胜利油田金17块稠油-水乳化特性及其对乳化驱油的影响

胜利油田金17块稠油油藏采用水驱后采出液乳化严重，地层流动能力降低，导致开发效果变差。通过乳化状态分析、黏度和流变性测试、油水界面张力测试等研究稠油和水的乳化特性，分析乳化稠油的流动特性；通过对油田常用的乳化驱油剂与W/O型乳状液再乳化形成乳状液的乳化状态、粒径、黏度和黏弹性分析，对乳化稠油再乳化特性进行了研究；分析乳化稠油再乳化机理，并对乳化驱油研究提供了思路。结果表明：乳化严重影响稠油乳状液的黏度，在油藏温度（60℃）条件下，含水率为60%的W/O型乳状液，其黏度、黏性模量和油水界面张力分别是脱水稠油的11.9倍、13.49倍和2.49倍。当含水率高于40%时，非牛顿特性变强、黏度开始呈指数式增大、黏性模量增大显著、油水界面张力迅速增大，严重制约了其在孔隙介质中的流动性。当乳化稠油与乳化驱油剂再乳化时，形成W/O/W型多重乳状液。乳状液的粒径、黏度和黏弹性随着W/O型乳状液中初始含水率的升高而增大。当初始含水率为60%时，乳化驱油剂LPA,HPF和SDS与W/O型乳状液再乳化后形成乳状液的粒径分别为91.3,40.6和27.5μm。相比于它们与脱水稠油形成的乳状液，粒径分别增大7....     

结合核磁共振技术对不同含水率乳状液稳定性分析

为了研究不同含水率乳状液的稳定性,通过分析不同含水率条件下原油和采出水的自乳化情况,同时与核磁共振技术（NMR）相结合,明确渤海A油藏的不同含水率乳状液稳定性特征。结果表明：在实验条件为 65 ℃（地层温度）、转速为 3000 r/min 的条件下,含水率为 40%和 50%下原油与水完全乳化,形成油包水型乳状液（W/O）,乳化效果最好,乳状液平均粒径分别1.905 μm和1.487 μm,界面张力值分别为23.93 mN/m和18.89 mN/m,乳状液最稳定。含水率为40%和50%下所形成乳状液的弛豫时间和自扩散系数最小;含水率为60%的乳状液的弛豫时间和自扩散系数次之;含水率为70%的乳状液的弛豫时间和自扩散系数最大。含水率在40%～50%时乳状液最稳定。结合核磁共振技术,乳状液平均粒径越小,黏度越大,界面张力值越低,水的驰豫时间和扩散系数越小,乳化效果越好。     

原油乳状液的稳定性及其流变性

配制了一系列油水比不同的原油乳状液,并考察了原油乳状液的黏度和黏弹性。结果表明：原油乳状液含水率越大,分散相液滴体积越小,原油乳状液的黏度越大;当含水率低于30%时,原油乳状液呈现牛顿流体行为,黏度随温度和剪切速率的变化不是很明显;含水率超过30%时,原油乳状液呈现非牛顿流体行为,黏度随温度和剪切速率的变化较明显;含水率越大,原油乳状液的线性黏弹区越小,结构越不稳定,乳状液也越不稳定;加入破乳剂后,原油乳状液的黏度降低;含水率越大,原油乳状液脱水率越大,乳状液越不稳定。     

高矿化度稠油流动的影响因素及改善原油流动的方法

探讨了压力、温度、掺入剂等外加因素对高矿化度稠油流动性的影响,提出了改善原油流动的方法。稠油掺入稀油降黏所用的"稀油"对改变原油的流动性的影响十分明显,加入少量混合芳烃能使原油本体黏度大大降低,同时也大幅度减少稀油的用量。如果加入油溶性活性剂,则效果更好。当稀油资源受到限制时,加入乳化降黏剂更是廉价有效的方法。如果原油黏度特别高及储层水的矿化度高达15×104mg/L、且碱土金属也高达2×104mg/L时,稠油降黏所用的活性剂必须耐盐,并且须加入油水稳定剂和降摩阻剂。这样调整油水的流度比能使原油和水同步上升,使原油在地层和井筒中的摩擦力降低,有效地避免由于油水乳状液在盐的作用下的不稳定性所引起的地层含水率升高、产油量降低的问题。     

