单液法无机沉淀调剖体系的研制和性能评价

无机沉淀型调剖体系具有良好的溶解性和耐温耐盐性能,但存在反应物接触即沉淀的问题,施工方式多为双液法。为改善这一问题,以阻垢剂为缓沉剂,将其加入含碳酸钠和钙镁离子的水中制得可单液法注入的无机沉淀调剖体系。研究了缓沉剂浓度、水矿化度和钙镁离子浓度、温度对该调剖体系生成沉淀起始稀释倍数和稀释后沉淀量的影响,通过填砂管驱替实验考察了该调剖体系的注入性和封堵性。结果表明,缓沉剂的引入可以暂时抑制沉淀的产生以保证无机沉淀调剖体系能以单液法注入;当稀释至生成沉淀起始稀释倍数后缓沉剂将失去对沉淀的抑制作用,调剖体系重新产生沉淀以起到封堵作用。缓沉剂浓度越高,生成沉淀起始稀释倍数越大。增加水中钙镁离子浓度会降低生成沉淀起始稀释倍数,但可提高调剖体系的沉淀量。高温、高盐条件会降低生成沉淀起始稀释倍数,但沉淀量略有升高。组成为10%碳酸钠和2%缓沉剂聚天冬氨酸钠的调剖体系的注入性良好,对填砂管的封堵率约为70%。该无机沉淀调剖体系可用淡水、地层水、海水配注,适用于干旱缺水、海上平台等缺少淡水资源的特殊环境。图7表3参15     

压裂用离子处理剂SLJ-1的研究与应用

通过分析配液水中钙镁离子影响低浓度羧甲基压裂液体系交联延时的作用机理,研制了SLJ-1离子处理剂;通过实验验证,SLJ-1离子处理剂能迅速与钙、镁等金属离子生成水溶性螯合物,消除金属离子对低浓度羧甲基体系的影响,确保体系在遇见高矿化度配液水时仍保持良好性能。     

三元复合驱硅酸盐垢的影响因素及结垢机理研究

在三元复合驱驱油过程中,碱剂使地层及采出系统中形成硅酸盐垢,不仅对地层造成伤害,还给生产带来不便。本文模拟现场采出液,研究了单一硅体系、钙/镁/硅共存体系、钙/镁/铝/硅共存体系、钙/镁/硅/聚丙烯酰胺体系等4个体系,得到相应的硅结垢相图。结果表明:硅结垢的形态和过程受其他离子影响,在所考察范围内,温度越低,pH值越低,硅越易成垢;硅酸盐垢吸附在碳酸盐垢表面上,形成混合垢;铝离子与硅形成硅铝酸盐;聚丙烯酰胺将碳酸盐和硅酸盐缠绕在其内部,共同聚沉。     

强碱三元复合驱硅结垢特点及防垢措施研究

对三元复合驱油井垢样的外貌特征和成分进行了分析,采用模拟采出液,在室内研究了单纯硅体系;钙、镁、硅离子共存;钙、镁、铝、硅离子共存;钙、镁、铝、聚丙烯酰胺及硅共存;钙、镁、铝、表面活性剂及硅共存;钙、镁、铝、聚丙烯酰胺、表面活性剂及硅共存等6个体系。这6个体系中硅离子的结垢特点表明,硅结垢的形态和过程受上述6种体系中其他离子影响严重。三元复合驱中垢的粘附性高于普通垢,对螺杆泵和抽油机有较大的影响。采取小过盈螺杆泵、防垢泵、井下固体化学等防垢技术措施,现场应用取得了明显的效果。     

三元复合驱钙镁硅钡成垢特征研究

由于三元复合驱中的碱对储层矿物的溶蚀作用,使得岩石矿物以可溶物形态进入到储层流体,造成了严重的结垢、堵塞问题。在50℃动态环境,模拟油井采出液离子组成,进行硅钙镁钡成垢实验。研究结果表明,三元复合驱垢主要为碳酸盐、硅酸盐混合垢。随着油井采出液pH值增加,垢样中硅酸盐含量增加,碳酸盐含量降低。在pH值小于10.7时,溶液中硅酸盐沉积速度较快;pH值大于10.7时,硅酸盐沉积速度较缓慢。模拟体系中碳酸根离子含量较低(80 mg/L)时,产生片状硅酸盐沉淀;碳酸根含量较高(1100 mg/L)时,产生颗粒状碳酸盐沉淀。硅离子促进钙盐垢的沉积,在硅含量500 mg/L时,沉垢量最多,达247 mg/L。阳离子增多促进垢的生成,但在钙、钡离子未达到沉积平衡前,镁离子不发生沉积反应。     

