稠油水包油型乳状液表观黏度的影响因素及预测模型

通过单因素实验,系统分析了两性/非离子复配表面活性剂含量、无机/有机复配碱含量、含油率、搅拌速率、乳化温度对稠油水包油(O/W)型乳状液表观黏度的影响。在单因素实验基础上,进行了六因素三水平的正交实验,并应用SPSS软件进行方差分析及非线性回归,进一步分析各因素对乳状液表观黏度影响的显著程度,得到稠油O/W型乳状液的表观黏度预测模型,进而从理论上分析了各因素对乳状液表观黏度的影响规律。结果表明,随着复配表面活性剂含量的增加,乳状液表观黏度增大;复配碱对乳状液表观黏度的影响具有双重性,既能促使界面上活性物质发生电离,又能压缩扩散双电层,结果取决于两者的相互竞争;随着含油率的增加,乳状液表观黏度增大;搅拌速率在500~1000 r/min范围内,随着搅拌速率的增加,乳状液表观黏度增大,在1000~1500 r/min〖JP〗范围内,表观黏度变化不大;乳化温度升高导致乳状液表观黏度降低。稠油O/W型乳状液的表观黏度预测模型预测的表观黏度与实验结果吻合。     

稠油黏度影响因素研究进展

分析了稠油的黏温性质及流变特性,讨论了稠油黏度的影响因素,稠油胶体体系中由胶质、沥青质缔合形成的大分子聚集体是造成稠油高黏的根本原因,而过渡金属元素(Ni,V等)及杂原子(S,N,O等)在胶质、沥青质中的富集是缔合的主要原因。     

海上稠油乳状液稳定性影响因素

为配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏,用自制的水溶性乳化降黏剂SP(阴-非离子表面活性剂)配制水溶液,将渤海油田海上稠油与表面活性剂水溶液以油水质量比70∶30混合制得O/W型乳状液。研究了矿化度、pH值、温度和SP浓度等因素对乳状液稳定性的影响,以乳化体系在50℃下静置60 min的出水率作为体系的稳定性表征参数,出水率越高、稳定性越差。此外,通过测定表面活性剂溶液和稠油间的界面张力,分析了乳状液稳定性机制。结果表明,矿化度、pH值对乳状液稳定性的影响最大,SP加量次之,温度的影响较小。随着矿化度的增加,界面张力和出水率先降低后增加,当矿化度为55 g/L时,体系的界面张力最小,稳定性最好;钙离子对乳状液界面张力的影响大于钠离子。碱性条件有利于乳状液的稳定。随着SP加量的减少,界面张力升高,乳状液稳定性降低。SP对海上稠油的最佳乳化温度为50数70℃;SP耐温性良好,经300℃的高温处理后仍具有良好的活性,可配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏。图9表1参18     

非牛顿原油包水乳状液的表观黏度预测

基于有效介质理论,在Pal等学者提出的经典黏度模型基础上,对含沥青质、胶质等界面活性成分的原油包水乳状液黏度及流变特性进行预测。界面活性分子对连续相的吸附与夹带,导致有效含水率的增加,是乳状液具有非牛顿性的诱因。将促进与阻碍乳状液有效含水率增加的正反2种作用分开考虑,并用含水率因子和颗粒雷诺数因子分别表征。含水率因子考虑了含水率及微观液滴分布对促进作用的影响;颗粒雷诺数因子着重体现不同液滴微观分布时剪切的破坏作用。建立了考虑微观液滴分布、剪切速率、含水率等多因素影响的黏度预测模型,油田现场原油、矿化水乳状液数据验证表明,所建模型具有较好的预测精度,预测结果的最大相对误差为11.44%。     

流动体系CO2水合物浆液表观黏度影响因素分析

黏度是表征流体流动特性的重要参数,探究含水率、气液比等因素对水合物浆液表观黏度的影响规律,明确各因素的影响程度大小,对水合物风险控制策略的实施具有重要意义。以CO2、蒸馏水、工业白油、Tween-80为实验介质,依托高压循环水合物环道,基于正交试验设计的方法,选用L9(34)正交表设计并开展了一系列含油体系CO2水合物生成及浆液流动实验,并以水合物颗粒体积分数及剪切力为CO2水合物浆液表观黏度的评价指标,分析了油相类型、含水率、气液比、乳化剂浓度对水合物浆液表观黏度的影响,并对4种影响因素的敏感性大小进行了主次排序,实验结果表明乳化剂加剂量为影响水合物浆液黏度的主要因素。此外,进一步分析了各因素对多相流动摩阻的影响。本研究结论可在一定程度上为多相混输管线的安全运行提供参考。     