基于能量及原油物性定量分析的油-水混合液黏度预测模型

高含水油-水混合液往往不能形成稳定的乳状液,而是原油将其中一部分水乳化,形成了油包水(W/O)乳状液液滴和游离水的掺混体系.传统的乳状液黏度模型并不适用于这种非稳定乳化的油-水混合体系.采用搅拌测黏法测定并研究了搅拌转速、含水率及温度对油-水混合液表观黏度的影响.结果表明:油-水混合液的表观黏度随着搅拌速率的增大、含水...     

影响原油乳状液稳定性的因素研究

研究了室内制备油包水型原油乳状液的制备参数(转速、乳化时间)、含水率、水电导率以及温度等因素对原油乳状液稳定性的影响。结果表明,转速对原油乳状液的形成起决定性作用,转速为7000r/min,乳化时间为8min时形成了乳状液,而且转速越大、乳化时间越长,水滴粒径越小,粒径分布越均匀,原油乳状液越稳定;含水率越高,原油乳状液稳定性越差;原油乳状液电导率的大小取决于乳状液中水电导率的大小,能够反映原油乳状液的稳定性。温度升高,原油乳状液的稳定性降低。     

塔河油田超稠油物性特征及集输降黏试验

针对塔河油田稠油物性特征进行的试验表明,稠油区块在集输温度小于100℃的情况下,大部分油井原油流动性差,基本不具流动性。分别进行了超稠油掺轻油降黏试验、掺稀油降黏试验及化学降黏试验。对超稠油(90℃时黏度5×104mPa.s以下)掺入轻油,在稠油∶轻油=1∶0.33的比例情况下,降黏效果非常明显,原油70℃时黏度由52×104mPa.s降低到3 374 mPa.s,对后续脱水非常有利;目前所筛选的化学降黏药剂,对该区黏度较小的超稠油具有较好的分散性,能够起到一定的降黏作用;对于黏度更大的原油,需要掺入一定比例的稀油,才能使黏度降低到5×104mPa.s(50℃)以下,达到较好的乳化降黏效果。     

渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明：随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%～70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2 000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明：在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%～30%,采油指数由0.90 mL/(min·M...     

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。     

胜利油田陈南稠油的乳化降黏研究

为实现胜利油田陈南联合站稠油的乳化降黏,选取了7 种亲水亲油平衡值在8～18 的表面活性剂,通过测量单一和复配乳化剂对乳状液的脱水率和降黏率,筛选出降黏效果和静态稳定性良好的乳化剂,考察了油水质量比、乳化剂浓度、乳化温度、乳化强度对乳化降黏效果的影响。结果表明,在乳化温度50℃、乳化强度2000 r/min×10 min的条件下,筛选出的25.8% Span80+74.2%十二烷基苯磺酸钠和10.1% Span80+89.9%十二烷基苯磺酸钠两种复配乳化剂与稠油形成的乳状液静置5 h 后的脱水率分别为21.8%和23.0%,剪切速率为100 s^-1时的降黏率分别为99.92%和99.89%;随油水质量比降低,乳状液脱水率增加、黏度降低、稳定性变差;随乳化剂浓度增加,乳状液黏度先降低后增加;随乳化温度降低和乳化强度的增大,乳状液黏度增加;在油水质量比5∶5、乳化剂质量分数1%、乳化温度50℃、乳化强度1000 r/min×5 min 的乳化条件下,可使陈南稠油黏度（50℃）由1964mPa·s 降至35 mPa·s。图6 表3 参11     

