稠油乳化降黏体系提高采收率

为了解决胜利油田陈家庄稠油黏度大、开采难的问题,考察了阴离子烯烃类磺酸盐乳化降黏剂SS、阴离子烷烃类磺酸盐乳化降黏剂SD、非离子乳化降黏剂SF以及SS+SF(质量比1∶1)和SD+SF(质量比1∶1)复配体系降低油水界面张力的能力和乳化稠油的能力,并采用SS、SF、SS+SF溶液进行了微观可视化驱油实验。研究结果表明,在质量分数0.4%,温度25℃下,SD、SS阴离子乳化降黏剂体系与模拟油的界面张力分别为1.87×10-2mN/m和1.21×10-2mN/m,与稠油模拟油(黏度187 m Pa·s)形成乳状液(质量比3∶7)的黏度分别为42 mPa·s和46 mPa·s;在微观驱油过程中,阴离子乳化降黏剂SD、SS的提高采收率分别为56.75%、61.93%。同样条件下,SS+SF体系具有优于单组分乳化降黏剂的界面活性和提高采收率能力,界面张力降至1×10-4mN/m以下,与稠油模拟油形成的乳状液黏度为30 mPa·s,相对于SF乳化降黏剂提高采收率14.93%。SS+SF乳化降黏剂有望用作普通稠油油田的驱油处理剂。     

聚醚磺酸盐提高蒸汽吞吐效果的研究

针对乐安油田稠油油藏特点,研制了一种新型聚醚磺酸盐表面活性剂,可有效降低油水界面张力,最低界面张力可达3.4×10-4 mN·m-1,并具有良好的起泡能力和乳化能力.现场采用前置注入及伴注注入方式,有效改善热采稠油油藏吞吐效果.该技术在革20区块推广应用了5口井,取得了良好增产效果.     

化学剂吞吐与油井堵水的结合技术

1.概述 化学剂吞吐是将具有高洗油效率的化学剂(吞吐剂)注入油井,使油层油之间产生低或超低界面张力(10-1～10-3mN·m-1或更低),更有效地将油洗出,提高油井产量.油井化学堵水是利用堵水剂优先进入高渗透层的特点,选择性地封堵高渗透层,迫使水驱替中低渗透层中的油,提高油井的产油量并降低含水.     

合成聚合物XJJ- 4 耐高温压裂液室内研究

采用自制聚合物配制出了合成聚合物基高温压裂液研究了体系组成对压裂液性能的影响,考察了组成为:0.40%稠化剂XJJ-4+0.25%交联剂J-1+0.015%pH调节剂W-1+0.2%助排剂。压裂液体系的耐温抗剪切性、黏弹性、流变性以及破胶性。研究结果表明,该压裂液体系在150℃、170 s~(-1)下连续剪切2h后的黏度约120mPa·s,耐温抗剪切性良好;在线性黏弹区内,体系储能模量G′恒大于损耗模量G″,是典型的黏弹性结构流体;稠度系数(2.141 mPa·S~(0.476))较大,流变行为指数(0.476)较小,具有明显的非牛顿流体行为;加入0.01%破胶剂APS,在150℃下3 h完全破胶水化,破胶液黏度1.38mPa·s,残渣含量15 mg/L,且破胶液具有较低的表面张力(26.24mN/m)和界面张力(1.83mN/m),有利于压裂施工后破胶液顺利返排,降低对地层的伤害。     

双子(Gemini)表面活性剂合成及性能评价

研究合成了一种阴离子型双醚双苯磺酸盐Gemini表面活性剂,该表面活性剂可在无碱,质量浓度为35 mg·L-1条件下,将油水界面张力降至1.2×10-3 mN·m-1的超低水平;可有效改变岩石表面润湿性,可将亲油表面改变为弱亲油表面,可将亲水表面改变为弱亲水表面;利用该Gemini表面活性剂配制的三元复合驱(ASP)驱油体系相比常规驱油体系,表现出更高的驱替效率.     

