喇嘛甸油田强碱三元复合驱采出液性能分析

为了给强碱三元复合驱技术决策提供依据,以喇嘛甸油田取样井的采出液为研究对象,分析了强碱三元复合驱采出液药剂加量与黏度和界面张力间的关系,探索了强碱三元复合体系段塞黏度对采出液药剂加量和色谱分离程度的影响。结果表明,随取样井储层渗透率增加,采出液中碱、表面活性剂质量分数和聚合物质量浓度呈现“先升后降”变化趋势。随采出液聚合物质量浓度增加,黏度增加,界面张力升高。随采出液碱和表面活性剂质量分数增加,黏度减小,界面张力降低。分析表明,强碱三元复合驱过程中存在比较严重色谱分离现象。通过提高三元复合体系黏度可以减弱色谱分离现象,进而改善三元复合驱增油效果。     

辽河稠油模拟乳状液的制备

通过了解辽河油田稠油的驱替方式,依据现场采出含水原油乳状液的含水率及矿化度,确定配制模拟原油乳状液的盐水配方及油水体积比。用聚丙烯酰胺聚合物和石油磺酸盐表面活性剂制备了模拟乳状液,考察了乳化时间和搅拌速度对模拟原油乳状液运动粘度的影响,并用同一种破乳剂对模拟乳状液和现场采出乳状液进行了破乳脱水实验。结果表明,在乳化时间为6h,搅拌速度为2400r/min时,制得的乳状液与现场采出液的运动粘度接近。在破乳剂的脱水实验中得到了相似曲线,证明该模拟乳状液可以替代现场采出乳状液来对破乳剂进行初步评价。     

聚合物/表面活性剂驱模拟采出水的乳化稳定性

以成分相对简单的轻质油(V(石油醚):V(苯)=9:1)作为模拟油取代成分复杂的原油配制模拟采出水,详细探究了驱油剂影响聚合物/表面活性剂二元复合驱采出水乳化稳定性的机理。采用超低界面张力仪、Zeta电位分析仪和界面流变仪对油水界面张力、油滴表面Zeta电位和油水界面流变进行测定,研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM,聚合物)、石油磺酸盐(WPS,表面活性剂)和矿化度对模拟采出水油水分离性能的影响。研究结果表明:WPS能够降低油水界面张力,使模拟采出水更加稳定。HPAM能够增加模拟采出水体相黏度,但对其最终乳化稳定性影响较小。矿化度增加显著增强了模拟采出水乳化稳定性,从而为进一步加深对采出水乳化稳定性的研究提供借鉴。     

非离子Gemini表面活性剂与聚合物二元泡沫性能研究

在大庆油田油水条件下,利用界面张力仪、泡沫扫描仪及泡沫驱油装置,考察了非离子Gemini表面活性剂与聚合物二元体系的界面性能、泡沫性能及驱油效果。结果表明,二元体系可以与大庆原油形成超低界面张力,但随非离子Gemini表面活性剂或聚合物浓度增加,二元体系界面张力升高。二元体系的泡沫综合指数随非离子Gemini表面活性剂和聚合物浓度增加出现极大值,而后降低。非离子Gemini表面活性剂或聚合物浓度增加,二元泡沫复合驱采收率增加。随着气液体积比的增大,二元泡沫复合驱采收率先增大后减小。在气液体积比为1∶1时,二元泡沫驱采收率达到最大,气液体积比过大,易发生气窜。二元泡沫复合驱采收率随着压力升高而降低。     

锂皂石对聚表复合驱模拟采出水稳定性的影响

文章研究了锂皂石对聚合物/表面活性剂复合驱采出水乳化稳定性的影响,并通过油水界面张力和zeta电位分析了体系稳定的原因。结果表明:在驱油剂的浓度固定时,随着锂皂石质量浓度的增大,zeta电位和界面张力逐渐降低,采出水稳定性逐渐增强;当浓度达到150~200 mg/L时,体系最稳定,继续增大锂皂石的浓度,zeta电位基本无变化,而界面张力增加,此时采出水稳定性减弱。在锂皂石浓度一定时,随表面活性剂浓度增加,zeta电位和界面张力均减小,采出水稳定性增强;随聚合物浓度增大,采出水稳定性先增强后减弱。     

乳化对注入压力贡献程度的表征及影响因素研究

系统研究碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系乳化对压力的贡献程度。首先建立了乳化压差的表征方法,在此基础上,考察了驱替体系类型、界面张力量级和岩心渗透率的大小对乳化压差的影响,并通过微观驱油实验,分析了不同类型驱替体系乳化压差存在差异的作用机理。结果表明,与聚合物体系相比,碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱体系乳化可产生较强的渗流阻力,具有较高的乳化压差;超低界面张力时,易产生较高乳化压差;岩心渗透率对乳化压差影响较大,在低渗条件下易产生较高乳化压差。     

复合化学驱油体系吸附滞留与色谱分离研究

主要针对胜利石油磺酸盐与助表面活性剂的二元驱体系中,研究其在油藏条件下,驱油体系的静、动态吸附规律与色谱分离特征.结果表明:胜利石油磺酸盐在低浓度下为线性吸附,最大静态吸附量为4.6 mg/L,加入助表面活性剂可以有效降低其吸附量;石油磺酸盐与助表面活性剂存在一定色谱分离,且二元驱中聚合物的加入加大了这种色谱分离效应.试验证明,只要适当增大注入液中活性剂浓度,二者的复配协同效应可以得到发挥.     