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。     

低伤害油层保护液性能试验评价

针对基山砂岩体储层特性,从防膨、防乳、低表(界)面张力等角度出发,研制了低伤害油层保护液配方体系,进行了降低返排压力试验、耐温性试验、防原油乳化试验、岩心伤害试验。结果表明,在低渗透砂岩油藏完井、洗压井等作业液中加入油层保护液,能够有效防止粘土矿物的膨胀,防止完井液与原油形成乳液,明显降低完井液返排压力,可以很好地防止水敏和水锁现象的发生,对地层渗透率基本无伤害。     

以非离子型乳化剂为原料制备油包水型有机硅乳液

为获得稳定的有机硅乳液,分别采用几种不同亲水亲油平衡值的非离子型乳化剂(Gransurf 71,77,90,Span 60,Tween85)制备了有机硅乳液。考察了乳化剂Gransurf 77(R77)浓度、乳化剂并用、油水质量比、环境温度对有机硅乳液类型、液滴尺寸、黏度及稳定性的影响。采用乳化剂R77与R71复配获得了液滴尺寸小、稳定性较好的乳液。研究表明,随着乳化剂浓度的增加,液滴尺寸减小,乳液的稳定性提高;与含水量50%的乳液相比,高含水量乳液的液滴尺寸较小,黏度增加;乳液在室温下稳定,70℃时稳定性降低。     

吉7井区稠油油藏油水自乳化作用及水驱特征

因具有自乳化特征,吉7井区稠油油藏常温注水开发水驱特征不同于稀油油藏和普通稠油油藏,水驱开发驱油效率更高。基于吉7井区自乳化成因及乳化液特性分析,明确吉7井区水驱特征,认为吉7井区中含水期含水率长期稳定的主要原因是油包水自乳化使水油比接近1。进一步提出稳定水油比是适用于稠油油藏水驱管理的有效方法之一,保持水油比稳定在1可使稠油油藏采收率最大化。     

油基钻井液用固体乳化剂的研制与评价

为解决油基钻井液常用液态乳化剂黏度高、流动性差,而常见固体乳化剂乳化效果差、制备步骤复杂的问题,通过简单的酰胺化反应制备了乳化能力强的油基钻井液用固体乳化剂EmuL-S。利用红外光谱分析了其结构,通过电稳定性、乳化率、析液量以及光学显微镜等手段考察了其乳化性能,并评价了以该乳化剂为基础配制的油基钻井液的性能。结果表明:固体乳化剂EmuL-S中含有设计要求的基团;当油水比为80∶20、固体乳化剂EmuL-S加量为3.3%时,形成的油包水乳状液的破乳电压大于1 000 V,乳化率大于90%,析液量小于0.7 mL,而且能抗180℃的高温;以固体乳化剂EmuL-S为基础配制的油基钻井液,密度最高可达到2.0 kg/L,抗温能力达到180℃,沉降稳定性高、流变性能优异,动塑比在0.21以上,破乳电压大于800 V,能抗15%水、15%劣质土、9%岩屑以及9% CaCl2的污染。研究表明,固体乳化剂EmuL-S具有优异的乳化能力和抗高温能力,并且具有制备简单、易于工业化生产的特点,可以解决现有乳化剂存在的问题。      

文留油田高含水期开发特点及技术界限的探讨

分析论证了复杂断块油田高含水期的开发特点，指出了当前开发中亟待解决的几个问题。油田在高含水期主要的开发特点是：水驱油方式发生变化，含水上升速度变缓．水油比增长快，采液指数增加，采油指数下降，产量递减加剧，地下剩余油分布状况进一步复杂．套管腐蚀和井况变坏更加严重等等。文章最后提出了高压、高温深层、低渗复杂断块油田在高含水期开发的几个主要技术界限，包括注水压力、井底流压和地层压力保持界限，最大产液量和注水量界限。     

