稠油W/O乳状液增黏原因的灰熵关联研究

采用灰熵关联分析法研究了胜利稠油W/O乳状液增黏倍数与稠油组成(极性四组分含量、有机杂原子含量和过渡金属含量)和油品性质(稠油极性组分的分子质量和偶极矩)的关联。结果表明,在稠油组成中,沥青质和胶质的含量、O含量及Ni含量是影响W/O乳状液增黏倍数的重要因素;在稠油性质中,沥青质的性质是影响W/O乳状液的增黏倍数的关键因素。     

稠油乳化降黏剂增油效果及其作用机理——以渤海稠油油藏储层和流体条件为例

为进一步探究稠油乳化降黏剂的降黏增油机理,针对渤海油藏地质特征和流体性质,在完成降黏剂筛选及相关性能评价后,以黏度和采收率为评价指标,开展了稠油乳化剂降黏增油效果及其影响因素实验研究。结果表明,3种降黏剂通过与原油作用形成水包油乳状液,进而降低原油黏度,其中降黏剂2乳化降黏效果最好。随乳状液中水含量减小,油水乳状液乳化类型逐渐从水包油型(O/W)转变为油包水型(W/O),油水乳化液黏度增加,最终超过原油黏度。随稠油油藏储层非均质性即窜流程度增加,降黏剂增油效果变好。随原油黏度增大,降黏剂增油效果变差,在使用类似降黏剂前可对储层原油进行降黏预处理,从而增大原油采收率增幅。     

稠油乳化降黏剂增油效果及其作用机理#br# — — —以渤海稠油油藏储层和流体条件为例

为进一步探究稠油乳化降黏剂的降黏增油机理, 针对渤海油藏地质特征和流体性质, 在完成降黏剂 筛选及相关性能评价后, 以黏度和采收率为评价指标, 开展了稠油乳化剂降黏增油效果及其影响因素实验研究。结 果表明, 3种降黏剂通过与原油作用形成水包油乳状液, 进而降低原油黏度, 其中降黏剂2乳化降黏效果最好。随乳 状液中水含量减小, 油水乳状液乳化类型逐渐从水包油型( O /W) 转变为油包水型( W/ O) , 油水乳化液黏度增加, 最 终超过原油黏度。随稠油油藏储层非均质性即窜流程度增加, 降黏剂增油效果变好。随原油黏度增大, 降黏剂增油 效果变差, 在使用类似降黏剂前可对储层原油进行降黏预处理, 从而增大原油采收率增幅。     

表面活性剂/有机碱对辽河稠油乳状液的影响

为了便于辽河稠油的管道输送,以分水率和降黏率为两项重要研究指标,通过稠油乳化降黏实验,分析了表面活性剂类型及质量分数,有机碱的质量分数和Ca²⁺对辽河稠油乳状液稳定性和流变性的影响规律和作用机理。结果表明,不同的表面活性剂具有不同的分子结构,在油水界面膜上的作用能力差别较大,导致乳状液的流变性和稳定性发生较大变化;用两性表面活性剂LAO?30配置的辽河稠油O/W型乳状液,其分水率与降黏率均随着LAO?30质量分数的增大而降低;表面活性剂LAO?30分别复配有机碱（TEA、ETA、TEOA）时均具有协同作用,能很好地提高乳状液稳定性;对乳状液降黏率、分水率、绿色环保等方面综合考量,选用质量分数为0.20%的ETA和0.75%的LAO?30复配,经乳化得到的乳状液在抗硬水能力方面有很大提升,在CaCl₂质量分数达到0.20%时,乳状液6 h的分水率为24.4%。     

柱状旋流电脱水器分离性能实验研究

三相分离器与电脱水器常见于原油处理环节,这类设备体积庞大、处理效率低。通常电脱水器还要求入口乳状液含水率不能超过30%。为了解决这些问题,设计并制作了一种柱状旋流电脱水器,该电脱水器结构紧凑,分离效果好,能处理含水率高于30%的乳状液。针对该电脱水器的聚结特性与分离特性进行了实验研究。结果表明,该电脱水器在处理含水率20%、40%的乳状液时,液滴增大倍数最高,分别可达5.6、4.5倍;场强为356.44kV/m时,分离效率可以达到75%;适当增大乳状液在聚结段的停留时间,液滴平均粒径增大,分离效率大幅提高。     

应用OP-12复配型乳化剂的辽河稠油乳化降黏实验研究

为了实现辽河油田欢喜岭采油厂稠油的乳化降黏,在乳化剂质量分数为30%、乳化温度为50℃、水浴时间为1 h、搅拌速度为200 r/min、搅拌时间为5 min、剪切速率为16.9 s-1的条件下,考察了单一乳化剂OP-12和复配型乳化剂对乳状液稳定性和降黏率的影响。结果表明,复配型乳化剂的最优复配方式为:OP-12质量分数0.7%,油酸钠质量分数0.8%。最优复配型乳化剂与稠油可形成稳定的乳状液,且黏度可从1 020.9 mPa·s降至72.0mPa·s,降黏率达到92.95%;最优复配型乳化剂与稠油形成的乳状液稳定性优于单一乳化剂OP-12与稠油形成的乳状液。     

