乳化降粘剂SB-2乳化稠油机理研究

实验研究了用表面活性剂SB 2乳化稠油降低粘度的几个机理性问题。SB 2是胜利油田开发的稠油乳化降粘剂 ,为脂肪酸改性的具有多官能团的钠盐型阴离子表面活性剂。根据用duNo櫣ｙ法测定的表面张力曲线 ,SB 2在蒸馏水中的临界胶束浓度为 0 .16 g/L ,在模拟地层水 (TSD =15 .8g/L ,含Ca2 0 .6 g/L ,含镁 0 .2g/L)中的为0 .0 2 4 g/L。产自胜利油田不同区块 7口井、5 0℃粘度为 3.0× 10 3 ～ 3.3× 10 5mPa·s的稠油 ,与浓度 3～ 8g/L的SB 2地层水溶液在油水体积比 7∶3及一定温度 (5 0～ 70℃ ,视井温而定 )时形成粘度 <30 0mPa·s的O/W乳状液 ,稠油粘度较高时所需的SB 2浓度较高。用ESI MS方法测定了在 5 0℃形成的O/W稠油乳状液水相和油相中SB 2浓度 ,得到下述结果 :在相同稠油和油水比条件下 ,SB 2初始浓度较高时 ,乳状液水相和油相中SB 2浓度也较高 ,粘度不同的 2种稠油与同一浓度SB 2地层水溶液形成的乳状液 ,油水比越大 ,油相中SB 2浓度越小 ,水相中SB 2浓度则相同 ,油水比也相同时SB 2在油相中的浓度也相同。用微量热法测定了一种稠油与SB 2地层水溶液乳化时的热效应 ,乳化过程为放热过程 ,乳化热随水相SB 2浓度、油水比和乳化温度增高而增大。图 6表 1参 6。     

用化学方法改进稠油开采效果的技术

胜利桩西油田桩斜 139井 (生产井段 192 0 .0～ 1930 .0m)原油粘度高 ,6 5℃ (地层温度 )下 2 1Pa·s,5 0℃ (井口温度 )下 6 0Pa·s,采用蒸汽吞吐法开采 ,需电热杆加热才能实施井筒机械举升。新开发的乳化降粘剂SB 2为≥ 2 5 %的溶液 ,主剂为阴离子表面活性剂。在室内实验中 ,体积比 7∶3的原油与含SB 2 1.4× 10 4～ 3.0× 10 4mg/L ,矿化度 1.5× 10 4mg/L ,含Ca2 + +M2 + 1.0× 10 3 mg/L的水形成的乳状液 ,5 0℃粘度≤ 2 0 0mPa·s ,可稳定存在数周至数月 ;使用矿化度 <1.0× 10 4mg/L的油田污水 ,SB 2用量 2 .0× 10 4mg/L ,油水体积比 6 5∶35时乳化降粘效果最好 ,乳状液在 6 0℃可稳定存在 12～ 2 4h。通过油套环空将SB 2加入桩斜 139井泵下 ,产出液含水 36 %～4 0 % ,加入量为产液量的 1.1%时产出液井口粘度 15～ 2 5mPa·s,加入量为 0 .2 3%时井口粘度 70mPa·s ,抽油机上下行电流稳定 (6 8和 4 8A)。此后加热杆停止加热 ,将SB 2加量降止 0 .12 % ,该井生产稳定     

PLA-PTOL-PGLU/壳聚糖自组膜

由乳酸-季戊四醇-谷氨酸(PLA-PTOL-PGLU,mLA/mPTOL/mPGLA=100/1/1)共聚物与壳聚糖(CS)通过分子间作用自组装成超分子膜。利用FT-IR和SEM对膜的表面结构进行了表征,绘制出分子组装过程的放热曲线,同时测定了自组膜的溶胀度。发现两种分子间存在强的氢键作用,分子有较好的相容性,自组膜的稳定性高,溶胀度低(37℃,pH=7.4)。     

N-(2-羟基3-磺酸基)丙基壳聚糖的制备及稳泡性能

摘要：以异丙醇为溶剂使脱乙酰度90％的壳聚糖与2，3－环氧丙基磺酸反应，制备了亲水性增强、可溶于多种极性溶剂的N-（2．羟基3－磺酸基）丙基壳聚糖，其取代度随反应温度升高、反应时间延长而增大，在60℃反应8小时即可接近最大值85％。介绍了合成反应过程。用红外光谱确认了合成目的产物的化学结构。该改性壳聚糖1％水溶液的黏度（25℃）随取代度增大（13％--85％）而减小（268～158mPa&#183;s）；在相同加量下（0．01％）该改性壳聚糖对浓度0．01mol／L的4种起泡剂（阴离子、非离子型）溶液形成的泡沫的稳定能力（以泡沫半衰期表示），随取代度增大而下降。在相同加量下，取代度13％的该种改性壳聚糖的稳泡能力（以泡沫生成量和泡沫半衰期表示，非离子起泡剂AEO-9）。较常用聚合物稳泡剂PVA、CMS-Na、PAM略好。图3表3参7。     

