原油破乳剂筛选及破乳效果研究

依据“破乳性评分”（DV）值，采用室内瓶试法为大港扣50区混合原油筛选出性能较好的破乳剂。考察了温度和破乳剂浓度对脱水效果的影响，结果表明，选用庄大破乳剂，温度60℃，破乳剂浓度100mg／L条件下，脱水效果最好，脱出水色清，油水界面齐，脱水后原油含水率0．57％，脱出水中含油6．34mg／L。采用滴体积法测定了破乳剂及破乳剂浓度对原油及沥青质、芳香分、胶质和饱和分4组分的油水动态界面张力的影响，结果表明，原油及4组分中加入破乳剂后，界面张力都降低，尤其是庄大破乳剂对油／水界面张力降低幅度最大；随着破乳剂浓度的增加，原油及4组分油／水界面张力呈现下降趋势，但当破乳剂浓度大于100mg／L时，界面张力呈现上升趋势，各组分出现最低界面张力时对应破乳剂浓度基本在100mg／L左右。因此，选择庄大破乳剂，其浓度100mg／L对脱水和降低油／水界面张力效果都好。     

华北油田别古庄采油作业区采出液破乳剂筛选与评价

为解决华北油田第四采油厂别古庄采油作业区采出液油水分离难的问题,开展了油田采出液破乳剂室内筛选评价研究。将原油跟破乳剂按照一定比例混合,分别在不同温度条件下测定不同时间的脱水量、油水界面张力,进行破乳剂筛选。研究结果表明:非离子型破乳剂PRF-2在油藏温度条件下具有较高的脱水速度和破乳速度,其最佳使用浓度为10 mg/L;破乳剂PRF-1和PRF-2均具有降低油水乳状液界面张力的性能,并且随着破乳剂浓度的增加,油水乳状液的界面张力都有所降低。     

乳化原油的破乳机理研究：I.油水界面张力对破乳效果的影响

较系统地研究了破乳剂存在下原油乳化液的油水界面张力及其与破乳效果的关系,还对破乳剂结构与界面张力的关系进行了研究。结果表明,对同一种破乳剂,随着含量的增加,界面张力呈现先下降后上升的趋势,与脱水盐率的变化趋势相吻合,对不同种破乳剂,降低界面张力的能力越强,其破乳效果越好,破乳剂的亲水－亲油平衡值（ＨＬＢ）与界面张力有关,对于同一种原油,相同系列的破乳剂,随着ＨＬＢ值的增加,界面张力先降低后增加,即     

稠油聚合物驱原油破乳作用机理研究

通过测定聚合物与破乳剂的分配系数、脱水率、油水界面剪切粘度、界面膜强度和界面张力等参数 ,研究了稠油聚合物驱原油破乳作用机理 ,并对各种影响因素进行了分析。疏水缔合型聚合物在油相中的分配系数大于超高分子量部分的水解聚丙烯酰胺 ,破乳剂在油相中的分配系数大于水相 ,辅助剂使破乳剂在油、水相中的分配趋于均匀化 ;油水界面剪切粘度随原油浓度增大而提高 ,聚合物使界面剪切粘度上升 ,破乳剂和辅助剂使界面剪切粘度降低 ;聚合物提高界面膜强度 ,破乳剂削弱界面膜强度 ,辅助剂与破乳剂的复合体系可进一步削弱界面膜强度 ;疏水缔合型聚合物使原油的界面张力降低 ,破乳剂、辅助剂与破乳剂的复合体系显著降低界面张力     

界面张力与乳状液稳定性试验研究

研究了乳状液的稳定性与界面张力的关系，探索了破乳剂浓度、乳状液温度及含水率对其稳定性的影响。结果表明，对于同一种乳状液，它的界面张力值降低越多就越不稳定；随着乳状液中破乳剂含量的增加，界面张力呈现先下降后上升的趋势；破乳剂的效果受油品性质、含水率的影响较大；对于同一种油品，存在具有最佳HLB值的破乳剂，使油水界面吸附量最大，界面张力值降至最低，乳化现象最不容易发生。     

乳化原油的破乳机理研究 Ⅰ.油水界面张力对破乳效果的影响

较系统地研究了在破乳剂存在下原油乳化液的油水界面张力及其与破乳效果的关系，还对破乳剂结构与界面张力的关系进行了研究。结果表明，对同一种破乳剂，随着其含量的增加，界面张力呈现先下降后上升的趋势，与脱水脱盐率的变化趋势相吻合。对不同种破乳剂，降低界面张力的能力越强，其破乳效果越好。破乳剂的亲水－亲油平衡值（ＨＬＢ）与界面张力有关：对于同一种原油，相同系列的破乳剂，随着ＨＬＢ值的增加，界面张力先降低后增加，即存在最佳的ＨＬＢ值；一种破乳剂只有处于或接近最佳ＨＬＢ值时，才可能形成增大的界面吸附     