高温高钙稠油油藏二元复合驱配方设计与应用

孤岛油田东区属于高温高钙普通稠油油藏,地层温度71℃,配注水钙镁离子230 mg/L,地面原油粘度1 500 m Pa·s~3 000 m Pa·s,目前已进入特高含水开发阶段。本文针对孤岛油田东区II类油藏温度高,钙镁离子含量高,原油粘度高的特点,通过增加石油磺酸盐(SLPS)相对分子质量、调整SLPS及非离子活性剂gd-1复配比例提高体系界面活性和抗钙能力,设计出了适合用于目的区块的高效二元驱配方,其抗钙镁能力大于500 mg/L,界面张力4.4×10-3m N/m,室内提高采收率17.4%。配方于2010年应用于孤岛东区北Ng3-4单元,矿场取得了很好的降水增油效果,已经累计增油87.7万t,提高采收率5.98%。孤岛东区二元复合驱矿场试验的成功为今后高温高钙稠油油藏大幅度提高采收率研究提供了指导。     

应用于含高浓度钙镁离子水配制压裂液的螯合调节剂研究北大核心CSCD

高浓度钙镁离子影响水基压裂液的增黏和交联性能,使压裂液冻胶耐温耐剪切性能变差。本文通过浊度和螯合值测试实验研究了应用于含高浓度钙镁离子水的pH值调节剂和螯合剂,进而得到一种由有机胺、氨基羧酸盐和有机膦酸盐组成的高效螯合调节剂。该螯合调节剂对钙镁离子具有较高的螯合值,并具有一定的调节溶液pH值的功能,可通过螯合作用和晶格畸变作用抑制钙镁离子在高pH值下的沉淀作用。此外,该螯合调节剂具有较好的热稳定性,经过160℃处理后分子结构不会发生变化。将螯合调节剂应用于海水配制压裂液时,160℃海水基压裂液体系具有良好的交联性能,满足压裂液黏度技术指标。本研究成果解决了高浓度钙镁离子和压裂液碱性交联环境配伍性差的问题,对研究利用高矿化度水配制碱性交联压裂液体系具有重要意义。     

高钙镁油藏烷醇酰胺类表面活性剂及其复配体系驱油性能研究

针对常规表面活性剂用于高钙镁油藏普遍存在驱油效果不理想、稳定性差和成本较高等问题,合成了系列烷醇酰胺类表面活性剂,表征了其结构,评价了其表面活性,考察了温度、矿化度和钙镁离子质量浓度等对烷醇酰胺类表面活性剂与脂肪醇聚乙烯醚硫酸钠（AES）复配体系驱油性能的影响。结果发现:合成的烷醇酰胺类表面活性剂具有较低的表面张力和临界胶束浓度;合成的十二酸二乙醇酰胺与AES质量比为4:1的复配体系可使油水界面张力降至3 μN/m,且该复配体系在高矿化度、高钙镁离子质量浓度和高温下依然具有较好的降低油水界面张力的性能。研究表明,十二酸二乙醇酰胺在提高高钙镁油藏的驱油效率方面具有良好的应用前景。      

驱油剂HKH-8体系对渤海原油界面张力的影响研究

氢氧化钠与渤海原油反应可生成少量石油皂类活性物质,在不含钙镁离子时,这种活性物质可使油水界面张力降到0.31mN/m,但达不到超低范围。钙皂分散剂和钙镁离子络合剂可显著改善HKH-8在高矿化度水中的溶解性和抗钙镁离子的性能,使HKH-8的适应性更广。HKH-8可在较宽的复碱范围内与渤海原油形成超低界面张力,而适应氢氧化钠的范围是0.15%～0.6%,因为当氢氧化钠浓度再加大以后,体系中大部分HKH-8将溶入油相中,打破了已形成的油水界面上活性剂的最佳分配系数。当氢氧化钠浓度控制在一定的范围内时,体系中活性剂的浓度只需0.001%（商品浓度）即可与渤海原油形成超低界面张力。在HKH-8复配体系的室内驱油试验中,采收率在水驱基础之上可提高20%（OOIP）。     

有机胺萃取耦合CO2矿化过程中阴离子迁移规律研究

目的 CO₂矿化技术利用金属离子将CO₂固化为碳酸盐是有效的碳减排路径,考查有机胺萃取耦合CO₂矿化过程中阴离子的迁移规律,为进一步设计矿化过程提供理论参考。方法 有机胺萃取耦合CO₂矿化法利用有机胺萃取氢离子(H⁺),并使阴离子迁移到有机相中,促进水相的钙、镁等金属离子进一步与碳酸根离子(CO₃^2-)沉淀,测定镁基、钙基体系中CO₂矿化反应后阴离子的浓度和迁移率,并考查了时间、温度、相比(有机相与水相的体积比)对迁移率的影响。结果 镁基体系中,阴离子迁移率y_I^->y_NO^-3>y_Br^->y_Cl^->y₍SO^2-₄);钙基体系中,阴离...     

