α-烯基聚醚磺酸盐的耐盐性能及应用

以不饱和醇作引发剂利用双金属氰化物(DMC)催化加成共聚环氧丙烷、环氧乙烷,然后磺化中和成盐,研制出一种耐盐活性剂.该活性剂的耐受矿化度范围为2000～150000 mg·L-1.该活性剂不仅能把高矿化度水的表面张力从80.5 mN·m-1(30℃)降到37.1 mN·m-1(30℃),而且即使水中的Ca2 、Mg2 浓度高达10000 mg·L-1时,其表面活性剂水溶液也是无色透明的,没有任何沉淀和絮状物.在某油田稠油水中矿化度高达150000 mg·L-1的稠油降黏实验中发现,该活性剂能使含水稠油黏度从85000 mPa·s(30℃)降到14 mPa·s(30℃),并且还能使脱水后的原油本体黏度降低一半以上.     

α-烯基聚醚磺酸盐的耐盐性能及应用

以不饱和醇作引发剂利用双金属氰化物(DMC)催化加成共聚环氧丙烷、环氧乙烷,然后磺化中和成盐,研制出一种耐盐活性剂。该活性剂的耐受矿化度范围为2000～150000 mg•L-¹。该活性剂不仅能把高矿化度水的表面张力从80.5 mN•m^-1(30℃)降到37.1 mN•m^-1(30℃),而且即使水中的Ca²⁺、Mg²⁺浓度高达10000 mg•L^-1时,其表面活性剂水溶液也是无色透明的,没有任何沉淀和絮状物。在某油田稠油水中矿化度高达150000 mg•L^-1的稠油降黏实验中发现,该活性剂能使含水稠油黏度从85000 mPa•s(30℃)降到14 mPa•s(30℃),并且还能使脱水后的原油本体黏度降低一半以上。     

塔河油田超稠油水溶性减阻降粘剂的研究与应用

针对塔河稠油高粘及油田地层水高矿化度的特点,研制了耐盐型稠油减阻降粘剂,考察了药剂浓度、矿化度、油水比例以及破乳效果等对稠油降粘效果的影响。结果表明,在A剂加量为3 200 mg/L,B剂加量为800 mg/L,w(油)∶w(水)=6∶4时,降粘剂最佳适用矿化度为9×104mg/L左右,对破乳基本无影响。现场试验结果表明,稠油减阻降粘剂能满足50℃时原油粘度在50×104mPa.s以下的稠油降粘,其对矿化度敏感,最佳矿化度使用范围在7×104~12×104mg/L,耐盐型稠油减阻降粘剂应用于电泵型油井降粘试验效果较好。     

鲁克沁稠油井筒乳化降粘的实验室研究

为了实现鲁克沁特稠油的井筒降粘,用实验室合成的非/阴离子表面活性剂及其他助剂和稳定剂的混和物,将酸值2.00 mg KOH/g,沥青质:1.32%,胶质:33.88%,20℃密度0.958 5 g/cm3,凝点6℃,50℃粘度17 460 mPa.s的鲁克沁特稠油乳化成水包油乳状液。通过正交设计实验,优选出乳化药剂组成(%,以油相质量计)如下:乳化剂LRH-1,0.4;助剂LRH-2,0.3;稳定剂LRW,0.1。当地层水矿化度分别为80 000 mg/mL,100 000 mg/mL时,用该组乳化药剂制备的油水质量比70∶30水包油乳状液,50℃粘度分别为93 mPa.s和121 mPa.s,且具有良好的稳定性。     

塔河稠油复合降黏实验研究

采用复合降黏剂CQ-1对塔河稠油进行化学降黏实验。优选出复合降黏剂CQ-1的组分配比为m(CTAC)∶m(SDBS)∶m(Na2CO3)=4∶3∶2,当15 mL矿化度为19 000 mg.L-1的模拟塔河油田水溶解0.9 g复合降黏剂CQ-1并倒入30 g稠油中,恒温55℃搅拌150 min时,塔河稠油的黏度从8 527 mPa.s降低至149 mPa.s,降黏率超过98%。     

