一种高效破乳剂在南海某高含水油田的应用

针对南海某高含水油田采用进口破乳剂和清水剂存在药剂用量大、易堵塞问题,选择不同含水率油水样开展破乳剂主剂、清水组分评价和效果验证,确定了高效破乳剂P-33配方。通过现场试验,破乳剂P-33成功取代进口破乳剂+清水剂组合,在总用量减少95 L/d、费用降幅达50%条件下,外排水水含油均值从14 mg/L降至12 mg/L,外输原油含水稳定在0.4%。     

一种海洋油田油相清水剂体系的开发与应用

以环氧乙烷和对甲苯磺酰胺甲醛树脂合成的聚醚，与AA、AMPS共聚物复配得到系列油相清水剂，通过清水效果和协同破乳效果确定清水剂组分占比：聚醚：AA-AMPS共聚物：溶剂=24:16:60，其中聚醚中环氧乙烷和对甲苯磺酰胺甲醛树脂的质量比为9:1；共聚物中AA和AMPS的质量比为8:2。经现场试验验证，该清水剂不仅清水效果好，且其对电脱水器原油破乳也有一定的促进作用。     

不同类型清水剂对不同原油组分界面稳定性的影响研究

清水剂是处理油田聚驱后产生的含有残余聚合物的含油污水（含聚污水）的重要添加剂,不同类型清水剂实现含聚污水油、水分离的作用过程不尽相同。以3种不同类型清水剂（阳离子型、两性离子型和非离子型）为研究对象,利用液滴聚并法研究了在不同温度和清水剂添加量下模拟残余聚合物水溶液中清水剂对不同原油组分界面稳定性的影响,并结合界面张力结果分析了原因。结果表明：阳离子清水剂主要与沥青质作用促进水中油滴聚并,两性离子清水剂主要与胶质和沥青质作用促进水中油滴聚并,非离子清水剂与原油中4种组分均可作用促进油滴聚并。     

多支链多胺基多苯环型清水剂的合成及性能评价

针对稠油注聚油田含油污水处理困难的情况,以双酚-A、甲醛、三乙烯四胺为主要原料合成酚胺树脂,再以酚胺树脂为起始剂合成一系列多支链、多胺基、多苯环的双酚-A酚胺聚醚型清水剂。以加入清水剂3 min内污水的含油量降至20 mg/L以下为评价标准,评价了合成的系列清水剂的清水效果,从中优选清水剂F-14与F-15,并将两者按不同复配比复配,考察复配清水剂的清水效果,通过研究加入清水剂前后油水界面性质的变化,分析清水剂的作用机理,并进行了现场应用实验。结果表明：清水剂F-14与F-15按照复配比2∶1进行复配,在加剂量为40 mg/L下可使污水含油量在规定时间（3 min内）降低至18 mg/L,符合标准要求。合成清水剂具有极强的界面活性,极易吸附于油水界面,并驱替油水界面原有表面活性物质,形成新的油水界面膜;新形成的界面膜强度较弱,易破裂,导致小油滴间碰撞时易聚并为大油滴,促进油水分离,从而达到含油污水的清水效果。渤海某油田现场中试结果表明合成清水剂适用现场短流程、含聚污水水质,处理后注入水中油含量稳定在20 mg/L以下,达到现场技术要求。     

聚合物对海上油田破乳剂和清水剂的影响

从集输的角度对国内几大聚合物进行比较,分析聚合物对破乳和清水的影响.选取CB-B平台和SZ 36-1CEPK平台的综合油水样为评价对象,考察各种聚合物对在用破乳剂和清水剂作用效果的影响.结果表明:破乳剂和清水剂对集输系统有很大的促进作用,但若原油中混了聚合物,破乳和清水效果即急剧下降,尤其是疏水缔合聚合物,与其他类型的聚合物比较,它的影响更为严重.     