沥青质对稠油黏度的影响

选用新疆地区的6种高黏稠油为主要研究对象,测定各稠油的性质并配制不同沥青质含量的同源调合稠油、异源调合稠油,利用黏度法考察沥青质含量对稠油黏度的影响。结果表明：无论是同源调合稠油还是异源调合稠油,随着沥青质添加量的增加,稠油黏度均呈增大的趋势,且在沥青质添加量达到一定值时黏度出现突变;相同温度、相同沥青质含量下,四氢呋喃处理过的稠油黏度比甲苯处理过的稠油黏度要大,且增加幅度较甲苯处理过的要大。     

石油乳状液的黏度模型

在大量献调研的基础上，总结了化学复合驱数值模拟中应用的石油乳状液黏度模型，包括黏度-含水率模型、黏度-剪切速率模型以及黏度-含水率-剪切速率模型。研究表明：化学驱中生成的乳状液的黏度受到多种因素影响，其中最为重要的是体系的含水率(或含油率)、剪切速率和温度；对于不同的含水条件，乳状液的黏度表达式不同；随着含水率的增加，将出现黏度突变的临界含水率，此临界点对应水包油型与油包水型乳状液之间的转变。建立了化学驱数值模拟软件中对应不同含水阶段的乳状液黏度模型。图4参13     

石油乳状液的黏度模型

在大量文献调研的基础上,总结了化学复合驱数值模拟中应用的石油乳状液黏度模型,包括黏度-含水率模型、黏度-剪切速率模型以及黏度-含水率-剪切速率模型。研究表明:化学驱中生成的乳状液的黏度受到多种因素影响,其中最为重要的是体系的含水率(或含油率)、剪切速率和温度;对于不同的含水条件,乳状液的黏度表达式不同;随着含水率的增加,将出现黏度突变的临界含水率,此临界点对应水包油型与油包水型乳状液之间的转变。建立了化学驱数值模拟软件中对应不同含水阶段的乳状液黏度模型。图4参13     

石油乳状液的黏度模型

在大量文献调研的基础上,总结了化学复合驱数值模拟中应用的石油乳状液黏度模型,包括黏度-含水率模型、黏度-剪切速率模型以及黏度-含水率-剪切速率模型.研究表明化学驱中生成的乳状液的黏度受到多种因素影响,其中最为重要的是体系的含水率(或含油率)、剪切速率和温度;对于不同的含水条件,乳状液的黏度表达式不同;随着含水率的增加,将出现黏度突变的临界含水率,此临界点对应水包油型与油包水型乳状液之间的转变.建立了化学驱数值模拟软件中对应不同含水阶段的乳状液黏度模型.图4参13     

稠油极性四组分与其黏度及乳状液反相点的关联研究

介绍了环丁砜抽提蒸馏工艺在中国石油庆阳石化10×10^4 t/a苯抽提装置的应用情况。运行结果表明,苯产品纯度达到99.95%,结晶点大于5.4℃,苯回收率99.81%,装置能耗810.15MJ/t,均达到设计要求。此外针对运行中出现的抽提蒸馏塔液泛、脱C6塔底热量没有充分利用、白土失活等问题进行了分析,提出了解决方法。     

稠油乳状液稳定性实验研究

以孤1-孤5稠油为研究对象,依据稠油乳化降粘原理及O/W型乳状液的形成机制,考察了表面活性剂的类型及添加量、温度、油/水比、搅拌方式等因素对稠油乳状液稳定性的影响,筛选出了适合胜利油田孤1-孤5稠油的降粘剂,并为筛选降粘剂复合配方及选择降粘工艺提供了必要的基础数据。     

稠油乳状液及稠油破乳脱水问题

简述了胶质、沥青质在石油胶体(原油)和原油乳状液中的作用.讨论了胜利孤东、孤岛、单家寺、草桥,渤海绥中36-1等重质高黏原油及哈得4高黏原油中沥青质、胶质、蜡含量与原油物性之间的关系,这些原油与水形成的乳状液的特点和稳定性,这些原油脱水所用破乳剂的类型、代号、用量及脱水温度.指出具有多支链、星形结构的高分子量聚醚或其扩链产物是稠油的高效破乳剂.表3参5.     

