表面活性剂改变油藏润湿性提高采收率的机理

我国现阶段采用常规一次、二次采油工艺后,采收率仍然相对较低,大量原油残留于油层孔隙中,表面活性剂在后续三次采油中起到重要作用.分别采用油湿性岩心和水湿性岩心,对比分析了水驱过程中表面活性剂改变润湿性从而对采收率的影响.采用非稳态法测定油水相渗曲线,确定了油水两相在岩石孔道中的分布规律.通过表面张力、接触角、毛细管力及附...     

新型纳米活性流体协同改变油湿性砂岩表面润湿性的机理

以带正电的碳酸钙纳米颗粒和阳-非离子双子表面活性剂为原料，制备了一种纳米活性流体。通过Zeta电位、红外光谱（IR）、石英晶体微天平（QCM）、接触角测量和自发渗吸实验等方法研究了制得纳米活性流体中碳酸钙纳米颗粒和阳-非离子双子表面活性剂协同改变油湿性砂岩表面润湿性的机理。结果表明，纳米活性流体处理后的油湿性砂岩表面红外光谱中，原油的羰基吸收峰强度低于阳-非离子双子表面活性剂处理后的砂岩表面羰基吸收峰强度；当阳-非离子双子表活剂质量分数均较高时（>0.003%），纳米活性流体中的碳酸钙颗粒促进了双子表面活性剂和原油羧基离子对的形成和解吸附过程，使得纳米活性流体处理过的砂岩表面共振频率变化量（Δf）比阳-非离子双子表面活性剂处理过的砂岩表面Δf小；接触角测定结果进一步确认，纳米活性流体改变油湿性砂岩表面润湿性的效果比单一阳-非离子双子表面活性剂和碳酸钙纳米颗粒效果更好，纳米活性流体中的两种组分起到协同效应。     

嵌段聚醚类表面活性剂调驱体系储层适应性及驱油效率研究

江汉油田周16井区属于高温高盐储层,且非均质性严重,在注水开发过程中部分油井出现受效差或见效后含水上升快的问题。为此,研制了嵌段聚醚类表面活性剂调驱体系,利用5组不同渗透率级差的天然岩心组合模型开展双管并联物理模拟驱油实验,考察该调驱体系对储层的适应性。结果表明,渗透率级差为3.2～10.9时,该体系能有效封堵高渗岩心,并提高综合驱油效率,最大增幅可达17.80个百分点;当渗透率级差大于5.0后,驱油效率增幅开始下降,级差为35.6时,增幅仅为8.60个百分点。该体系现场先导试验效果显著,井组日产油量由3.00t/d最高上升至8.43t/d,综合含水由93.18%下降至86.32%,截至2018年12月,累计增油达953.20t。该调驱体系在高温高盐油田具有推广应用价值。     

掺氟氧化锡(SnO_2:F)纳米粉末的制备

以SnCl4.5H2O、氨水和HF酸为主要原料,用化学方法制取了掺氟氧化锡(FTO)纳米粉末。用XRD、SEM分别研究了FTO粉末的相结构和形貌,用比表面仪测定了粉末比表面积,同时测试了FTO粉末的电阻率。结果表明:FTO粉末是四方晶系金红石结构;在500℃下焙烧制取的粉末电阻率最低,为50?.m,比表面积为61.00m2/g。采用无水酒精球磨分散等步骤,可有效防止粉末团聚。     

低界面张力活性纳米流体的研制与渗吸驱油机理分析

为了提高低渗透油藏的原油采收率,水平井压裂后活性水渗吸吞吐工艺被广泛应用,研制高效渗吸剂配方是其成功的关键。本文通过"一锅煮"法合成了低界面张力阴非离子表面活性剂三苯乙烯基聚氧乙烯醚羟丙基磺酸钠(TPHS),考察了该剂的界面活性和耐盐性,将TPHS与α-烯基磺酸钠(AOS)、纳米SiO_2颗粒进行复配得到了低界面张力纳米流体,研究了该低界面张力纳米流体的界面活性和润湿性,并通过自发渗吸实验和强制渗吸实验评价了该低界面张力纳米流体的驱油效率。研究结果表明:在温度80℃、矿化度300 g/L下,在较大的浓度范围内TPHS溶液与原油间的界面张力保持在10-1mN/m数量级,具有较好的抗盐耐温性能;TPHS与AOS复配的配方为0.1%TPHS+0.2%AOS的表面活性剂体系与原油间的界面张力降至10-2mN/m数量级,有利于置换小孔隙中的原油。配方为0.1%TPHS+0.2%AOS+0.05%纳米SiO_2低界面张力活性纳米流体中,加入的少量纳米SiO_2颗粒可与TPHS、AOS复配产生润湿协同作用,提高渗吸速率,比表面活性剂体系的采收率提高12.7%,并能在驱油过程中形成乳液稳定油墙,延长无水采油期。低界面张力活性纳米流体比单纯表面活性剂复配体系用于低渗透油藏渗吸提高采收率有优越性。图6表3参14     

