植物油、脂肪酸和植物油甲酯在塔河稠油掺稀降黏中的应用评价

稠油由于富含沥青质、胶质等重质组分而具有很高的黏度，给稠油的开采和运输带来了很大的困难。降低稠油黏度进而改善其流动性成为一项十分重要的工作。以植物油、脂肪酸及植物油甲酯为掺稀介质，以塔河油田稠油为研究对象，考察对比了3种不同的掺稀介质对稠油的掺稀降黏效果。研究结果表明，3种掺稀介质对稠油具有良好的掺稀降黏效果，在同一掺稀比下，植物油甲酯对稠油的降黏效果最显著，其次是脂肪酸，再次是植物油。通过斑点试验考察了掺稀介质和稠油的相容性和体系稳定性。结果显示，植物油甲酯与稠油相容性和稳定性最好，脂肪酸和植物油与稠油的相容性和稳定性相对较差。     

多羟基阻垢剂PTMAS的研制与应用

为解决塔河油田在注水开发过程中因地层水不配伍而出现的碳酸垢和硫酸垢结垢问题,以自制三羟乙基烯丙基溴化铵(THAAB)、马来酸酐(MA)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为反应单体,采用水溶液聚合,制得了多羟基聚合物型阻垢剂聚三羟乙基烯丙基溴化铵/马来酸酐/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(PTMAS)。对产物进行红外光谱与凝胶色谱分析,结果表明其分子结构符合预期设计且分子量大小适中,分子量在2×104~5×104之间,适于作为聚合物阻垢剂。热重分析证明其抗温性能较强,在250℃之前质量保留率高达80%,并未出现大的质量损失。在碳酸钙阻垢实验中,PTMAS添加量不低于25mg/L,适用温度为20~80℃,pH不超过10,有效阻垢时间不小于18h,阻垢率可高达92%,表明PTMAS的适用工况极为宽泛。室内实验结果表明对于硫酸钙、硫酸钡与硫酸锶垢的析出成垢亦有良好阻垢效果。     

塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明，掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理，实验室和油井使用结果表明，掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井，在稀油与稠油体积比l：2至1：1时，降粘率达90％以上；化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点，在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下，T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

水溶性煤基发光碳点的室温快速合成及其在Fe3+离子检测中的应用(英文)

碳量子点具有优异的光学性质，良好的水溶性、低毒性、原料来源广、成本低、生物相容性好等诸多优点，广泛应用于发光器件、生物检测、能源存储与转换领域，但在实际应用中还存在合成过程复杂、产率低等挑战。本文以煤为原料，以甲酸和双氧水为氧化剂，在室温下可大量合成煤基发光碳点，考查了氧化剂的添加量、反应时间对煤基发光碳点的产率及反光性质的影响，结果表明煤基发光碳点产率高达54%，且具有良好的水溶性、光稳定性、耐盐性和较高的发光量子效率。制备的煤基发光碳点可用于Fe³⁺离子的特异性检测，检测限低于600 n mol L^-1。该合成方法为煤的高附加值利用和设计开发煤基新材料提供了新途径。     

超深稠油注天然气气举降掺稀先导试验

塔河油田稠油埋藏深(5 500～6 700 m)、黏度高(10~2~10~3Pa·s)、胶质沥青质含量高,开采难度大。针对常规稠油掺稀工艺存在稀油供应压力大、经济效益差的问题,提出了稠油注天然气气举降掺稀的方法。通过油气混溶室内实验和现场先导试验相结合开展了稠油注天然气气举降掺稀工艺技术研究。结果表明,对于井筒举升难度大的稠油,利用天然气的混溶降黏和气举双重功效,能够有效地提升稠油井筒流动性,降低掺稀量,提高稠油开发效率。开展先导试验的XD1井在试验期间稀稠质量比由试验前1. 27下降至0. 63,平均节约稀油50. 4%,累计节约稀油421. 7 t,累计增油205. 4 t,取得了较好降黏增油效果。     

