河南双河油田90℃以上高温油藏二元复合驱实验研究

针对河南双河油田Ⅵ油组90℃以上高温油藏条件,提出了由表面活性剂SH7与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系,研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明,SP二元复合驱油体系(1630S浓度1500 mg/L)在SH7浓度高于500 mg/L时油水界面张力可达10~(-3)mN/m超低数量级,SH7浓度高于1000 mg/L后,界面张力可达10~(-4)mN/m数量级,且在30 min内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7的SP二元复合体系的乳化性能良好,油水比为7∶3时乳状液黏度是SP二元复合体系的7倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好,在经历五次吸附后,油水界面张力仍可达8.82×10~(-4)mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L时,聚合物及SP二元复合体系的长期热稳定良好,95℃下老化180 d后的体系黏度仍高于初始值,油水界面张力可以保持在10~(-4)mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明,水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系,在水驱(采收率42.26%)基础上可提高采收率22.16%,较同等条件下的聚合物驱高出6个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明,SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV,在水驱基础上提高采收率16.23%。     

非离子表面活性剂分子结构对CO2驱混相压力的影响

为揭示非离子表面活性剂对油/CO_2界面张力和最小混相压力(MMP)的影响,利用高温高压界面流变仪,采用下悬滴法,研究了温度和非离子表面活性剂分子结构对超临界CO_2/油界面张力和MMP的影响规律。结果表明,随着温度的升高,超临界CO_2/油界面张力和MMP逐渐增大,月桂醇聚氧丙烯醚(C12PO6)降低CO_2驱混相压力的幅度先增大后减小,60℃时的降幅最大(25.6%)。直链脂肪醇碳数由12增至18时,超临界CO_2/油MMP逐渐增加,C12PO6降低CO_2驱混相压力的效果最好。聚氧丙烯醚基团(亲CO_2端)降低界面张力和CO_2驱混相压力的效果好于聚氧乙烯醚基团。随聚氧丙烯醚聚合度增加,超临界CO_2/油MMP先降低后增加,聚合度为6时的MMP最小(13.22 MPa)。降低CO_2驱混相压力效果最好的表面活性剂分子结构为碳十二醇聚氧丙烯醚-6(C12PO6)。     

微乳液型油基钻井液冲洗液技术

为了高效清除井壁及套管壁上残留的油基钻井液、提高水泥环与环空界面胶结强度,根据表面活性剂盐水溶液与油接触后表面活性剂组装形成油水界面膜包裹油相而原位形成微乳液的原理,以琥珀酸二(2-乙基己酯)磺酸钠(AOT)、异构十三醇聚氧乙烯醚(AEO5-13)的复配体系为主表面活性剂,以柴油或白油为油相制备微乳液,通过考察微乳液增溶参数、界面张力等主要性能指标,确定了微乳液型冲洗液配方:KCl盐水(清洗柴油基钻井液时质量分数为7%,清洗白油基钻井液时质量分数为10%)+4%AOT+3%AEO5-13+6%正丁醇,并评价了该冲洗液的润湿反转能力、冲洗效率及与钻井液和水泥浆的相容性。研究结果表明,随盐度增加,微乳液相态经历Winsor Ⅰ型到Winsor Ⅲ型再到Winsor Ⅱ型的转变,Winsor Ⅲ型微乳液具有最佳的增溶参数和界面活性,形成Winsor Ⅲ型柴油微乳液及白油微乳液的最佳盐度分别为7%和10%。微乳液型冲洗液的润湿反转能力强、冲洗性能优越,7 min对油基钻井液冲洗效率达95%以上,且与钻井液及水泥浆的相容性好。     

石油羧酸盐及其复配体系中混合胶束对界面活性的影响

为揭示石油羧酸盐界面活性的结构成因,深入研究石油羧酸盐和磺酸盐的复配规律,选取了平均碳数分别为23.16、26.01、28.70的大庆原油馏分作原料制备石油羧酸盐,优选了一种平均碳数和油酸钠碳数相近的石油羧酸盐并将其界面活性与油酸钠进行了比较研究。此外,针对矿化度较高(矿化度11948.4 mg/L)、石油羧酸盐可以在低碱甚至无碱条件下单独达到超低界面张力的红岗油田,考察了石油羧酸盐和石油磺酸盐形成的混合胶束对复配体系界面活性的影响。研究结果表明,平均碳数和油酸钠碳数相近的石油羧酸盐的界面活性远优于油酸钠,其原因是石油羧酸盐由不同碳链长度的分子组成,由于亲水亲油性(HLB值)的差别,长链分子和短链分子在油水界面上插入深度不同,混合胶束的极性基团之间的斥力较单一分子组成的油酸钠极性基团间斥力小,分子间排列较紧密,界面吸附量较大。石油羧酸盐和磺酸盐的复配体系在矿化度较高的红岗油田具有很好的复配效果,石油羧酸盐和磺酸盐复配体系的界面活性比单剂好,达到初始界面张力的时间明显比单剂的短。石油羧酸盐单剂体系及复配体系中的混合胶束均使界面活性显著提高。     