有机胺抑制剂对钻井液性能的影响研究

文中研制出一种有机胺抑制剂,并对其性能进行了评价。实验结果表明,有机胺能将表面张力降低到50mN·m-1,对黏土的Zeta电势影响不大,能有效抑制黏土造浆和岩心及岩屑的分散,且其抑制性持久性强;有机胺抑制剂与钻井液配伍性好,有利于维持钻井液的高温稳定性,且对钻井液滤失性能具有一定的改善作用。     

十二烷基甜菜碱-重烷基苯磺酸盐/碱复合体系与大庆原油的界面行为

在50℃实验研究了以十二烷基甜菜碱(BS-12)+重烷基苯磺酸盐(HABS)为表面活性剂组分、等质量比的Na2SiO3+Na2CO3为碱组分的AS二元和ASP三元复合体系与大庆采油四厂原油之间的动态界面张力.当碱浓度为12g/L、表活剂浓度为0.5g/L、BS-12、HABS质量比在0～1之间变化时,等BS-12、HABS质量比的AS体系的界面张力最低,最低值可迭10-4mN/m数量级.在4～24g/L范围改变碱浓度,则最低界面张力出现在碱浓度为12g/L时,碱对界面张力的影响是双向的.在1～10g/L范围改变外加盐(NaCl)浓度,则盐浓度为3g/L时界面张力最低,1g/L时次之,均可达10-3mN/m.在AS二元体系中加入M=2.5×107的HPAM(加量0～1.6g/L),当HPAM浓度为0.4 g/L时,ASP三元体系的动态界面张力在11min后即降至10-4mN/m数量级,当HPAM浓度为1.2g/L时,三元体系的黏度(7.921/s)为29.0mPa·s,界面张力最低值可达10-3mN/m数量级,为性能最佳体系.     

疏水暂堵剂HTPA-1 的研制及其性能评价

根据疏水暂堵理论研制出性能优良的疏水暂堵剂HTPA-1。采用光散射、SEM、吸附量测试等方法考察了HTPA-1 的粒径分布、形貌、接触角、油分散性、增黏效应和表面吸附性等性质,结果表明,HTPA-1 接触角81°~165°,具有较强的疏水性, 油分散性较好;粒径分布在900 nm 左右,具有一定的增黏效应;具有一定的降低表面张力的能力,最低能降至40 mN/m。在无黏土、聚磺、无固相等现场钻井液中加入HTPA-1,油相突破压力降低70% 以上,水相突破压力增加2 倍以上,从而起到限水通油的作用。     

高效解堵洗油剂室内研究与现场应用

介绍了一种高效解堵洗油荆的研制,考察了反应物浓度、碱液浓度、表面活性剂等因素对有关性能的影响.解堵洗油剂洗油效率可达90%以上,0.1%水溶液表面张力达20 mN·m-1,具有良好的洗油能力和溶解胶质、沥青质的能力,能有效降低油水界面张力.该解堵洗油剂主要用于油井吞吐,现场试验表明可大幅度提高油井产能,是一种性能优良、价格低廉的解堵洗油剂.     

无碱SPG体系对渤海稠油冷采实验研究

针对渤海NB35-2海上稠油（油藏温度下1580mPa.s）油田提出以物理降黏和提高驱替介质黏弹性为主,同时降低界面张力至10-2mN.m-1的SPG复合驱（SPG即表面活性剂,KYPAM和自生CO2体系）技术。模拟NB35-2油田物性和流体性质,通过SPG体系动态黏弹性实验、可视化岩心驱替实验和宏观岩心驱替实验,对渤海稠油冷采做了可行性研究。结果表明,在SP体系中加入少量自生CO2体系,就可以使体系不但具有SPG和CO2驱的优点,而且可以通过二氧化碳在原油中的溶解降低稠油的心度,通过SP与自生二氧化碳体系的协同作用能提高SPG体系的黏弹性,大大改善油水流度比和提高微观驱油效率。