三元复合驱组分协同效应分析

本文通过实验方法,研究了碱、表面活性剂、聚合物三者浓度变化对界面张力、三元体系粘度、吸附量的影响规律和影响机理。研究表明,碱浓度的增加可以有效降低聚合物和表面活性剂的吸附量;随着碱浓度的不断增大,界面张力呈现出先增大后减小的趋势;随着碱浓度的增大,聚合物粘度呈现出先减小后增大的趋势,表面活性剂浓度的增大会使聚合物粘度不断增大,但两者对于溶液粘度的影响十分微小,基本可以忽略。     

复合体系与原油多次乳化过程中油水界面张力变化规律

为进一步了解三元复合驱驱油机理,深入研究复合驱油过程中原油与复合体系两相流体在地层中多次接触乳化过程中界面张力变化规律,在地层温度45℃条件下,开展了一系列不同含水率下强碱三元复合体系与大庆原油多次乳化实验。结果表明,复合体系与原油多次接触乳化后,具有较强地保持超低界面张力的能力;水相分别与上相油和原油间界面张力能够达到超低的乳化次数随含水增加而增加;乳化次数相同时,水相与原油间界面张力低于其与上相油间界面张力;随着乳化次数增加,三元体系与原油间最低界面张力值有先下降后升高的趋势;无论是与原油间界面张力还是与上相油间界面张力达到超低时的乳化次数二元体系都多于三元体系,说明复合驱注入段塞优化时可适当考虑二元体系。     

原油黏度对稠油聚合物驱影响的实验研究

由于油藏条件、聚合物注入性以及经济性的限制,稠油聚驱允许的聚合物浓度往往难以达到报道的"最优值"。在聚合物浓度恒定或变化较小时,原油黏度增大对聚驱采收率的影响,将直接关系到聚驱在相对高黏度原油油藏的适应性。利用不同黏度的普通稠油样本,进行了大量的聚合物驱油实验,发现原油黏度对聚驱采收率的影响受聚合物使用浓度或水油黏度比的控制。在原油黏度:50～500mPa·s,水油黏度比:0.02～0.62的条件下,聚驱采收率随原油黏度的增大而减小。随聚合物浓度的增大,稠油聚驱采收率上升加快,50～500 mPa·s原油驱替用聚合物浓度应大于等于2 000 mg/L;同时,原油黏度越高,增加聚合物浓度带来的采收率增幅和经济效益越大。在幵联模型中,300mPa·s原油的聚驱替效率和剖面调整效果均差于50mPa·s原油,导致其聚驱采收率低于后者。     

复合体系与原油多次乳化过程中油水界面张力变化规律

为进一步了解三元复合驱驱油机理,深入研究复合驱油过程中原油与复合体系两相流体在地层中多次接触乳化过程中界面张力变化规律,在地层温度45℃条件下,开展了一系列不同含水率下强碱三元复合体系与大庆原油多次乳化实验。结果表明,复合体系与原油多次接触乳化后,具有较强地保持超低界面张力的能力;水相分别与上相油和原油间界面张力能够达到超低的乳化次数随含水增加而增加;乳化次数相同时,水相与原油间界面张力低于其与上相油间界面张力;随着乳化次数增加,三元体系与原油间最低界面张力值有先下降后升高的趋势;无论是与原油间界面张力还是与上相油间界面张力达到超低时的乳化次数二元体系都多于三元体系,说明复合驱注入段塞优化时可适当考虑二元体系。     

克拉玛依油田二元复合驱的配制

二元复合驱技术作为油田三次采油全新的采油方式对提高老油田采收率具有极为重要的意义。在对三元复合驱地面注入方式研究的基础上,为保证二元复合驱地面系统的适应性和可靠性,针对克拉玛依油田七中区二元复合驱地质特点和配方要求,二元复合驱采用净化后的原油采出水作为溶解液,充分利用热能,保证了二元复合驱浓度的准确性,最大程度降低了对聚合物的剪切,保证了二元复合驱的黏度,提高了油田三次采油的经济效益。     

