稠油乳化降黏剂组成与油水界面化学性质的关系

以蒸汽裂解轻油为原料制备了石油磺酸钠甲醛缩聚物。用核磁共振碳谱、凝胶渗透色谱表征了石油磺酸钠甲醛缩聚物的组成,并探讨了石油磺酸钠甲醛缩聚物为降黏剂时的组成与油水界面张力、稠油乳液的稳定性和乳液液滴粒径的关系。研究结果表明,由于石油磺酸钠甲醛缩聚物分子中含有缩合度不同的磺酸盐,且含有一些未缩合的磺酸盐,分子大小不同的阴离子磺酸盐在油水界面的间隔及附形成了致密的界面膜,对乳化稠油有利。以石油磺酸钠甲醛缩聚物为主剂的乳化降黏剂在4个稠油井取得了良好的现场乳化降黏效果。     

新型耐温抗盐稠油乳化降黏剂的性能研究

陈家庄油田陈25块属高温高盐普通稠油油藏,针对陈25块的油藏条件,研究了一种新型化学降黏剂AS的乳化降黏性能,以及温度、矿化度对稠油乳化降黏效果的影响。该新型降黏剂AS与陈25普通稠油形成稳定的O/W型乳状液,在70℃下,0.2%AS在油水体积比7:3~3:7范围内,稠油乳化降黏率在98%以上。温度、矿化度、二价阳离子对降黏剂AS的稠油乳化降黏效果影响不大。AS具有良好的降黏性、耐温性、抗盐性,能够满足胜利油田高温高盐普通稠油冷采开发的需要,具有广泛的推广应用前景。     

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     

河南超稠油乳化降黏研究

针对河南油田超稠油黏度高,流动性差,开采和输送困难等现状,本文展开对河南油田超稠油的乳化降黏研究。得到优化的复合降黏剂F2配方,其中,乳化降黏剂主剂RA-1、稳定剂聚丙烯酰胺、助剂碱质量比为1:0.25:0.36,在F2总加剂量为0.483%（占原油乳状液的质量百分率）,乳化温度70℃,油水质量比为7:3下,可以制得均匀、稳定的O/W型超稠油乳状液,超稠油的黏度由240 Pa·s（50℃）降到其乳状液的42.8 mPa·s（50℃）,降黏率高达99.98%。文中同时对降黏机理进行了探讨。     

耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP的合成及性能

针对目前乳化降黏剂在稠油油藏化学驱和压裂采油过程中存在耐温抗盐性差的问题,以双酚AF(BPAF)、对羟基苯磺酸(PHSA)和辛基酚聚氧乙烯醚(OP-10)为原料,采用两步三段法合成了一种耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP,以耐温抗盐性、降黏性为指标,优化了降黏剂AFOP的合成条件,利用IR、GPC对AFOP的结构进行了表征,考察了在高温高盐情况下降黏剂AFOP对几种稠油的降黏效果,并与油田用降黏剂在高温高盐下的降黏效果进行了对比。研究得出AFOP最佳合成条件为BPAF、PHSA和OP-10的摩尔比为1∶4∶6,羟甲基化阶段碱性条件下在80℃下反应1.5 h,酸性条件下在80℃反应3 h,最后在100℃下缩聚反应6 h。在矿化度为8246 mg/L的模拟盐水体系中300℃下高温老化24 h后,质量分数1%的AFOP溶液与稠油间的界面张力仍能达到10-1mN/m数量级,油水比为7∶3时对渤海稠油的降黏率仍能保持在98%以上。乳化降黏剂AFOP具有优良的抗盐耐温性能,能够满足海上高温高盐油藏稠油开采的需要。图3表4参23     

特稠油乳化降黏室内评价研究

特稠油原油黏度高、流动性差,采用常规方法开采难度大。针对这一问题,作者提出了一种乳化降黏的开采方法。该方法利用表面活性剂,借助超声波的振动、空化和热作用,使特稠油乳化形成O/W型乳状液,有效降低了油层特稠油黏度,改善了原油的低温流动性。文中还对形成O/W型乳状液影响因素进行了室内评价,并进一步借助超声波增强乳化效果进行了驱油技术实验。结果表明,该技术的实施不会对原油脱水造成影响,其经济性优于热采。该项研究为特稠油油藏开采开辟了新途径。     