稠油粘温特性及流变特性分析

采用RS75 旋转粘度计对稠油的粘温特性及流变特性进行了测量及研究。结果表明, 稠油的粘温特性在测量区间内(80～ 20 ℃)较好地符合Arrhenius 方程;温度越低, 稠油粘度对温度变化越敏感;不同温度区间稠油的活化能不同, 低温区间(36 .5 ～ 20 .3 ℃)内的活化能比高温区间(80 .0 ～ 55.9 ℃)内的活化能增长了45%;反常点温度为35 ℃, 当温度高于35 ℃时, 稠油表现为牛顿流体, 温度低于35 ℃时, 稠油表现为非牛顿流体;在非牛顿流体区, 稠油不具有触变性。     

分散相微观形态对稠油乳状液流变性的影响

以辽河油田锦45区块22-023号井稠油和矿化水为实验原料,采用等效黏度的方法,制备了与现场性质相近的稠油水乳状液。研究了分散相微观形态对稠油水乳状液流变性的影响。结果表明,在分散相浓度较低时,乳状液流变性符合Bingham模型,而在高浓度时流变性符合Power law模型,分散相浓度一定时,微观粒径越小,乳状液的表观黏度越大,非牛顿流体性质越强,剪切稀释特性越明显。     

冻融作用对原状黄土抗剪强度的影响规律

以西宁市某区域内原状黄土为研究对象,设计封闭系统下的三向慢速冻结试验、恒温恒湿的融化试验以及三轴剪切试验。基于土的莫尔-库伦强度理论,利用抗剪强度包线求解黏聚力和内摩擦角,研究不同冻融温度梯度下抗剪强度指标的变化规律。结果表明：随着温度梯度增大,黏聚力衰减速度显著,衰减为极小值时的最不利冻融温度梯度为-15~15℃;冻融黄土的黏聚力与冷端温度、融化温度有关;较低含水率和较小冷端温度耦合作用或较高含水率和较大冷端温度耦合作用时,与冷端温度相比,融化温度为主导影响因素。随着冷端温度的增大,不同含水率试样的黏聚力降低幅度呈先减小、后增大的规律,最不利的含水率为18.34%。内摩擦角呈现出不规律性波动,变化幅度约为0~14°。由试验数据拟合出黏聚力随冷端温度和含水率变化规律的计算式,经试验验证,计算式能较好地描述其变化特性。     

HLB对原油乳化降黏的影响及分析

利用烷基酚聚氧乙烯醚（OP⁃10）和丙二醇嵌段聚醚（L61）两种乳化剂配置不同亲水亲油平衡值（Hydrophilic Lipophilic Balance,HLB）的混合乳化剂,针对辽河油田欢喜岭采油厂二区稠油进行降黏实验,以探明该稠油最适宜乳化剂的HLB。同时,采用聚焦光束反射测量仪（Focused Beam Reflectance Measurement,FBRM）对稠油乳状液进行微观实时测量,分析液滴数量及粒径对原油乳状液黏度的影响。结果表明,在一定范围内,混合乳化剂的HLB为9.0时,降黏效果最好,小液滴数量趋于稳定,小液滴数量与HLB不等于9.0的乳化剂相比明显偏低,液滴分布均匀,乳状液性质稳定。     

Solar heating assisted rapid cleanup of viscous crude oil spills using reduced graphene oxide-coated sponges

The rapid cleanup of heavy crude oil spills is challenging due to the poor mobility of highly viscous oil. Traditional absorption strategies involve heating oils to a relatively high temperature to reduce their viscosity, but this method is expensive. Herein, a solar-heated reduced graphene oxide(rGO)-wrapped melamine sponge(MS) was proposed to rapidly absorb oil. The prepared rGO-MS exhibited good hydrophobicity and oleophilicity and could be used for the rapid cleanup of oil spills from water. In addition, the excellent photothermal conversion effect of rGO enabled the rGO-MS composite to achieve a solar energy absorption efficiency of 91%. Due to the localized solar energy collection and wetting properties of rGO-MS, viscous oil near the contact region was effectively heated, enabling rapid heavy oil recovery under solar light illumination. This proposed solar heating-assisted viscous oil sorbent has great promise for use in heavy oil spill cleanups in the future.     

