中国石油辽河油田进行孪联型表面活性剂提高稠油采收率研究

在表面活性剂的驱油方法中，孪联型表面活性剂是一种新型驱油方法。孪联型表面活性剂即高温预膜减阻剂，在高温、高矿化度、很宽的pH范围内均能保持良好的发泡性、泡沫稳定性和超低的界面张力，具有优良的乳化降粘和洗油性能。     

新型稠油开采高温防窜化学剂的性能与现场应用

针对辽河油田稠油油藏特点,通过发泡性能、泡沫稳定性以及高温下的封堵性能的研究.研制出一种新型的高温防窜化学剂体系FPJ.在200℃下,该高温防窜剂的阻力因子达到18.0以上.为了简化施工工艺、降低生产成本,利用尿素作为增效剂,开展了"蒸汽 尿素 高温防窜化学剂"三元复合蒸汽吞吐现场试验.现场试验结果表明,在蒸汽中添加尿素和高温防窜化学剂FPJ,不仅能够延长周期生产时间、提高原油产量及采注比,而且具有提高回采水率的明显效果.     

提高水基钻井液高温稳定性的实验研究

通过考察加入表面活性剂和高温稳定剂后钻井液在不同温度下流变性能和滤失性能的变化,研究了高温稳定剂和不同的表面活性剂对不同钻井液体系高温稳定性的影响,其中高温稳定剂由Vc钠盐、三聚甲醛和柠檬酸按照一定比例复配而成,对合适的表面活性剂及高温稳定剂加量进行了优选.结果表明,对于不同的钻井液体系,表面活性剂和高温稳定剂的作用效果不同.其中,表面活性剂与高温稳定剂能在一定程度上提高淀粉类钻井液的抗温能力,但有较大的限度;表面活性剂与高温稳定剂不能提高褐煤类钻井液的抗温性能;能显著提高铵盐及铵盐褐煤钻井液的高温稳定性,对铵盐褐煤钻井液的高温保护作用尤其突出,该钻井液中加入稳定剂和表面活性剂TW-80后,在250℃下持续作用2h后,钻井液性能稳定性,这对于深井和超深井钻井具有重要的指导意义.     

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。     

Extended表面活性剂的合成与性能

"Extended表面活性剂"是指在离子型表面活性剂中,特别是在阴离子型表面活性剂的疏水基与亲水离子头之间嵌入含聚氧丙烯链段的新型表面活性剂。结合文献报道和本课题组的前期研究成果,介绍了Extended表面活性剂的沿革与发展,着重从品种归属和合成反应两个方面进行总结,并预期了Extended表面活性剂在高温高盐油藏三次采油中良好的应用前景。指出进一步开发Extended表面活性剂的重点为:1)针对无碱驱油需要,合成抗高温高盐和耐水解的磺酸盐型Extended表面活性剂;2)开发磺基甜菜碱型Extended表面活性剂,预期将有更好的性能和用武之地;3)研究Extended表面活性剂与其他表面活性剂的复配,拓展其在三次采油及其他领域中的应用。     

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。     

驱油用耐温抗盐表面活性剂的研究进展

综述了国内外表面活性剂复配体系、阴离子-非离子两性表面活性剂和双子型(Gemini)表面活性剂3类驱油用耐温抗盐表面活性剂的研究进展情况,指出阴离子-非离子两性表面活性剂和新型Gemini表面活性剂是具有良好应有前景的高温、高盐油藏用表面活性剂,而且通过与石油磺酸盐和羧酸盐等廉价的表面活性剂进行复配使用,可以降低驱油成本。     

表面活性剂压裂液在新疆油田的应用

综述了表面活性剂压裂液的基本特性，成胶、携砂和破胶机理。列举出表面活性剂压裂液在石西、莫北油气田高温、深井应用成功实例。     

特高温油藏增粘型乳液驱油体系的研制

针对特高温油藏,提出了一种全新的化学驱油方法——增粘型乳液增效表面活性剂驱油技术。该技术的核心是研制具有耐高温、乳化增粘和强洗油性能的增粘型乳液驱油体系,用于特高温油藏进一步提高原油采收率。为此,设计研发了以烷醇酰胺聚氧乙烯醚羧酸盐为主剂、以乳化增粘为主要功能的乳液表面活性剂CH-13,适用于90～130 ℃的高温油藏。实验结果表明：当乳液表面活性剂CH-13质量分数为2%～5%时,增溶水率随乳液表面活性剂质量分数增大而迅速增大;当水相体积小于总体积的55%时,乳液表面活性剂CH-13可以促使油水两相形成以油包水型为主的增粘型乳液,其乳化增粘率达到300%。室内物理模拟实验结果表明,多轮次交替注入乳液表面活性剂和低张力表面活性剂可提高原油采收率15.8%～20.2%。     