适合海水二元复合驱配方研究——以埕岛油田为例

为加快海上油田开发速度,针对海水矿化度高、Ca2+、Mg2+浓度高的特点,从活性剂抗钙镁能力、界面张力、聚合物速溶等方面对二元复合驱体系的性能进行了研究。结果表明:S-1、S-2两种表面活性剂浓度为0.3%时可使原油界面张力达到10-4m N/m,两种表面活性剂具有较宽的浓度窗口,油藏适应性好。当Ca2+、Mg2+浓度达到2 500 mg/L时界面张力仍能达到10-3m N/m,具有良好的抗钙镁能力。新2#和新5#聚合物在海水条件下溶解性能和增粘性能较好。聚合物对活性剂降低界面张力能力影响较小。室内物模试验表明二元复合驱室内可提高采收率26.1%。海上油田实施二元复合驱,有利于为加快开发速度,最大限度提高采收率。     

“SJT-B表面活性剂/聚合物”二元复合体系流动性和调驱效果

为评价"SJT-B表面活性剂/聚合物"二元复合体系的性能,利用现代物理模拟方法,将"碱/表面活性剂/聚合物"三元复合体系和聚合物溶液分别从流动性质、传输运移能力和驱油效果等3个方面,与之进行对比.结果表明,在相同聚合物质量浓度条件下,与三元复合体系和聚合物溶液相比较,"SJT-B表面活性剂/聚合物"二元复合体系的阻力因数和残余阻力因数较大,在多孔介质内传输运移能力较差,调整吸液剖面能力较强,并且调驱采收率增幅更大.     

三元复合驱采出液沉降处理室内实验研究

三元复合驱采出液中离子矿化度较高,悬浮颗粒半径较大,原油乳化严重,形成了O/W型乳状液,体系黏度较大,成分较复杂,使三元采出液这种复杂的污水体系,在进行油水分离时,很难靠常规沉降处理方法达到较好的分离效果。通过室内沉降实验,研究三元复合驱采出液体系在不同沉降时间、沉降温度条件下的沉降效果,明确三元和聚合物驱体系混掺后沉降效果及技术界限。实验结果表明,三元采出液中混掺聚驱采出液有助于降低三元采出液中油水的分离难度,从混掺污水的水质特性分析,将三元采出液与聚驱采出液混掺,不但可以降低污水处理难度,而且更加有利于现有油田三元采出水处理工艺的稳定运行,且三元采出液与聚驱采出液的最佳混掺比1∶3,最佳混掺沉降时间界限为8 h。     

微波辐射加热高凝油脱水研究

针对渤西油气处理厂海管出口的高含水、含蜡原油,利用微波辐射加热技术进行原油脱水实验研究。考察了微波辐射加热温度对原油脱水量、脱水速度及原油最终含水率的影响。微波加热温度对原油脱水效果有较大影响,在加热到50℃左右时有较好的脱水效果。微波辐射加热相比水浴加热,不仅脱水速度快,最终脱水量更多,而且脱出的水含油量极低,避免了含油污水的再次脱油。最后针对此种高含水、含蜡原油,详细的分析了微波辐射加热的破乳原理。研究结果证实微波辐射加热技术具有效率高、经济、环保等特点,具有良好的应用前景。     

锂皂石颗粒对聚合物驱采出水乳化稳定性的影响

研究了锂皂石颗粒对模拟聚合物驱采出水乳化稳定性能和油水界面性质的影响。通过分析含油量表征分析了锂皂石颗粒对聚合物驱采出水乳化稳定性的影响,发现在HPAM质量浓度为100～600mg／L、锂皂石颗粒质量浓度为50～100mg／L时,对聚合物驱采出水稳定性影响最大。研究了锂皂石颗粒对模拟聚驱采出水中油滴Zeta电位、油水界面张力、颗粒油滴聚集状态及乳化体系黏度的影响。结果表明:在实验浓度下,随锂皂石颗粒质量浓度增大,Zeta电位下降、界面张力降低、体系黏度提高,对采油污水稳定性影响显著;当锂皂石颗粒质量浓度大于100mg／L后,聚驱采出水稳定性减弱,此时有利于聚合物驱采出水的处理。     