海上油田用清水剂制备及应用研究

为开发性能优异的二硫代氨基甲酸盐(Dithiocarbamate, DTC)清水剂产品，提升海上油田水处理能力，在室内分别采用有机胺中间体(YF-02)、聚醚胺(T-403)及四乙烯五胺在碱性条件下，用CS₂改性得到3种DTC清水剂NQ-101、NQ-102和NQ-103,并对3种DTC清水剂进行了红外光谱表征，在油田现场与在用清水剂Q-30A进行了瓶试对比，同时对性能优异的产品进行了现场中试和常规应用。结果显示，3种DTC清水剂与在用清水剂Q-30A的性能排序为：NQ-101>Q-30A>NQ-103>NQ-102;对NQ-101进行现场中试时，2个旋流气浮处理装置(Compact Flotation Unit, CFU)出口水中含油浓度(OIW)平均值分别由20.1 mg/ L和17.5 mg/ L降至12.9 mg/ L和11.2 mg/ L,清水效果明显优于Q-30A的清水效果；在进行油田提产及NQ-101注入点后移时，外排水OIW仍保持在20 mg/ L内，满足现场生产要求。对生产流程中各种离子进行检测，验证了DTC清水剂的作用机理；常...     

两性清水剂处理聚合物驱含油污水

聚合物驱含油污水中含有较高浓度的残留聚合物,采用传统的阳离子型清水剂不佳,并产生大量黏性"油泥",对油田生产造成不利影响。为解决上述问题,研制了一种新型的两性清水剂QS-01。结果表明,QS-01的ρ(加药)为130mg/L以上时具有良好的清水除油效果,处理后水体澄清透明,ρ(油)由5 000mg/L降至45mg/L以下;QS-01可处理温度范围较宽(50~80℃),并具有良好的稳定性;ρ(加药)为150mg/L条件下进行放大评价实验,处理后的污水ρ(油)为40mg/L,絮体呈松散状,有良好流动性。机理分析结果表明,两性清水剂可有效破坏油水界面双电层,降低油水界面膜强度,并与残留聚合物间的相互作用大幅减弱,因而有望解决含聚污水处理中的"油泥"问题。     

适用于渤海绥中油田含聚污水的高效清水剂

渤海绥中油田三次采油污水中含有阴离子聚合物,存在空间位阻效应,传统聚醚嵌段型清水剂具有清水速度慢、药剂用量大、大量黏稠絮凝物黏附于管道壁面及转弯处造成装置堵塞等缺点。以环氧氯丙烷、有机胺为起始剂,乙二胺为交联剂,制得一种高效的季铵盐型小分子阳离子清水剂H1,优化了合成条件,对比了H1与现场应用的清水剂(BHQ-04和BN-5)的清水效果。结果表明,环氧氯丙烷、有机胺、乙二胺投料摩尔比为1.2∶1∶0.3时,在75℃下反应5数6 h制得的清水剂清水效果最佳;与现场用清水剂相比,H1油水分离速度快、油水分离后的上层絮状体松散且可自由流动,有效清水浓度为175 mg/L,远低于BHQ-04的400 mg/L和BN-5的300 mg/L。H1清水剂有效解决了渤海绥中油田区块含聚污水处理过程中的黏性油泥问题。     

多乙烯多胺类聚醚清水剂在渤海某油田的研究及应用

通过实验研究了用四乙烯五胺交联直链环氧乙烷、环氧丙烷生成的多乙烯多胺类清水剂效果的影响因素。研究结果表明：该类型清水剂清水过程为破乳过程,温度高于一定值后,相对分子质量为10000左右的该类清水剂的清水效果主要受药剂自身浊点的影响,当温度高于浊点温度时,清水效果显著变差;药剂浊点温度主要受环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的影响,药剂浊点温度随环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的增加而升高,因此可通过增加环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比而扩大该类药剂的适用温度范围;通过降低药剂的有效含量,也可提高药剂的浊点温度,从而扩大药剂的适用温度范围。在油田现场开展了环氧乙烷、环氧丙烷物质的量比为（5∶2）的清水剂Q-03与Q-03（有效含量11%）的加注试验,加注浓度均为200 mg/L时Q-03(11%)的清水剂效果明显优于Q-03,大幅改善了油田现场的污水处理效果。     

组合式清水剂在南海高含水油田的应用

根据南海高含水油田的产液及污水处理流程特点，制备了前端由有机硫清水剂PC04和后端由乳液聚丙烯酰胺清水剂TC02构成的组合式清水剂。室内实验表明，当两种清水剂按照体积比4∶1分别加注时，展现出良好的清水能力。现场应用试验表明，T1系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02初始浓度为3 mg/L,处理后污水含油值均值为16 mg/L。T2系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02加注浓度为8 mg/L,处理后污水含油值均值为15 mg/L,组合式清水剂具有优异的除油效果。     