特高温中低渗透油藏乳液表面活性剂驱提高采收率技术

聚合物在特高温(95~120℃)中低渗透率(50~100 mD)油藏易降解且难注入,为进一步提高特高温中低渗透油藏采收率,建立乳液表面活性剂乳化性能和乳化增粘性能评价方法,并对乳液表面活性剂的构效关系进行研究。研发了乳液表面活性剂驱油体系,即在温度为110℃条件下形成增粘型乳液,增溶水率大于90%,乳化增粘率大于100%。物理模拟结果表明,乳液表面活性剂驱油体系(乳化增粘型乳液表面活性剂和低界面张力表面活性剂)交替注入的组合驱油方式可提高采收率为17.7%~22.1%。在纯化油田纯17-1单元开展乳液表面活性剂驱先导试验,2017年2月交替注入3轮次,油井已见到明显降水增油效果。乳液表面活性剂驱油技术创建了特高温中低渗透油藏提高采收率的新型开发方式,为特高温中低渗透油藏大幅度提高采收率提供了技术支撑。     

高温碳酸盐岩储层清洁变黏酸技术

为提高清洁变黏酸的耐温性,实现在高温碳酸盐岩裂缝性储层中的转向均匀布酸功能,通过分析清洁变黏酸作用机理及高温失效原因,提出了针对性的研究对策及高温助剂分子结构模型,研制出清洁变黏酸周高温稠化剂,优化确定了盐酸、高温稠化剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、无机盐等种类及用量,形成了高温清洁变黏酸技术.实验结果表明:①清洁变黏酸在碳酸盐岩心中具有良好的转向作用及理想的pH值变黏特性;②在120℃,170 s-1条件下,变黏酸鲜酸剪切70 min黏度不超过17 mPa·s,具有良好的可泵性;乏酸剪切70 min仍保持黏度高于90 mPa·s,具有良好的高温变黏能力,验证了分子结构设计的正确性.     

自生CO2复合蒸汽吞吐增效技术研究及应用

针对杜813兴隆台油藏蒸汽吞吐中后期的开发现状,研制出一种蒸汽吞吐增效剂,主剂为碳酰二胺,改性磺酸盐FPJ为发泡剂,分析了该增效剂的增效原理,并对其进行了室内性能评价。结果表明,该增效剂体系在地层高温条件下产出CO2和NH3气体,在发泡剂的共同作用下,具有增加驱动能量、扩大蒸汽波及体积、降低原油粘度、稳定粘土矿物的作用。150℃下,增效剂溶液与原油质量比2：8时,原油降粘率达74．3％;增效剂质量分数为0．3％的溶液,静态洗油率可达86．3％。现场试验表明,该增效技术能将原油从油层深部驱替出来,提高原油采收率及降低采油生产综合成本,对同类油藏的开发具有一定的参考意义。     

辽河油田欢50块表面活性剂／碱驱油研究

辽河油田欢５０ 块为低渗透油藏,孔隙度小,岩性致密,地层温度高,原油含蜡量高,凝固点高,导致生产时产量下降快,产能低,采出程度低。针对生产中的问题,进行了碱／ 表面活性剂复合驱提高原油采收率的研究。通过研究复合体系溶液与欢５０ 块原油的界面张力、复合体系溶液的长期热稳定性,从７ 种表面活性剂中筛选出既能降低油水界面张力,又能适应该油藏９９℃高温的表面活性剂,并研究了该表面活性剂和碱形成的复合体系在欢５０ 块油砂上的吸附以及复合体系溶液驱油效率。该体系在９９ ℃时能大幅度降低欢５０块原油的油水界面张力（达０．０１ ｍＮ／ｍ 以下） , 并具有很高的驱替效率,水驱后注入复合体系段塞,平均采收率达６５．２４ ％ ,相对于水驱,提高采收率平均为１８．４％ 。并运用核磁共振成像技术研究复合体系溶液的驱油机理,复合体系注入前后核磁共振成像结果表明,复合驱能提高驱替效率,在复合体系前缘形成富集油带,对进一步采出水驱剩余油明显有效。     

高温对泡沫排水剂性能的影响

随着越来越多的深层气藏被发现，其埋藏深、地温梯度高和产出地层水的问题，已经影响到气藏开发中后期甚至开发初期气井的正常生产，降低了气藏最终采收率。针对该类气藏特点，对温度造成泡排剂性能变化作了初步的研究和探讨，从温度对泡沫稳定性、表面活性剂的起泡性、表面活性剂胶团聚集数的影响三个方面阐述了温度对泡排剂性能的影响；指出温度对泡排剂的影响主要表现在对主要成分表面活性剂的起泡性能、稳泡性能以及分子结构三个方面；提出了高温下具有优良性能的泡排剂要选择热力学稳定性好的、亲水基团尽量位于分子链的中段、分子量不宜过大而且具有低表面张力的离子型表面活性剂的认识；进而研制了在高温条件下适用的泡沫排水剂--KFSY。实验结果验证了该泡沫排水剂在高温条件下的良好起泡和稳泡性能。     

