化学剂对三元复合驱体系性能影响的研究

三元复合体系粘度、与原油间的界面张力以及乳化能力对驱油效果有直接的影响,并且已经成为评价三元复合驱体系性能的重要指标。本文主要研究了复合体系中各种化学剂对体系性能的影响规律,并对影响机理进行了初步的探讨。研究结果表明,NaOH与原油易生成W/O型乳状液,碱和表面活性剂浓度对平衡界面张力有很大的影响,且二者均存在最佳浓度范围。碱的加入可以使聚合物溶液的粘度大幅下降,表面活性剂却可以使溶液粘度小幅上升。矿化度的增加可以引起聚合物溶液粘度下降,2500万HPAM的三元复合体系受矿化度影响较小,而疏水缔合I型三元复合体系的粘度随着NaCl浓度的增加而增加。     

无碱二元复合体系界面张力影响因素研究

探讨了了表面活性剂浓度、聚合物浓度、温度、二价离子、矿化度等因素对表面活性剂体系界面特性的影响。评价该新型无碱二元复合体系界面张力能够达到10-3数量级的油藏应用条件。研究结果表明:二元复合体系在很低的活性剂浓度(0.005%)与原油间的界面张力达到超低;聚合物浓度对二元体系与原油间的界面张力影响较大;配制二元体系用水中矿化度、二价离子对复合体系界面张力影响不大,该活性剂能够适合于较高矿化度或者二价离子浓度含量较高的油层;温度对二元复合体系的界面张力基本无影响,在45~80℃范围区间内均可以达到超低。     

矿化度对三元复合体系瞬时界面张力的影响

三元复合驱是一项能大幅度提高原油采收率的三次采油技术,大庆油田以往开展的先导性矿场试验,都取得了较好的效果,比水驱的采收率提高20％以上。在对三元复合驱油体系的评价中,配制用水的矿化度对瞬时界面张力的影响很大。本文针对矿化度对瞬时界面张力的影响,考察了清水配制的2种三元复合体系ω（S）为0．3％＋ρ（P）为1200mg／L＋ω（A）为0．2％（S：表面活性剂,P：聚合物,A：碱）和ω（S）为0．3％＋ρ（P）为1200mg／L＋ω（A）为0．6％的混合液在不同矿化度下与原油之间的瞬时界面张力变化曲线,污水配制的3种配方ω（S）为0．05％＋ρ（P）为1000mg／L＋ω（A）为0．6％、ω（S）为0．2％＋ρ（P）为1000mg／L＋ω（A）为0．8％和ω（S）为0．3％＋ρ（P）为1650mg／L＋ω（A）为1．2％在不同矿化度下的瞬时界面张力变化曲线,得出不同水质矿化度下油水瞬时界面张力出现的变化规律基本相同。     

大庆原油与复合驱油体系间界面张力研究

大庆原油与ASP三元体系间的界面张力有着多种影响因素,利用Tx500c型界面张力仪等研究界面张力随碱浓度、表面活性剂浓度、聚合物浓度、温度及碱类型的变化,结果表明除个别由于矿化度等问题影响出现的跳点外,界面张力随表面活性剂和碱浓度的增大而减小;随聚合物浓度的增加先增大再减小又增大;随温度的升高而降低;弱碱降低界面张力的效果好于强碱。     

三元复合体系超低界面张力影响因素研究

为了揭示三元复合体系化学剂间协同效应对提高采收率的影响规律,需要对三元复合驱体系对界面张力的影响规律进行研究。本文以大庆油田为研究对象,以静吸附理论和分子自由表面能为理论基础,通过室内实验分别研究不同三元复合体系的组成对形成超低界面张力的影响。结果表明,NaOH复合体系相较于Na_2CO_3复合体系能更快形成超低界面张力,但相同碱浓度条件下Na_2CO_3体系动界面张力最低值明显优于NaOH体系,Na_2CO_3体系可以在更长的范围形成超低界面张力。界面张力随着表面活性剂浓度的增大先降低,达到最低值后,又逐渐上升。界面张力与聚合物浓度呈正相关。     

