络合剂改善无碱一元和二元复合驱油体系的增粘能力和油水界面性能

通过研究络合剂对部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和直链烷基甜菜碱(BH)粘度和油水界面张力的影响,探讨了在高矿化度条件下,利用络合剂作为助剂改善无碱一元和二元复合驱油体系增粘能力和油水界面性能的方法。结果表明,在NaCl,CaCl2和MgCl2的质量浓度分别为6 500,890和520 mg/L的矿化水中,质量浓度为50 mg/L的络合剂就可以使质量浓度为1 800 mg/L的HPAM的粘度增加80%以上,可以使质量浓度为800~3 000 mg/L的直链烷基甜菜碱BH与原油的最低界面张力由10-2mN/m数量级降低到超低水平,而且这种络合剂也可以使1 800 mg/L HPAM—800 mg/L BH二元复合体系老化30 d的粘度增加40%以上,并使油水界面张力最低值由1.52×10-2mN/m降低到6.06×10-3mN/m。通过考察粘度和油水动态界面张力随不同老化时间的变化规律,分析了络合剂的作用机制。     

陈庄原油超低界面张力驱油体系研究

开展了单一表面活性剂体系、表面活性剂复配体系及碱+表面活性剂体系与陈庄原油间动态界面张力的测定实验。实验结果表明:CBET-13在较宽的质量分数范围内(0.05%～0.15%)可以使油水界面张力达到超低;质量比为4∶1的SLPS与KAS复配体系,当总质量分数在0.075%～0.15%的范围内可以使油水界面张力平衡值降至10-4 mN/m数量级;总有效质量分数为0.1%、质量比在(9∶1)～(6∶4)范围内的CBET-13与CBET-17复配体系使油水界面张力降到超低;0.2%NaOH+((0.05%～0.2%)SLPS、(0.025%～0.05%)AS-0-4、(0.01%～0.075%)AS-3-0、(0.03%～0.09%)HSBET-12)体系可以使油水界面张力降至10-3 mN/m以下。以上体系,可以作为陈庄油田超低界面张力驱油配方的选择。     

二元无碱驱油体系的室内研究与评价

随着三元复合驱技术研究的不断深入, 三元复合驱体系中碱对石油开采过程及地层造成的危害日益凸现。以自制石油磺酸盐NPS-2为表面活性剂, 通过考察不同质量分数的NaCl和石油磺酸盐对大庆采油四厂油水界面张力的影响, 确定了二元无碱驱油体系配方, 并对该体系的应用广泛性和驱油效果进行了评价。结果表明, 从自制石油磺酸盐为表面活性剂, 二元无碱驱油体系合适配方为C_NaCl=0.6%~1.2%, C_NPS-2=0.1%~0.3%, C_HPAM=0.12%. 该二元复合驱配方体系可使油水界面张力降至超低, 全部达到10^-3mN/m 数量级, 最低可达10^-4mN/m 数量级, 能够避免由碱引起的对地层和采油设备的损害, 具有很高的现场应用价值。     

渤海SZ36—1油田复合驱配方及影响因素研究

针对渤海SZ36—1油田油藏地质特征及特殊地理环境，通过界面张力实验、碱耗实验和乳化实验等，研究得出了适合渤海SZ36—1油田的复合驱配方。在综合考虑结垢等因素之后，确定最佳的复合驱配方为：Na2 CO3 4000mg／L＋石油磺酸盐500mg／L＋3630S1000mg／L。该配方能使油水界面张力降至10—3mN／m，且有配伍性好，碱耗小，抗Ca^2＋、Mg^2＋能力强，乳状液破乳容易等特点。物模实验表明，该复合驱配方能使采收率在水驱基础上提高19．15％，在海上油田有广阔的应用前景。     