二氧化氯氧化降解三元采出液技术研究

三元复合驱采出液由于聚合物、碱、表面活性剂的存在,使采出液的粘度增加,乳化严重,油水分离困难,传统的应用于水驱、聚驱采出液的处理技术不能满足三元复合驱采出液的处理要求。本文研究了ClO2氧化降解三元采出液的效果,并且找出了ClO2的最优反应条件,结果表明,反应温度为45℃,采出液中ClO2浓度40mg·L-1,加酸量为0.5%,反应2h以上,采出液粘度可由16.65mPa·s下降到2.9mPa·s,阴离子表面活性剂浓度可由0.16mg·L-1下降到0.10mg·L-1。处理后的三元采出液的腐蚀率在腐蚀三级标准的范围内。     

耐盐型疏水缔合聚合物的制备及流变性能

采用丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸(AMPS)和水溶性阴离子疏水单体S-18制备了新型耐盐疏水缔合聚合物S-18HPAM。聚合放热测试表明:疏水单体含量的增加导致放热时间的延长,更有利于疏水结构的形成。微观结构测试表明:聚合物具有复杂的网状结构,在NaCl溶液中网状结构更为明显。流变测试结果表明:聚合物在盐溶液中具有良好的耐温和抗剪切性能。聚合物质量分数为0.3%(基于溶液总质量),温度90℃,剪切速率170 s–1和NaCl质量浓度20000 mg/L条件下,剪切后表观黏度大于70 mPa·s。在总矿化度20000 mg/L模拟地下水条件下,S-18HPAM质量分数为0.3%,剪切后黏度为70 mPa·s,加入质量分数0.5%表面活性剂十二烷基硫酸钠(SDS)后,黏度增加到170m Pa·s。储能模量G'随着聚合物质量分数的增加而增大,体系弹性增强,同时疏水结构单元数量增加,形成致密的空间网络结构。     

复合碱、盐多元驱各组分对油水界面张力和稠油黏度的影响

无机盐,混合碱NaOH、Na2CO3,阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(LAS)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES),聚合物聚丙烯酰胺(PAM),经过混合组成多元驱。通过实验探讨了该多元驱中各个组分的用量对油水界面张力和稠油黏度的影响,优化了该多元驱中各个组分的含量。实验得出,无机盐的加入可以显著地降低界面张力和稠油黏度。当多元驱中无机盐、混合碱和表面活性剂的质量分数分别为51.87%,40.17%,6.99%,聚合物质量浓度为800 mg/L,配成质量分数为1%的水溶液,加热到50℃,油水质量比7∶3混合后,可使新疆克拉玛依地区红浅稠油黏度从23690 mPa.s降到84.83 mPa.s,降黏率达到99.64%,体系界面张力达到0.07499mN/m。室内评价表明,该多元驱可使新疆克拉玛依地区9#红浅稠油降黏率达到92%。多元驱中无机盐的质量分数超过50%,大大降低了成本。     

稠油化学降黏实验研究

以塔河某稠油为样,在优化条件下进行降黏实验研究。试油40g,降黏剂WWS质量分数0.4%,碳酸钠质量分数0.2%,加水量20mL(矿化度5 000mg/L),实验温度65℃,搅拌下反应80min,稠油的黏度从65℃时的5 620mPa.s降至180mPa.s,降黏率达到96%以上,改善了稠油的流动性。     

疏水改性AM/AMPS/TBA三元共聚物的合成与性能研究

针对高温高矿化度油田存在的问题,采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和甲基丙烯酸叔丁酯(TBA)三种单体,得到一种增粘能力好的疏水改性三元共聚物PAAT。通过对其进行性能评价,实验结果表明：PAAT浓度为2 000 mg·L^-1时,其表观黏度达到175.8 mPa·s,表现出较好增黏能力。在95℃时,PAAT溶液表观黏度为68.6 mPa·s,黏度保留率为45.28%;当Na Cl和CaCl₂的质量浓度增加到50 000 mg·L^-1和5 000 mg·L^-1时,PAAT黏度值和黏度保留率远高于HPAM,表现出良好的抗温抗盐能力,具有良好的市场应用前景。     

