一种两亲聚合物稠油降黏剂的制备及性能评价

以卤代烷烃、聚乙烯亚胺（PEI）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料，采用自由基聚合的方法制备了一种具有耐温抗盐性能的两亲聚合物型稠油降黏剂。利用红外光谱仪、显微镜、旋转滴界面张力仪、哈克流变仪、填砂管驱油实验研究了聚合物对稠油的乳化降黏及驱油能力。结果表明，当聚合降黏剂质量分数为1.00%时，油水质量比7:3条件下，春风油田稠油黏度由4753 mPa?s降至85 mPa?s，降黏率大于98%，油水界面张力由11.59 mN/m降低至0.06 mN/m。经过110℃老化24 h、矿化度1.45?105 mg/L条件下降黏率大于93%，具有较好的耐温耐盐性。在50℃、4.84?104 mg/L条件下，质量分数为0.50%的降黏剂溶液黏度为56 mPa?s，与市售部分水解聚丙烯酰胺HPAM溶液32 mPa?s的黏度相比，该聚合物降黏剂在矿化度条件下具有更好的水相增稠能力。填砂管驱油实验注降黏剂驱能够在水驱基础上提高采收率37.45%，表明该聚合物溶液可以通过降低稠油黏度和扩大波及体积提高稠油的采收率。     

稠油化学降黏实验研究

以塔河某稠油为样,在优化条件下进行降黏实验研究。试油40g,降黏剂WWS质量分数0.4%,碳酸钠质量分数0.2%,加水量20mL(矿化度5 000mg/L),实验温度65℃,搅拌下反应80min,稠油的黏度从65℃时的5 620mPa.s降至180mPa.s,降黏率达到96%以上,改善了稠油的流动性。     

耐高温降黏剂对河南特稠油的应用研究

采用自制耐高温降黏剂SP对河南特稠油进行乳化降黏,研究了SP降黏的操作条件、促进剂对降黏的影响、SP的普适性及现场加剂方式对其降黏效果的影响。结果表明,SP在乳化剂水溶液中的质量分数为0.05%、乳化温度70℃～80℃、m(水)∶m(油)=30∶70～40∶60、乳化时间3 min～9 min的条件下,25℃时使河南特稠油1#黏度由202.7 Pa.s降至其乳状液黏度低于34.2 mPa.s,降黏率均达99%以上。实验还表明,高温(260℃～300℃)处理前后SP对河南特稠油的降黏效果比较稳定,降黏率都达到99%以上。     

阴-非离子表面活性剂复配技术用于稠油降黏的研究

针对辽河油田超稠油开采过程中的降黏难问题,本研究根据乳化降黏机理,在实验室评价了表面活性剂单剂及阴-非离子表面活性剂二元复配对稠油乳化效果及降黏效果的影响。结果表明,二元复配表面活性剂对稠油的降黏效果,优于表面活性剂单剂的降黏效果,且当油水比为6∶4、SDS+OP-10水溶液浓度为0.5%、乳化温度为50℃时,二元复配乳化剂降黏率达到91.06%,乳化率达到100%,符合现场应用的需求,具有较好的推广应用价值。     

海上稠油化学吞吐室内实验研究与现场应用

针对稠油开采过程中,原油黏度高、流动性困难等问题,优选出了用于化学吞吐的乳化降黏体系JN-1,并对该体系进行了室内评价和现场试验。研究结果表明,该体系与原油的界面张力为10~(-2) mN·m~(-1),相对于原油与水的界面张力降低了99.8%,在油水比为7:3下该体系形成的乳状液黏度32.35 mPa·s,降黏率94.11%,具有较强的乳化能力和静态洗油能力,动态驱油实验表明,该乳化降黏体系比单独水驱采收率提高10.4%。通过在南海某稠油油井的现场施工,取得了较好的应用效果。     

