NNMB/NAPS二元体系与原油界面张力研究

室内在模拟中原油田油藏温度条件下研究了双子表面活性剂NNMB与疏水缔合聚合物NAPS二元复合体系与原油的界面张力。考察了NNMB、NAPS、NaCI对二元体系/原油界面张力的影响。结采表明:NAPS对NNMB溶液界面张力值没有明显的影响;NNMB/NAPS二元体系中加入一定量的氛化钠,可以增加表面活性剂降低界面张力的效率;该体系与原油间的最低瞬态界面张力均低至 10^-3mN/m。这种新型二元体系对于高矿化度油藏提高原油采收率具有很大的应用前景。.     

适合红岗油田萨尔图油层的三元复合体系研究

红岗油田已进入高含水开发阶段,依靠常规方法提高采收率的难度越来越大,利用碱表面活性剂聚合物组成的三元复合体系可与原油产生超低界面张力,又具有较高粘度,既提高驱油效率又能提高波及体积,从而提高采收率。根据红岗油田萨尔图油层特征,采用正交试验设计方法筛选出了一种三元复合驱油体系,该体系与红岗油田萨尔图油层原油形成的界面张力可达到10^-3 mN/m,该体系为1.5%A+0.06%S+0.2%P+0.2%N;其主要指标为界面张力(3~7)×10^-3 mN/m,粘度μ>20 mPa·s。另外,通过室内岩心流动实验证实:室内天然岩芯驱油效率比水驱采收率提高10%左右。     

微生物与化学剂体系结合提高驱油效率的实验研究

利用芽孢杆菌DY-5的培养液对原油进行处理,处理后的原油样品酸值由0.009 5 m g KOH/g增加至0.082 m g KOH/g,上升了7.6倍.菌液与原油接触72 h后,大庆脱水、脱气原油与碱/化学表面活性剂体系间的界面张力值由3.95×1-0 3mN/m降至1.5×1-0 4mN/m,达到超低界面张力.同时,微生物菌液与碱/化学表面活性体系结合,对其中的化学表面活性剂在油砂上的吸附量降低38%左右.岩心模拟实验表明,采用微生物与碱/表面活性体系驱油,比单独用碱/化学表面活性剂体系驱油提高采收率3.35%,这为三次采油技术提供了一种新的高效驱油方法.     

连续高速分散混合器内的微观混合性能

采用碘化物-碘酸盐平行竞争反应作为工作体系,对连续高速分散混合器（CRS）内的微观混合特性进行了研究,着重考察了加料时间、转子转速、定子结构等因素对产物分布的影响规律。 结果表明：CRS内微观混合特征时间在1.48×10^-4～1.48×10^-5 s范围内,远小于常规的搅拌反应器。在转速为1200～1800r/min范围内,离集指数随转速增加而上升;转速超过1800r/min之后离集指数则随转速增加而下降。     

新型耐盐蠕虫状胶束体系的性能和驱油效果研究

利用两性表面活性剂十六烷基磺基甜菜碱(HDAPS)、阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠(SDS)和助剂在高盐条件下制备两种蠕虫状胶束体系,即HDAPS-SDS体系和HDAPS-SDS-0.2%助剂混合体系,研究体系的黏弹性能、降低油水界面张力性能和驱油效果。结果表明,质量分数为0.73%的HDAPS-SDS体系所形成的蠕虫状胶束在60℃时黏度为42.3 mPa·s,与原油界面张力最低值为6.0×10-2mN·m-1;加入0.2%助剂后,0.73%HDAPS-SDS体系的黏度提高到51 mPa·s,并可与原油达到6.7×10-3mN·m-1的超低界面张力;两种新型蠕虫状胶束具有流度控制和降低油水界面张力的双重作用,具有较好的驱油效果。     

碱、聚合物体系对油水间动界面张力的影响

本文针对辽河兴隆台油田,研究了原油与NaOH , Na₂CO₃等碱液间的动界面张力,着重考察了碱、聚合物复合体系对油水间动界面张力的影响。结果表明,原油与碱水间的界面张力随时间的变化为一动态变化过程;聚合物的加入,使原油与碱水间的动界面张力降低;碱浓度越高,原油与碱水间的平衡动界面张力越稳定;生物聚合物对碱水驱动界面张力影响特别敏感(即更有利于降低动界面张力)。     