长庆气田胍胶返排液离子处理剂RXM-1研究与应用

本文根据长庆气田瓜尔胶返排液的特点以及回收再利用中存在的问题,结合现场施工工艺开发了RXM-1离子处理剂。该处理剂能迅速与钙、镁等金属离子生成水溶性螯合物,消除金属离子对耐温耐剪切性能的影响,防止碱性环境出现沉淀造成储层伤害,并可以屏蔽残余的硼交联剂,防止基液返胶。同时,RXM-1离子处理剂中的高效杀菌剂可保证施工过程中基液黏度。目前,RXM-1离子处理剂在13口井进行了现场应用,应用效果良好。     

钙镁离子影响原油与ASP驱配方产生超低界面张力的机理

钙镁离子能使ＡＳＰ复合驱配方与原油产生的超低界面张力大幅度升高,主要是因为体系中生成了ＣａＲ２、ＭｇＲ２分子。但当ＣａＲ２、ＭｇＲ２转变成ＣａＣＯ３、Ｍｇ（ＯＨ）２沉淀后,ＡＳＰ配方体系与原油间界面张力仍能降至超低     

镁离子对油井水泥石的侵蚀

以硫酸镁溶液为腐蚀介质,对高抗硫酸盐油井水泥进行了腐蚀试验,结果表明,在35℃的硫酸镁溶液中浸泡一年,镁离子使水泥石变得致密,强度升高。镁离子的浓度越高,这种作用越明显。从腐蚀液的pH值变化和浸出的Ca~(2 )浓度变化分析认为,镁离子与氢氧化钙在溶液中反应,生成的氢氧化镁沉淀吸附在水泥石表面,形成一层薄膜,减缓了镁离子对水泥石的进一步侵蚀;其后,镁离子扩散进入水泥石内与氢氧化钙反应,生成的沉淀堵塞了微孔隙,从而使水泥石变得密实,强度升高。实验还发現,镁离子对水泥石的作用受温度的影响较大,在75℃下进行试验,溶蚀型腐蚀显著增强,而镁离子的作用不明显。     

高温油藏表面活性剂乳化驱油体系研究

针对油藏渗透率为254 mD,油藏温度为104℃,地层水矿化度为26 376 mg/L,钙镁离子含量为439 mg/L的油藏条件,研究优化了表面活性剂乳化驱油体系OS-3,当体系质量浓度为0.3%时,表面活性剂乳化体系可将油水界面张力降低至10~(-2)mN/m;在含水率为70%时乳状液黏度达到最大值为308.9 m Pa·s;将岩石润湿性由亲油变为亲水;采收率较水驱提高24%以上。     

脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐NNA系列高温高盐条件下界面活性研究

实验考察了作为驱油表面活性剂合成的氧乙基数n为7,8,9,12,15的十二烷醇聚氧乙烯醚磺酸盐NNA-n在高温高盐条件下的界面张力性质.实验中使用华北油田晋45断块脱水脱气原油,实验温度70℃.用含钙镁离子0.6g/L的模拟水配制的NNA溶液,随矿化度增大(20～120g/L),油水(平衡)界面张力显现低谷区,其中NNA-9和NNA-12显现较宽的超低界面张力区(10-3mN/m).当矿化度分别为60、80、100 g/L,钙镁离子浓度由0增至1.2g/L时,NNA-9和NNA-12在中间钙镁浓度区也显现界面张力低谷区;NNA-9的低谷区随矿化度加大而变深,在矿化度20g/L、钙镁浓度约为0.3～0.8g/L区间有超低值;NNA-12的界面张力则在矿化度80 g/L时最低,超低值出现在钙镁浓度0.4～0.9g/L区间.NNA-9在矿化度40 g/L模拟水中的1 g/L溶液,在110℃老化192小时后,有效物含量为42%,界面张力为8.94×10-3mN/m.     