胜利油田单六块超稠油乳化降粘室内实验研究

在实验室评价了质量比7/3的阴离子/非离子混合表面活性剂降粘剂SB 3(有效物含量≥30%)对胜利滨南油田单6断块蒸汽吞吐井超稠油井筒乳化降粘的性能。所用油样为脱气脱水单6 12 X42井原油,在10s-1下50℃粘度为6.4×104mPa·s,60℃粘度为3.3×104mPa·s;水相为模拟地层水,含NaCl1.5×104mg/L,Ca2+800mg/L,Mg2+200mg/L及设定量SB 3。实验研究结果表明:体积比为90/10～50/50的原油和水在60℃时形成油包水乳状液,其粘度较原油大幅上升;在水相中加入2.0×104mg/LSB 3后,相同体积比的原油和水在60℃时形成水包油乳状液,60℃、50s-1下乳状液粘度为260mPa·s(油水体积比70/30)和～130mPa·s(60/40);温度由35℃升到80℃时,油水体积比70/30的乳状液的粘度(50s-1)由579mPa·s降至65mPa·s;SB 3加量增大时(≤5.0×104mg/L)乳状粘度还会降低;SB 3不影响稠油乳状液的化学破乳脱水。因此,SB 3可用于胜利滨南油田单6断块超稠油的井筒乳化降粘。图3表4参3。     

胜利金家油田泡沫驱油室内研究

用阴离子、非离子和氟化表面活性剂、三聚磷酸钠、水玻璃及胜利金家油田注入水配制的起泡液，起泡能力强，形成的泡沫稳定性好，可通过乳化作用降低金家粘性原油的表观粘度。在人工填砂模型上，该起泡液与８倍体积的氮气形成的泡沫驱出了水驱残余油１６．４％，提高采收率６．９８％。     

二甲胺在二甲基甲酰胺回收中的应用

采用向二甲基甲酰胺 ( DMF)回收系统加入二甲胺的方法 ,从化学平衡的角度研究了二甲胺在 DMF回收系统中对甲酸生成的抑制作用 ;随着二甲胺与甲酸摩尔比的增大 ,甲酸降低的速率加快。同时 ,在传统的 DMF回收工艺的基础上 ,设计了第一溶剂回收塔顶的二甲胺污水精馏塔 ,以回收第一溶剂回收塔顶的二甲胺 ;该方法只需对原始流程稍加修改就可达到降低“第二回收塔进料中甲酸浓度过高”和“减少第二回收塔底 DMF损失量”的目的。     

1,4,7,10—四氮杂环十三烷的合成新工艺

以三乙四胺和丙二醇为起始原料,参考Ｒｉｃｈｍａｎ－Ａｔｋｉｎｓ合成法,经过５步反应,成功地合成出目标化合物。对文献中的合成方法做了较大改进,使成环产率从４０％提高到５６％。     

海水基聚丙烯酰胺高温冻胶体系的研制与性能评价

南海A油田注气开发中,油井气油比急剧增大,气窜明显,为此开展了海水基高温冻胶封窜体系研究。选用非离子聚丙烯酰胺（NPAM）和酚醛体系作为主剂和交联剂,探索增大聚合物浓度、加入除氧剂和高温稳定剂3种方式增强冻胶高温稳定性效果;形成了海水基高温冻胶体系配方,并考察了其对天然气的耐受性和封堵能力。结果表明：尽管采用高浓度聚合物能够增强冻胶热稳定性,但在125℃下,即使采用高浓度（0.8%）NPAM,冻胶老化48 h后脱水率在90%以上;除氧剂的加入也难以显著改善冻胶热稳定性;高温稳定剂可明显增强冻胶的耐温性,是构筑海水基高温冻胶体系的关键组分。优化形成的海水基高温冻胶体系配方为：0.4%NPAM+0.3%乌洛托品+0.3%间苯二酚+0.8%稳定剂。该体系在125℃下的成胶时间为10～12 h,60 d内仍能维持较好冻胶状态,不破胶;弹性模量大于1500 mPa,脱水率小于10%。冻胶能在高温高压环境下与天然气稳定共存,不破胶;冻胶能对岩心形成良好封堵,稳定残余阻力系数210,封堵率99.5%,且耐冲刷性较强。     

烷基酚聚氧乙烯-聚氧丙烯醇醚用于稠油乳化降粘的研究

实验原油为胜利某油田高胶质(47.99%)高沥青质(9.13%)、凝点18℃的脱水脱气特稠油,3.4s-1下30℃粘度3.6×105mPa·s,50℃粘度1.6×104mPa·s,给出了粘温曲线。稠油乳化降粘实验条件如下:油水体积比7∶3,温度50℃,水相中烷基酚聚氧乙烯聚氧丙烯醇醚浓度5g/L。实验结果表明:作为稠油乳化降粘剂,该嵌段聚醚在烷基链长为C8～C18时均可使用,C8～C12时效果较好,C9的效果最好,形成的稠油乳状液粘度280mPa·s,稳定时间240min;壬基酚聚氧乙烯聚氧丙烯醇醚(EP EO PO)中EO加成数占EO+PO加成数的50%～95%时,乳状液粘度小于400mPa·s;用Davies法计算的HLB值在13～17时,使用4g/LEP EO PO形成的乳状液粘度小于300mPa·s;在水相中有2.0×104mg/LCa2++Mg2+存在时该乳化降粘剂可耐浓度≤2.0×105mg/L的NaCl;在有8.0×104NaCl和2.0×104mg/LCa2++Mg2+存在下,温度从35℃升高到80℃时,乳状液粘度和稳定时间均下降,90℃时乳状液发生反相,EP EO PO的使用温度为35～80℃。图4表3参4。