不同洗油体系及界面张力对油砂洗油效率的影响

通过界面张力实验,筛选了能把油水界面张力降到10-1～10-4 mN/m数量级的单一碱、油砂清洗剂RS1、RS2及复配洗油体系,测定了洗油体系在不同界面张力条件下的洗油效率。结果表明,在10-1～10-2 mN/m界面张力范围内,各种洗油体系洗油效率均小于90%。当界面张力达到10-3 mN/m的超低值时,油砂清洗剂RS1(质量分数1.2%)的最高洗油效率为95.5%。界面张力进一步降低至10-4 mN/m数量级时,碱(质量分数2.0%,m(NaOH)∶m(Na2CO3)=1∶1)/RS1(质量分数0.6%)复合洗油体系最高洗油效率为96.8%,略低于油砂清洗剂RS1(质量分数1.8%)的洗油效率,但复合洗油体系成本更低,具有更好的应用前景。     

乙醇胺-石油磺酸盐二元复合驱油体系

以油水界面张力作为性能评价指标,优选了有机碱乙醇胺(MEA)与表面活性石油磺酸盐(SLPS)的最佳复配体系:0.30%MEA+0.30%SLPS,对优选的MEA/SLPS二元复合驱油体系的界面活性、抗盐性能、耐温性能、乳化性能及驱油性能进行了评价,并与常用的无机碱/表面活性剂(NaOH/SLPS)二元复合驱油体系的性能进行对比。结果表明,有机碱MEA与无机碱NaOH和表面活性剂SLPS的复配体系相比,降低油水界面张力的能力相差不大,均可达到10-3m N/m以下,但有机碱与表面活性剂的二元复配体系可以在更短时间内将油水界面张力降至最低;与NaOH/SLPS体系相比,MEA/SLPS体系的抗盐性能、乳化性能及驱油性能都更加突出,耐盐可达30000 mg/L,提高采收率可达13.2%,但耐温性能略差,仅为70℃。在一定温度范围内,有机碱可替代无机强碱作为今后油田化学驱油用碱,并会取的更好的驱油效果。     

有机碱／HPAM二元复合驱体系的研究

针对吉林油田先导试验区现场试验中碱、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）、污水间配伍性差的问题,室内进行了新型有机碱／HPAM二元复合驱体系研究,确定其配方为：0．8％有机碱NPS-2＋1500—2500mg／LHPAM。性能评价结果表明,此二元复合驱体系可有效降低油水界面张力,与注入水配伍性好,室内驱油采收率比水驱提高17％以上。     

疏水缔合聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱体系界面张力特征研究

研究了疏水缔合聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱体系与大庆原油形成低界面张力的特征.结果表明,在降低界面张力方面,碱与表面活性剂间存在显著的协同效应;疏水缔合聚合物具有一定的降低油水界面张力能力,其对三元复合驱体系的平衡界面张力影响不大,对体系的动态界面张力具有比较显著的影响.碱、表面活性剂质量分数对琉水缔合聚合物三元复合驱体系/大庆原油间界面张力有很大影响,碱和表面活性剂最佳质量分数分别为1.0%～1.2%和0.1%～0.3%.     

大庆油区三元复合驱矿场结垢状况分析

通过对大庆油区不同井距、不同碱型三元复合驱采出液中Ca^2＋和Mg^2＋及碱浓度变化的分析，研究了结垢对三元复合驱的影响。结果表明，Ca^2＋和Mg^2＋浓度变化趋势与采出液碱浓度的变化趋势具有较强的相关性，即随着三元复合驱油体系前缘到达井口，Ca^2＋和Mg^2＋浓度大幅度减少，甚至消失，说明油层中出现结垢现象；强碱三元复合驱结垢严重，弱碱三元复合驱结垢较轻；井距越大结垢越严重。在三元复合驱推广应用时，应选用弱碱，井距不宜过大，并尽量采用螺杆泵。     

