一种提高油样中低含量石油磺酸盐分析效率的方法

为了准确分析油田化学驱采出液油样中石油磺酸盐的含量,介绍了一种在油样中加入不同极性溶剂组成的萃取体系的预处理技术,将石油磺酸盐萃取到水相,利用液相色谱仪对其进行检测的方法。取适量油样,依次加入正己烷、二氯甲烷、无水乙醇和蒸馏水,振荡均匀后静置分层,取下层水相溶液进行色谱分析。色谱柱为阴离子交换柱,流动相为甲醇/水和甲醇/盐水(含0.2 mol/L乙酸和0.2 mol/L乙酸铵),梯度洗脱。实验结果表明,该预处理技术联合液相色谱法检测技术分析效率较高,加标回收率高于90%,液相色谱最小定量限10 mg/L,线性范围10～2000 mg/L。该方法可对油样中低含量的石油磺酸盐进行快速定量分析。     

二元复合驱油体系乳状液形成及运移规律研究

为了研究二元复合驱油体系乳化与提高采收率的关系,通过分析现场采出液流变特征,测试不同乳化强度的表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系的驱油效率,明确驱替后乳状液运移规律以及乳化对提高采收率贡献。研究结果表明:低黏度乳状液在低剪切速率下主要表现为弹性,在较高剪切速率下主要表现为黏性;而高黏度乳状液在低剪切和高剪切速率下都表现出黏性。在乳化初期,由于化学剂浓度分布不均匀,乳化稳定性较差;乳化中期化学剂浓度较高,乳状液粒径变化规律性较好,乳化中期存在乳化对驱油体系黏度补偿作用,乳化末期化学剂浓度较低,乳化液滴较少,乳化程度较弱。岩心渗透率小于100×10~(-3)μm~2时,二元复合驱过程中随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度先增加后降低,最佳乳化综合指数为55%;渗透率大于100×10~(-3)μm~2时,随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度逐渐增加,最佳乳化综合指数为88%,乳化贡献提高采收率幅度8个百分点。图24表2参13     

烷基芳基磺酸盐与功能性离子液体的协同作用对泡沫性能的影响

通过测定烷基芳基磺酸盐水溶液的泡沫性能,研究了离子液体对烷基芳基磺酸盐泡沫性能的影响。实验结果表明,没有离子液体存在时,随烷基芳基磺酸盐的芳环上短碳链长度的增加,起泡能力增强、泡沫稳定性降低;加入离子液体后,随烷基芳基磺酸盐含量的增加,起泡性能增强,而泡沫稳定性却呈现出不同趋势,总体上加入[Bmim]HCO3(Bmim:1-丁基-3-甲基咪唑)后泡沫稳定性降低,加入[Bmim]BF4后泡沫稳定性增强;离子液体的阴离子半径大小对烷基芳基磺酸盐的泡沫性能有影响,阴离子半径越小,泡沫性能越好,反之泡沫性能变差。     

烷基苯磺酸盐/环烷基石油磺酸盐复配增效机制分析

测定了烷基苯磺酸盐（KPS）与环烷基石油磺酸盐（HABS-16）不同复配比下的临界胶束浓度与表面张力,考察了不同浓度下复配表面活性剂溶液的增溶量,并进行了岩心驱替实验,研究了复配表面活性剂的驱油效率。实验结果表明,当HABS-16质量分数为0.33时,复配表面活性剂胶束的平均粒径最大,表面张力最低,为22.74 mN/m。相比于单一体系,复配表面活性剂对模拟原油及烷烃、芳烃的增溶能力更强。复配表面活性剂含量越大,驱油效果越好,当复配表面活性剂加入量为1.0%(w)时,驱油效果最好,采收率最高,为81.60%。     

烷基芳基磺酸盐结构与性能关系——分子结构变化对cCMC和HLB 值的影响

为揭示烷基芳基磺酸盐结构与性能的关系,研究了系列表面活性剂的油水界面张力及分子结构对最小烷烃碳数(nmin)、临界胶束浓度(c_(CMC))和亲水亲油平衡值(HLB值)的影响。结果表明,芳基取代位置相同时,随着长链烷基碳数增加,烷基芳基磺酸盐的c_(CMC)先减小后增大,c_(CMC)越小其界面活性越高,表面活性剂分子在界面上排列越趋近于油/水兼溶型;相同链长的同系物,随着芳基向烷基碳链中间位置移动,其c_(CMC)和nmin呈现增大趋势,芳环取代基对支化程度的影响相当于4.05个亚甲基对c_(CMC)的影响。通过对HLB值的经验公式对比可知,戴维斯公式适合不同结构表面活性剂间HLB值的比较,而临界胶束浓度法适于同系物间的比较。     

