SAGD采出水净水剂的研究

针对辽河油田超稠油SAGD采出水含油量高的特点,以多元醇、环氧氯丙烷、二甲胺和乙二胺为原料,合成了一种适用于处理超稠油SAGD采出水的净水剂GBEDE-08;并考察了药剂加量、沉降时间和水温对GBEDE-08除油效果的影响.实验结果表明:GBEDE-08不仅除油性能良好,而且除油速度快;在水温90℃、沉降时间90 min和投加质量浓度为300 mg/L的条件下,可将采出水含油质量浓度从62 517 mg/L降低到145 mg/L,除油率达到99%以上,是一种高效的净水剂.     

一种超稠油模拟油的油水界面扩张黏弹性研究

采用三组分分离法,从一种超稠油中分离出胶质、沥青质和抽余油,配制成不同浓度的模拟油。用OCA20界面张力仪/界面黏弹性仪考察了该种超稠油模拟油的动态界面扩张模量随扩张频率和活性组分浓度的变化规律,研究了从超稠油中分离出的胶质、沥青质和抽余油对模拟油油水界面张力及界面扩张性质的影响。结果表明,当各组分在模拟油中的浓度相同时,抽余油的界面张力最小,胶质的最大,沥青质的居中;含有不同活性组分模拟油的动态界面扩张模量均随扩张频率的升高而增大,胶质模拟油的动态界面扩张模量随活性组分浓度的增大而增大,而沥青质、抽余油模拟油的却先增加后降低;当活性组分浓度为1～4 g/L时,模拟油界面扩张模量的大小顺序为:沥青质胶质抽余油。     

反相破乳剂国内外研究进展

目前,我国很多油田都进入了二次采油、三次采油阶段,注入水驱油的普遍使用以及化学驱、蒸汽驱等强化采油技术的广泛应用,酸化、压裂、调剖、堵水等多种增产措施的实施,使油田采出液中水包油（O／W）乳状液的比重越来越大,O/W乳状液乳化程度更加严重,且乳状液越来越稳定,处理难度越来越大。随着油田的进一步开发,油田采出液中O/W乳状液的破乳、含油污水的除油问题将会更加突出。如果这些含油污水不经处理而直接排放,就会污染环境、污染水体、破坏生态平衡,而且会造成大量的水资源浪费陶。因此,一般都要对这些含油污水进行再利用,这就需要对含油污水进行有效的破乳处理。原油开采工业亟待开发出能适用于处理二次、三次采油采出的复杂O／W乳状液的反相破乳剂。     

硫酸钡锶垢清洗剂DS—8及其在油砂山集输管线清垢中的应用

研制了由一种可溶解硫酸钡的配方物及各种添加剂组成的水溶性液体清垢剂DS-8(密度≥1.2g/cm3,pH值10-14)并考察了各项应用性能.随其水溶液浓度(体积分数)的增加,DS-8对硫酸钡的溶解量增大,但单位体积的溶解量(溶垢能力)下降,最佳使用浓度为10%-20%;最佳使用温度为40℃;在各种难溶盐中,DS-8对硫酸钙的溶解能力最强,其次是硫酸锶,再次是硫酸钡.每升DS-8可溶解硫酸钡62.4g.DS-8完全无腐蚀性,对A3钢试片的腐蚀速率仅为0.004g/m2*h(45℃,72h).青海油砂山油田长1260m的易结垢集输管线(垢厚一般5-20mm,最厚达30mm)用体积分数17%的DS-8水溶液共58m3单循环清洗,历时43小时,共清洗出积垢944.24kg,其中硫酸钡486.36kg,硫酸锶95.36kg,硫酸钙17.62kg,垢泥344.90kg;开始清洗时泵压0.35MPa,以后降到0.05MPa以下,说明管线已畅通.     

高温下PAM/PEI体系延缓成胶技术研究

使用一种氨基保护剂与3种商品聚乙烯亚胺反应,制得了钝化率不同(50%,70%,95%)的3个系列改性聚乙烯亚胺PEI-Sc,通过红外光谱和1H核磁共振谱确认了改性物的化学结构。考察了1.25%PAM(相对分子质量1.0×107)+0.625%PEI-Sc水溶液在120℃的成胶时间(形成Sydansk相对强度代码D级凝胶所需时间)。结果表明成胶时间随PEI-Sc钝化率的增大而大幅度增大,最大值超过40小时,为使用未改性PEI时的30倍以上;减小原料PEI的相对分子质量,增大配液用水的矿化度(由0增至6、20 g/L),均可增大成胶时间;在较低温度下(90℃,100℃),成胶时间大幅度增加。PEI-Sc/PAM体系可用于高温高盐油藏的堵水剂。图9表5参8     

国内深部调驱技术研究进展

综述了国内深部调驱技术的研究进展。目前深部调驱剂主要包括弱凝胶、体膨型凝胶颗粒、聚合物反相乳液和活性污泥。文章介绍了调驱剂开发、施工工艺、数模研究等方面的研究进展，讨论了深部调驱技术今后的发展方向。     