含固体颗粒二元复合驱原油乳状液破乳研究

为了有效处理含固体颗粒的聚合物/表面活性剂二元复合驱原油乳状液油水分离困难的问题,采用界面张力仪和全功能稳定性分析仪考察了硅藻土、破乳剂、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和石油磺酸盐表面活性剂对胜利海上原油二元复合驱采出液稳定性和油水界面性质的影响。结果表明,非离子破乳剂ECY-05和有机硅破乳剂589按质量比4∶1组成的复配破乳剂FP的破乳效果良好,随着FP加量增大,乳状液稳定性降低,油水界面张力减小,脱水率增加,FP加量为200 mg/L时,含固原油乳状液60 min脱水率为88%;随着HPAM、表面活性剂和硅藻土含量的增加,乳状液稳定性增加,脱水率降低;油水界面张力随着硅藻土加量的增大而增大,随表面活性剂浓度的增大而减小,HPAM对油水界面张力影响较小,三者的协同作用使得脱水率降低。     

稠油聚合物驱原油破乳作用机理研究

通过测定聚合物与破乳剂的分配系数、脱水率、油水界面剪切粘度、界面膜强度和界面张力等参数，研究了稠油聚合物驱原油破乳作用机理，并对各种影响因素进行了分析。疏水缔合型聚合物在油相中的分配系数大于超高分子量部分的水解聚丙烯酰胺，破乳剂在油相中的分配系数大于水相，辅助剂使破乳剂在油、水相中的分配趋于均匀化；油水界面剪切粘度随原油浓度增大而提高，聚合物使界面剪切粘度上升，破乳剂和辅助剂使界面剪切粘度降低；聚合物提高界面膜强度，破乳剂削弱界面膜强度，辅助剂与破乳剂的复合体系可进一步削弱界面膜强度；疏水缔合型聚合物使原油的界面张力降低，破乳剂、辅助剂与破乳剂的复合体系显著降低界面张力。     

阴离子双子表面活性剂GA8-4-8油水界面张力研究

表面活性剂的油水界面张力是评价其提高原油采收率能力的重要指标.采用旋转滴界面张力仪测定了阴离子双子表面活性剂GA8-4-8溶液与油相间的界面张力,考察了油相类别、温度、pH值、盐类和矿化度对其油水界面张力的影响.结果表明,GA8-4-8溶液在不同油相的油水界面表现出不同的界面活性,质量浓度为100 mg/L的GA8 -4 -8溶液与煤油间的油水界面张力达1.4×10-3 mN/m;升高GA8-4-8溶液的温度(30～70℃),有利于其降低油水界面张力;GA8-4-8溶液在pH值为7时,界面张力最低;GA8-4 -8溶液中加入单一无机盐NaCl及高矿化度地层水(质量浓度为50～250 g/L)均能有效提高其降低油水界面张力的能力,单一 CaCl2对其影响较小.GA8 -4 -8溶液在不同矿化度下均具有良好的界面活性,可满足高温、高矿化度油藏条件下提高原油采收率的需要.     

适用于提捞油采出液处理的破乳剂优选与评价

随着原油含水率的逐年升高,大庆低渗透外围油田将有更多的油井转为提捞采油,原油物性相继会发生变化。为此,以研究大庆榆树林东十六卸油点的提捞油采出液破乳为目的,基于电化学脱水思路,筛选评价了不同类型的原油破乳剂,考察了破乳剂性能及质量浓度对破乳效果的影响。评价结果表明,EC2020A型和SX—4318型破乳剂在质量浓度50 mg/L,温度60℃的条件下,其破乳效果显著,具有脱水速率快,脱出水清澈透明,油水界面清晰,脱水电场平稳,脱水率均高于99.4%,脱出水中含油量均低于300 mg/L的良好特点。     

生物基两性离子型表面活性剂在不同驱油体系中的乳化稳定动力学

为探索生物基两性离子型表面活性剂（CNBS）在矿化度高于5 g/L体系中的驱油性能,研究该表面活性剂在不同驱油体系中的界面活性和乳化稳定动力学。结果表明,当该表面活性剂质量浓度为1.29 g/L、矿化度为32 g/L、NaOH质量分数为2.5%时,形成稳定W/O型乳状液,油/水界面张力降低至9.60×10^-4mN/m。当体系中总含水体积分数在40%～80%范围时,表面活性剂的加入有利于形成W/O型乳状液,且表面活性剂浓度是影响模拟乳状液稳定动力学的关键因素;随其浓度增大,模拟乳状液的破裂速率常数降低、半衰期和油相含水率增大,模拟乳状液的稳定性增强;当表面活性剂质量浓度为1.50 g/L,模拟乳状液稳定性最好。该表面活性剂与NaOH和黏均相对分子质量为2.5×10⁷的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）具有良好的协同效应,当表面活性剂浓度较低时,三元体系形成稳定W/O型乳状液。分子动力学模拟结果表明,油/水中加入该表面活性剂可使油/水界面膜厚度增大、界面能降低,形成稳定的乳状液;体系中加入NaCl和NaOH,油/水界面膜厚度和界面能均降低,乳状液的稳定性增强。     

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.     