高矿化度矿井水资源化工程实践

介绍了高矿化度矿井水处理工程的设计与运行参数.预处理采用中和絮凝沉淀及机械过滤工艺,其后采用反渗透除盐.实际运行结果表明,矿井水中加入25mg·L-1的PAC和0.6mg·L-1的PAM后,絮凝沉淀效果好,再经过滤及反渗透工艺处理,出水的电导率稳定在30μS·cm-1,可直接用于配乳用水.     

稠油油藏多轮次吞吐中后期改善开发效果研究

针对稠油多轮次吞吐中后期油藏渗流能力差、剩余原油黏度高、含水高的特点,研制出新型高效稠油分散降黏体系FSJN。考察了体系的溶解沥青能力、耐温性、降黏率。稠油分散降黏体系能够溶解分散沥青,可耐温160℃。50℃稠油分散降黏体系用量0．6％可将原油黏度降低至300mPa·s以下。60℃、0．6％稠油分散降黏体系可提高纯热水...     

新型稠油采收降黏助剂的研制和应用

研制了稠油采收降黏助剂，表面活性剂单体选用了主要成分为木质素磺酸盐的造纸废液作为分散剂，减少了环境污染。配方定型和配方复配中，将降黏剂改为两剂型，有效利用了溶解热。对该降黏剂进行了稠油乳化降黏实验，稠油黏度由8371mPa·s降至23，2mPa·s，总降黏率达99％以上。室内和现场实验效果良好，解决了稠油采收的难题，提高了稠油油藏的采收率。     

高温高盐油藏三次采油用氟碳表面活性剂-聚合物体系流变性能研究

制备并考察了一种含非离子乙氧基化氟碳表面活性剂的表面活性剂-聚合物体系的热稳定性和流变性能,结果表明,低于100℃时,该表面活性剂结构未发生变化,具有较好的热稳定性。测定了表面活性剂-聚合物(SP)体系的流变性能,考察了表面活性剂质量分数、温度、聚合物质量分数和矿化度对SP体系流变性的影响。加入非离子氟化表面活性剂后,流变性略有变化,该流变性质的变化取决于温度和表面活性剂的质量分数。在高温、高剪切速率条件下,海水会导致SP体系的黏度大幅下降。     

一种阴／非离子表面活性剂的稠油降黏性能评价

合成了一种阴／非离子表面活性剂,考察了油水比、含水率、温度、表面活性剂浓度、矿化度等对降黏效果的影响,确定了最佳条件为：油水比为7：3,温度为50℃,表面活性剂浓度为2500mg／L,抗盐能力可达12000mg／L。在此条件下,对稠油的降黏率达90％以上。     

稠油油藏注水井降压增注用表面活性剂的研制及性能评价

稠油油藏注水井注水过程中普遍存在压力上升过快、欠注现象严重等问题。室内通过一步法合成出一种适合于稠油油藏注水井降压增注用季铵盐阳离子双子表面活性剂HYX-1,评价了其与地层水的配伍性、CMC值、界面张力以及降低稠油黏度性能,并通过岩心驱替模拟实验评价了其降压增注效果。结果表明,不同浓度表面活性剂HYX-1与地层水均具有良好的配伍性,且具有较低的CMC值;当其浓度为50~300mg·L-1时,瞬时界面张力最低值可以达到10-3 mN·m-1数量级;当其体积分数为0.05%~0.5%时,目标区块稠油黏度降低率达到90%以上;注入3PV浓度为300~500mg·L-1的HYX-1溶液后,第二次水驱压力比第一次水驱压力降低30%以上。表明,表面活性剂HYX-1具有较好的降压增注效果,可以作为稠油油藏注水井降压增注用表面活性剂。     

