耐盐耐高温超稠油降黏剂的研制与性能评价*

针对超稠油黏度高、流动性差和地层水矿化度高等现状,以表面活性剂、碱、有机磷酸为原料制得乳化降黏剂,对降黏剂配方进行了优选,研究了矿化度和温度对降黏剂降黏性能的影响,并分析了降黏机理。结果表明,超稠油乳化降黏剂最优配方为:质量比为1∶1的磺酸盐类阴离子表面活性剂YBH与醇醚羧酸盐类的阴、非离子表面活性剂YFBH复配的主剂、碱助剂、耐盐助剂NYZJ-1的质量比为1.1∶0.45∶1.15。在主剂、助剂总加剂量为0.81%(占原油乳状液的质量分数)、乳化温度80℃、油水质量比为7∶3、矿化度为95 g/L的条件下,可使超稠油黏度由316.5 Pa·s(50℃)降至其乳状液的0.0831 Pa·s,降黏率达99.97%,50℃下静置4 h的出水率为5.93%。温度对乳化降黏剂降黏性能的影响较小,经200℃处理2 h后超稠油乳状液的降黏率不变。复配乳化剂各组分间发挥了协同增效作用,增强了体系的降黏性能,提高了乳状液的稳定性。乳化降黏剂降黏效果良好,耐温抗盐,适用于高温高盐油藏。图10表3参15。     

利用HLB值法筛选稠油乳化降黏体系

在油水比为7∶3的情况下,利用HLB值法确定出了大庆稠油乳化的最佳HLB值为8.82,并根据此法确定出了表面活性剂AOS的HLB值为15。对于大庆稠油,根据其形成乳状液的最佳HLB值及不同表面活性剂的HLB值,通过计算得到了该稠油的乳化降黏体系配方为m(AEO3)∶m(AES)=11.5∶1。在油水质量比为7∶3,降黏剂用量0.7%条件下,对大庆稠油的降黏率达77.8%,90min沉降脱水率大于83.3%。     

耐盐超稠油乳化降黏剂NP油水界面活性研究

针对高矿化度高黏度超稠油油藏开发中的问题,从分子设计的角度出发,结合阴离子双子表面活性剂的优异特性,合成了具有高表/界面活性的NP系列新型抗盐超稠油乳化降黏剂。研制的NP系列双子表面活性剂在矿化度高达220 000 mg/L的模拟地层水中仍能发挥较好的界面活性,能将超稠油油水界面张力降至10~(-2) mN/m的较低水平,具有优异的抗盐性能和较高的界面活性,对高沥青质超稠油的开发具有重要的指导意义。     

塔河油田超稠油物性特征及集输降黏试验

针对塔河油田稠油物性特征进行的试验表明,稠油区块在集输温度小于100℃的情况下,大部分油井原油流动性差,基本不具流动性。分别进行了超稠油掺轻油降黏试验、掺稀油降黏试验及化学降黏试验。对超稠油(90℃时黏度5×104mPa.s以下)掺入轻油,在稠油∶轻油=1∶0.33的比例情况下,降黏效果非常明显,原油70℃时黏度由52×104mPa.s降低到3 374 mPa.s,对后续脱水非常有利;目前所筛选的化学降黏药剂,对该区黏度较小的超稠油具有较好的分散性,能够起到一定的降黏作用;对于黏度更大的原油,需要掺入一定比例的稀油,才能使黏度降低到5×104mPa.s(50℃)以下,达到较好的乳化降黏效果。     

嵌段高分子自乳化体系及其对超稠油的乳化性能

针对特超稠油开采难度大,乳化降黏过程困难的问题,提出了以嵌段高分子表面活性剂为核心的自乳化降黏体系。合成的高分子型非离子嵌段聚氨酯表面活性剂DBPS,其临界胶束浓度为2.71×10~(-6)mol/L。考察了引发剂(Na_2CO_3)加量,不同乳化剂与助表面活性剂对超稠油乳化效果的影响,通过正交实验优化了自乳化体系配方。结果表明,自乳化降黏体系最佳配方为:0.5%Na_2CO_3、0.5%DBPS、0.5%吐温80和0.6%聚乙二醇。自乳化体系与稠油混合后,形成较为分散的水包油型油水乳状液滴,乳化降黏率达98%以上。80℃时,乳状液沉降2.5 h后的脱水率达73%;70℃时,自乳化体系水溶液表面张力为27.02mN/m,自乳化体系水溶液与稠油的界面张力为0.0057 mN/m。     

