乳化稠油中多重乳滴的形成及对乳状液性质的影响

在新滩肯东451区块产出的平均含水58%的稠油(W/O乳状油)中以0.6 mg/g油的加量加入复配乳化剂HATJ72,在50℃搅拌2分钟转相形成的O/W乳状液,含大量复杂的多重乳滴,观测到了以水为最外相的七重乳滴.多重乳滴稳定性差,讨论了影响多重乳滴稳定性的因素:乳化剂及其加量;搅拌强度;温度;Ostwald熟化作用及形成原始乳滴时的油水比.由该区块净化稠油和含水7.2%的塔河稠油加水加乳化剂配制的O/W乳状液中乳滴结构比较简单,绝大多数为W/O/W型.与由肯东稠油加水加乳化剂配制的O/W乳状液相比,肯东含水(58%)稠油加乳化剂转相形成的含水相同(35%)的O/W乳状液,表观黏度较低且黏度较不稳定.简介了获得成功的肯东451站含水稠油乳化降黏集输试验.在含水58%的稠油中按0.6 mg/g油的加量加入乳化剂HATJ72和自由水,转相形成O/W乳状液,输送温度50℃,乳化液滴结构复杂,乳状液稳定性较差,输送至下游5公里处时,管道垂直方向上含水、油、水滴数量、黏度已有很大差异.液滴结构复杂、乳状液稳定性差,是自由水引起的,因此应控制掺水量.     

O/W型稠油乳状液的静态稳定性评价研究

针对河南油田某井稠油,采用自制的TN-01乳化剂,根据稠油乳化降黏原理及O/W型乳状液的形成机制,研究了乳化剂的类型、含量、乳化方式、搅拌方式、搅拌速度和相体积分数等对O/W型稠油乳状液稳定性的影响.本文初步探讨了在TN-01中加入纳米助剂TN-23对O/W型稠油乳状液稳定性的影响,为纳米材料在稠油乳化降黏中的应用提供了一个可参考的基础数据.     

O/W型稠油乳状液的静态稳定性评价

针对河南油田某井稠油,采用自制的TN-01乳化剂,根据稠油乳化降黏原理及O/W型乳状液的形成机制,研究了乳化剂的类型和含量、乳化方式、搅拌方式和搅拌速度、相体积分数等对O/W型稠油乳状液稳定性的影响,特别是初步探讨了在TN-01中加入纳米助剂TN-23,对O/W型稠油乳状液稳定性的影响,为纳米材料在稠油乳化降黏中的应用提供一个可参考的基础数据.     

O/W型TR-02稠油乳状液的配制及静态稳定性评价

针对河南油田L131井稠油,采用自制的TR-02乳化剂,根据稠油乳化降黏原理及O/W型乳状液的形成机制,研究了乳化剂的类型和含量、乳化方式、搅拌方式和搅拌速度、相体积分数等对O/W型稠油乳状液稳定性的影响,特别是初步探讨了在TR-02中加入纳米助剂TR-23,对O/W型稠油乳状液稳定性的影响,为纳米材料在稠油乳化降黏中的应用提供一个可参考的基础数据。     

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O/W乳状液现场管道输送试验分析

综合含水68%～72%的胜利孤东新滩稠油与水混合液,在加入乳化剂HA78浓度为400～800mg/L、现场搅拌条件下,可转相形成较为稳定的O/W乳状液。由于含水率和搅拌强度的变化,在相同样加剂浓度下,现场条件配制的O/W乳状液较试验室配制的表观黏度低,其非牛顿性弱,稳定性有所下降,表观黏度随温度下降变化不明显。在加剂400～800mg/L范围减阻效果与乳化剂浓度成正比,混合方式对减阻效果影响不大。对于试验管道垦东451—东4联集输管道而言,从输送压降分析,在含水量相同的条件下,加入乳化剂后油水混合输送减阻效果优于掺热水输送效果,可以实现全越站输送。管流条件下,在O/W乳状液比较稳定时,减阻主要以降黏减阻为主,而在O/W乳状液不稳定时,主要以管壁与稠油之间形成水膜减阻为主。     

pH响应型稠油乳化剂的制备及响应特性*

为改善常规稠油乳化剂在集输末端的油水分离问题,以甲基丙烯酸N,N-二乙胺基乙酯(DEAEMA)功能单体、丙烯酰胺(AM)和偶氮二异丁脒盐酸盐(V-50)为原料制备了pH响应型稠油乳化剂。考察了单体配比对乳化剂表面活性的影响,研究了乳化剂浓度、油水比、温度、矿化度对乳化剂降黏性能及稠油乳状液稳定性的影响,分析了稠油乳化剂的pH响应机理。结果表明,当DEAEMA、AM单体质量比为7∶3时,乳化剂的表面活性最好。随乳化剂浓度增加、油水比降低、温度升高,稠油乳状液降黏率逐渐增加。但油水比过低,稠油乳状液的稳定性降低。乳化剂具有显著的p H响应特性,在碱性条件下呈均匀的微球,具有较好的表面活性;在酸性条件下变成透明的高分子溶液,失去表面活性。稠油乳状液的黏度随乳化剂加量的增加而降低,降黏率约99%,抗温抗盐性能较好。通过调节pH值可使DEAEMA质子化或去质子化,从而使得乳化剂表面活性可控,实现稠油乳状液乳化-破乳可控。图14表5参18     