油层条件对三元复合驱效果的影响

为探索非均质较强的二类油层强碱三元复合驱的可行性,2007年在喇北东块开展现场试验,历经7年,阶段提高采收率达20个百分点以上,中心井区含水降幅在25.4个百分点,取得了较好的开发效果,但井组间见效差异较大。本文以井组油层发育状况为基础,通过对不同发育状况井组的聚类分析,明确油层发育状况对开发效果的影响,并按油层厚度、渗透率极差、含油饱和度等相关因素,评价各因素对井组见效的影响程度。     

油层条件对三元复合驱效果的影响

为探索非均质较强的二类油层强碱三元复合驱的可行性,2007年在喇北东块开展现场试验,历经7年,阶段提高采收率达20个百分点以上,中心井区含水降幅在25.4个百分点,取得了较好的开发效果,但井组间见效差异较大。本文以井组油层发育状况为基础,通过对不同发育状况井组的聚类分析,明确油层发育状况对开发效果的影响,并按油层厚度、渗透率极差、含油饱和度等相关因素,评价各因素对井组见效的影响程度。     

驱油剂对三元复合驱含油污水中油滴稳定性的影响

三元复合驱技术已在大庆油田成功进行工业化应用。三元复合驱含油污水中由于含有残余的化学药剂，导致其很难处理，从而限制了三元复合驱技术的推广。本文首先采用室内实验制备模拟三元复合驱含油污水，然后通过沉降实验研究驱油剂对油滴稳定性的影响，最后结合驱油剂对油水界面张力、油滴Zeta电位、油滴粒径大小的影响来阐释驱油剂对油滴稳定性的作用机制。结果表明：油滴的稳定性随着NaOH浓度的增大先增大后减小，当NaOH浓度由0增大到400mg/L时，NaOH与原油中的酸性物质反应生成表面活性剂增强油滴的稳定性；当NaOH浓度大于400mg/L时，NaOH本身作为电解质压缩双电层，使油滴的稳定性减小。油滴的稳定性随着表面活性剂浓度的增大而增大，这是因为表面活性剂可以吸附在油滴表面，使油水界面张力减小，同时增大油滴表面的Zeta电位，从而使油滴的稳定性增强。油滴的稳定性随着聚合物浓度的增大先减小后增大，当聚合物的浓度小于300mg/L时，聚合物的桥接、絮凝作用起主导作用，聚合物分子可以吸附到油滴表面，将油滴连接到一起，同时聚合物分子可以压缩液滴表面的双电层，从而有利于油滴的聚结；当聚合物的浓度大于300mg/L时，体系的黏度增大，油滴的运动速度减小，此时聚合物分子占满油滴表面，表现出空间位阻作用，从而使油滴的稳定性增强，不利于油滴的聚结。     

水质对三元复合体系性能影响因素分析

针对断西示范区开展了配制用水对三元体系性能影响因素分析,通过研究得出以下结论:配制用水对三元体系粘度和活性范围产生较大影响;细菌对表面活性剂浓度影响不大,因此细菌的存在不影响三元体系活性的范围,但细菌的存在对三元体系粘度影响较大;聚合物分子量和水质矿化度对三元体系粘度产生较大影响。     

磺酸盐复合驱油试验在朝阳沟油田的应用研究

多年的开发实践表明,在二次采油中,以水为驱替液,只能采出原油储量的30%-40%,不能将大部分的剩余油得以充分动用。为了实现油田的可持续发展,需要进行提高采收率技术的总体研究和探索。借鉴大庆长垣地区进行三次采油的技术和经验,结合朝阳沟油田的一类区块目前常规注水调整难度大的开发状况,开展复合驱油的三次采油试验,其目的就是利用复合驱油剂的性能,加强剩余油的有效动用,进一步提高水驱油藏的采收率。     

Effect of Thermal Stability of Alkanolamide on Oil/Water Interfacial Tensions

In order to investigate the effect of thermal stability of alkanolamide on oil/water interfacial tensions (IFT), lauric diethanolamide (LDEA) was synthesized. The effects of temperature and standing time on the composition and oil/water IFT was studied in detail. The results showed that the changes in composition and oil/water IFT at the same conditions were essentially in agreement. The best standing temperature range was from 30 to 60 °C with a standing time of more than 10 days. The inherent cause of thermal stability on oil/water IFT was revealed through structure characterization and composition analysis with FTIR spectrometry and GC–MS spectrometry. It was found that the composition's change of mixed LDEA systems disturbed the hydrophilic‐lipophilic balance, which influenced the ability to reduce the interfacial tension.     