基于低质量浓度表面活性剂的复合驱效果评价

以往为了达到超低界面张力,复合驱大多使用较高质量浓度的表面活性剂,通常为1 000~3 000 mg/L,不仅增加了成本且未必能取得好的驱油效果。为了探究低质量浓度表面活性剂的驱油效果,设计了低质量浓度表面活性剂的复合驱物理模拟实验。静态实验结果表明,在低质量浓度表面活性剂条件下,油水界面张力可达到10-2mN/m数量级及以下,加碱后,界面张力更低;碱和表面活性剂都会对聚合物的粘度和粘弹性产生影响,碱在较高温度下会大幅度降低复合体系的粘度和粘弹性。驱油实验结果表明,与水驱相比,在所选择的低质量浓度表面活性剂驱油体系中,表面活性剂—聚合物二元复合驱和碱—表面活性剂—聚合物三元复合驱均可提高采收率19.5%以上,三元复合驱的驱油效果最好,提高采收率21.8%以上。这表明低质量浓度表面活性剂驱油体系驱油效果很好。     

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).     

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

Abstract

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).     

阴离子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的耐盐性和驱油性能进行了研究。该表面活性剂在含NaCl为2.35×105 mg/L、CaCl2为1.5×104 mg/L的地层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无机盐含量的增加而降低并趋于稳定,当NaCl含量为250g/L,能使界面张力降至2.2×10-3 mN/m。在高矿化度模拟地层水条件下,GA12-4-12及其与非离子表面活性剂复合体系SP的油水动态界面张力均能达到超低(10-3 mN/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%。     

原油减压渣油馏分的油-水界面性质Ⅱ.大庆减渣馏分与伊朗轻质减渣馏分油-水界面张力的比较

采用超临界萃取分离方法，将大庆减压渣油及伊朗轻质减压渣油按相对分子质量分割为两个系列共33个馏分。考察了它们的化学组成和界面张力，比较了两个系列减渣馏分在不同条件下油-水界面张力的变化规律。结果表明，大庆减渣馏分较伊朗轻质减渣馏分的芳香共轭结构和极性基团含量少，界面活性低。油相芳烃含量对两个系列油-水界面张力的影响不同，对大庆中间馏分的油-水界面张力影响大，而对伊朗轻质减渣中间馏分的影响小。水相因素对两个系列油-水界面张力的影响相似。水相中可溶性盐对油-水界面张力影响小，沉淀性盐对油-水界面张力影响大，对伊朗轻质减渣馏分的影响更明显。pH值对中间馏分油-水界面张力影响大，而对轻、重馏分影响小。     

聚合物／表面活性剂二元复合体系室内研究

针对海上旅大10-1油田,筛选出适合海上油田的易溶解、耐温性能和增黏效果较好的大庆高分子聚合物HPAM,以及在较低质量浓度范围内能使油水界面张力达到超低的表面活性剂SSOCT。在目标油藏温度下,二者组成的二元复合体系（1500mg／L大庆HPAM＋1000mg／LSSOCT）的黏度和界面张力可达18．7mPa·s和1．2μN／m。试验结果表明：此二元复合体系具有较好的配伍性和一定的老化稳定性。室内水驱含水率95％后注入0.3PV二元复合体系,可提高采收率20．54％,相同经济成本下比聚合物驱提高采收率6．39％。     

稠油驱油体系乳化能力和界面张力对驱油效果的影响

 提出了定量表示表面活性剂体系乳化稠油难易程度的参数"乳化最小转速"。在55℃下测定了7种不同驱油剂与桩106-15-X18普通稠油组成的体系的油-水动态界面张力和乳化最小转速,并对其中5种驱油剂-稠油体系进行了室内驱油实验。结果表明,驱油剂-稠油体系乳化最小转速与其油-水动态界面张力没有对应性,而且,驱油剂-稠油体系的油-水动态界面张力与其采收率也没有一定的规律性,但乳化最小转速与采收率有较好的对应关系,乳化最小转速的体系采收率高,即乳化能力高的体系驱油效果好,乳化能力低的体系驱油效果差。     

重质原油电脱盐用破乳剂的合成及评价

重质原油具有胶质和沥青质含量高、氯盐含量高、黏度高和界面膜稳定性好等特点,利用传统的破乳剂破乳时,破乳效果较差。针对重质原油电脱盐破乳,合成了WS系列破乳剂,对其进行了红外光谱表征、羟值和实际相对分子质量的测定以及电脱盐实验评价。结果表明,合成的WS系列破乳剂产率在98%以上,其中WS-5破乳剂对塔河油田重质原油的破乳效果最好;在破乳剂加量60 mg/L、温度155℃、注清水质量8%、搅拌时间4 min、电场强度1100 V/cm、停留时间90 min、三级电脱盐的条件下,原油盐质量浓度由153.2 mg/L降至2.76 mg/L,脱后原油含水量为0.28%。WS-5破乳剂对塔河油田重质原油电脱盐效果比较理想,具有潜在的应用价值。