分离多环芳烃用于超稠油掺稀降黏的研究

针对炼油厂催化裂化柴油大量过剩和芳烃含量过高等问题,结合稠油掺稀降黏开采掺稀比高、稀油资源紧缺的现状,从催化裂化柴油中萃取分离多环芳烃,用于超稠油掺稀降黏研究。对多环芳烃萃取进行正交试验,在筛选出的最佳操作条件(萃取温度为45℃、萃取时间为5 min、相分离时间为5.5 min和剂油体积比为1.4)下,多环芳烃产品收率为29.87%、芳烃质量分数高达99.07%。在掺稀比均为0.10时,多环芳烃和塔河稀油的掺稀降黏量率分别为94.20%和68.58%。拟合计算结果表明,多环芳烃用量仅为塔河稀油的16.32%时,即可达到塔河油田稠油掺稀降黏要求。以塔河油田稠油自喷井为例,当稠油含水率分别为0,30%和50%时,掺入多环芳烃相对掺入稀油的单井日产油增长率分别达到115.90%,84.57%,62.20%。

生物柴油基减阻剂研制及滑溜水压裂液体系构建

为了解决常规白油基滑溜水体系在运输过程中容易分层以及减阻剂溶解太慢、对环境污染大等问题,首先通过测试不同相对分子质量及水解度的减阻剂F1~F6的溶解性和增黏性能优选了减阻剂F4;通过对稠化剂、分散剂及固液比筛选,研制了配方为34.0%生物柴油+3.0%稠化剂F-120+3.0%分散剂S-85+60.0%减阻剂F4的生物柴油基悬浮减阻剂,并将生物柴油基悬浮减阻剂与助排剂、防膨剂构建变黏滑溜水压裂液体系。实验结果表明,减阻剂F4在180℃下恒温剪切2 h后的表观黏度保留率为33.0%,热稳定性较好;变黏滑溜水压裂液具有良好的抗剪切能力和抗温性能,在剪切速率为170 s^(-1)下长期剪切后,常温下黏度保留率均可达90%以上,90℃下黏度保留率均达50%以上,其中高黏滑溜水压裂液黏度保留率可高达70%以上,低黏滑溜水压裂液的减阻率可达70%以上;高黏滑溜水压裂液的携砂性能比低、中黏滑溜水压裂液的高,且沉降速率最低,为0.005272 m/min。变黏滑溜水压裂液破胶后表面张力均小于27 m N/m,与煤油间的界面张力均小于2.0 mN/m,破胶液黏度均小于5.0mPa·s,且残渣含量均小于50 mg/L,满足标准要求。

塔河超稠油掺重整重芳烃降黏实验研究

针对炼油厂重整重芳烃大量过剩、加工难度大的问题,结合稠油掺稀降黏开采掺稀比高、稀油资源紧缺的现状,将重整重芳烃用于超稠油掺稀降黏研究。在相同掺稀比0.10时,塔河稀油、重整重芳烃的降黏率分别为68.45%和92.00%;拟合计算表明,重整重芳烃的用量仅为稀油的36.20%时,即可达到塔河油田稠油掺稀降黏要求。以塔河油田稠油自喷井为例,在稠油含水率为0%~50%时,以塔河油田掺稀油产油总量200×10^(4)t/a为基准,取平均掺稀比为1,年增油率可达49.79%~71.09%。在稠油含水率30%的情况下,油田的净增销售额由47.34×10^(8)元/a显著提高至105.91×10^(8)元/a。此项研究为重整重芳烃的利用和稠油掺稀降黏开采提供了新的技术思路。

耐高矿化度压裂液体系研究进展

综述了高矿化度采出水配液时存在的问题,分析了高矿化度采出水对常规压裂液体系性能的影响机理,同时对近年来耐高矿化度水基压裂液体系的性能特点和应用情况作出总结,提出了滑溜水速溶粉剂减阻剂体系是未来耐高矿化度压裂液的一个重要研究方向。

致密油藏高起泡强渗吸驱油剂的构建及性能研究

针对致密油藏经“水平井+体积压裂”技术改造开发后井间流体发生窜流及致密油采收率偏低的问题,研制了一种高起泡强渗吸纳米驱油剂。以自研双子表面活性剂BD-2、CHSB、LAB为纳米驱油剂的主剂,通过三元相图法得出纳米驱油剂的配方为:25%BD-2+10%LAB+4.5%CHSB+5%油溶性增效剂+15.5%小分子醇。对纳米驱油剂界面性能、润湿调节性能、渗吸性能、起泡性能、耐温抗盐性能、增容性能、静态洗油性能进行评价,同时研究了驱油剂对岩心中致密油动用情况。结果表明,在2000 mg/L下,纳米驱油剂YYC-2与玛湖原油的界面张力可达6.318×10^(-3)mN/m,可将接触角降低至20.36°,渗吸采出程度达到21.37%;在90℃、10×10^(4)mg/L NaCl和5×10^(3)mg/L CaCl_(2)矿化度下均能达到超低界面水平,最大增容粒径可达593.6 nm,静态洗油效率最大可达80%左右。高压压汞曲线与核磁共振曲线的转换系数C为791 nm/ms,能启动岩心最小孔隙直径为20.0304 nm。