改变碱型对复配表面活性剂三元体系界面张力的影响

在复配表面活性剂(重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐比例为1:3)条件下,用强碱、弱碱、盐、以及三者之间复配后配制三元体系进行界面活性研究,通过对复配表面活性剂的弱碱三元体系在低碱低表面活性剂浓度下的界面张力扫描,绘制界面活性图,研究复配条件下强碱、弱碱、盐对三元复合体系界面张力的影响。     

三元复合体系表面活性剂吸附规律的影响研究

为研究三元复合驱体系在地层渗流过程中界面张力的变化情况,首先对三元复合驱体系对表面活性剂的吸附规律进行研究。本文以河南油田为研究对象,以单分子吸附理论和静吸附理论为基础,利用数值模拟方法和物理模拟实验分别研究碱和聚合物浓度变化对表面活性剂吸附量的影响,研究表明:伴随碱浓度增加,表面活性剂的吸附量呈现逐渐降低后趋于平缓趋势,碱浓度越高,表面活性剂吸附量达到平衡时的浓度越低。随着聚合物浓度的升高,表面活性剂的吸附量呈现先降低而后略微的上升趋势。     

烷基苯磺酸盐表面活性剂的界面性能研究

通过合成碳链长度不同的四种烷基苯磺酸盐表面活性剂,研究了复配表面活性剂浓度、Na2CO3、NaCl浓度、聚丙烯酰胺浓度对油/水界面张力的影响。结果表明：复配表面活性剂浓度在0.1%～0.3%范围内,界面张力较低;Na2CO3浓度为0.6%（wt）时,界面张力较低,且最低界面张力达到超低（3.1×10^-3mN/m）;NaCl的最佳浓度为0.4%;复合体系的超低界面张力是由表面活性剂和碱共同作用产生的,聚合物的加入对体系界面张力的影响甚小。     

改性烷醇酰胺类表面活性剂驱油体系研究

考察了改性烷醇酰胺阴-非离子表面活性剂（NBS）复合驱油体系的界面张力和驱油效果。实验表明,NBS的无碱二元驱油体系在较宽的表面活性剂及聚合物浓度范围内都具有较好的界面活性和稳定性。模拟驱油实验中,所选的NBS无碱二元驱油体系在水驱基础上可提高采收率18,73%以上,与相同条件下三元复合驱采收率相接近。此外,将NBS表面活性剂与现有重烷基苯磺酸盐（HABS）的三元复合体系进行复配后,可有效降低三元驱中强碱的使用浓度,且体系界面活性及稳定性等指标均满足油田要求。     

三元复合驱组分协同效应分析

本文通过实验方法,研究了碱、表面活性剂、聚合物三者浓度变化对界面张力、三元体系粘度、吸附量的影响规律和影响机理。研究表明,碱浓度的增加可以有效降低聚合物和表面活性剂的吸附量;随着碱浓度的不断增大,界面张力呈现出先增大后减小的趋势;随着碱浓度的增大,聚合物粘度呈现出先减小后增大的趋势,表面活性剂浓度的增大会使聚合物粘度不断增大,但两者对于溶液粘度的影响十分微小,基本可以忽略。     

超低界面张力石油磺酸盐复配驱油剂研究

通过室内实验研究了溶液质量分数、矿化度对石油磺酸盐溶液与大庆L区块原油的界面张力的影响,并将不同类型表面活性剂分别与石油磺酸盐复配,筛选出能够使油/水界面张力降至超低(10-3 mN/m数量级)的最优增效组合,以取代ASP复合驱中所加的碱.实验结果表明,在矿化度为6 000～10 000 mg/L,钙、镁离子质量浓度不超过20 mg/L时,石油磺酸盐表面活性剂有良好的抗盐性,可使油/水界面张力达到超低.在实验所选的不同类型表面活性剂中,石油磺酸盐与甜菜碱型表面活性剂复配起到明显的增效作用,特别是与椰油酰丙基磺基甜菜碱复配增效作用尤为显著,且两者复配的浓度范围较宽,油/水界面张力易达到超低.     