耐温抗盐型嵌段聚醚类阴-非两性离子表面活性剂的制备与性能评价

为满足江汉油田周16井区高温高盐油藏的驱油要求,以苯酚和苯乙烯为原料,通过醚化及酯化反应合成了一种耐温抗盐型聚氧乙烯聚氧丙烯嵌段聚醚类阴-非两性离子表面活性剂PPS。研究了PPS与脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐(AES)复配体系的界面张力、耐温抗盐性能、动态吸附规律和驱油性能。结果表明,复配体系的界面活性良好,PPS与AES总质量分数为0.1%、二者摩尔比为1∶1的复配体系油水界面张力可达1.39×10-2mN/m,且经140℃高温处理后仍保持在10-2m N/m数量级;复配体系耐盐性较好,在矿化度为30×104mg/L或Ca2+质量浓度3000 mg/L的条件下,体系油水界面张力保持在10-2m N/m数量级;复配体系在在岩心表面的饱和吸附量为0.097mg/g砂,且动态吸附损耗小于单一表面活性剂;复配体系驱油效果较好,在均质岩心水驱含水率达到65%时,以0.05 mL/min注入速度转注0.4 PV PPS/AES复配溶液,驱油效率最大增幅可达22.53%;在非均质岩心中,复配体系提高采收率的最大增幅为19.8%。PPS/AES复配体系可用于江汉油田周16井区油藏驱油。     

表面活性剂改变岩心表面润湿性的基础研究进展

简要介绍了表面活性剂的润湿性表征方法及润湿剂种类,并从亲水基带电类型、位置和数量以及疏水基链长、结构和是否含有苯环等多个角度,详细综述了三次采油方面,不同结构表面活性剂包括双子表面活性荆对油湿性固体表面润湿性的改变规律及机理。     

对称型双子表面活性剂的合成研究进展

简要介绍了对称型双子表面活性剂的合成原理,包括极性头基加入法、疏水链加入法和联接链加入法;详细综述了各种对称型双子表面活性剂按照不同原理的合成路线,包括阳离子型双子表面活性剂、阴离子型双子表面活性剂、非离子型双子表面活性剂、两性离子型双子表面活性剂、具有特殊结构和功能的双子表面活性剂及多聚体等;简单总结了各种合成路线的优缺点,并对对称型双子表面活性剂的发展趋势和应用前景进行了展望。     

砂岩油藏智能水驱提高采收率作用机理实验

智能水驱是一项低成本、环保、潜力巨大的油田开发新技术。以国外众多学者的研究成果为依据,分析归纳智能水驱提高采收率的作用机理主要包括:类碱驱、微粒迁移、多组分离子交换和储层润湿性转变,并通过物理模拟实验验证智能水驱的提高采收率机理。研究结果表明:用智能水驱进行岩心流动实验时,产出水的pH值明显高于高矿化度水驱,最大pH值能够达到8.23,说明智能水驱能够发挥类似碱驱的作用从而提高采收率;用智能水分别驱替未煅烧和650℃下煅烧过的岩心,最终采收率分别为56.48%和53.45%,因煅烧过的岩心内粘土不再发生迁移,其采收率明显低于未煅烧的,说明智能水驱过程中微粒的迁移能够提高采收率;检测智能水驱产出液中各离子的质量浓度发现,Ca~(2+)的质量浓度先大幅度增加后逐渐降低,Mg~(2+)的质量浓度先小幅度增加再逐渐减小,最终逐渐趋于平稳,说明水驱过程中存在少量Mg~(2+)交换Ca~(2+)以及智能水中的H~+交换粘土表面大量的Ca~(2+)的过程,可见智能水驱过程中多组分离子发生了交换,从而提高了采收率;70 h后在油滴1周围改滴智能水,油滴与岩心的接触角由最初的124°逐渐减小,最终降至67°,润湿性由亲油性变为亲水性,可见智能水驱能够使岩心表面的润湿性发生转变,从而提高采收率。     

污泥热解技术的研究进展

热解技术应用于污泥处置,弥补了传统污泥处置存在的缺陷。污泥热解可以更好的实现危废的减量化、无害化,同时实现了资源的回收利用,是真正高效、环保的污泥处置技术。本文介绍了污泥热解的基本原理,并对国内外污泥热解技术的发展进行了概括,探讨了污泥在化工污泥处置上具有的优势。