进行了评价。同时通过分子动力学模拟,分析了L/P在油水界面聚集作用的微观机理。实验结果表明,L/P的界面性能、驱油效果优于PS-30和LHSB,LHSB与PS-30的最佳复配质量比为4∶6。在含量为0.3%(w)时,L/P(4∶6)的界面张力可达到10^-3超低数量级,为3.91×10^-3 mN/m,采收率提高幅度达到18.54%。L/P(4∶6)在油水界面分布的相对浓度更高,排列也更加紧密,界面生成能绝对值大于PS-30和LHSB,说明它降低界面张力的能力更强;LHSB的加入使L/P(4∶6)在油水界面处的扩散系数增大,扩散速度加快,界面张力达到超低量级所需的时间缩短。     

阴离子双子表面活性剂驱油性能研究

对比了硫酸酯双子表面活性剂GA12-4-12与十二烷基硫酸钠的油水动态界面张力及驱油效果,研究了GA12-4-12与非离子表面活性剂ANT1、ANT2复配体系在不同渗透率和不同矿化度条件下的驱油性能。结果表明,GA12-4-12具有优于单链表面活性剂的界面活性和提高采收率能力,使用浓度仅为800 mg/L时,在水驱(65.38%)基础上提高采收率11.67%。GA12-4-12能适用于中、低渗油藏,其提高采收率的能力随着矿化度的增加而逐渐下降。复合驱替实验表明,在2.5×105mg/L矿化度条件下,在水驱(60%)基础上,SP体系(400 mg/LGA12-4-12+100 mg/L ANT1)使渗透率为48.3×10-3μm2的低渗透率岩心提高采收率10.67%;在5×104mg/L矿化度条件下,在水驱(57.89%)基础上SP体系(400 mg/L GA12-4-12+100 mg/L ANT2)使渗透率为417×10-3μm2的中低渗透率岩心能提高采收率8.42%。     

Na+质量浓度对三元复合体系的影响

 阳离子对三元复合体系(表面活性剂+聚合物+NaOH,alkaline/surfactant/polymer,简称ASP)的性能影响较大。在纯水配制的三元复合体系中,利用NaOH和NaCl的质量分数来调节其中Na⁺的质量浓度,考察三元复合体系中Na⁺质量浓度对体系黏度及其与原油之间油-水界面张力的影响。结果表明,三元复合体系中Na⁺质量浓度达到较高值时,三元复合体系黏度就不再变化。在三元复合体系中,无论是NaOH质量分数高而NaCl质量分数低,还是NaCl质量分数高而NaOH质量分数低,只要体系中Na⁺质量浓度在5200~7700 mg/L,就能与原油形成超低油 水界面张力,这是三元复合体系Na⁺质量浓度的变化导致表面活性剂分子在油-水界面上的吸附发生变化的结果。     

Dynamic Interfacial Tension Between Crude Oil and Novel Surfactant Flooding Systems Without Alkali

The surface tensions of tetradecylmethylnaphthalene sulfonate (TMNS) surfactant aqueous solution and the dynamic interfacial tension (DIT) between crude oil, from Shandong Shengli oil field of China, and the surfactant solution without alkaline, was measured. Results indicate that the TMNS surfactant had great capability and efficiency of lowering the solution surface tension. The critical micelle concentration (cmc) is 0.001 mass% and the surface tension at this concentration is 28.19 mN.m^-1. It was also found that the TMNS surfactant is greatly effective in reducing the interfacial tensions and can lower the tension of crude oil-water interface to ultra-low at very low concentration, 0.002 mass%, without alkali and other additives. Both chromatogram separation of flooding and breakage of stratum are avoided effectively. The lower salinity is favorable for the flooding systems, lowering the DIT. The synthesized TMNS surfactant flooding systems without alkali and sodium chloride, decreasing the cost of oil recovery and avoiding the stratum being destroyed, would have a great prospect for enhanced oil recovery (EOR).