界面剪切黏度对原油乳状液稳定性的影响

对孤东一号联合站及孤东四号联合站(简称孤东1#及孤东4#)两种原油及其分离组分(饱和分、芳香分、胶质、沥青质)配成模拟油,测定了模拟油与碱水〔w(Na2CO3)=1 2%〕体系的界面剪切黏度。原油浓度越大,界面剪切黏度越大;沥青质模拟油/碱水界面剪切黏度最大,在油/碱水间形成了一定强度的界面膜,膜的强度大于饱和分、芳香分、胶质的界面膜强度;孤东4#沥青质模拟油/碱水的界面剪切黏度大于孤东1#沥青质的界面剪切黏度。在剪切速率为0 3rad·s-1时,原油及胶质的油/碱水界面剪切黏度不随时间变化。     

Interfacial dilatational rheology and displacement mechanism of nano-flooding system

In the field of crude oil extraction, nano-flooding technology can significantly improve the oil displacement efficiency and provide important technical support for tertiary oil recovery. Although a host of studies have been carried out in this domain, its dilatational rheology and displacement mechanism are rarely reported. In order to address this gap in the extant literature, as a crucial component of this investigation, the interfacial rheology of the nano-flooding system and the simulated crude oil was systematically studied with the aid of the JMP2000A interface expansion rheometer. Meanwhile, a micro-displacement experiment was carried out to elucidate its displacement mechanism. The obtained results show that the nano-flooding system initially increases as its concentration, solution pH, and aging time increase, after which a decline is observed. However, with the change of salinity, it shows a trend of increasing first and then decreasing. Moreover, according to the multi-factor test results yielded by the relevant software, the relative error is less than 5%, which fully meets the needs of the field and provides an important basis for the field construction. The findings further suggest that the modulus between the nano-flooding system and the simulated crude oil can be increased by 84-fold (i.e., from 0.9271 to 78.0739 mN/m). In addition, during the displacement process, the fingering phenomenon of the displacement fluid can be reduced via piston-like displacement. The swept volume also improves the oil washing efficiency of crude oil, demonstrating that the proposed strategy achieves the purpose of enhancing oil recovery.     

液液界面剪切黏度研究进展

界面剪切黏度是表征乳液油水界面膜性质的重要参数之一,界面剪切黏度反映了油/水界面膜的强度。该文回顾了液液界面剪切黏度的研究进展,并对液液界面的研究进行了展望。引用文献40篇。     

碱/烷基硫酸盐、烷基磺酸盐体系与原油间的动态界面张力的研究

合成了一系列高纯度的表面活性剂。在碱溶液中添加单一的表面活性剂 ,简化了驱油体系。考察了表面活性剂的结构、浓度与动态界面张力的关系。结果表明 ,只有当表面活性剂在两相的分配系数适当时 ,才具有较高的活性     

一种两亲聚合物稠油降黏剂的制备及性能评价

以卤代烷烃、聚乙烯亚胺（PEI）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料，采用自由基聚合的方法制备了一种具有耐温抗盐性能的两亲聚合物型稠油降黏剂。利用红外光谱仪、显微镜、旋转滴界面张力仪、哈克流变仪、填砂管驱油实验研究了聚合物对稠油的乳化降黏及驱油能力。结果表明，当聚合降黏剂质量分数为1.00%时，油水质量比7:3条件下，春风油田稠油黏度由4753 mPa?s降至85 mPa?s，降黏率大于98%，油水界面张力由11.59 mN/m降低至0.06 mN/m。经过110℃老化24 h、矿化度1.45?105 mg/L条件下降黏率大于93%，具有较好的耐温耐盐性。在50℃、4.84?104 mg/L条件下，质量分数为0.50%的降黏剂溶液黏度为56 mPa?s，与市售部分水解聚丙烯酰胺HPAM溶液32 mPa?s的黏度相比，该聚合物降黏剂在矿化度条件下具有更好的水相增稠能力。填砂管驱油实验注降黏剂驱能够在水驱基础上提高采收率37.45%，表明该聚合物溶液可以通过降低稠油黏度和扩大波及体积提高稠油的采收率。     