碱-表面活性剂乳化稠油降黏影响因素研究

在鲁克沁油藏地层温度80℃下,研究了不同浓度的表面活性剂溶液、碱-表面活性剂溶液以及剪切时间对鲁克沁稠油乳状液黏度的改善效果。碱能与稠油中的有机酸发生化学反应产生表面活性物质,表面活性剂能降低油水界面张力,破坏胶质沥青质分子间的氢键,二者具有协同作用。实验测量了在稠油中添加不同浓度表面活性剂、碱、碱-表面活性剂后形成的乳状液黏度,分析碱和表面活性剂对稠油乳化降黏的影响。实验结果表明,碱-表面活性剂二元复合体系比单一表面活性剂的乳化降黏效果更好,剪切时间越长稠油乳状液黏度越低,最终稠油乳状液黏度趋于稳定。经过40 min剪切后,加入浓度为1 000 mg/L的表面活性剂+浓度为300 mg/L的Na₂CO₃的稠油乳状液黏度降为44 mPa·s,降黏率达到了85%。碱-表面活性剂对鲁克沁稠油乳状液降黏有很好的改善作用,对指导鲁克沁稠油的现场开发具有一定的理论意义和实际应用价值。     

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     

塔河油田稠油集输工艺现状及攻关方向

稠油黏度高、密度大、流动性差等特点给地面集输与处理带来挑战。介绍了国内外稠油集输工艺现状,当前热点的稠油集输工艺,以及中国石化塔河油田稠油集输处理工艺现状。目前,塔河油田稠油集输处理工艺为"混、输、掺"集中掺稀释剂模式;实现超稠油密闭集输;系统应用橇装化设备。针对塔河油田当前面临的稠油更"稠",稀油资源越来越缺乏,地面系统适应性降低,腐蚀问题日益严重的形势,通过研究,认为塔河油田需要加强超稠油藏开发地面关键技术攻关;超稠油乳化降黏和低黏液环输送工艺研究;高效超稠原油脱水技术的研究;高H2S、高CO2、高地层水矿化度、低p H值腐蚀环境地面防腐技术研究等工作。     

基于HLB值对特超稠油高分子乳化体系的降黏效果研究

针对特超稠油开采难度大,乳化降黏过程困难的问题,合成了具有自乳化性能的嵌段高分子结构表面活性剂DBPS,其临界胶束浓度为2.71×10-6mol/L,亲水亲油平衡值HLB为15.2。通过分光光度法测得河南特稠油、滨南超稠油的最大吸收波长分别为335和340 nm,最佳乳化HLB值分别为9.2和6.0。在特超稠油所对应的HLB值下,Span-80与DBPS形成的乳化体系(SD体系)对特超稠油的乳化降黏效果优于Span-80与Tween-80形成的乳化体系(ST体系)。当SD体系的HLB值与特超稠油的HLB值接近时,可以获得理想的乳化降黏效果,对河南特稠油和滨南超稠油的乳化降黏率分别可达97.71%和96.04%。     

