油藏条件下CO2乳液稳定性实验

CO₂乳液在驱油过程中能够控制CO₂流度,大幅改善CO₂驱油效果。实验测定了油藏条件下温度、压力、矿化度和表面活性剂类型对CO₂-表面活性剂水溶液体系的界面张力、界面扩张模量及乳液稳定性的影响规律。实验结果表明,随着压力的增高,CO₂-表面活性剂水溶液界面张力先迅速减小,之后逐渐稳定,扩张模量先增大,之后逐渐稳定;随着温度的增加,界面张力增加,扩张模量降低;随着矿化度的增加,界面张力先减小后增加,扩张模量先增大后减小。对于阴离子型表面活性剂AOT和OS,随着压力的升高,乳液稳定性增加,界面性能和乳液稳定性具有对应关系;对于非离子型表面活性剂C₁₂E₉P₃,随着压力的升高,乳液稳定性降低,界面性能与乳液稳定性没有对应关系。通过对比AOT、OS和C₁₂E₉P₃,AOT形成的CO₂乳液稳定性能最佳,C₁₂E₉P₃形成的CO₂乳液稳定性能最差,并且对压力较为敏感。该研究结果可以为CO₂乳液在油气田开发中的应用提供一定的理论指导。     

气溶性表面活性剂降低CO2/原油混相压力发展现状

为降低CO2与原油间的混相压力、提高CO2混相驱的驱油效率,介绍了混相溶剂法、超临界CO2微乳液法和 气溶性表面活性剂法3 种降低混相压力的方法,着重分析了气溶性表面活性剂的结构特征及其降低CO2混相压 力的作用机理。混相溶剂法所需烃类气体量较大,成本较高;超临界CO2微乳液法在一定程度上可以降低混相 压力,但降幅较低;气溶性表面活性剂在CO2中有一定的溶解度,可作用于油气界面、降低油气界面张力,实现混 相压力的降低。然而,目前气溶性表面活性剂种类较少,亟需开发新型的气溶性表面活性剂,提高CO2与原油的 混相能力,实现原油CO2混相驱的高效开发。图4 参54     

CO_2/水乳液体系的黏度测定

采用超临界CO_2、H_2O和表面活性剂聚乙二醇三甲基壬基醚(TMN-6)构建了水包CO_2的乳液体系,探索了CO_2/水乳液体系的形成条件,利用高压落球黏度计测试了CO_2/水乳液体系的黏度,考察了TMN-6质量浓度、体系温度、CO_2压力及m_(H_2O)∶m_(CO_2)对乳液体系黏度的影响。实验结果表明,在25~40℃,10~25 MPa,m_(CO_2)∶m_(H_2O)=(2∶8)~(5∶5),TMN-6质量浓度在0.2%~1.5%条件下,可形成稳定的CO_2/水乳液体系;乳液体系的黏度随TMN-6质量浓度的增加、CO_2压力的升高、温度的降低及m_(H_2O)∶m_(CO_2)的增加有不同程度的增大,且随着TMN-6质量浓度的增加,CO_2/水乳液体系黏度与温度和压力的相关性也逐渐增加。     

胜利油田稠油用微乳液型驱油剂研制

采用三元相图研究了助表面活性剂种类、温度、盐含量和水油比对微乳液型驱油剂制备的影响。结果表明:在一定的范围内,助表面活性剂链长增加可以得到更大面积的微乳液区域;制备温度和NaCl质量分数的提高,均可降低制备微乳液所需最低助表面活性剂质量分数(wmin),助表面活性剂的分子结构也带来wmin的显著变化;通过调控助表面活性剂用量,在水油比(8∶2)~(5∶5)范围均可得到微乳液。采用黏度实验和驱油实验评价了微乳液型驱油剂的性能,结果表明,微乳液质量分数1%时,对单家寺稠油和孤岛稠油的降黏率达到90%以上,降黏效果较好;加入质量分数为2%的微乳液驱油剂可提高稠油热采采收率10%以上。     