海上聚合物驱油田污水处理剂的开发利用

聚合物驱污水中含有大量水解聚丙烯酰胺,由于带有大量的羧酸根而带负电荷,处理难度大。目前,主要的商用清水剂为聚阳离子类,如阳离子聚丙烯酰胺、聚铝等,其机理是利用静电中和作用,实现油滴聚集上浮从而净化水质,但在处理的同时会导致大量含聚合物的油泥产生,引起生产流程的堵塞。为了解决该问题,研制了非离子类清水剂,并在海上平台污水处理流程中进行了加注,观察处理效果,加注后水质稳定,满足回注要求。下一步将扩大试验规模,评估并指导新型药剂的研制。     

旅大10-1平台污水处理效果影响因素分析

对旅大10-1平台生产污水水质劣化、污水处理难度增大、处理后水质也时有超标情况发生的原因进行了分析。污水处理设施运行数据统计结果表明,三级处理中斜板除油器的除油率仅为40%左右,远低于设计水平;采用计算流体力学软件Fluent对斜板除油器内部油水流动特性进行模拟分析认为,斜板除油器内波纹板的竖放方式是导致油水分离效率低的根本原因。在用清水剂BHQ-09的效能受到产出聚合物的影响。清水剂与防垢剂、防垢剂与杀菌剂之间不配伍进一步影响了污水处理效果。     

稠油油藏蒸汽吞吐开发驱油助排剂优选及性能研究

为改善辽河油田欢127块稠油井蒸汽吞吐中后期的吞吐效果,解决包括注入蒸汽过程中的冷凝水带来的稠油乳化现象、稠油降黏、原油中重质成分沉积老化等问题,需要在稠油注汽开采的中后期加入一定量驱油助排剂,以此破坏油包水乳状液及岩石表面的油膜,降低地层流体黏度,提高原油流动性,从而达到使原油增产,提高采收率的目的。因此本文针对欢127块具体问题,对降黏助排剂进行对比并优选出了适合欢127块油藏特点的驱油助排剂,并利用室内实验对该驱油助排剂性能进行测试及验证。     

水平井用耐高温堵剂的制备及性能评价

为了在高温、长射孔段、长期水驱已形成高渗透窜流通道的水平井获得良好的堵水效果,制备了一种热固性酚醛树脂类堵剂,研究了该堵剂在地层温度(110℃)下的成胶性能、封堵性能和耐冲刷性能,并在楚28-平1井进行了先导性试验。结果表明,80℃以下时堵剂为均相、低黏水溶液,物化性质稳定,地层对堵剂的剪切、吸附、色谱分离不影响其组成和成胶性能;85℃以上时堵剂延缓缩聚,随温度升高成胶时间缩短,介于12~48 h可控;形成的热固性、热惰性冻胶经大排量、大剂量水流冲刷,在110℃填砂管中的封堵率恒定在96%,显示出良好的高温封堵强度和耐水流冲刷能力;堵剂热稳定性良好,110℃老化1年的理化性质变化较小。水平井堵水矿场试验结果表明,堵剂被高压大排量选择性注入到高渗层,在110℃地层温度下形成冻胶,可长期承受8 MPa以上地层压差、水流推力和近井地带负压作业对堵剂的抽吸力,增油降水效果明显。     

长庆油田注水管网清水腐蚀机理及对策研究

长庆油田庄6注、庄36井区的水源井清水管线腐蚀严重,腐蚀速率达到0.22 mm/a。水质分析表明,此类清水的p H值与细菌含量偏低,总矿化度偏高,含有一定S2-、Cl-、HCO3-与溶解氧。腐蚀产物XRD检测表明,其中含有30.43%Fe S0.9、36.39%Fe3S4、16.9%Fe OOH、8.4%Fe2O3与7.87%Fe CO3。腐蚀挂片的电镜、能谱分析结果表明,清水腐蚀为硫离子、溶解氧共腐蚀,氯离子加剧了腐蚀。调整清水的p H值至7.5,以Na2SO3作为除氧剂,当用量为理论用量的1.5倍时,清水均匀腐蚀速率下降到0.031 3 mm/a,满足注入水防腐要求。     