用于超稠油乳化降黏的两亲型聚合物

为了提高超稠油油藏乳化降黏开发的效率,首先以丙烯酰胺（AM）、N,N-二甲基甲酰胺（DMF）、溴代烷烃 和溴化苄等为原料制得功能单体N-苄基-N-烷基丙烯酰胺（DTAM）,然后再以AM、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 钠（AMPS）和DTAM为原料制得两亲型聚合物（PBS-2）。采用红外光谱仪、核磁共振波谱仪和元素分析仪对聚 合物的结构进行了表征;以合成产物的降黏率为评价指标,对PBS-2的合成条件进行了优化;评价了PBS-2的界 面活性、润湿性能和对不同黏度稠油的乳化降黏性能。结果表明,PBS-2的最佳合成条件为：AM、AMPS、DTAM 物质的量比为90∶4∶6,单体总质量分数为25%,引发剂偶氮二异丙基眯唑啉盐酸盐的质量分数为0.4%,反应温 度为50 ℃,反应时间为6 h。PBS-2的界面活性较强,当其质量浓度达到3 g/L时,即可将油水界面张力值降至 10^-2 mN/m数量级。PBS-2的润湿性能较好。PBS-2溶液的质量浓度由0增至5 g/L时,其与稠油之间的接触角由 113.2°降至32.9°,稠油表面的润湿性由亲油转变为亲水。PBS-2对超稠油的乳化降黏效果较好,当质量浓度为3 g/L时,对黏度为10.5～112.5 Pa·s的超稠油样品的降黏率可以达到99%以上。合成的两亲型聚合物PBS-2能有 效乳化剥离稠油,改善稠油的流动性,满足超稠油乳化降黏的需求,为超稠油油藏化学降黏开发提供借鉴。     

井矿盐测井及其解释方法

根据多年的实践，井矿盐测井方法以核物理测井为主，同时利用声波测井和有限的电法测井，井矿盐测井资料的解释方法目前仍征于定性解释阶段，即根据标准测井资料，给制综合录井图，确定人卤层的地质时代、埋藏深度，沉积厚度。     

东濮凹陷沙三段盐岩成因及层序地层划分

东濮凹陷沙三段高水位期沉积深灰色、暗色泥岩与少量重力流砂体,低水位期沉积盐岩、膏岩、低位三角洲与扇三角洲,从而形成纵向上深湖泥岩与蒸发岩、低位砂岩的频繁互层沉积。根据岩心资料、盐岩沉积序列特点及沙三段沉积期古气候和古环境特点,认为盐岩为浅水蒸发成因。深水相泥岩与浅水成因的盐岩频繁互层,说明沙三段沉积期湖平面变化频繁。基于盐韵律特征划分准层序的方法,使得层序地层划分更为符合东濮凹陷含盐地层的实际情况。     

东濮凹陷沙三段盐构造类型及地震识别

东濮凹陷北部地区沙河街组第三段发育三套深湖相盐岩韵律层，后期因埋深和构造力作用导致盐岩流动和变形，进而形成许多与盐有关的构造或岩性圈闭。由于盐岩总是和深湖相泥岩共生或伴生，故盐岩发育区是烃源岩发育区，同时也是盐构造和盐圈闭发育区。由于该区具备生、储、盖、圈、保的优越条件，所以该区一直是人们的重点研究目标。文中介绍了该区各种与盐变形有关的构造和圈闭类型以及盐的地震反射特征和识别方法，并讨论了盐及盐构造对油气的控制作用。     

复杂区块井筒结盐综合治理技术

针对濮城油田部分低渗透、高矿化度复杂断块油藏生产油井结盐严重的特点，通过对油井盐样室内试验，剖析了结盐的原因及影响因素，提出了相应的井筒清、防盐配套新技术，在现场应用取得了良好效果。     

加盐萃取精馏技术的研究进展

对加盐萃取精馏技术的研究进展进行了综述。讨论了盐效应理论及用于汽液平衡数据预测和关联的盐效应模型,如拟二组分模型、含盐局部组成模型等,介绍了近些年加盐萃取精馏技术在分离醇-水、酯-水等极性物系以及碳四馏分等非极性物系中的应用研究进展,并提出了加盐萃取精馏技术存在的问题及展望。     

四川三迭系盐岩力学性质实验研究

利用已研制成功的能进行加温、加压的常规三轴压缩蠕变实验装置，对四川三迭系盐岩试样进行了各种温度、压力条件下的常规三轴压缩力学性质实验研究，得到不同温度和压力水平下的盐岩应力-应变曲线；通过进一步的数据处理，获得了四川三迭系盐岩力学性质。结合四川三迭系盐岩蠕变规律实验研究成果，对生产实践有重要的指导意义。     