春光油田稠油降粘剂的筛选与应用

春光油田是河南油田重点勘探开发的地区之一,稠油年产量逐年递增,开采原油密度为0.949~0.965g/cm~3,原油黏度(70℃)5 018.4~33 486.3m Pa·s,流动性差,自然产量低,原油运输困难,单独采用蒸汽吞吐开发成本高,而结合稠油化学降黏中乳化降黏技术进行稠油乳化降黏则充分弥补了这一不足。     

稠油降黏甲基丙烯酸十二酯基三元共聚物合成与降黏性能的研究

采用自由基溶液聚合法合成了油溶性甲基丙烯酸十二酯-苯乙烯-马来酸酐三元共聚物(LSM),以此为基础复配成可工业用的甲基丙烯酸十二酯-苯乙烯-马来酸酐三元共聚物稠油降黏剂。通过聚合产物的表征、单体配比对聚合产物收率的影响和聚合过程工艺的研究确定了最佳工艺参数;以具有代表性的胜利油田高稠原油为研究对象并结合工程实际应用情况,研究了不同单体配比聚合产物对降性能的影响、浓度对降黏效果的影响和添加降黏剂前后黏度随温度变化对比。研究认为在甲基丙烯酸十二酯基三元共聚稠油降黏剂加量800×10-6、使用温度35℃条件下,原油表观黏度由315mPa.s降至150mPa.s,降黏率达52.38%,表现出了良好的降黏效果。     

稠油油井生产技术研究

欢17块兴隆台油层位于欢喜岭油田西南部,是一个含油面积仅有0.7km2,地质储量192×104t的小型稠油油藏。开发目的层为兴隆台油层,油层埋藏深度-1070～-1170m,油层物性好,平均有效孔隙度28.3%,平均有效渗透率700×10-3μm2,泥质含量8.14%。该块油质为低粘度稠油,地层原油密度0.934g/cm2,平均粘度155mPa.s;地面原油密度0.9718g/cm2,地面原油粘度159∽2338 mPa.s,含蜡量1.99%,胶质+沥青质含量30.51%。地层水质为NaHCO3,总矿化度4491.06mg/L。     

现河稠油乳化降粘剂体系的室内研究

通过对在模拟地层水中的溶解性、降低界面张力以及乳化降粘能力的评价,研究了OP-10、OP-20、双子表面活性剂GA8-4-8以及GA12-4-12用于现河稠油的乳化降粘性能,并对稠油乳化降粘机理进行了探究。结果表明,这4种表面活性剂乳化剂在模拟地层水中均具有良好的溶解性,GA8-4-8用于现河稠油时,能达到超低界面张力,稠油降粘率都在99%以上,使得井筒流体粘度在2 000 mPa.s以内,完全可被举升到地面。因此,GA8-4-8是一种最为有效、最适合于现河稠油井筒乳化降粘的乳化剂。     

超稠油复合降黏剂SDG-3的研究和应用

采用脂肪醇聚氧乙烯醚、Na OH、氯乙酸、醇和混合芳烃为原料,制备了一种高效复合降黏剂SDG-3。考察了其分散原油重组分能力、界面活性、乳化性能、降黏性能、耐温耐盐性和破乳性能。结果表明:SDG-3能分散超稠油中重组分,质量分数1%的SDG-3在不含水条件下使原油黏度从181 000 m Pa·s降低至81 989 m Pa·s,降低了54.7%;使地层水-超稠油的界面张力由22.00 m N/m降低至0.32 m N/m,对超稠油乳化效果优于常规水溶性降黏剂,形成的O/W乳状液平均粒径为2.5μm,对委内瑞拉、中海油、塔河超稠油降黏率均达到99.0%以上,优于常规油溶性降黏剂的降黏率(72.6%),耐盐度达2.2×105mg/L,耐高温达140℃,与油田破乳剂配伍性好。在塔河油田进行现场实验期间,日平均节约稀油率66.6%,平均提高稠油采收率14.4%。