耐温抗盐稠油降黏剂的室内实验研究

本文针对中原油田稠油油藏地质及稠油特征,应用正交实验设计方法,实验筛选出了耐温抗盐稠油乳化降黏剂体系,最佳配方如下:0.05%聚氧乙烯壬基苯酚醚NP-10+0.1%两性离子表面活性剂CS-B+0.1%十二烷基苯磺酸钠ABS,即在复配降黏荆体系中NP-10、CS-B、ABS的质量比为1:2:2时的降黏效果最佳。研究了pH值、含水量、水矿化度,二价阳离子浓度、温度、配伍性等稠油降黏剂性能的影响。结果表明:在油水比7:3、50℃下所筛选的最佳降黏剂体系对稠油的降黏率达99%,耐温110℃,耐盐,可满足于中原油田的稠油井的降黏需要。     

稠油耐高温乳化降黏剂AESO的合成及其性能

为提高稠油驱油效率合成了一种耐高温乳化降黏剂,脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸钠(AESO)是一种耐高温耐盐型阴-非离子表面活性剂.实验以脂肪醇聚氧乙烯醚(AEO)为原料,在碱性条件下,通过2-溴乙基磺酸钠磺烷基化合成AESO.对合成反应条件进行优化,结果表明,在n(AEO):n(2-溴乙基磺酸钠)=1:1.3,反应温度为70℃,...     

耐温耐盐稠油乳化降黏剂的制备与评价

针对注蒸汽开采稠油油藏过程中存在的储层物性差、中高含水油井天然气吞吐效果不太理想的问题,研制了以改性聚氧乙烯酚醚类为主,两种性质改进剂为辅的乳化降黏剂,并对其提高注汽采油的效果进行了现场试验。结果表明,在降黏剂比例为8∶1∶0.5时,耐Ca2+、Mg2+浓度可达30g/L;在125℃以下具有较好的热稳定性;用量0.3%时,驱油效率能提高19%,含水率大于50%,w(乳化剂)在0.1%~0.5%时的原油黏度(60℃)为110~340mPa·s,降黏效果明显增强;现场实验表明该降黏剂可明显降低采油中注汽压力,提高蒸汽驱替效率,降低产出液中的含水量,可有效提高稠油井产量。     

水溶性降黏剂和油溶性降黏剂对油水界面膜的影响

为揭示水溶性和油溶性降黏剂对采出液破乳脱水的影响,研究了聚氧乙烯醚型水溶性降黏剂（SH）和不饱和酸酯聚合物型油溶性降黏剂（SL）对胜利油田陈庄稠油采出液破乳的影响,通过扩张流变法和扫描电镜从界面膜角度分析了两种降黏剂对稠油采出液稳定性的影响机理。结果表明,SH浓度由0 增至3 g/L 时,采出液油水界面扩张模量由20.09 mN/m降至3.02 mN/m,脱水率由47.62%增至66.67%,界面黏性模量和弹性模量降低,相角由18.43o增至29.43o,SH分子可增大沥青质之间及胶质与沥青质之间的距离,使界面膜强度减小。SL 浓度由0增至3 g/L 时,油水界面扩张模量由20.09 mN/m增至34.76 mN/m,脱水率由47.62%降至6.80%,界面黏性模量降低的同时弹性模量增加,相角由18.43o降至9.83o,SL可增强沥青质分子之间的相互作用,沥青质表面呈现“鱼鳞”形状的规则排布,结构紧密,界面膜强度增强。SH有利于稠油采出液破乳脱水,而SL不利于稠油采出液破乳脱水。图12 参14     

稠油乳化降黏剂研究进展

文章结合稠油乳化降黏剂的作用机理,综述了近年来复配型、抗矿盐型、耐高/低温型、共/缩聚物型和易脱水型等典型乳化降黏剂的研究现状,分析了影响乳状液稳定性和降黏率的因素,并结合近年来研究的焦点问题,提出了乳化降黏剂目前的发展方向.     

稠油乳化降黏剂FPESS的合成及性能

为了降低稠油黏度,改善稠油流动性,以α-ω含氢含氟硅油、烯丙基环氧基聚醚、KHSO_3等为原料,经硅氢加成,磺化反应制得一种磺酸盐型氟硅表面活性剂(FPESS);采用FTIR和~1H NMR技术对其结构进行了表征,测定了FPESS的表面张力,考察了油水质量比、FPESS含量、乳化时间、碱含量等对降黏效果的影响。实验结果表明,FPESS溶液的临界胶束浓度为2.0 g/L,表面张力21.02 m N/m;在油水质量比8∶2、FPESS含量0.40%(w)、乳化时间30 min、碱含量0.040%(w)的最佳条件下,稠油的降黏率达到96.35%,FPESS与碱组成的降黏体系的耐盐、耐温性好。     