新型耐温耐盐表面活性剂驱油体系的研究

合成了一种聚氧乙烯醚磺酸盐型表面活性剂，并将其与廉价的渣油磺酸盐表面活性剂复配，得到一种耐温、耐盐的复配表面活性剂驱油体系。将该表面活性剂驱油体系用于大港油田原油，在85℃下、模拟水的矿化度为35337mg／L、高价离子(Ca^2 、Mg^2 )含量为1000mg／L时，油水界面张力仍可达到超低(约10^-3mN／m)，能满足大港油田部分高温、高矿化度油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐耐温耐盐性研究

脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐（AESO）是一种非离子-阴离子型表面活性剂，与廉价表面活性剂重烷基苯磺酸盐（HABS）复配，得复合表面活性剂，可大大提高HABS的耐盐性，分别考察了AESO和AESO与HABS复合表面活性剂耐盐性、耐钙镁离子浓度及耐高温性能。结果表明，在HABS与AESO质量比7：3，两种活性物总含量0．3％，或单独使用AESO含量0．5％，氢氧化钠含量1．0％，聚合物含量0．1％的三元复合驱体系，在地层水总矿化度89000mg／L、钙镁离子浓度1150mg／L、温度85℃条件下，仍能使油水界面张力达到超低（～10^-3mN／m），表面活性剂活性物水解率很低，说明表面活性剂AESO及AESO与HABS复合表面活性剂具有耐盐、耐钙镁离子浓度及耐高温性能，适合于高温、高矿化度的油藏三次采油。     

金属离子的配位作用影响芳胺抗氧化性能的理论研究

文章利用密度泛函理论研究了金属离子的配位作用对芳胺抗氧化性能的影响。结果表明,选取的四种金属离子K+、Ca2+、Mg2+、Fe3+易与芳胺类模型化合物(DMDPA)配位,且金属离子的氧化性越强,金属与DMDPA的键合能越小;K+的配位作用有助于降低Ar2N—H键的离解能,而Ca2+、Mg2+、Fe3+则使其升高;K+的配位还能够有效降低Ar2NH捕获过氧化自由基反应的活化能,同时在热力学上亦有利于该反应的发生。这表明碱金属与芳胺的协同抗氧化作用可能是因为碱金属离子与芳胺配位导致捕获过氧化自由基反应的速率加快所致。     

低渗油藏表面活性剂驱油技术研究

中原油田属高温高盐油藏,常规三次采油技术难以满足提高采收率的要求。以非一阴离子两性表面活性剂为主剂的驱油剂与原油可形成超低界面张力,与储层流体适应性好。当表面活性剂用量为0．3％时,驱油剂吸附量小于1．5mg／g,耐温100℃,抗盐20×10。mg／L（ca。^2＋＋Mg^2＋含量6000mg／e）。注入0．2PV表面活性剂,可提高采收率7．88％。该驱油剂可以在中原油田大规模应用。     

S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

针对S7断块低渗透油藏特征,开发出驱油用阴/非离子表面活性剂SHSA-JS,并对其进行性能研究。结果表明,在温度为83℃,SHSA-JS溶液浓度窗口为0.05%~0.6%,注入水矿化度为1 000~25 000 mg/L、二价离子(Ca2+,Mg2+)含量为2 410 mg/L的条件下,SHSA-JS可使油水界面张力达到10-2mN/m数量级;储层净砂和石英砂对0.3%SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为4.50 mg/g和0.32 mg/g;静态洗油效率在41.8%以上,0.3%SHSA-JS溶液注0.4 PV孔隙体积后可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。该表面活性剂可满足S7断块低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

新型深部缓速酸的室内研究

采用潜在酸FA与H3P04、HCl复配，通过正交试验确定最佳复配方案。对缓速酸的评价结果表明，该方案酸化效果良好，岩心流动试验表明具有较好的缓速性能。缓冲酸中形成缓冲体系能使pH值在一定时间内保持较低水平（反应12h后残酸的pH仍小于2）；同时酸液中所含有机酸及所加的铁离子稳定剂对Ca^2＋、Mg^2＋、Fe^3＋等多价金属离子有较强络合能力，阻止了二次沉淀物的产生，减少了对地层的伤害；缓速酸腐蚀试验中缓速酸对N-80钢试片的腐蚀速率只有0．35g／（m^2·h），远远低于行业标准。     