胜利油田孤东原油超低界面张力驱油体系研究

采用旋转滴法测定了单一表面活性剂体系、复配表面活性剂体系与孤东原油的动态界面张力。实验结果表明,单一表面活性剂体系超低界面张力维持时间较短,将甜菜碱表面活性剂(C18BE)与α-烯烃磺酸盐(AOS)表面活性剂复配后,可以使油水界面张力降至10-4m N/m。在此基础上,对这一复配体系的最佳复配比例进行了研究,最终优选出适合孤东原油的超低界面张力驱油体系。     

耐垢碱/表面活性剂复合体系与桩西原油的界面张力研究

针对胜利油田桩西区块地层水钙、镁含量高的问题,通过测定耐垢碱与表面活性剂复合体系与桩西原油间的动态界面张力,形成了适合该区块的超低界面张力驱油体系。结果表明,单一表面活性剂和桩西原油的界面张力均无法达到超低水平,其中当质量分数为0.1%的CBET-17,降低界面张力能力最好,界面张力能达到7.5×10-2m N/m左右;由不同浓度偏硼酸钠和0.1%表面活性剂复合体系与桩西原油的界面张力表明,当浓度0.4%偏硼酸钠与0.1%CBET-17或者0.1%SLPS复配时,油水界面张力都能达到超低水平。同时由于偏硼酸钠具有耐垢性,可螯合地层水中的钙、镁离子,使得复合体系具有很好的耐垢能力,可以适合于胜利油田桩西区块的驱油。     

室温下金属铝膜的霍尔效应初步研究

采用真空蒸发镀膜法制备了金属铝薄膜,在室温下,用四探针法测量了样品的电阻率和霍尔系数。结果表明,制成的金属铝膜,电阻率由块体材料的10^-8Ω·m 增大到薄膜样品的10^-5Ω·m;霍尔系数由块体材料的10^-11m³/C数量级左右增大到10^-4m³/C数量级;电阻率和霍尔系数随着金属铝膜厚度的减小而逐渐增大。     

阴离子表面活性剂存在下氯化血红素催化性能的研究

研究了十二烷基苯磺酸钠(SDBS)存在下氯化血红素(Hemin)类似过氧化物酶的新型催化活性。在pH 8.0～8.9氨性缓冲介质中,Hemin催化溶解氧氧化溴邻苯三酚红的褪色反应。在SDBS和30%乙醇的增效作用下,催化体系服从Michaelis-Menten方程。用Lineweaver-Burk作图法求得米氏常数、催化常数和专一性常数分别为3.7×10^-5mol/L, 0.64s^-1和1.7×10⁴L·mol^-1·s^-1。对机理进行了讨论。利用该催化体系,用反应平衡法和动力学法均可分光光度定量Hemin, 线性范围为2.0×10^-8～6.0×10^-7mol/L,检测限为2.5×10^-9mol/L。     

污水配制活性碱/聚二元复合驱体系实验研究

在碱/聚合物二元复合驱现场试验过程中,碱与配制用污水或地层水出现不匹配的问题,造成地面管线大量结垢及驱油体系性能大幅度下降。为解决这一问题,以大港羊三木油田三断块馆Ⅱ上油组油藏为依托,开展了污水配制碱/聚二元复合驱体系评价实验研究。选用污水匹配的活性碱（多元复合碱）及碳酸钠进行对比试验,在羊三木油田污水条件下,活性碱与污水的匹配性较好,比碳酸钠溶液的油水界面张力低2个数量级,达到10^-3mN/m,抗钙镁能力达到500mg/L,并且与原油的乳化性强;二元复合驱体系对五种聚合物与碱进行了配伍性实验,其中污水聚合物HTPW-111与碱的匹配性好。研究表明,污水配制的活性碱/聚二元复合驱体系保持了聚合物驱的增黏性和降低油水界面张力的特性。     