降黏剂对稠油乳化反相点的影响规律

稠油乳化反相点附近的稠油黏度较大,对于稠油开采及运输极为不利。通过考察温度、搅拌转速对稠油乳化反相点的影响,得到稠油乳状液适宜的制备条件;考察了水溶性降黏剂及油溶性降黏剂对稠油乳化反相点的影响,并从界面膜及药剂对沥青质作用角度分析了稠油乳化反相的机理。结果表明,在50℃、搅拌转速800 r/min的条件下制得的稠油乳状液的乳化反相点最大。水溶性降黏剂和油溶性降黏剂均会使稠油乳化反相点提前,但二者提前稠油乳化反相点的程度不同。随着降黏剂浓度的增大,水溶性降黏剂使稠油乳化反相点降低,由48%提前至35.6%;而油溶性降黏剂使稠油乳化反相点先减小后增大。水溶性降黏剂通过降低界面扩张模量和界面张力实现提前反相,而油溶性降黏剂主要通过降低界面扩张模量来实现反相;加入降黏剂前后沥青质的微观形貌表明,水溶性降黏剂对沥青质聚集体的破坏程度强于油溶性降黏剂,降黏剂主要通过降低沥青质所组成的界面膜强度来实现反相。     

耐温耐盐稠油降黏体系的研制与应用

渤海某稠油油田原油黏度大,胶质沥青质含量高,地层水矿化度较高,且油井完井方式为常规完井(管柱耐温≤120℃),热采吞吐温度受限,效果一般。为提高稠油常规井开采效果,室内研制了热采吞吐用耐温耐盐稠油乳化降黏体系CY-02,该体系由磺基甜菜碱类两性表面活性剂LHSB、以改性聚醚为主要成分的非离子表面活性剂PFC-1组成,正交实验确定其最佳配比为2∶1。考察了该化学体系的静态性能(耐温耐盐性、乳化降黏性能、乳液稳定性、界面张力、润湿性)和动态驱油效果。研究结果表明,该体系耐温≥120℃,NaCl容忍度40000 mg/L,CaCl2容忍度1500 mg/L;体系120℃老化24 h后仍具有良好的界面性能,在油水比7∶3时,可形成稳定的乳状液,50℃下体系对稠油的降黏率达98.8%;低含水率下亦不发生反相乳化;体系与原油的界面张力为10-2mN/m数量级;体系在煤油浸润后的模拟岩心表面的润湿角为10°,可使岩石表面由油湿转变为水湿;120℃下动态驱油实验表明,该稠油降黏体系对稠油驱与单独水驱相比,采油速度更快,最终采收率提高10.65%。渤海某稠油油井的现场施工效果表明该稠油降黏体系取得了良好的应用效果。图4表4参15     

聚醚结构对油水界面性能及稠油降黏效果的影响

为深入认识化学驱稠油乳化降黏的作用机制,考察了3种不同结构的聚醚与稠油的界面张力和界面扩张流变性质,测定了聚醚溶液与稠油形成的乳状液的稳定性、粒径和黏度.结果表明,聚醚类表面活性剂具有较长的柔性氧乙烯(EO)链和氧丙烯(PO)链,能形成界面"亚层",油水界面膜以弹性为主,易与稠油形成稳定的O/W乳状液,显著降低稠油黏度...     

吉林扶余油田稠油乳化降黏实验研究

针对典型油样进行组分分析,找出原油中影响黏度的主要因素。采用A型水溶性降黏剂进行乳化降黏实验,通过静态评价试验,研究了水溶性A型降黏剂与原油之间形成乳状液的稳定性和粒径分布、油水界面张力、降黏率及洗油率,考察了该降黏剂降黏效果。实验结果表明:原油中蜡含量迭14.7%,高含蜡是影响原油黏度的主要因素;降黏剂浓度越大,乳状液分水率越低,乳状液粒径分布越集中,油水界面张力越低,乳状液越稳定;油水比越大,分水率随降黏剂浓度变化越显著;随降黏剂浓度增大和油水比降低,降黏率逐渐升高,降黏率最高可达91.5%;该降黏剂有较好的洗油效果,洗油率为61.1%。     

高凝稠油乳化降凝降黏研究

油性降凝剂对华北1号高凝稠油的降凝效果较差,不能满足常温开采和输送的要求。针对高凝稠油存在高凝、高黏的双高特性,用乳化的方法改善该稠油的流动性。70℃下,研究了乳化剂与碱的种类和加量、无机盐对乳液稳定性或转相时间的影响以及油水质量比对乳化降凝降黏效果的影响。结果表明,适宜的乳化剂为油酸钠与十二烷基磺酸钠的混合物(质量比7:3),添加剂优化配方为:复配乳化剂0.5%、多聚磷酸钠0.15%,NaOH0.05%,聚丙烯酰胺0.15%。最佳油水质量比为6:4。乳化后原油的凝点由47℃降至29℃,凝点降幅为18℃;50℃黏度从223.2mPa·s降至29.5mPa·s,降黏率为86.8%,降凝、降黏效果较好。且乳液具有一定的静态稳定性和抗剪切能力,在高凝稠油开采和输送的应用前景良好。     

