无机盐对新疆油田三元复合驱界面性能影响研究

界面性能对复合驱提高采收率有重大的影响,界面张力越低,洗油效率越高;Zeta电位越高,油水乳状液越稳定。研究了各类无机盐对新疆油田复合驱界面性能的影响。结果显示,Zeta电位的绝对值随着无机盐浓度的增高而增大;无机碱中,碳酸根离子降低界面张力效果最好,氢氧根次之,碳酸氢根最差;阳离子中,钾离子降低界面张力效果最好,其次是钠离子,镁离子会略微提高界面张力,钙离子则会大幅度提高界面张力;阴离子中,与硫酸根相比,氯离子能更好地降低界面张力。通过以上研究,确定了Q站污水处理站外排水更适合三元复合驱配液。     

新型烷基苄基甜菜碱驱油剂的制备与性能评价

为获得耐盐性能良好的甜菜碱型两性表面活性剂,以十二烷基苯(直链)、多聚甲醛、二甲胺及3-氯-2-羟基丙磺酸钠为主要原料,通过氯甲基化反应、亲核取代及季铵化反应合成了烷基苄基甜菜碱驱油剂——N-十二烷基苄基-N,N-二甲基羟丙基磺基甜菜碱(DB-17)。用质谱及红外光谱对合成产物的结构进行了表征,测定了DB-17溶液与新疆原油的油水界面张力,并用岩心驱替实验装置评价了DB-17的驱油效果。结果表明,在N,N-二甲基羟丙基磺酸钠与十二烷基苄基氯的投料摩尔比为1.3∶1、反应温度为70℃、反应时间为6 h的条件下合成的DB-17的产率为90.3%。DB-17具有较强的界面活性。随DB-17浓度的增大,油水界面张力降低。DB-17质量浓度为250 mg/L时,可将油水界面张力降至1.3×10-3m N/m。DB-17的抗盐性较好,15 g/L NaCl溶液对DB-17与原油的界面张力影响较小。250 mg/L的DB-17可使高渗天然岩心在水驱基础上平均提高驱油效率14.7%,DB-17的驱油效果较好。图6表2参15     

低浓度胍胶压裂液体系的研究与应用

针对常规胍胶压裂液体系增稠剂浓度偏高,造成压裂成本较高、压裂液残渣含量高和对储层伤害较大的问题,用硼砂、多元醇和醚类助溶剂等合成了较高分子量的多核硼交联剂DY-1,研究了胍胶加量对压裂液黏度的影响,考察了压裂液的各项性能,并在新疆油田进行了现场应用。结果表明,胍胶加量在低于0.165%、高于0.135%时能与DY-1形成聚合物交联体。低浓度胍胶压裂液耐温耐剪切性较好,胍胶加量为0.18%~0.4%时,压裂液在30~140℃、170 s~(-1)下剪切60 min的黏度均大于100 mPa·s;30~100℃下压裂液的流动行为指数n(0.3~0.7)和稠度系数k(1.3~1.8)总体变化较为平缓,压裂液性能稳定;压裂液静态悬砂性能较好,在30~80℃下通过增加压裂液pH值可使陶粒的沉降速率降至0.05 cm/min;压裂液能有效控制滤失,造缝性能良好;在30~100℃下胍胶压裂液在3~4 h均能彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,破胶液残渣含量低至76 mg/L。现场施工成功率100%,压裂液成本降低15.2%,增油效果明显,满足新疆油田储层改造的要求。     

悬浮液基高效减阻携砂压裂液的研发与应用

为解决压裂用聚合类乳液稠化剂不耐高盐以及悬浮液稠化剂稳定性差的问题,以抗盐缔合聚合物KFPY为基础,通过考察悬浮液稠化剂的稳定时间、本体黏度,优选了体系的稳定剂,优化了粉末稠化剂粒径以及比例,最终形成悬浮液稠化剂GAF-TE组成为：48.5%白油+1.5%乳化剂G10+5%有机改性膨润土+45% 抗盐缔合稠化剂KFPY。在玛18井水水质下,对悬浮液稠化剂GAF-TE的溶解性能、增黏性能、减阻性能以及配制的滑溜水体系的各项性能进行了评价。结果表明,0.1%稠化剂 GAF-TE 溶解时间为 18 s,黏度为 2.19 mPa.s,降阻率为76.8%;配制的滑溜水体系动态携砂能力强于普通的聚丙烯酰胺乳液,体系表面张力26.8 mN/m,与煤油间的界面张力0.96 mN/m,对岩心基质渗透率伤害率为6.97%,具有低伤害特性。该缔合型悬浮液稠化剂产品在新疆油田某区块进行现场应用,表现出较好的溶解性、降阻性能和携砂性能。     

羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术

随着油气储层压裂改造技术的广泛应用,压裂用水短缺和压裂返排液的有效处理已成为油气田亟待解决的问题。为了缓解新疆油田油田压裂用水与降低返排液处理成本,开展了羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术研究。研究结果表明,电解氧化处理可实现返排液的快速降黏与杀菌,然后利用气浮、沉降等方式即可将返排液中的悬浮物有效去除。通过调节处理后返排液的pH至6.5左右,实现了羟丙基胍胶粉在返排液中的分散起黏,即快速配制羟丙基胍胶基液。通过引入0.05%数0.2%的缓交联剂葡萄糖酸钠,利用缓交联剂与残余交联剂之间的络合作用,有效解决由残余交联剂的引起的交联过快问题,返排液配制的压裂液交联时间可控制在10数120 s之间。通过添加稳定剂亚硫酸钠消除返排液中残余的破胶剂,有效提升了压裂液的耐温能力。利用该方法累计完成2.2万方返排液的处理,配制出的羟丙基胍胶冻胶压裂液应用于新疆油田75口井的压裂改造中,井底温度范围22数97℃,施工成功率100%。     

纳米驱油剂性能评价探索

针对新疆油田低渗透储藏开发需求,通过表/界面性能、润湿性、防膨性能测定和岩心驱替实验等常规实验 手段,研究了纳米驱油剂iNanoW1.0的性能特征。研究结果表明,纳米驱油剂iNanoW1.0在表/界面张力、润湿性 方面与水相近,可减少水分子间的相互作用力,有利于启动压力降低,同时还能提高防膨剂的防膨效果,有助于 水敏油藏的开发。岩心实验结果证明,纳米驱油剂iNanoW1.0能够使原来不能建立水驱驱替关系的低渗透岩心 可以建立驱替关系,有利于低渗油层的开发。     

超临界二氧化碳增稠剂溶解性实验评价

超临界二氧化碳(CO2)黏度不足0.1 mPa·s,在加砂压裂中携砂困难,需添加增稠剂增大其黏度.鉴于增稠剂在CO2中的溶解性与其增黏效果密切相关,对比研究了聚合物ZCJ-01、表面活性剂微乳液APRF-2和表面活性剂乳液SC-T-183种增稠剂在液态、超临界CO2和水中的溶解性,利用Chrastil半经验模型对溶解度...     

溶气气浮技术在胍胶压裂返排液处理中的应用

压裂返排液的回收再利用是油气田高效开发、节水减排的关键技术。主要研究使用溶气气浮技术有效去除压裂返排液内悬浮物的方法。实验结果表明,PAC与PAM添加比例为1∶1,加量均为10mg·L-1,溶气气浮装置的回流比设为30%,溶气压力设为0.40 MPa时,装置去除悬浮物效率最高,达到92.5%。     

ASP三元复合驱用石油磺酸盐的组成分析及界面活性研究

为了明确不同结构的ASP三元复合驱用石油磺酸盐的界面活性,将新疆油田三元复合驱用的石油磺酸盐KPS工业品提纯、分离出了极性从大到小的H、C、B三个组分。采用核磁、质谱等分析方法分析了KPS及其组分的分子结构以及相对分子质量分布,考察了KPS及其组分在不同的表面活性剂质量分数、碱质量分数和盐质量分数下的界面活性。结果表明,H组分亲水性强,低质核比的分子占比高,分子结构以芳烃为主;B组分亲水性差,高质核比的分子占比高,分子结构以直链烷烃为主;C组分的亲水性较好,相对分子质量分布介于H组分和B组分之间,分子结构以支链烷烃为主。在表面活性剂质量分数0.1%~0.5%、Na_2CO_3质量分数0.2%~2.0%的条件下,C组分呈现出良好的界面活性,Na_2CO_3质量分数1.2%、C组分质量分数0.3%、聚合物质量分数0.18%时,油水界面张力最低,达10~(-4)mN/m数量级。在NaCl质量分数0.2%~2.0%(聚合物质量分数0.18%)的条件下,C组分同样呈现出良好的界面活性,表面活性剂质量分数为0.3%时,油水界面张力最低可达10~(-3)mN/m。     

XJ-21菌株在胍胶压裂液体系中破胶驱油的复合性能

在储层压裂改造过程中,胍胶压裂液体系低温破胶难,储层改造效果差,是新疆油田油藏开发亟待解决的关键技术难题。针对这一技术难题,将微生物强化采油技术应用于压裂液体系中,从新疆油田吉7井区烧房沟组采集到油泥,通过对样品中微生物的富集培养及分离,筛选得到一株能够高产生物表面活性剂的菌株,将其命名为XJ-21。结合菌落形态观察、革兰氏染色及16S rRNA序列分析结果,XJ-21菌株被鉴定为枯草芽孢杆菌（Bacillus subitlis）。FTIR分析确定XJ-21代谢产物中的生物表面活性剂与环脂肽类结构一致。XJ-21菌株与外源ZW-027菌株复配后,复配体系对油藏环境条件具有广泛适应性,不仅在温度为35～55℃的范围内可以产生物酶使胍胶冻胶破胶,还可在50℃下降低样品所在区块的原油黏度,降黏率可达95.45%。在水驱后,使用复配体系驱油与仅用水驱技术相比可以提高10.14%的驱油率。