聚合物作为稠油降粘剂的实验研究

绥中36-1油田稠油蜡含量低,而胶质和沥青质含量高,40℃下脱气原油粘度高达56 200 mPa.s。为解决绥中36-1油田稠油开采中的问题,室内用苯乙烯、(甲基)丙烯酸高碳醇酯、丙烯酰胺/马来酸酐合成了三元共聚物降粘剂,并在稠油中进行了降粘性能评价。实验结果表明,合成的HOT-RP聚合物降粘剂对绥中36-1稠油具有良好的降粘效果,在加量为500~800 mg/L时,其降粘率大于85%。     

一种两亲聚合物稠油降黏剂的制备及性能评价

以卤代烷烃、聚乙烯亚胺（PEI）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料，采用自由基聚合的方法制备了一种具有耐温抗盐性能的两亲聚合物型稠油降黏剂。利用红外光谱仪、显微镜、旋转滴界面张力仪、哈克流变仪、填砂管驱油实验研究了聚合物对稠油的乳化降黏及驱油能力。结果表明，当聚合降黏剂质量分数为1.00%时，油水质量比7:3条件下，春风油田稠油黏度由4753 mPa?s降至85 mPa?s，降黏率大于98%，油水界面张力由11.59 mN/m降低至0.06 mN/m。经过110℃老化24 h、矿化度1.45?105 mg/L条件下降黏率大于93%，具有较好的耐温耐盐性。在50℃、4.84?104 mg/L条件下，质量分数为0.50%的降黏剂溶液黏度为56 mPa?s，与市售部分水解聚丙烯酰胺HPAM溶液32 mPa?s的黏度相比，该聚合物降黏剂在矿化度条件下具有更好的水相增稠能力。填砂管驱油实验注降黏剂驱能够在水驱基础上提高采收率37.45%，表明该聚合物溶液可以通过降低稠油黏度和扩大波及体积提高稠油的采收率。     

白腐菌分泌漆酶的培养条件研究

采用液体摇瓶培养方法,探讨了金属离子、pH值、培养温度、碳源、氮源、表面活性剂、诱导剂等各种因素时白腐茵(Pleurotusostreatus)分泌漆酶能力的影响,采用正交实验对主要的影响因素进行了优化.结果表明,Cu2 、Mn2 的加入能促进白庸茵分泌漆酶,Ag 、Fe2 严重抑制白腐茵分泌漆酶,最佳碳源为葡萄糖、最佳氮源为蛋白胨,表面活性剂Tween-80和诱导荆的加入能显著提高漆酶的分泌.优化的培养条件为:土豆汁20%,葡萄糖20 g·L-1,蛋白胨4 g·L-1,CuSO4 0.5 mmol·L-1,KH2PO4 3 g·L-1,MgSO4 1.5 g·L-1,ZnSO4 50 rag·L-1,MnSO4 50 mg·L-1,维生素B1 2.0 mg·L-1,Tween-80 0.5 g·L-1,ABTS或XYL 1 mmol·L-1,pH值为4,28℃下摇瓶培养9 d,此时,漆酶酶活可达21 300 U·L-1.     

超支化复合聚合物的制备及其性能研究

为了研究超支化复合聚合物溶液流变性能,扩大其在驱油领域的应用,通过阳离子超支化聚酰胺胺(HMC)与四元共聚物P(AA/AM/AMPS/MMA)制备了复配体系溶液(PA-MC)。结果表明,当聚合物浓度为2 000 mg/L时,HMC最佳加量为30 mg/L,PA-MC表观黏度为560.3 mPa·s;在120℃、7.34 s~(-1)下,PA-MC表观黏度为165.6 mPa·s;在70℃下老化60 d后,黏度为274.2 mPa·s,黏度保留率为54.1%,且其微观形貌没有明显变化;在10 000 mg/L NaCl、1 500 mg/L MgCl_2和1 500 mg/L CaCl_2中,PA-MC表观黏度分别为26.4,24.5,26.3 mPa·s,优于HPAM的16.5,14.5,16.3 mPa·s。另外,岩心驱替实验表明PA-MC具有较好的驱油性能,可以用作提高采收率的聚合物驱油剂。