ASP三元组分的残留对破乳过程动力学参数的影响

针对单一组分及ASP三元组分存在的两种不同乳液体系,以排液时间td、半生命期t1/2及破裂速率常数k为考核指标,采用单滴法研究了原油采出液中的残留组分聚合物、碱及表面活性剂的含量对破乳过程动力学参数的影响。结果表明:ASP三元组分的残留对动力学参数的影响呈现出一定的规律,其中,聚合物是使三元复合驱油体系破乳难度增大的主要因素,在含聚合物的乳液体系中,破裂速率常数比含碱和含表面活性剂体系小一个数量级,而碱与表面活性剂对破乳的影响与这两种组分的残留量有关。     

复合驱超低界面张力的研究意义和影响因素

简述了石油资源的不可再生及原油在油藏中的存储状态及采集,引出研究超低界面张力的必要性;介绍了复合驱超低界面张力的形成机理及其影响因素如碱、表面活性剂(以石油磺酸盐为例)、矿化度和聚合物等,为有效降低界面张力提供理论基础。     

耐盐型双子表面活性剂驱油体系研究

对一种新型双子表面活性剂GA12-4-12进行了研究。该表面活性剂在矿化度为2.5×10^5mg/L、氯化钙浓度为1.5×10^4mg/L的水溶液中表现出良好的表面活性,其临界胶束浓度为538.6mg/L。GA12-4-12溶液与稀油间的油水界面张力随着盐含量的增加（60～250g/L）而降低。在高矿化度模拟地层水条件下,GA12-4-12及其与聚合物复合体系SP的油水动态界面张力均能达到超低值（10^-3mN/m）。进行模拟驱油实验表明,GA12-4-12与SP复合体系提高水驱采收率分别为6.25%、10.67%。     

新型弱碱表面活性剂在三次采油中的应用

以α-烯烃为初始原料，经过烷基化，再经磺化、中和研制出了组分相对单一、结构合理的新型弱碱烷基苯磺酸盐表面活性剂。室内评价结果表明，该表面活性剂具有良好的界面活性，配制的复合体系在较宽的表面活性剂浓度和碱浓度范围可与原油形成10^-3mN／m数量级的超低界面张力。同时，该表面活性剂对大庆油田不同区块、不同油层的油水条件表现出了很强的适应性。另外，由于表面活性剂组成较为单一，可大大降低表面活性剂在地层中因吸附滞留而产生的色谱分离效应。室内天然岩心驱油实验表明，三元复合体系平均驱油效率可比水驱提高约20％。所开展的小井距三元复合驱矿场试验，取得了比水驱提高采收率24．66％的显著效果，为三元复合驱技术在大庆油田的工业化推广，特别是在二类油层的应用奠定了坚实基础。     

Interfacial tension behavior of athabasca bitumen/aqueous surfactant systems

The spinning drop method was used to measure the interfacial tension of Athabasca bitumen in contact with an aqueous phase (D₂O); variables included temperature, salinity, alkalinity, surfactant type (TRS 10–80, Suntech 5, sodium dodecyl sulfate), surfactant concentration, isopropyl alcohol concentration, bitumen drop size and age of interface. In the absence of surfactant, the bitumen/aqueous interfacial tension decreased with increasing temperature and salinity. Bitumen drops contacting alkaline medium exhibited interfacial tension minima below a pOH of three. In the presence of surfactant, the interfacial tension behavior was often complex. The interfacial tension-concentration plot for Suntech 5 surfactant exhibited two CMC type discontinuities. Low interfacial tension (<0.01 mN m^?1) was observed only in the presence of added electrolyte. Interfacial tension values were sensitive to the age of surfactant preparation and volume ratio of the oleic-to-aqueous phases. The interfacial tension of the bitumen/brine-TRS 10–80 system increased upon addition of isopropyl alcohol. An increase in temperature required an increase in salinity to maintain a constant low interfacial tension. The experimental results are discussed in terms of changes in the structure of the amphiphile at the bitumen/aqueous interface.     

二元复合驱表面活性剂界面张力研究

研究了二元驱用植物改性羧酸盐表面活性剂SNHD与原油间的动态界面张力,并探讨了聚合物、矿化度、pH值以及时间对界面张力的影响。结果表明SNHD与原油的界面张力能达到超低值;聚合物对界面张力影响不大;矿化度对低活性剂浓度体系界面张力的影响较大,随矿化度增加,界面张力减小;体系的最佳pH值约为7。