微乳液型油基钻井液冲洗液技术

为了高效清除井壁及套管壁上残留的油基钻井液、提高水泥环与环空界面胶结强度,根据表面活性剂盐水溶液与油接触后表面活性剂组装形成油水界面膜包裹油相而原位形成微乳液的原理,以琥珀酸二(2-乙基己酯)磺酸钠(AOT)、异构十三醇聚氧乙烯醚(AEO5-13)的复配体系为主表面活性剂,以柴油或白油为油相制备微乳液,通过考察微乳液增溶参数、界面张力等主要性能指标,确定了微乳液型冲洗液配方:KCl盐水(清洗柴油基钻井液时质量分数为7%,清洗白油基钻井液时质量分数为10%)+4%AOT+3%AEO5-13+6%正丁醇,并评价了该冲洗液的润湿反转能力、冲洗效率及与钻井液和水泥浆的相容性。研究结果表明,随盐度增加,微乳液相态经历Winsor Ⅰ型到Winsor Ⅲ型再到Winsor Ⅱ型的转变,Winsor Ⅲ型微乳液具有最佳的增溶参数和界面活性,形成Winsor Ⅲ型柴油微乳液及白油微乳液的最佳盐度分别为7%和10%。微乳液型冲洗液的润湿反转能力强、冲洗性能优越,7 min对油基钻井液冲洗效率达95%以上,且与钻井液及水泥浆的相容性好。     

石油磺酸盐与非离子表面活性剂TritonX-100的相互增效作用

研究不同矿化度(即NaCl含量或CaCl2含量)下非离子表面活性剂(Triton X-100)对阴离子表面活性剂胜利石油磺酸盐(SLPS)溶解性(用透光率表示)的影响和SLPS含量对Triton X-100浊点的影响;考察Triton X-100含量对SLPS在高岭土上吸附量的影响;研究矿化度和Triton X-100含量对SLPS降低油水界面张力的影响,以期了解SLPS与Triton X-100的相互增效作用。实验结果表明,随矿化度的升高,SLPS的透光率降低;在NaCl含量为10%(w)时,加入0.06%(w)Triton X-100可使SLPS溶液的透光率达到87%;当SLPS含量由0增至0.1%(w)时,Triton X-100的浊点可从71℃升到117℃。不同矿化度下,Triton X-100可大幅降低SLPS在高岭土上的吸附损失。SLPS与3种原油的界面张力均随NaCl含量的增加而降低,且两种表面活性剂之间的负协同效应在一定含量范围内较低。     

碱-表面活性剂对鲁克沁稠油乳状液稳定性的影响

针对鲁克沁油藏温度条件,制备了碱-表面活性剂驱,并与鲁克沁稠油混合形成水包油(O/W)型乳状液,考察了油水比、表面活性剂含量、碱的种类和含量以及Ca~(2+)+Mg~(2+)对该O/W型乳状液稳定性和流变性的影响。实验结果表明,随油水比的增大,乳状液分水率先减小后增大,适宜的油水比为7∶3。随着表面活性剂H-1含量的增大,乳状液分水率逐渐减小,黏度逐渐增大,适宜的H-1含量为0.35%(w)。随着碱含量的增加,乳状液的分水率先减小后增大。Na2CO3含量为0.2%(w),H-1含量为0.35%(w)为适宜的碱-表面活性剂驱组合。加碱能有效降低乳状液分水率,提高稳定性和抗硬水能力。碱-表面活性剂体系对鲁克沁油藏有较高的适用性。     

专题报道

<正>本期采用超临界CO_2、H_2O和表面活性剂聚乙二醇三甲基壬基醚(TMN-6)构建了水包CO_2的乳液体系,探索了CO_2/水乳液体系的形成条件,利用高压落球黏度计测试了CO_2/水乳液体系的黏度,考察了TMN-6质量浓度、体系温度、CO_2压力及m_(H_2O):m_(CO_2)对     