降黏剂对罗家超稠油及其极性四组分模型油乳化性能的影响

实验油样为20℃密度1.0072 g/cm3、50℃黏度40.96 Pa.s、凝点26.5℃的胜利罗家超稠油,乳化降黏剂为非离子表面活性剂OP-10。含水50%的W/O型乳化稠油用600 mg/L OP-10处理后,变为O/W型乳化稠油,在40、50、60、70、80、90℃下的降黏率,以脱水稠油计为99.30%~96.24%,以W/O乳化稠油计为99.58%~96.95%。按行业标准方法将稠油分离为四组分:饱和分20.17%,芳香分39.28%,胶质20.67%,沥青质19.88%,摄取了四组分的IR谱并指认了可能的官能团。将各组分在甲苯中配成2%的模型油,将模型油分散于25倍体积的0.6%Na2CO3碱水中,由加OP-10前后透光率的变化确定各组分乳化能力大小顺序:沥青质>芳香分>饱和分≈胶质。各组分模拟油与地层水、碱水间50℃、10~40分钟动态界面张力高低顺序为:沥青质>饱和分>胶质>芳香分,加OP-10处理后界面张力的降低率,与地层水间为82%~93%,按降低率排列的顺序为:饱和分≈胶质>芳香分>沥青质,与碱水间为22%~89%,按降低率排列的顺序为:沥青质>饱和分≈胶质>芳香分,对这一结果作了分析讨论,包括OP-10引起的芳香分、胶质、沥青质甲基与芳香烃次甲基IR吸收峰面积比和反映更强氢键生成的3600~3000 cm-1土丘状IR吸收峰的变化。图8表7参7。     

钻井液降黏剂分子中离子基团对其降黏效果的研究

为深入研究聚合物降黏剂分子结构与性能的关系，文章以丙烯酸、苯乙烯磺酸钠、N,N-二甲基丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵为单体，采用自由基聚合法，制备了聚合物DMAA、聚合物DMSS和聚合物DMAD三种降黏剂。研究了三者在淡水、盐水基浆中的降黏效果与耐温抗盐性能；采用流变性测试与电位测试相结合的方法，分析了降黏剂分子中羧基、磺酸基、季胺盐等离子基团在不同基浆中作用效果。结果表明，上述降黏剂均能有效降低钻井液基浆的黏切。具体来看，分子链中含有大量羧基的DMAA在淡水浆中的降黏作用优于DMSS和DMAD,其在淡水浆中180℃老化后的降黏率达86%,对表观黏度和动切力的降低率分别达69%和95%,且其降黏效果受高温老化(180℃)的影响较小，抗温性能优良；由于两性离子降黏剂DMAD的分子内存在离子键，具有更强的抗盐能力，所以其在盐水浆中的降黏效果最好，180℃老化后，DMAD对盐水浆的降黏率达69%,对表观黏度和动切力的降低率分别达67%和78%。     

塔河油田超稠油乳化降黏剂的研制

本文针对塔河油田地层水矿化度高、井底温度高的特点,研究了适合塔河油田超稠油的乳化降黏剂。以一定链长的混合叔胺(RN(CH3)2)和二溴乙烷(Br(CH2)2)为原料,合成了一种代号为DFA-12的双季铵盐型表面活性剂,并对其反应的影响因素进行了优化,得出最佳的反应条件如下:反应物RN(CH3)2与Br(CH2)2摩尔比为2.602∶1,反应温度为90℃,反应时间为24小时,产品纯度可达98.53%。稠油和表面活性剂溶液的混合液(油水质量比7∶3)的乳化实验表明,DFA-12较其他表面活性剂具有更强的耐盐能力,在矿化度高达214739.9mg/L下仍具有较好的乳化能力。通过DFA-12和其他的表面活性剂的复配实验,优选出适合塔河油田超稠油乳化降黏的最佳配方为:0.25%DFA-12+0.25%两性离子表面活性剂HES+0.1%聚合物DFP,该体系对塔河油田的超稠油乳化降黏指标达到最佳,在90℃下测定稠油和表面活性剂溶液的混合液(油水质量比7∶3)的黏度,以稠油黏度为基准计算降黏率,可达98%以上。