不同尺寸段塞组合等流度二元驱驱油效果评价

辽河油田锦16块实施二元复合驱以来,仍存在部分注入井单层吸液量过大,使注入液在各层中的推进速度不一致,从而导致相应的采油井聚合物质量浓度上升较快的问题。通过室内驱替实验,采用均质岩心和非均质岩心,对比不同段塞组合的等流度二元驱驱油方法在非均质岩心上的驱油效果。结果表明,在相同聚合物用量和总注入孔隙体积倍数条件下,在三层非均质岩心上等流度驱油方法比常规单段塞驱油方法化学驱采出程度高出3.54%;多段塞等流度驱油方法可以明显提高中、低渗层分流率,降低高渗层分流率。因此,合理段塞组合等流度二元驱油方法可有效提高高渗透非均质油藏的采收率。     

阳离子改性羧甲基纤维素钠的制备及ASP采出水絮凝研究

三元复合驱（ASP）采出水水质复杂,矿化度高、黏度大、含油乳化程度高、小油滴含量高、油水分离困难,对油田生产和环境的影响日益严重。因此,开展ASP采出水高效处理方法的研究成为一项重要任务。为提高ASP采出水中油水分离效率,本文以羧甲基纤维素钠（CMC）为主链,甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为单体,过硫酸钾（KPS）为引发剂,利用水溶液聚合法制备阳离子改性羧甲基纤维素接枝共聚物CDC,并应用于ASP采出水的絮凝实验。从CDC投料量、絮凝温度和CDC接枝率方面分析,得到CDC絮凝效果优于CMC。CDC最佳投料量为50 mg/L,絮凝温度超过45oC后絮凝效果变化不明显,CDC最佳接枝率为77.5%     

钠蒙脱土颗粒对聚驱采油污水乳化稳定性的影响

通过室内实验方法研究了钠蒙脱土颗粒对聚驱采油污水油水分离性能和油水界面性质的影响。采用界面张力仪和Zeta电位仪研究了钠蒙脱土颗粒对聚驱采油污水中油滴Zeta电位、油水界面张力和界面扩张黏弹模量的影响。在光学显微镜下,观察钠蒙脱土颗粒在油滴表面的吸附状态。结果表明,当钠蒙脱土颗粒质量浓度低于200mg／L时,随其质量浓度增大、Zeta电位下降,、界面张力降低、黏弹模量提高,采油污水中出现稳定液滴型(oil-mineral aggregate,OMA)结构,此时钠蒙脱土颗粒对聚驱采油污水稳定性影响比较显著, 采油污水处于比较稳定的阶段。当其质量浓度大于250mg／L后,Zeta电位基本不再下降,而界面张力略有提高,黏弹模量也有增大,颗粒油滴形成大的聚集体结构,油滴更容易发生聚并,聚驱采油污水稳定性变差,从而更易于处理。     

井口到计量间集油管道热洗清淤研究

随着三次采油技术的实施,聚合物驱油技术在提高采收率的同时也给地面原油处理、加工及集输带来了新的挑战。针对聚合物驱管道结蜡淤积导致集油管线高回压问题,停输后对井口到计量间的聚合物驱集油管道进行热洗清淤研究。探究在不同集油半径条件下,热洗水量、热洗水温及不同含聚质量浓度的淤积物对清淤时间的影响。通过理论公式计算清淤时间及实验结果发现,热洗水温在65~70 ℃增加热洗清淤效率最明显。对于不同含聚质量浓度的淤积管线进行清洗时,在低热洗水量的条件下,高含聚采出液的淤积物清洗时间相对更长。随着热洗水量的增加,不同含聚质量浓度淤积物的清洗时间几乎相等,没有明显变化。     

八面河油田稠油破乳技术研究

为了解决稠油问题,八面河油田在接转站内直接对面138区的稠油进行破乳。实验结果表明,破乳剂YQ-1在温度为65℃时脱水率≥98.5%,脱水时间≤6h,满足面138在接转站的现场工艺需求,同时破乳后净化油中剩余水含量为1.25%,破乳后污水含油量仅为1.364mg/L,符合外输要求以及污水排放标准。复配后的油溶性破乳剂脱水效果明显好于水溶性的破乳剂。     

大庆油田N区三元复合驱油试验的研究与评价

讨论了大庆油田在N区进行国产表面活性剂植物油羧酸盐三元复合驱矿场试验。大庆油田三元复合驱采用进口磺酸盐类表面活性剂,其成本较高,为了降低成本,提高经济效益,大庆油田首次在N 区应用植物油表面活性剂。试验采用PBH-808E羧酸盐作为表面活性剂,通过室内岩心驱油实验及实际矿场实验,对三元复合驱试验结果进行分析。结果表明,三元复合驱可在水驱基础上提高原油采收率20%以上;原油乳化是影响驱油效果的重要因素;通过跟踪调整体系黏度,提高试验效果。试验结果对大庆油田三元复合驱技术的发展起到积极作用。