大庆油田X区块三元复合驱采出规律研究

以大庆油田三元复合驱工业化区块为研究对象,应用矿场统计、数值模拟方法量化了三元复合驱中影响毛管准数的黏度和界面张力,分析了采出液化学剂、离子浓度变化规律。结果表明:三元复合驱技术能大幅度提高原油采收率19.58个百分点;油层中用于参与驱替的三元复合体系黏度只有初始黏度的30%~45%;化学剂运移30%的井距时,可保持较好的界面活性,运移至采出井处,三元复合驱体系界面张力大部分跃升至10-1 m N/m以上,对驱油效率的贡献减弱;三元复合驱化学剂见剂顺序为聚合物、碱、表面活性剂,见剂时间分别为注入孔隙体积倍数的0.12、0.45和0.56。     

表面活性剂与部分水解聚丙烯酰胺配伍性研究

运用化学分析方法,研究了阴离子型(KPS)、非离子型(L5#)、甜菜碱型(BS)表面活性剂与部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)聚合物之间的配伍关系。实验结果表明,单纯的KPS表面活性剂降低二元体系黏度的程度最高;KPS与L5#表面活性剂复配的二元体系的流变性随表面活性剂含量的增加先升高再降低;HPAM聚合物与BS表面活性剂组成的二元体系的流变性随表面活性剂含量的增加而降低,单使用KPS作为表面活性剂时,界面张力较高;BS能将最小界面张力维持在10~(-2)mN/m;KPS与L5#复配的表面活性剂的界面张力达10~(-3)mN/m。     

别古庄油田京11断块油藏三元复合体系配方优化

针对华北别古庄油田京11断块油藏储集层黏土含量高（29%）、地层原油黏度低（11.0 mPa·s）、酸值低（0.28 mgKOH/g原油）、油藏温度低（54 ℃）、水驱采收率高（> 50%）等特点,优化出适合该油藏的三元复合体系:1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性剂ES+12 000 mg/L碳酸钠。开展了该复合体系热稳定性、老化、吸附等评价实验。结果表明,体系老化90 d和天然岩心砂三次吸附后,热稳定性较好（黏度保持率为50.6%）,仍能达到10-3 mN/m超低界面张力。采用高低渗透率双管模型,开展了老化前后复合体系驱油实验对比研究。在综合含水90%时,改注0.3 PV未老化复合体系,综合采收率提高31.1百分点;改注0.3 PV老化90 d后的三元复合体系,综合采收率提高22.2百分点,比老化前降低8.9百分点,说明三元复合体系老化后对驱油效果有较大影响。分析发现体系老化后黏度降低较多、界面张力升高,是导致驱油效率下降的原因。研究结果对今后体系优化具有一定指导作用,体系优化中分别测定不同体系老化前后的黏度和界面张力,根据其变化情况即可最终优化出较佳的复合驱油体系。     

一种用高钙镁水配制弱碱三元复合驱的方法研究

在高钙镁水中(钙镁离子含量>100 mg/L)加入NaOH使钙镁离子发生沉淀,沉淀后的上层清液呈现弱碱性溶液环境,用该清液配制聚/表二元体系即得到弱碱三元体系,体系油水界面张力达到10-4m N/m,黏度较未处理钙镁离子前提高30%。     

带材线材件料生产时的张力计算

文章讨论了以带材或线材为坯料进行件料生产时,带材或线材的张力影响因素及张力计算的逐点法。     

表面活性剂乳化能力差异对低渗油藏提高采收率的影响

表面活性剂驱是低渗透油藏提高采收率的重要技术手段之一,以往筛选活性剂基本以其降低油水界面张力的性能作为评价重点,而表面活性剂的油水乳化性能并未得到足够的重视。为研究油水乳化性能对低渗油藏提高采收率的影响,结合长庆低渗透油藏条件,选用具备相同超低界面张力但乳化能力有所差异的2种活性剂,利用均质、非均质岩心开展驱油实验。实验结果表明:同时具备超低界面张力和强乳化能力的活性剂BA,可在岩心入口段降低渗流阻力,同时实现岩心中部乳化封堵的效果,岩心中部残余阻力系数为2.08;而界面张力超低乳化能力较弱的活性剂TS,无法建立流动阻力,仅起到降压增注的作用。在非均质岩心驱油实验中,水驱后注入BA段塞0.6PV,建立了较高的驱替压力,扩大了波及系数,提高采收率11.46%,而活性剂TS提高采收率幅度为5.88%。