昌吉油田吉7井区稠油黏度的影响因素研究

本文以准葛尔盆地昌吉油田吉7井区稠油油藏为对象,研究了含水率、温度、化学添加剂对吉7井稠油黏度的影响。     

油包水乳状液稳定性影响因素分析

油基钻井液优良的抑制性能及耐高温性能,使其成为钻复杂井的重要解决手段,特别是在钻高温深井和水敏性地层中优势更明显。影响油基钻井液稳定性的因素有很多,其中乳状液的稳定性是油基钻井液的决定性因素。文章介绍了油水比、配制条件、内外相种类等因素对油包水乳状液稳定性的影响机理,重点分析了乳化剂种类和加量对油包水钻井液的影响规律,通过钻屑污染实验分析了固相颗粒进入油基钻井液体系后由于大量吸附了体系中的表面活性剂,导致了钻井液中有效乳化剂质量浓度降低造成的电稳定性下降。     

钻井液马氏漏斗黏度与表观黏度的关系

马氏漏斗黏度和表观黏度在钻井流体性能表征上均有其重要作用,但对于它们的相互关系目前尚未有明确的结论.为此,基于漏斗黏度测定原理,探讨钻井流体在漏斗中流出的全过程,建立马氏漏斗黏度和表观黏度之间的关系式,采用室内配制钻井流体的测定结果,证实所建关系式的可靠性.结果表明,钻井流体的漏斗黏度反映了随漏斗剪切速率变化的表观黏度;当已知钻井流体的马氏漏斗黏度时,可用漏斗黏度与表观黏度的关系式估算其表观黏度,计算结果可靠,为钻井流体表观黏度和漏斗黏度的应用提供了方便.     

稠油油藏AVO影响因素分析

由于特殊的温压环境和形成机制,稠油油藏的密度与水非常接近,导致含稠油地层与含水地层的地震响应特征十分相似,致使应用AVO技术识别稠油的效果并不理想。为此,在稠油油藏AVO敏感因素分析的基础上,提出了一种利用AVO技术开展稠油油藏储层物性分析的新方法。首先通过基于Zoeppritz方程和Biot-Gassmann理论的岩石物理分析,以岩石弹性参数为桥梁建立反射系数与储层物性（孔隙度）、含油气性（含油饱和度）之间的关系;进而通过基于流体替换和孔隙度替换的AVO正演模拟,依次分析了含油饱和度、孔隙度对饱和稠油模型AVO特征的影响。结果表明,孔隙度是影响AVO响应特征的敏感因素,含油饱和度的影响可忽略不计。通过在锦州A油田的应用,对目的层孔隙度横向变化进行了研究,结果与钻井数据较为吻合,证实了文中方法的有效性。     

稠油乳状液的破乳方法

在稠油乳化降黏输送的过程中,在输送的终点需要对乳状液进行破乳,本文主要介绍了破乳过程中的三种方法。化学破乳、微波破乳、微波化学破乳以及各自的破乳机理。     

胜利油田孤岛稠油乳状液流变性研究

以胜利孤岛稠油为研究对象,筛选出适合该稠油的乳化降粘剂配方.通过实验研究了温度、油水比、乳化剂加量和乳状液分散相颗粒粒径分布等因素对O/W型乳状液流变性的影响,得到配制孤岛稠油乳状液较佳的油水比、温度、加剂量等,为稠油乳化输送技术的推广应用提供了技术基础.     

稠油乳状液的流变性试验研究

用四种不同的粘性原油乳状液进行了乳状液流变性的研究。结果表明，剪切应力与剪切速率的关系和液滴尺寸大小密切相关，视粘度和非牛顿性随液滴尺寸减小而增大。大部分乳状液在低剪切速率下（＜５０Ｓ－１）剪切变稀，当剪切速率超过５００ｓ－１时呈现牛顿流体性质。因此．液滴尺寸是乳状液流变性研究中的重要因素。     

低油水比乳状液稳定性影响因素分析

为获得低油水比下性能稳定的油基钻井液,油包水乳状液的稳定性是关键。通过电稳定性测试法、静态稳定性测试法、微观形态测试法分析了乳化剂加量、有机土加量和温度对油水比为60∶40的油包水乳状液稳定性的影响。研究结果表明:4%乳化剂加量下乳液滴细小且分散均匀,破乳电压最高,乳状液稳定性最佳。环境温度100℃和120℃下,乳状液液滴大小变化不大,破乳电压接近,稳定性差别不大,继续提高温度至150℃,乳状液液滴显著增大,破乳电压陡降,稳定性明显变差。有机土加量为2%时,显微镜放大400倍下乳状液液滴肉眼不可见,破乳电压超过400 V,且静置25 h后析油率仅0.1%,稳定性显著提高。通过关键处理剂材料作用机理分析并优选合适处理剂加量,是保证低油水比乳状液稳定的一大关键,对现场油基钻井液性能维护有实际指导意义。图15表2参15