环烷基石油磺酸钠胶束增溶及乳化携油 作用分析及应用

为了揭示环烷基石油磺酸钠在砾岩油藏聚合物/表面活性剂二元复合驱中对提高采收率的影响,利用激光粒度仪和紫外分光光度仪测定了环烷基石油磺酸钠溶液的胶束尺寸和增溶量,利用微流控模型驱替实验和岩心驱替实验研究了环烷基石油磺酸钠乳化对提高采收率的影响。结果表明,与十二烷基苯磺酸钠、重烷基苯磺酸钠相比,同浓度下环烷基石油磺酸钠胶束增溶原油尺寸最大,增溶原油量最多,1 t环烷基石油磺酸钠溶液可极限增溶350 kg的原油。环烷基石油磺酸钠易与原油发生乳化,乳化后可增加驱油体系黏度,起到控制流度的作用,有利于提高采收率。在克拉玛依油田七中区二元复合驱现场试验中,根据岩心渗透率和含油饱和度的不同,通过改变表面活性剂的加量,调节驱油体系的乳化综合指数可大幅提高驱油效率。     

砾岩油藏聚合物驱的注入方式优化

砾岩储层具有典型的复模态孔隙结构特征,非均质性强,易形成不同级别优势通道,采用单一段塞、笼统的注入方式很难达到扩大波及体积效果。本文采用三管并联岩心驱替实验首先考察了与现场聚合物用量相近的条件下采用单一恒黏、梯次降黏、梯次增黏的注入方式的驱油效果,在获得最佳注入方式的基础上,开展了不同轮次和不同注入速率下的三管并联岩心驱替实验。研究结果表明,梯次降黏注入方式的驱油效果最好,在水驱的基础上可提高采收率13.61%,比单一恒黏注入方式进一步提高采收率2.31%。在相同条件下,采收率增幅与注入轮次的多少相关不大,在合理注入速率(1.5 mL/min)下可进一步提高采收率。在采收率相近的情况下,与单一恒黏注入方式相比,梯次降黏注入方式可节约50%的聚合物用量。现场试验结果表明,采用梯次降黏注入方式可有效提高聚合物驱对砾岩油藏的增油控水效果。图5表7参13     

利用石英晶体微天平技术定量表征表面活性剂/聚合物二元体系吸附行为

为了定量分析表面活性剂/聚合物二元体系(SP二元体系)在地下运移过程中色谱分离效应,利用石英晶体微天平技术研究聚合物、表面活性剂在固/液界面吸附行为。研究结果表明,随着表面活性剂的浓度增大,耗散因子D(与吸附层的黏、弹性有关)值先增大后降低,吸附过程中存在一个尖峰型吸附向平缓吸附的过渡;先通入聚合物后通入表面活性剂时,共振频率f(与吸附层的质量、流体浓度有关)快速减小,D的第Ⅱ阶段吸附逐渐消失。对比表面活性剂溶液的D曲线,SP二元体系整体吸附量降低,SP二元体系有利于降低驱油体系化学剂吸附损失;对比先通入聚合物体系后通入表面活性剂的D曲线,SP二元体系平衡时的D更大,表面活性剂和聚合物协同作用增强,表面活性剂被包裹在聚合物网状结构中无法脱附。图14表4参14     

新型两性Gemini表面活性剂中间体的合成及结构表征

以N,N＇-二甲基乙二胺和溴代十二烷、溴代十四烷、溴代十六烷等为原料,以氢氧化钠为催化剂,以乙醇为溶剂,合成了新型两性甜菜碱型Gemini表面活性剂的中间体;利用红外光谱和核磁共振氢谱对所合成的表面活性剂中间体的结构进行了表征.结果表明,所合成的3种中间体产物AM12、AM14、AM16分子结构中各质子的化学位移在氢谱上均一一对应,进一步证实了所合成产物即为目标中间体.通过结构表征证明,所合成的产物结构与设计的目标产物结构相符.     

耐油起泡剂的耐油耐盐性能评价

以吴茵搅拌器法评价了由非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇按一定比例配制的4种耐油起泡剂的耐油耐盐性能。研究结果表明:随着起泡剂质量分数的增大,起泡剂溶液的最大泡沫体积逐渐增大,在起泡剂质量分数为0.01%数0.5%范围内,起泡剂溶液的发泡体积是自身溶液体积的2数6倍,泡沫半衰期随着表面活性剂浓度增加而逐渐增大;随着原油比例增加,最大泡沫体积先增大后降低,油含量在10%数20%范围时起泡剂表现出了很好的起泡、稳泡性能,最大发泡体积是自身的5数9倍,泡沫半衰期随着油含量增加而明显增大;其中CFE149X(非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇质量比为30∶67∶3)的起泡和稳泡性能最佳。在CFE149X质量分数为0.5%、含油量50%的条件下,最大泡沫体积和半衰期均随盐含量增加而先增大后减小;与无油存在时相比,有油存在时泡沫发泡体积略有降低,但泡沫稳定性却显著增强。耐油起泡剂CFE149X,在含油条件下表现出了较好的起泡性能和稳泡性能,能够作为耐油抗盐泡沫剂,为泡沫复合驱提供优良的起泡剂产品提供技术参考。表5参27