非离子表面活性剂分子结构对CO2驱混相压力的影响

为揭示非离子表面活性剂对油/CO_2界面张力和最小混相压力(MMP)的影响,利用高温高压界面流变仪,采用下悬滴法,研究了温度和非离子表面活性剂分子结构对超临界CO_2/油界面张力和MMP的影响规律。结果表明,随着温度的升高,超临界CO_2/油界面张力和MMP逐渐增大,月桂醇聚氧丙烯醚(C12PO6)降低CO_2驱混相压力的幅度先增大后减小,60℃时的降幅最大(25.6%)。直链脂肪醇碳数由12增至18时,超临界CO_2/油MMP逐渐增加,C12PO6降低CO_2驱混相压力的效果最好。聚氧丙烯醚基团(亲CO_2端)降低界面张力和CO_2驱混相压力的效果好于聚氧乙烯醚基团。随聚氧丙烯醚聚合度增加,超临界CO_2/油MMP先降低后增加,聚合度为6时的MMP最小(13.22 MPa)。降低CO_2驱混相压力效果最好的表面活性剂分子结构为碳十二醇聚氧丙烯醚-6(C12PO6)。     

CHSB/BABS复配表面活性剂驱油体系性能研究

本文通过研究支链烷基苯磺酸钠(BABS)和椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱(CHSB)按不同质量比复配所得表面活性剂体系的临界胶束浓度(c_(cmc))和平衡表面张力(γ),得到该复配体系最佳质量比为3:7,该配比下复合表面活性剂的c_(cmc)为0.0513g/L、γ_(cmc)为26.4mN/m。进而以该复配体系为表面活性剂、不同链长的醇为助表面活性剂、氯化钠为盐组分以及原油含量2%的模拟油为油相进行拟三元相行为研究,利用winsor相图和电导率扫描法探究了氯化钠、正丁醇与表面活性剂浓度对体系相态的影响。结果表明:随着氯化钠浓度的增加,体系经历了WinsotⅠ经WinsorⅢ到winsorⅡ型微乳液的转变;正丁醇浓度增加会导致体系从WinsorⅢ到winsorⅡ型微乳液的转变;表面活性剂浓度增加则会导致体系从WinsorⅢ到WinsorⅠ型微乳液的转变。中相微乳液形成的最佳条件为:氯化钠浓度0.5~1.5 mol/L、正丁醇加量介于0~2.2%、表面活性剂加量介于0.5%~8%。在该条件下,原油、水之间的界面张力在短时间内可以达到10~(-3)mN/m数量级,满足驱油剂的使用要求。     

超临界CO2处理对长庆原油添加降凝剂效果的影响

利用超临界CO2(scCO2)与原油混相处理装置,模拟地层条件对长庆原油进行超临界CO2混相处理,通过对处理前后油样的四组分(SARA)、沥青质稳定性、蜡析出曲线、凝点、流变性分析及微观显微观察,从沥青质缔合状态与蜡结晶层面分析了超临界CO2处理对乙烯 醋酸乙烯共聚物(EVA)降凝剂添加到长庆原油作用效果的影响。结果表明,超临界CO2处理加剂原油相比未处理加剂原油具有更好的低温流动性能。超临界CO2处理会增加未加剂原油体系极性,增强沥青质缔合程度,使低温下蜡晶形貌更细小,恶化原油低温流动性,而超临界CO2处理后添加EVA降凝剂却使得蜡晶形貌向更加紧密的团簇转化。由于超临界CO2处理有利于EVA降凝剂进一步改善蜡晶形貌,故超临界CO2处理可以促进EVA降凝剂对长庆原油低温流动性的改善效果。     