文301井钾基聚磺饱和盐水钻井液技术

文301井为评价井．位于东渍凹陷文西断层下降盘文301断块．完钻井深为4000m．穿过S1段盐层、S2段上部盐层、S3^2段盐层、S3^3段盐层等多套盐膏层．累计厚度达998m．且盐间物性差别很大．泥膏盐较多，断层多．易盐溶、坍塌、缩径．地层条件相当复杂。针对纯度低、盐层薄的Sl段盐层．采用淡水复合胶液钻井液．针对埋藏深、厚度大的S3^2段、S3^3段破碎泥膏盐混杂结合体．配制钾基聚磺饱和盐水钻井液．从而抑制了盐膏泥层水化膨胀，防止了因层间膨胀性不一致而引起的地层掉块、坍塌．保证了井壁稳定，井径规则．满足了合长盐层段深井优质、安全、快速施工的要求。     

VSP资料在盐穴储气库构造特征描述中的应用

随着世界各国对天然气需求量不断增加,为确保能源安全,调节天然气季节性供需矛盾,建设地下储气库是一种较为先进的办法。随着中国盐穴储气库的大规模兴建,对目标盐岩矿的准确分析与评价,是储气库建设成功的关键。在河北宁晋地区盐穴储气库建设过程中,由于地面地震资料少,遇到了地下盐体地质构造难以描述的问题。为此,提出了利用VSP资料对宁晋盐穴储气库的构造特征进行描述。首先,在该区部署了零井源距、Walkaway、Walkaround VSP资料采集;通过对VSP资料的处理,获得了VSP走廊叠加记录、Walkaway VSP成像剖面、Walkaround VSP数据及其插值成的三维数据体;综合利用零井源距VSP资料、Walkaway VSP成像数据、Walkaround VSP三维插值数据体,分别从点、线、面、体的角度对探区内石盐体进行研究,描述了探区内石盐体的几何形态和断层分布,预测了裂缝发育方向。该成果对宁晋地区盐穴储气库建设具有一定的指导意义。     

乳液聚合物P(AM/KAA/C4A)作为钻井液处理剂的应用性能研究

为了克服聚丙烯酰胺类干粉化学剂的缺点,以丙烯酰胺、丙烯酸、甲基丙烯酸二甲基氨基乙酯、1-溴丁烷或1-溴己烷为原料,采用乳液聚合法合成了两种乳液聚合物P(AM/KAA/C4A)和P(AM/KAA/C6A)。室内评价实验表明两种聚合物的性能相近,在水中溶解时间均小于5 min。由于合成P(AM/KAA/C4A)的费用较低,因此选用P(AM/KAA/C4A)作为添加剂。在淡水基浆中加入0.6%的P(AM/KAA/C4A)后,表观黏度(AV)、塑性黏度(PV)、动切力(YP)和滤失量(FL)分别为30.5 mPa·s、18.5 mPa·s、12.0 Pa和12.2 mL,在150℃下老化16 h后的AV、PV、YP和FL分别为25.5mPa·s、17.0mPa·s、8.5Pa和14.2mL。加量0.6%的乳液聚合物可抗盐水至饱和。自制乳液聚合物在耐温抗盐方面的性能好于大庆乳液聚合物和河北乳液聚合物。将其加入复合盐水基浆后,150℃老化16 h的AV为14.0mPa·s,Pv为8.0 mpa·s,FL为43 mL,可以作为钻井液添加剂。表6参10     

N-单烷基苯胺的合成

实验以苯胺、三乙胺、正溴丙烷、季铵盐、季鏻盐等为原料,苯胺与卤代烃烷基化在季铵盐离子液体催化下高选择性合成N-单烷基苯胺。考察了离子液体种类及用量、反应温度、三乙胺用量、苯环上的取代基性质等因素对反应的影响。实验结果表明,以四丁基氯化铵(TBAC)为催化剂,n(苯胺):n(TBAC):n(三乙胺)=20:1:40,反应温度60℃,不同取代基的苯胺N-单烷基化反应转化率大于80%,选择性大于85%,离子液体可回收并重复使用。