离子种类和质量浓度对不同温度稠油油水界面张力影响的实验研究

为了研究在不同温度下离子种类和质量浓度对稠油油水界面张力的影响,分别配制了含不同质量浓度Na+、Ca2+、Mg2+的盐水溶液,应用旋转油滴法测量了不同温度时稠油与盐水的界面张力,分析了温度、离子种类与质量浓度对界面张力的影响规律.实验结果表明:①盐水成分为Na+和Mg2+时,随离子质量浓度的增大,界面张力先减小后增大,存在极小值;成分为Ca2+时,界面张力先增大后稳定再增大.②随温度升高,在Na+和Ca2+作用下界面张力明显减小,在Mg2+作用下先减小后稳定.③温度和离子质量浓度均影响界面张力;离子质量浓度低时界面张力主要受温度影响;离子质量浓度高时在Na+作用下界面张力受温度影响较大,在Ca2+作用下界面张力受温度的影响减弱;在Mg2+作用下界面张力受离子质量浓度的影响较大.     

SN油田重复压裂技术界限研究

重复压裂是提高低渗透油田采出程度非常有效的技术措施。基于SN油田裂缝诱导应力场和生产诱导应力场模拟计算,结合最小主应力原理确定重复压裂裂缝延伸方位与原裂缝方位偏转一定角度。根据正交设计分析,应用压裂生产动态模拟器分析地层压力、当前含水状况、储层渗透率、储层孔隙度、压裂规模和导流能力对重复压裂效果的影响;以NPV作为评价重复压裂效果的准则,进而确定SN油田重复压裂最佳时机：有效厚度大于5m、压力系数大于0.5,有效渗透率大于1.0×10^-3μm²、含水饱和度不大于60%。考虑到井网配合条件,重复压裂裂缝长度应控制在90～120m、砂比>30%。应用效果良好。     

影响羧酸盐驱油体系界面张力因素的研究

结合国家“八五”科技攻关项目－大庆油田复合驱油体系的实际，利用试剂级药品，从理论上探讨了影响驱油体系界面张力的因素．结果表明，羧酸的皂化比是影响驱油体系与原油间界面张力的重要因素．油酸的皂化比为０．７５左右时，体系的界面张力最低；ＮａＣｌ浓度也显著影响体系的界面张力，所研究体系的最佳盐浓度为０．４％ＮａＣｌ；而ＨＰＡＭ的加入则有使界面张力升高的趋势．     

二壬基酚聚氧丙烯醚磺酸盐-碱-桩西原油的动态界面张力研究

以壬基酚生产过程中的副产物二壬基酚为原料,合成了氧丙烯平均链节数为5.01的二壬基酚聚氧丙烯醚磺酸盐(DNPPS).界面张力测定表明:DNPPS/桩西稠油的动态界面张力平衡值为0.13mN/m,比以壬基酚为原料合成的具有相似氧乙烯链节的其他非离子-阴离子表面活性剂动态平衡界面张力都低.为进一步降低DNPPS/桩西稠油的界面张力,将DNPPS与碳酸钠进行了复配.发现当体系中Na2CO3与DNPPS质量比为10∶1左右时,二者之间有明显的协同效应;在Na2CO3质量分数为0.1%的复配体系中添加质量分数为0.005%～0.010%的DNPPS,可使界面张力降低到10-4mN/m以下.研究对稠油化学驱有指导意义,也为二壬基酚的应用提供了新途径.     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

十六烷基三甲基溴化铵和3种十二烷基阴离子表面活性剂复配驱油体系的性能

研究3种不同亲水基结构的阴离子表面活性剂（十二烷基苯磺酸钠(sodium alkyl benzene sulfonate,ABS)、十二烷基硫酸钠(sodium dodecyl sulfate,SDS)、十二烷基羧酸钠(sodium dichloroisocyanurate,SDC)）与阳离子表面活性剂(十六烷基三甲基溴化铵(cetyltriethyl ammonium bromide,CTAB))的复配体系的性能,考察复配体系的相容性、泡沫量、泡沫稳定性、接触角、表面张力和界面张力.研究结果表明,阴阳离子复配体系在摩尔比接近1∶1时,整个体系的泡沫性能下降,表面张力和界面张力趋于最大值,接触角趋于最小;在SDC-CTAB体系中,当w(CTAB)=10%~30%时,复配体系和胜利油田的原油形成超低界面张力.