液体胍胶制备方法及其耐高温体系性能

针对干粉羟丙基胍胶在配液过程中出现的问题,制备以白油、表面润湿剂（甲醇与水）和乳化剂（烷基酚聚氧乙烯醚）为主的液体胍胶增稠剂（LGC）,具有配制简单、分散速度快、溶胀时间短的特点。室温下,在自来水和人工海水中加入1.0%液体胍胶和0.15%甲醛,低速搅拌30 min后的黏度分别为110.11和112.40 mPa·s,与有效物含量相同的干粉羟丙基胍胶基液黏度相近。液体胍胶配制基液受水源pH值和矿化度的影响较小,用海水或矿化水配制可达到淡水配制效果,降低海上施工成本。液体胍胶和干粉胍胶配制的压裂液（羟丙基胍胶含量0.4%）在95oC破胶4 h后,破胶液黏度分别为3.542和2.243 mPa·s,破胶残渣分别为476和432 mg/L,差别较小。1.0%液体胍胶（有效物含量40%）压裂液在120oC下的初始滤失量为1.907′10^-4 m³/m²、滤失系数为0.997′10^-4 m/min^?、平均滤失量为0.366′10^-4 m³/(m³·min）。0.6%干粉羟丙基胍胶经过24 h溶胀后加入自制交联剂CYS-1及其他助剂,在160 oC、170 s^-1下剪切120 min后的黏度约180 mPa·s;CYS-1交联剂与液体胍胶在30 min内完成配制,在160oC、170 s^-1剪切120 min后的黏度约190 mPa·s;在170oC、1000 s^-1高速剪切3 min后,再在170 s^-1下剪切90 min的黏度大于122 mPa·s,实现快速配制、溶胀充分、耐高温耐剪切要求。     

水基纳米聚硅在低渗油藏中的降压增注研究

纳米聚硅降压增注剂分散在介质中多以聚集态存在,难以进入细小孔道,甚至导致孔道堵塞。本文将一种采用原位表面修饰技术制备的水基纳米聚硅降压增注剂在分散剂作用下分散在水中,利用透射电子显微镜、激光粒度分布仪等分析手段对水基纳米聚硅进行了结构表征,研究了纳米聚硅分散液的相分散、相分离及其砂岩表面的吸附行为,并通过现场试验考察了纳米聚硅分散液的降压增注能力。结果表明:具有强吸附-超疏水核结构的水基纳米聚硅以0.2%的质量分数分散于水中,透光率大于99%,平均粒径为7 nm,Zeta电位达-43.1 mV,分散稳定。同时,分散液在高矿化度及低pH值条件下可实现强吸附-超疏水性核的有效分离,并牢固吸附在岩石孔隙表面,从而改变岩石表面润湿性,形成疏水性孔隙表面。在低渗透油田注水井现场应用时,江苏油田应用7口井平均注水压力下降26.4%,注水量增加106.7%,有效期大于10个月。     

助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂的制备与性能评价

为降低压裂过程中压裂液滤失侵入储层、破胶后的固相残渣等给储层带来的伤害,基于屏蔽暂堵油气层保护理论,结合微胶囊破胶剂的特点,以有机酸为芯材、乙基纤维素为囊材、聚乙烯吡咯烷酮为致孔剂、聚乙烯醇为保护剂,采用液中干燥法制备了助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂TD-1,优选了制备工艺条件,评价了TD-1的性能。结果表明,在聚乙烯醇加量2.0%、乙基纤维素与聚乙烯吡咯烷酮加量4.0%、搅拌速率为500 r/min的条件下制得的TD-1主要粒径约为300μm,包覆芯材有机酸的含量为34.1%,释放率为69.0%。TD-1有助于压裂液的破胶,可使压裂液破胶液黏度降低35.6%,固相残渣含量降低44.9%,并对压裂液黏度与破胶时间的影响较小。TD-1可在储层表面形成暂堵带,降低压裂液滤液、固相物质侵入储层造成伤害,提高渗透率恢复率11.32%,使岩心渗透率恢复率达82.47%,具有良好的屏蔽暂堵保护油气层的作用。图5表2参24     

SRB-HX-7型硫酸盐还原菌快速测试瓶的研制

在原SRB-HX-14型硫酸盐还原菌测试瓶的基础上,对培养基配方和生产工艺进行了优化调节,研制了SRB-HX-7型硫酸盐还原菌快速测试瓶。采用该快速测试瓶测定水样中硫酸盐还原菌的含量仅需7天就能得到结果,比原测试瓶测试时间缩短了50%。使用大庆油田四个采油厂的34份水样进行对比试验表明:SRB-HX-7型测试瓶在大大加快SRB测试速度的基础上,具有与SRB-HX-14型测试瓶相同的适应性、准确度和可靠性。