原油乳状液配制方法的改进

针对转相点前原油乳状液油水难乳化、油水分层现象明显,造成测试结果误差较大的问题,对原油乳状液配制方法进行了改进。将搅拌转子由双三叶桨式搅拌转子改进为双螺带式搅拌转子,以使搅拌流场和流型更为合理,减少配制容器的搅拌死角;通过对搅拌强度、搅拌时间、搅拌温度等进行优化,确定乳状液制备参数;油水添加方式为将水缓慢加入油中,随着搅拌强度的增加,制备的模拟乳状液的分水率逐渐降低,稳定性逐渐增强;在中速搅拌条件下,搅拌30 min后形成稳定的乳状液,流变性较稳定。通过现场试验,改进配制方法后的乳状液与现场实液更接近。     

乳状液在油田中的应用

通过配制乳化泥浆，稠油乳化降粘开采，油包酸乳状液的选择性酸化等几个方面具体阐述了乳状液在油田生产中的应用范围、使用条件、性能要求及乳化剂筛选，并重点讨论了乳状液在循环泥浆和如何提高原油采收率方面的作用机理。     

稠油O/W型乳状液的低温稳定性

绥中36-1稠油50℃与3℃的黏度分别为1251.5与417518.1 mPa·s,在3~60℃范围内表现为牛顿流体,20℃密度为0.953 g/cm³,属重质普通稠油。用非离子型表面活性剂BJN-01作为乳化剂,制备了不同乳化剂加量（0.3%~0.7%）及油水比（8:2~6:4）的稠油O/W型乳状液。采用恒温静置、流变测量和微观影像分析方法,研究了乳化剂加量及油水比对该乳状液低温（3℃）静态及动态稳定性的影响。结果表明,O/W型乳状液3℃的静态稳定性随乳化剂加量的增大而明显提高;油水比6:4和7:3乳状液的分水率随静置时间延长而增大;油水比8:2的乳状液在制备完成后即发生油水两相分离,稳定性较差。在动态剪切2.0 h后,O/W型乳状液均发生了不同程度的聚集与聚并,油水比越高或乳化剂加量越低,聚集与聚并现象越显著。乳化剂加量0.5%、油水体积比6:4时,在动态剪切2.0 h内,O/W型乳状液表现为牛顿流体,3℃下的黏度小于50 mPa·s;乳化剂加量0.7%、油水比7:3的O/W型乳状液3℃下的黏度小于100 mPa·s,具有良好的低温静、动态稳定性,对管道低温采输及停产停输再启动有良好的适应性。     

稠油乳化降粘输送实验研究

以大量实验为基础,研究了o/w型稠油乳状液的制备条件,筛选了2种适合草桥稠油乳化降粘的乳化剂,并在设计的实验环道上进行了纯稠油加热输送和乳化降粘输送实验。对比分析表明,稠油乳化降粘输送是一种经济、有效的稠油输送方法。     

高含蜡石蜡乳状液的研制及影响因素探讨

以石蜡为主要原料,采用剂在油中法制备了石蜡乳状液.考察了乳化剂类型和用量、乳化水用量、乳化温度、乳化时间、搅拌速度对石蜡乳化效果的影响.结果表明,复配乳化剂优于单一乳化剂,且复配-Ⅱ型乳化剂效果最好.并确定了最佳乳化工艺条件:复配-Ⅱ型乳化剂用量10%,乳化水用量65%～70%,乳化温度90℃,乳化时间30min,搅拌速度1000r/min.在此条件下,石蜡乳状液蜡含量为30%～35%,具有较好的稳定性和分散性.     