添加剂对非离子表面活性剂AEO9浊点的影响

研究了不同添加剂如无机盐、有机醇、有机酸和离子型表面活性剂对非离子表面活性剂AEO9浊点的影响。结果表明，通过盐析性的无机盐与胶束争夺水分子，使非离子表面活性剂分子从水中析出，从而降低了非离子表面活性剂的浊点；而如NaI这样的盐溶性无机盐则相反，由于其可使自由水分子增加，从而导致AEO9的浊点升高。极性有机物对AEO9浊点的影响表明，与水无限混溶的极性有机物升高了浊点，而在水中部分溶解的极性有机物降低了浊点。这是因为前一类有机物通过改变溶剂水的结构，降低了介质的极性，同时部分有机物吸附在胶束-水界面，通过其溶剂化作用使AEO9的胶团化作用受到了限制，浊点升高；而后一类有机物分子由于增溶于胶束栅栏层中，导致胶束体积膨胀，从而降低了AEO9的浊点。在非离子表面活性剂溶液中加入离子型表面活性剂，如十二烷基硫酸钠SDS、十二烷基苯磺酸钠SDBS和十六烷基三甲基溴化铵CTAB，由于离子型表面活性剂能与非离子表面活性剂形成混合胶束，胶束表面电荷密度增大，胶束间电荷斥力增大，使体系稳定，从而其浊点显著升高。加入极少量的离子表面活性剂即可使浊点显著上升，当加入的离子表面活性剂达到其临界胶束浓度（cmc）时，浊点将发生突跃。     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

蜡油加氢装置掺炼催化裂化柴油的工业应用

蜡油加氢装置加氢处理催化裂化柴油（催柴）和蜡油的混合原料,在催柴掺炼比27.23%、反应温度363 ℃、反应器入口氢分压9.5 MPa、反应器入口氢油体积比493、主剂体积空速1.35 h-1的工艺条件下,催柴密度从0.983 6 g/cm3降至0.918 5 g/cm3,氢质量分数从8.34%提高到10.92%,氮质量分数从633 μg/g降至67 μg/g,单环芳烃质量分数从15.9%升至51.6%,多环芳烃质量分数从77.4%降至18.7%,催柴性质改善显著。加氢后的催柴与精制蜡油一起进催化裂化装置,加氢催柴在催化裂化装置的转化率达48.15%,汽油产率达40.41%。     

CO2对超稠油物性影响的实验研究

为研究CO2辅助蒸汽吞吐技术开发超稠油中CO2的作用,以郑411区块超稠油为研究对象,通过注气膨胀实验系统地研究了不同CO2注入量、温度及压力下,超稠油物性的变化规律,并使用多元回归方法分别建立了溶解气油比、饱和压力、原油黏度、原油密度及原油体积系数与CO2注入量、温度及压力的关系模型,拟合优度均在0.90以上。郑411块超稠油的溶解气油比随CO2注入量的增加而线性增加;饱和压力随CO2注入量的增加而线性增加,随温度增加而呈乘幂趋势增加;原油黏度随CO2注入量增加而呈指数趋势降低,其对数值随温度升高呈乘幂趋势降低;原油密度随CO2注入量增加呈指数趋势降低,随温度升高呈对数趋势降低,随压力增加而线性增加;原油体积系数随CO2注入量和温度的增加均呈指数趋势增加,随压力增加而线性减小。超稠油对温度有极强的敏感性,加热升温能显著降低超稠油黏度,提高其流动性;同时,CO2溶解降黏、膨胀原油的特性,能改善原油物性,有助于超稠油的动用。     

N80油管在模拟凝析气田多相流环境中的CO_2腐蚀行为研究

针对凝析油气藏CO2腐蚀工况,利用高压反应釜开展了N80碳钢油管在模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的动态腐蚀试验。采用腐蚀失重、SEM和XRD分析测试方法,研究了温度、含水率及CO2分压等因素对N80油管腐蚀速率的影响规律。在高压反应釜模拟凝析油-矿化水-CO2多相流环境中的研究结果表明,N80油管试样腐蚀行为受凝析油在试样表面浸润吸附程度和模拟多相流产生的气泡腐蚀的控制,其宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征;在CO2分压0.3 MPa、含水率60%条件下,腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压0.3 MPa、介质温度60℃条件下,腐蚀速率随含水率增加而增大;在介质温度30℃、含水率60%条件下,腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