无机盐对PAC/PDM黏度行为和混凝性能的影响

该文考察了无机盐对聚合氯化铝(PAC)/聚二甲基二烯丙基氯化铵(PDM)复合混凝剂黏度行为和混凝性的影响,进一步考察了两种影响的关联性。用乌氏黏度计测定了无机盐对PAC/PDM比浓黏度的影响,同时采用混凝烧杯考察了无机盐对PAC/PDM混凝脱浊效果的影响。结果表明,不同无机盐对复合混凝剂黏度行为有不同影响,影响强度顺序依次为AlCl3>MgCl2>NaCl,Na2SO4和Na3PO4使复合混凝剂产生白色沉淀;由混凝实验可知:对于复合混凝剂的混凝脱浊效果,AlCl3能使其明显提高,MgCl2和NaCl对其无明显影响,Na2SO4使其效果明显变差,Na3PO4使其效果先变差后变好。由此可见,在实验范围内,无机盐对复合混凝剂黏度行为的影响与其对复合混凝剂混凝性能的影响无显著关联性。     

驱油用表面活性剂AF性能评价及驱油效果研究

评价了脂肪酸烷醇酰胺表面活性剂AF的界面张力和乳化性能,利用岩心驱替实验对其提高采收率效果进行了研究。结果表明,在模拟地层水的矿化度为5 119.63 mg/L时,AF浓度为0.2%～1.2%,其界面张力均能达到超低值;NaCl浓度为0.4%～2%,AF有效浓度为0.3%～0.6%时,体系的界面张力均能达到10-3mN/m数量级。AF具有较好的乳化原油的能力,在浓度为0.5%时,形成的O/W乳状液的稳定性最强,液滴粒径最小。岩心驱替实验表明,AF表面活性剂可在水驱基础上提高原油采收率20%以上,提高采收率效果明显,具有良好的应用前景。     

沙特原油活性组分的结构对油水界面性质的影响

测定了从沙特原油中分离出的胶质和沥青质的红外、紫外光谱和相对分子质量。对含有胶质、沥青质的模拟油和模拟水体系,测定了其界面张力和界面剪切黏度。胶质和沥青质的相对分子质量分别为497和1 786;光谱分析结果表明,沥青质比胶质含有更多的芳香环结构。含胶质和沥青质体系的界面张力分别是33.205 8 mN/m、31.732 5 mN/m,相差不大。对于界面剪切黏度,沥青质体系远大于胶质体系,同在100 mg/L,胶质体系剪切速率在0-0.5 rad/s时,界面剪切黏度最大不超过0.002 5 mN/m,而沥青质体系剪切速率在0.3 rad/s下,界面剪切黏度最大值大于1.000 0 mN/m,并且其曲线具有吸附曲线的特征,沥青质体系具有较强的界面膜,其界面膜的形成经历了从液态扩张膜到液态凝聚膜的变化过程。界面膜强度的大小与界面活性物质的相对分子质量的大小和芳香环结构含量的多少有关。     

Effect of Nanoparticles on Viscosity and Interfacial Tension of Aqueous Surfactant Solutions at High Salinity and High Temperature

Surfactant flooding has widely been used as one of the chemically enhanced oil recovery (EOR) techniques. Surfactants majorly influence the interfacial tension, γ, between oil and brine phase and control capillary number and relative permeability behavior and, thus, influence ultimate recovery. Additives, such as nanoparticles, are known to affect surfactant properties and are regarded as promising EOR agents. However, their detailed interactions with surfactants are not well understood. Thus, in this work, we examined the influence of silica nanoparticles on the ability of surfactants to lower γ and to increase viscosity at various temperatures and salinities. Results show that the presence of nanoparticles decreased γ between n-decane and various surfactant formulations by up to 20%. It was found that γ of nanoparticles–surfactant solutions passed through a minimum at 35 °C when salt was added. Furthermore, the viscosity of cationic surfactant solutions increased at specific salt (1.5 wt.%) and nanoparticle (0.05 wt.%) concentrations. Results illustrate that selected nanoparticles–surfactant formulations appear very promising for EOR as they can lower brine/n-decane interfacial tension and act as viscosity modifiers of the injected fluids.