双空心杆采油工艺研究与应用

针对稠油、高凝油油田由于原油黏度及性质差异大,导致采油难度大的工艺特点,研究了双空心杆循环加热井筒降黏技术。采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导加热方式,确保内循环的热载体不进入井筒,却能达到给井筒加热使稠油降黏开采的目的,同时又减少了污染和损耗。该技术在楚留油田应用后,有效地提高井筒原油温度,改善了井筒原油流动性,起到增加油井产量的效果。     

纳米保温油管的研究及应用

采油二厂稠油产量占比90%以上,掺稀降黏为主要的降黏工艺,随着稠油区块的逐年开发,稠油产量逐年上升,掺稀油用量急剧增加,在低油价、稀稠油差价大的严峻形势下,掺稀降黏效益低已成为稠油高效开发的制约因素。通过矿物绝缘电缆加热工艺节约稀油效果明显,但矿物绝缘加热技术存在能耗高、电网负载大。基于稠油对温度的温敏性,结合塔河稠油在2500 m左右出现拐点和流动性变的特点,通过研究井筒保温技术,应用纳米气凝胶对稠油井筒温度场进行人工干预,取得了良好的降黏效果,实现了稠油的高效开发。     

直链烷烃动力黏度与声速关系研究

目前用于原油黏度预测的计算模型需要测定的物性数据较为复杂, 计算精度和适用范围有限。因 此, 实验中选取了几种具有代表性的直链烷烃作为模拟原油中烃类组分的模型化合物, 分别测定了在不同温度、 压 力条件下的黏度和声速数据, 考察了温度、 压力对直链烷烃声速的影响规律, 并建立了相应的黏度 - 声速关联模型。 结果表明, 直链烷烃的声速随温度增加而减小, 随压力增加而增加, 且声速与温度、 压力均为线性关系。直链烷烃的 黏度与声速为指数型对应关系。通过冀东油田3种不同原油对黏度 - 声速关联模型进行检验, 计算结果表明适用性 较好, 从而为解决常规原油黏度计算对物性参数的高度依赖提供了一个可行的新方法。     

基于解烃菌的稠油降黏方法研究

传统稠油降黏技术存在影响油品质量、工作量大、成本过高等缺陷,因此研究了一种基于解烃菌的稠油降黏新方法。在实验室培养、筛选出一株解烃菌,测定该菌的最佳生长条件,研究其稠油降黏、清蜡、降解胶质性能。结果表明,该菌种对稠油的降黏率为22.49%～32.93%,稠油析蜡点由44.4 ℃降低到39.5 ℃;蜡质量分数由13.00%下降到3.80%,胶质质量分数由16.45%下降到13.75%;加入菌株后,稠油的清蜡率为70.08%,稠油析蜡点的降幅为4.9 ℃。由此可以看出,该菌株对稠油有显著的降黏、清蜡效果。     

辽河油田含水超稠油流变特性研究

以辽河油田含水超稠油室内试验为依据,讨论了含水原油的转相问题以及含水率、温度和剪切速率对含水原油流变性的影响。影响含水原油相转变机理的因素包括含水率、油的粘度、混合物流速、液滴尺寸及其分布和流态。辽河油田含水超稠油的转相点为18%。在转相点之前,油为连续相,含水原油表观粘度随含水率上升而增加,且受温度影响较大;在转相点,含水原油表观粘度急剧下降。转相点后,水为连续相,含水原油表观粘度缓慢下降,受温度影响小。含水率和温度对流变指数也有较大的影响。含水率越高、温度越低含水原油流变指数越偏离1,非牛顿性越强。含水原油的全粘温曲线分为放射段和直线段。在放射段,原油表观粘度随剪切速率增大而减小;而在直线段,表观粘度与剪切速率无关。     

辽河稠油超声波降黏技术的实验探究

用变幅杆式超声波反应器进行了辽河油田稠油超声裂解降黏实验研究。考察了超声波处理温度、处理时间及超声波功率对降黏率的影响,优化了超声波处理工艺参数,计算并比较了超声波处理过程与减黏裂化过程所消耗的能量。实验结果表明,在高压条件下(实验压力为8 MPa),1kg辽河稠油在超声波功率1.5 kW、超声波处理温度300℃及超声波处理时间20 min的条件下降黏效果最好,降黏率为47.69%;超声波功率对降黏率影响最大,其次为超声波处理时间和超声波处理温度;与减黏裂化技术过程相比,处理相同质量油样时超声波处理过程的能耗更低。研究结果可为稠油的低能耗、高效率的降黏方法提供有效途径。     

模型环道的蜡沉积实验

利用模型环道进行了一系列蜡沉积测试。实验结果表明,蜡沉积速率随时间逐渐减小;当壁温高于原油的析蜡点或低于凝点时,没有蜡沉积;相同油壁温差下,蜡沉积速率随油温的升高而减小;在相同油温下,蜡沉积速率随油壁温差的增大而增大,当壁面温度较低时随油壁温差的增大而减小;蜡沉积速率不仅与原油的蜡含量有关,还与原油的粘度等物性有关;剪切弥散机理对蜡沉积的作用不大。