阳离子型双子表面活性剂在制备耐高温、高矿化度泡排剂中的应用

常规泡排施工中,泡排剂一般适用于90 ℃以下及矿化度小于100 000 mg/L 的地层,阻碍了泡沫排水采气工艺在高温、高矿化度产水气井中的应用。针对高温、高矿化度产水气井的特点,通过深入研究表面活性剂理论,确立了通过阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂进行复配的方式来获得在高温、高矿化度下具有良好的起泡性、稳泡性以及携液速率的泡排剂GWJ。研究表明,在温度为160 ℃、矿化度为250 000 mg/L下,其初始起泡体积与泡沫半衰期分别达到1 860 mL 和620 s,证明泡排剂GWJ 具有优良的耐高温与耐高矿化度性,可以满足高温、高矿化度产水气井的泡排施工要求。     

阴离子型双子表面活性剂溶液高温下流变性研究

对阴离子型双子表面活性剂GA16-4-16溶液在高温下的流变性进行实验研究,考察了表面活性剂质量分数、无机盐和有机盐加量、温度对表面活性剂溶液黏度的影响.结果表明,GA16-4-16溶液黏度随其质量分数的增加而增加;加入质量分数小于0.04％的NaCl有一定增黏效果,而当加入量超过0.04％的无机盐(NaCl,A1Cl3·6H2O)对GA16-4-16溶液有降黏作用,加入一定浓度CaCl2溶液对GA16-4-16溶液有增黏作用;GA16-4-16与少量有机酸盐(水杨酸钠、十二烷基苯磺酸钠)复合后溶液黏度增大几倍甚至十几倍;GA16-4-16溶液黏度随温度的升高先升高后下降.对阴离子型双子表面活性剂在提高原油采收率方面的应用前景进行了展望.     

一种季铵盐型双子表面活性剂的合成

以N，N-二甲基乙醇胺和溴代烷为原料，在一定溶剂中进行季铵化反应后，再与2，4-甲苯二异氰酸酯（TDI）进行加成反应，合成了一种季铵盐型双子表面活性剂甲苯-2，4-二氨基甲酸（N-二甲基烷基胺基乙酯）。研究了溴代烷烷基长度、溶剂类型、反应时间、反应温度等因素对产物表面张力和收率的影响，并考察了其与十二烷基磺酸钠的复配性能。确定了最佳合成工艺条件：使用丙酮溶剂，选用溴代十四烷，第二步加成反应时间7h、反应温度40℃。在此条件下，产物具有较高的表面活性和收率，复配性能和稳定性优良。     

新型含羟基磷酸酯季铵盐两性表面活性剂的合成工艺

研究了含羟基磷酸酯季铵盐两性表面活性剂合成过程中反应液酸碱度和反应温度对酯化反应和季铵化反应的影响,提出当磷酸钠水溶液pH为4,酯化温度为75～87℃,磷酸二酯pH为5.5～8,季铵化温度为80～90℃时,可制得优良的两性表面活性剂。     

储层矿物上表面活性剂损耗规律的研究

本文在结合大庆油田三元复合驱（ASP）的地质条件下,系统评价了在ASP体系中表面活性剂测定方法,确定了储层中不同单矿物与表面活性剂相互作用机理、损耗规律及其影响因素,复合矿物组合对表面活性剂损耗的协同效应。研究表明储层中粘土矿物的表面活性剂损耗量通过大于储层中其它矿物颗粒的表面活性剂损耗量,为其4－5倍;ASP复合体系中表面活性剂的损耗量为单一表面活性剂体系中的2－5倍,表面活性剂损耗量大的矿物,其矿物组合的损耗量也大。     

透明纳米级苯乙烯-丙烯酸酯微乳液的制备

采用自制的属于Gemini型的特殊乳化剂KD-1用于苯乙烯丙烯酸酯微乳液的聚合。研究了反应温度、乳化剂用量和单体含量对微乳液聚合的影响。结果表明,只使用质量分数为0 95%～1 60%的单一阴离子型乳化剂KD-1就可得到较高固含量(质量分数为30%～50%)的透明纳米级苯乙烯丙烯酸酯微乳液,并保持微胶乳平均粒径为40～60nm。与常规苯乙烯丙烯酸酯乳液相比,其粒径小,最低成膜温度有所降低,而玻璃化转变温度有所提高。