温五区自喷流压下限地层压力保持研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了温五区块不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限.研究表明地层压力应保持在饱和压力以上,防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加,防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大;地层压力保持越高,油相流动能力越强,采油指数值越大,采油井生产能力越强.结合渗流阻力分析所得结论、采液和采油指数变化规律、生产压差等对脱气半径的影响,以及,确定了保证温五区块不同气油比、不同含水阶段保持采油井自喷产液量达到10 m^3/d所需的地层压力,为温五区油藏的开发提供了良好的理论基础,对于油藏性质相近的油藏的开发工作也具有一定的借鉴意义.     

Experimental investigation of the effects of various parameters on viscosity reduction of heavy crude by oil–water emulsion

The effects of water content, shear rate, temperature, and solid particle concentration on viscosity reduction(VR) caused by forming stable emulsions were investigated using Omani heavy crude oil. The viscosity of the crude oil was initially measured with respect to shear rates at different temperatures from 20 to 70 C. The crude oil exhibited a shear thinning behavior at all the temperatures. The strongest shear thinning was observed at 20 C. A non-ionic water soluble surfactant(Triton X-100) was used to form and stabilize crude oil emulsions. The emulsification process has significantly reduced the crude oil viscosity. The degree of VR was found to increase with an increase in water content and reach its maximum value at 50 % water content.The phase inversion from oil-in-water emulsion to water-inoil emulsion occurred at 30 % water content. The results indicated that the VR was inversely proportional to temperature and concentration of silica nanoparticles. For water-in-oil emulsions, VR increased with shear rate and eventually reached a plateau at a shear rate of around350 s-1. This was attributed to the thinning behavior of the continuous phase. The VR of oil-in-water emulsions remained almost constant as the shear rate increased due to the Newtonian behavior of water, the continuous phase.     

GCS-YR 油溶性降黏剂的研制与应用

河南油田稠油属于特、超稠油,采用蒸汽吞吐辅助注降黏剂技术可实现经济有效开采,但在开采初期,地层中含水较少,水溶性降黏剂对油包水型乳状原油难以起到降黏效果,为此,研制了耐高温油溶性降黏剂。利用正交实验方法进行了GCS-YR 油溶性降黏剂的配方实验,确定了基本配方为:3% 乙酸乙烯酯共聚物ZJ-3+2% 脂肪胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚ZJ-4+1% 酯化改性聚醚ZJ-5+20% 四氢萘ZZJ-6+74% 溶剂油RJ-5,通过室内实验确定了最佳加药质量分数为3%。室内实验表明,该配方耐温350 ℃,对低含水原油降黏率可达80% 以上,并且与油田用AR 型集输破乳剂具有良好的配伍性。该降黏剂在井楼油田进行6 井次现场试验,平均单井产量提高41 t,平均油气比提高0.03。GCS-YR 型油溶性降黏剂适用于河南油田蒸汽吞吐后的稠油开采,可提高河南油田稠油油藏采收率。     

一种W/O乳化液在海上高温砂岩储层分流酸化中的评价与应用

针对目前酸化常用分流剂无法简便有效地应用于海上高温砂岩储层油田酸化作业的现状,研制了一种由活性柴油与地层采出水配制的W/O乳化液分流体系。实验优选出的活性柴油与地层采出水比例为3∶7的乳化液在130℃和170 s-1剪切速率下仍然具有40 mPafs的黏度,单管岩心封堵实验表明,其对模拟水层与油层岩心的封堵率分别为大于80%和小于21.6%,并联双管岩心封堵分流实验表明其对低渗油层的分流率均能达到80%以上,分流酸化物理模拟实验表明,乳状液分流酸化后低渗油层岩心的渗透率增大170%左右,高渗水层岩心的渗透降低60%左右。该技术在南海西部油田矿场应用中取得了日增油103.3 m3/d、含水率降低18.8%的显著增油降水效果,具有较大推广价值。