灰岩岩屑模拟多孔介质稠油多级驱替试验

受稀油资源短缺的影响,稠油化学驱复合掺稀是未来塔河油田稠油开采的主要方向。稠油本身黏度大,加之油层埋藏深、高温、高矿化度,化学驱替剂的优选十分困难。鉴于表面活性剂在碳酸盐岩油藏堵水调剖中的应用较好,有必要讨论其在稠油驱替时的适应性和有效性。利用物理模拟手段,开展了不同黏度稠油的连续水驱、表面活性剂驱、后续水驱试验,对比分析评价了表面活性剂(TH-1)的洗油性能及其对储层的影响,同时分析了驱替压力梯度、采收率随稠油黏度的变化规律,为表面活性剂驱在塔河稠油的先导试验和开发尝试提供了理论指导和科学依据。     

低温催化降粘技术在塔河油田的应用

针对塔河油田西北部稠油"超深、高温、高盐、高含H2S"的特点和"重质组分含量高、地层水矿化度高、钙镁离子含量高、原油性质非均质性强"的降粘难点,开展了低温催化降粘技术研究。低温催化降粘剂主要是与稠油中的非烃与沥青质作用,将其C-S键断开,降解非烃与沥青质,形成一些饱和烃与芳烃、C1-5气态烃、H2及CO2。低温催化降粘技术在塔河油田应用了6井次,节约稀油率可达35.27%,并有明显的增油效果。     

不同腐蚀环境下压力容器材质耐蚀性评价

结合塔河油田实际情况,通过对压力容器拟选用的5种材料20、20G、Q345、A333、Q245分别进行CO_2+H_2S共同控制环境、H_2S主控腐蚀环境和CO_2主控腐蚀环境3个环境下的腐蚀失重试验,并对经过试验的挂片进行扫描电镜(SEM)观察和能谱(EDS)分析。结果显示:选取的5种材质的挂片在CO_2+H_2S共同控制环境和H_2S主控腐蚀环境的腐蚀速率均小于0.1 mm/a,且比CO_2主控腐蚀环境条件下的腐蚀速率小;在H_2S+CO_2共同控制的腐蚀环境中,5种材质腐蚀速率大小依次为Q345>20>Q245>A333>20G;在H_2S腐蚀为主的环境中,5种材质腐蚀速率大小依次为20>20G>Q245>Q345>A333;在CO_2腐蚀为主的环境中,5种材质腐蚀速率大小依次为Q345>A333>20G>20>Q245。根据试验结果,不同腐蚀环境下5种材料的防腐蚀性能均不同,结合现场实际工况,对压力容器材质进行相应的选材。     

油溶性降粘剂SDG-3在塔河超稠油井TH12112CH的应用试验

合成高效油溶性降粘剂SDG-3,室内降粘率均在50%以上。在塔河油田超稠油井TH12112CH井应用SDG-3,油井平稳正常生产,油压、套压、井温都保持在稳定、正常范围之内,且日产液量和日产油量均有增加,掺稀量减少,掺稀比从0.98降低至0.53,掺稀比平均降低幅度达42.4%。试验成功。     

稠油油藏储层冷采用活性分子的性能评价与应用*

针对边底水薄层特稠油油藏热采高轮次后注汽易窜,封堵困难,含水大幅上升导致开发效益下降的问题,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸钠(AA)、4-苯基-1-丁烯(PB)、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料、四甲基乙二胺为催化剂制备了水溶性活性分子共聚物(AAPA)。研究了油剂比、AAPA加量、pH值、Ca²⁺、Mg²⁺、温度对降黏效果的影响,分析了AAPA的降黏机理,并以多浓度多段塞式注入的方法,进行了化学降黏冷采矿场试验。结果表明,1 g/L的AAPA与原油以质量比1∶1混合后的降黏效果最佳,可使黏度(50℃)<50 Pa·s的脱气脱水稠油的静置降黏率>90%。AAPA具有耐高矿化度、易于破乳以及降黏温度范围宽的特点。其有效降黏温度范围为50~180℃;耐Ca²⁺质量浓度≤10 g/L,耐Mg²⁺质量浓度<3 g/L;pH<4时降黏乳化后的稠油可快速破乳,pH>10时可进一步提高AAPA的降黏活性。现场应用4井次,提液增油效果明显。通过多浓度多段塞的方式将AAPA注入储层可有效降低原油黏度,明显提高边底水薄层特稠油油藏冷采开发效益。