沈阳油田高含蜡高凝固点油藏注热水开发可行性研究

本文通过沈阳油田高含蜡高凝固点原油的实验,观察原油在不同温度下的渗流规律,分析了原油在析蜡前后的渗流特征和差别以及产生差别的原因,得到了高含蜡高凝固点原油在低于析蜡温度条件下的渗流,造成析蜡和伤害油层孔隙的结论,建立了反映高含蜡高凝固点油析蜡影响的两维(R,Z)两相油藏数值模型,并研究了析蜡影响的处理及析蜡量的计算.通过模拟计算还得出对高含蜡高凝固点油藏早期注冷水会在油层中近井地带发生析蜡伤害的结论.对这种油藏,本文提出了采用先注热水后注冷水的开发方法,并对温度的选择,热水段塞的大小提出了确定的方法和依据.最后提出了热电联产联供,与原油热力开采一体化,实现能量综合利用开发油田的建议.     

钻井液处理剂及体系对聚合醇JLXI浊点的影响

聚合醇类水基防塌钻井液体系(简称 PEM)作为适应环境保护要求的一种新型钻井液体系应用越来越广泛。PEM 的核心处理剂为聚合醇类水基防塌润滑剂 JLX,JLX是一种非离子型低分子量聚合物,其作用机理是具有浊点特性。研究了钻井液体系及常用处理剂对两种聚合醇 JLX1 和JLX2 浊点的影响。实验结果表明,无机处理剂如 KCl 对 JLX浊点有显著的影响;而有机高分子处理剂的影响则较复杂,低浓度时能使 JLX 浊点上升,高浓度时则使 JLX 浊点下降;体系也能降低 JLX 浊点,并且对低浓度的无机处理剂如 KCl有一定的缓冲作用。     

高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法

目前高温高压气藏气水相渗曲线多采用非稳态测试方法获取,测试装置主要采用回压阀控制流体压力,但高温高压条件下易产生压力波动,气水计量易产生偏差.为此,提出了一种基于电容法的高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法,测试装置引入了自主研制的电容式液位计量计,实验温度和压力分别提高到200.0℃和80.00 MPa,通过液体体积...     

The Formation of Waxy Crude Oil-in-water Emulsions for the Reduction of Pour Point and Viscosity

Waxy crude oil is characterized by high pour point and poor flow properties, which bring great difficulty to the oil exploitation and transportation. In this study, the fluidity of waxy crude oil with the pour point of 47°C was highly improved by emulsification with synthetic formation water used as aqueous phase. It was found that the combination of CAO-35 and sodium oleate was an effective emulsifier mixture to form stable waxy crude oil-in-water emulsion and when the mass ratio of oil to water was 7:3, the optimum composition of emulsifying additives with respect to the total mass of the emulsion was obtained as follows: emulsifier mixture (the mass ratio of CAO-35 to sodium oleate was 8:2) 0.4% (w/w), sodium triphosphate 0.028% (w/w), NaOH 0.05% (w/w), and polyacrylamide 0.15% (w/w). Diverse factors affecting the pour point of the formed emulsion were also studied. It was found that the pour point of emulsion increased as oil content increased and the optimum mixing speed and cooling rate were 600 rpm and 0.5°C/min, respectively. Under the optimum emulsifying conditions, when mixing speeds were 250 and 600 rpm, respectively, by forming O/W emulsions with the oil content of 70%, the pour point reductions were 20 and 25°C, respectively, and the corresponding viscosity reductions were 89.79% and 97.46% (40°C), respectively. Thus the pour point and viscosity of waxy crude oil are obviously reduced by forming oil-in-water emulsion, which is highly promising for the exploitation and transportation of waxy crude oil.