复配体系色谱分离的影响因素及规律

以石油磺酸盐(PSA)-烷醇酰胺(AMD)-疏水缔合聚合物(HAWP)复配体系为研究对象,油砂为色谱分离介质,考察环境因素(包括矿化度、钙镁离子质量浓度、温度、进样量、油砂量等)对该体系色谱分离的影响规律。实验结果表明,PSA与HAWP之间不存在色谱分离现象,环境因素对其无影响;AMD与PSA或HAWP之间存在色谱分离现象,矿化度、钙镁离子质量浓度和进样量对色谱分离无影响,而温度和油砂量对色谱分离有明显影响。分别以绝对分离度和色谱分离度(Rs)为评价指标,建立该体系的色谱分离模型和色谱重叠模型,对模型变化趋势进行分析。以流出液中PSA和AMD的质量浓度50 mg/L为始点和终点进行计算,Rs1.5,PSA-AMD体系达到完全色谱分离;以10 mg/L为始点和终点进行计算,0Rs1.5,体系具有色谱重叠现象。     

低温高盐低渗油藏表面活性剂驱油体系的筛选及评价

针对延长化182 井组长6 油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能,地层水矿化度 和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题,研究了一种抗盐性表面活性剂驱油剂。该剂在不用螯合剂和稳 定剂的条件下,将两性-非离子Gemini 表面活性剂（PPM-12）、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠（AES-12）与十二烷基 二甲基氧化胺（OB-2）复配而得。对复配表面活性剂的配比和性能进行了优选和评价。结果表明,在表面活性剂 总加量为0.3%时,PPM-12、AES-12、OB-2 较适宜的质量比为4∶1∶1～1∶1∶4,油水界面张力均能达到10^-3 mN/m 数量级,在最佳配比2∶1∶3 下的油水界面张力可达1.2×10^-3 mN/m。复配表面活性剂的吸附性能、抗盐性能、乳化 性能和驱油效果均较好。经岩心6 次吸附后的油水界面张力仍在10-3mN/m数量级;其在油田钙镁离子浓度范围 内可达10^-3 mN/m数量级,镁离子对界面张力的影响最大,其次为钙离子,钠离子影响最小。当驱油体系加量≤ 0.25%时,乳化分水时间≤2894 s,且油水界面清晰。复配表面活性剂驱油体系在高盐低渗油藏的平均采收率增 幅达10.3%,在类似油藏有良好的应用前景。     

苏里格气田压裂返排液回用技术研究与应用

根据苏里格气田压裂返排液的特点和回用配制压裂液对水质的要求,形成了一套以“预处理—混凝沉降—两级过滤—杀菌抑菌”为工艺路线的压裂返排液处理技术。经处理后的返排液固体悬浮物小于20 mg/L,钙、镁离子含量小于30 mg/L,化学需氧量低于100 mg/L,配制瓜胶压裂液72 h黏度下降率低于20%。处理后的返排液用于配制瓜胶压裂液和聚合物压裂液,其耐温耐剪切性、黏弹性、破胶液性能等各项指标均满足行业标准要求。现场可对各个模块和处理单元进行选择性组合实现快速处理和精细处理,速度为150～300 m3/d。近3年使用处理后的返排液配制压裂液超过3.6×104 m3,应用效果良好。      

脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐耐温耐盐性研究

脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐（AESO）是一种非离子-阴离子型表面活性剂,与廉价表面活性剂重烷基苯磺酸盐（HABS）复配,得复合表面活性剂,可大大提高HABS的耐盐性,分别考察了AESO和AESO与HABS复合表面活性剂耐盐性、耐钙镁离子浓度及耐高温性能。结果表明,在HABS与AESO质量比7：3,两种活性物总含量0．3％,或单独使用AESO含量0．5％,氢氧化钠含量1．0％,聚合物含量0．1％的三元复合驱体系,在地层水总矿化度89000mg／L、钙镁离子浓度1150mg／L、温度85℃条件下,仍能使油水界面张力达到超低（～10^-3mN／m）,表面活性剂活性物水解率很低,说明表面活性剂AESO及AESO与HABS复合表面活性剂具有耐盐、耐钙镁离子浓度及耐高温性能,适合于高温、高矿化度的油藏三次采油。     

钙镁离子影响原油与ASP驱配方产生超低界面张力的机理

钙镁离子能使ＡＳＰ复合驱配方原油产生的超低界面张力大幅度升高,主要是因为体系中生成了ＣａＲ２、ＭｇＲ２分子。但当ＣａＲ２、ＭｇＲ２转变成ＣａＣＯ３、Ｍｇ（ＯＨ）２沉淀后,ＡＳＰ配方体与原油间界面张力仍能降至超低。