腐植酸钠用作稠油乳化剂的研究

针对稠油油藏开采难度大,采用常规乳化用表面活性剂费用高的现状,研究廉价的褐煤腐植酸钠作为稠油乳化剂的可能性。以振动乳化的方式进行乳化,以乳状液不稳定系数为指标,在室内评价了腐植酸钠作为稠油降粘乳化剂的性能。主要考察了腐植酸钠浓度、油水比、温度、矿化度对乳状液稳定性的影响。实验结果表明：腐植酸钠使用量1％～2％,油水比0．5～1．5,矿化度5000m/L乳化效果最佳。使用腐植酸钠作为乳化剂,成本低 、乳状液破乳简单,适合现场应用。     

乳化稠油堵水技术在高温高盐油藏中的应用

以塔河油田为例,对乳化稠油堵水技术在高温高盐油藏中的应用进行了研究。使用非离子与阴离子乳化剂复配体系,且添加固体粉末提高乳状液黏度和稳定性,筛选出最佳乳化体系:3%CI-18+1%C22SC+4%沥青粉。结果表明,该乳化体系配制的W/O乳状液具有黏度高、耐温抗盐能力强且热稳定性高。物理模拟实验表明,该乳化稠油堵剂具有较好的堵水性能和耐冲刷性能。     

陈庄稠油乳化降黏试验

稠油乳化降黏技术是采用加剂的方法,将表面活性剂(乳化剂)加入稠油中形成乳状液,添加乳化剂后形成的乳状液的黏度可比稠油黏度降低2~4个数量级甚至更多。针对陈庄稠油,进行了室内实验,配置了一系列O/W型乳化剂,通过HLB法与静态稳定性实验对近20种乳化剂及其复配方案进行了初选。从降黏率的角度出发,对初选出来的9种乳化剂进行优选,最终筛选出了降黏效果好、静态稳定性优的两种复配型乳化剂,即司班80(25.8%)与十二烷基苯磺酸钠(74.2%)复配型乳化剂、司班80(10.1%)与十二烷基苯磺酸钠(89.9%)复配型乳化剂,两种乳化剂的降黏率均在99%以上。     

稠油乳化驱油机理及室内效果评价

渤海L油田属于稠油油藏,存在水驱开发程度较低的问题。为了改善油水差异的问题,开展了稠油乳化剂与储层岩石润湿能力、原油之间乳化能力、界面张力和降黏效果实验及机理研究。结果表明,稠油乳化剂一方面可以使亲油岩石转变为亲水岩石,另一方面降低亲水岩石的亲水性,有利于将原油与岩石分离,达到提高洗油效率的目的。当"油:水"低于"4:6"时,稠油乳化剂溶液与原油可形成W/O/W型乳状液,大幅度降低稠油黏度,达到改善稠油储层内流动性和扩大宏观波及体积的目的。稠油乳化剂与原油在多孔介质内接触并发生乳化作用,乳状液通过吼道时存在"贾敏效应",致使局部渗流阻力增加和微观波及效果提高。     

抗高温水包柴油乳状液研究

针对欠平衡钻井对低密度钻井液的要求,以水包柴油乳状液为研究对象,通过实验优选乳化剂,研究了2种和多种乳化剂协同作用下水包柴油乳状液的稳定性,优选出了抗温性能好、乳化能力强的复合乳化剂,配制出了抗180℃高温的水包油乳状液.     

水包稠油乳状液中孤岛稠油组分间相互作用初探

 研究了孤岛稠油脱沥青质油、胶质、沥青质及胶质与沥青质混合物对水包稠油乳状液界面性质的影响。结果表明，具有高芳碳率、低烷基碳率、高芳香环缩合程度的沥青质组分界面活性较高。在水包稠油乳状液形成过程中，芳香分的存在有利于以稠合芳香环系为核心的胶质粒子的溶解，促进胶质单元结构在油滴表面的吸附，使脱沥青质油的界面活性高于胶质。胶质对沥青质有很好的分散作用，使沥青质在油相中溶解度增加，沥青质分子以较小的缔合体或以自由分子状态存在，沥青质分子中所有极性基团较易到达表面上，使油水界面张力降低。稠油组分与阴离子乳化剂LAS存在正的协同作用，与非离子乳化剂OP-10存在负的协同作用。稠油各组分共同与乳化剂作用形成稳定的水包稠油乳状液。     

碱与乳化剂复合体系对稠油乳状液稳定性及流变性的影响

考察了Na2CO3、非离子型乳化剂BJN-01、无机盐加量对水包稠油型乳状液分水率和表观黏度的影响,分析了复合体系对乳状液稳定性和流变性的作用规律及协同作用机理。结果表明,碱质量浓度为500 mg/L、乳化剂体积分数为0.5%时形成的乳状液最稳定,室温静置19 h的分水率为60.7%,且表观黏度较低,30℃与20.4 s-1下的表观黏度为86.2 m Pa·s;加入Na Cl使乳状液的稳定性降低,且盐浓度越高、分水率越大;当乳化剂体积分数为0.5%,碱加量在500~6000 mg/L时,随着碱浓度增加,乳状液的稳定性降低,表观黏度增加;当碱加量为500 mg/L,乳化剂体积分数在0.5%~0.9%时,随着乳化剂加量增大,乳状液的稳定性增强,表观黏度增加。     

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。