胜利石油磺酸盐及其复配体系抗盐性能研究

用界面张力法和吸光光度法考察了胜利石油磺酸盐(SLPS)阴离子表面活性剂及其与非离子表面活性剂P1709复配体系的抗盐性能。结果表明,SLPS的耐盐性能与钠离子浓度关系不大,主要取决于钙离子浓度,在高钙条件下其界面活性及地层沉淀损失较大;而将0.3%SLPS与0.1%P1709复配后,复配体系界面张力降低约1个数量级,界面活性增加,复配体系吸光度降低70%以上,沉淀损失得到抑制;与非离子表面活性剂P1709复配使用,降低体系临界胶束浓度是提高SLPS抗盐性能的重要手段,也是扩大其在高盐油藏应用的有效途径。     

羧甲基香豆胶压裂液在乾安油田的研究与应用

针对乾安油田储层特点,室内进行了羧甲基香豆胶压裂液高温性能评价。实验结果表明,羧甲基香豆胶压裂液具有耐高温耐剪切、良好的携砂性能和防膨效果、低表面张力和界面张力的特点。该压裂液在乾安油田油井压裂现场应用,压裂施工取得成功,压后获得较好的增产效果。     

NH4+（Na）Y分子筛水热超稳工艺

采用离子交换法,以NaY分子筛为原料,NH4+为交换离子,在温度为90℃,时间为1 h的条件下,制备出NH4+(Na)Y分子筛(Na2O质量分数为3.8%)。结果表明,NH4+只能与位于分子筛α笼中的Na+进行交换。对于NH4+(Na)Y分子筛(Na2O质量分数为3.8%)而言,随着焙烧温度升高,H+(Na)Y分子筛的结晶度和晶胞常数降低。NH4+(Na)Y分子筛(Na2O质量分数为0.4%)经500℃水蒸气焙烧2 h,可制备出结晶度为67%,晶胞常数为2.451 nm的H+(Na)Y分子筛。     

高密度低伤害溴化锌射孔液研制与性能评价

针对吉林油田低孔、低渗、水敏性强的油层,通过室内试验优选出了低伤害的射孔液配方,并对此配方进行评价。确定射孔液的配方为:2%磺化酚醛树脂(SMP-Ⅱ)+1%羧甲基纤维素(HEC)+3%KCl+2%Na2SO3+1%超细碳酸钙粉(JQYZ)+0.05%表面活性剂(FC-3B)+4%缓蚀剂(JCI)+加重剂ZnBr2。评价结果表明该配方具有高密度、低腐蚀性、耐155℃高温,强抑制性、低表面张力、低伤害等特点,能满足吉林油田的施工作业。     

Influences of water treatment agents on oil-water interfacial properties of oilfield produced water

The emulsion stability of oilfield produced water is related to the oil-water interfacial film strength and the zeta potential of the oil droplets. We investigated the effects of water treatment agents (corrosion inhibitor SL-2, scale inhibitor HEDP, germicide 1227, and flocculant polyaluminium chloride PAC) on the stability of oilfield produced water. The influence of these treatment agents on oil-water interfacial properties and the mechanism of these agents acting on the oilfield produced water were studied by measuring the interfacial shear viscosity, interfacial tension and zeta electric potential. The results indicated that the scale inhibitor HEDP could increase the oil-water interfacial film strength, and it could also increase the absolute value of the zeta potential of oil droplets. HEDP played an important role in the stability of the emulsion. Polyaluminum chloride (PAC) reduced the stability of the emulsion by considerably decreasing the absolute value of the zeta potential of oil droplets. Corrosion inhibitor SL-2 and germicide 1227 could decrease the oil-water interfacial tension, whereas they had little influence on oil-water interfacial shear viscosity and oil-water interfacial electricity properties.