无黏土高温高密度油基钻井液

针对塔里木盆地山前构造带井深高温以及地层裂缝发育的特点,研发了油基钻井液关键处理剂,其包括主乳化剂HT-MUL、辅乳化剂HT-WET、提切剂ZNTQ-1。乳化剂通过抗高温的亲水亲油官能团,在油水界面形成具有很强黏弹性的界面膜来提高乳化能力;基于超分子原理,提切剂通过在油水界面的氢键作用提高乳状液的凝胶强度,达到替代有机土的效果。以乳化剂和提切剂为核心处理剂配制的无黏土高温高密度油基钻井液,抗温达220℃,密度达2.50 g/cm3,老化后乳化稳定性好,不出现分层现象,高温高压滤失量小于10.0 m L,具有极好的滤失性,可通过柴油配制得到。无黏土高温高密度油基钻井液克服了以往有机土油基钻井液高温易降解失效和高密度下流变性差的缺点;同时提切剂取代有机土,除了能进一步加快钻速外,还能降低储层损害程度,是目前油基钻井液技术的领先技术,具有极好的应用前景。     

耐高温深部调驱剂实验研究

针对低度交联聚合物调驱剂耐温能力的不足,优选出合成耐温调驱剂的主要原料,并通过实验筛选出耐温调驱体系的最佳配方：聚合物HPAM1500mg／L＋酚醛树脂交联剂500mg／L＋有机铬交联剂20mg／L＋盐热稳定剂100mg／L＋除氧剂100mg／L。此调驱体系采用二次交联技术,耐温可达100～110℃。实验结果表明,调驱剂的成胶时间随温度升高而缩短,温度为80—110℃时,胶体强度都在10000mPa·s以上。体系在110℃下成胶之后的老化过程中,随着时间的延长,黏度降低。老化至60d时黏度保留率为70％左右,在110℃的热稳定性较好。此体系具有一定的封堵高渗透大孔道的能力,对于渗透率为（119—306）×10^-3μm。的岩心,此调驱体系的封堵率均在90％以上,但堵而不死,可动性也较强,具有驱替基质中原油的潜力。     

低渗透油气藏用防水锁剂体系的制备与性能评价

为改善低渗透油气藏水锁损害,以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂,将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征,研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布,表面张力、热稳定性及对页岩岩心接触角的影响。结果表明,表面活性剂产物的热分解温度为218℃,在清水中的分散达到微-纳米级别。80℃下防锁水剂体系水溶液的表面张力可降至19.68 mN/m,临界胶束浓度为80 mg/L,表现出良好的抗盐性能。页岩岩心在常温常压下浸泡于防水锁剂体系水溶液中4 h后,清水在岩心表面的接触角从46.1°增至80°数130°;防水锁剂体系经过120℃老化8 h后,清水在岩心表面的接触角仍可达103.9°。防锁水剂体系抗高温、抗盐、防水锁性能良好,可用于改善低渗透油气藏水锁损害。     

不同粘度等级的再生剂对老化沥青再生性能的影响

研究了不同粘度等级的再生剂对老化沥青再生性能的影响。结果表明,不同粘度等级的再生剂对老化沥青的再生效果有明显差异。粘度低的再生剂对老化沥青软化点的降低、延度的提高、针入度的增大和粘度的减小更为明显。然而,对于轻度老化沥青,低粘度再生剂使其软化点和粘度降低幅度较大,对再生沥青的高温性能影响明显,因此轻度老化沥青宜选用粘度较高的再生剂,而重度老化沥青应选用低粘度的再生剂。     

塔河缝洞油藏驱油体系性能评价

根据塔河碳酸盐岩缝洞型油藏的特点,筛选出合适的聚表剂进行实验研究。实验结果表明,该聚表剂在较低浓度0.035%时,油水界面张力就达到10-2mN/m;在高温、高盐油藏条件下的界面张力可以达10-2mN/m;聚表剂可使原油粘度降低达到94%以上;聚表剂在老化30天后,与塔河原油之间的界面张力维持在1×10-2mN/m。模拟裂缝实验表明,盐水只能将大于4.0mm缝隙中的原油重力分异出来,而聚表剂能将1.16 mm缝隙中的原油大幅度置换出来;模拟缝洞组合实验表明,裂缝宽度越大,洞中模拟油被置换出的速度越快。