耐180℃稠化酸体系的制备及性能评价

在油气开采与生产过程中,稠化酸中常见问题是稠化剂自身的耐温性能和耐酸性能不佳,导致不能达到高温下深度酸化的目的;此外,当前酸化用高温缓蚀剂与酸液体系配伍性差,防腐蚀能力不足。因此,导致目前高温深井的碳酸盐岩储层酸化难度增加。为解决上述问题,设计并制备了一系列聚丙烯酰胺基阳离子型耐温耐酸的稠化剂,并研究了其基本性能。同时,筛选出适合高温酸液用缓蚀剂,结合其余助剂形成耐高温稠化酸,进一步研究稠化酸的性能。结果表明,自制的SH4稠化剂耐酸性能和增黏性能极佳,20%的盐酸中,0.6%的稠化剂黏度可达到59.88 mPa·s。加入缓蚀剂1后形成的稠化酸体系配伍性良好,经180℃高温高压动态腐蚀测试,N80钢片腐蚀速率仅为41.614 g/(m^(2)·h)。在180℃,170 s^(-1)下稠化酸体系黏度保持在33.258 mPa·s,证明其耐温耐剪切能力强,可用于高温酸化。

两性双子表面活性驱油剂的制备及其性能

为了有效提高致密油藏渗吸驱油采收率,以脂肪酸甲酯磺酸钠为原料制备了一种两性双子表面活性剂驱油剂,对双子表面活性剂驱油剂进行表征及性能评价,并结合高压压汞和岩心核磁共振技术分析岩心的启动尺寸。结果表明:双子表面活性剂驱油剂具有较高的表界面活性,表面张力最低为27.1mN/m,临界胶束浓度为100ppm左右,当浓度为500ppm时油水界面张力达到超低界面水平;其能够使改性石英片接触角降低至28.2°;渗吸采出程度达到18.64%;在90℃、10×10^(4)ppmNaCl和5×10^(3)ppmCaC_(2),矿化度下均能达到超低界面水平;最大增容粒径可达325.8nm;静态洗油效率最大为67.46%。高压压汞曲线与核磁共振曲线的转换系数C值为857nm/ms,能启动岩心最小孔隙直径为21.7018nm。

纳米微乳液驱油体系的构建及性能评价

微乳液驱油是一种有效的提高采收率技术。由十二烷基甜菜碱、异丙醇和90~120石油醚等制备微乳液,采用拟三元相图法研究助表面活性剂与表面活性剂比值Km对微乳液的影响,结果表明:随着Km值的增大,形成微乳区的面积先增大后减小,当Km=2时具有最大面积。通过微乳液稀释法制备了纳米微乳液驱油剂,采用激光散射系统和旋转滴界面张力仪分别测定其粒径分布和界面张力,结果表明:浓度为0.25%的平均粒径为149.0 nm;浓度为0.3%时具有最低界面张力为1.780 44 mN/m。实验室评价了纳米微乳液驱油剂的性能,结果表明:在不同温度下均具有良好的分散稳定性;浓度为0.5%时具有最大起泡高度为140 mm;浓度为0.3%时有最大乳化效率为55.0%;浓度为0.2%时具有最大洗油效率为88.39%;浓度为0.3%时总驱油采收率为86.78%。

塔河稠油催化改质研究

针对稠油热改质中缩合结焦副反应所引起的经济和安全问题,以塔河稠油为原料进行了稠油改质降黏实验。结果表明:制备的有机镍催化剂活性显著高于其他有机金属催化剂,并可抑制结焦副反应;优化反应条件为:w(油溶性有机镍催化剂)=0.1%、w(结焦抑制剂)=7%、反应温度320℃、反应时间30 min,在此条件下,改质稠油黏度由2680 mPa·s降至292 mPa·s,降黏率为89.10%,密度由0.9536 g/cm^(3)降至0.9104 g/cm^(3)。

高密度钾聚磺钻井液体系受CO_(2)污染机理研究

针对西南某气区高密度钾聚磺钻井液体系受CO_(2)污染后性能失控的问题,研究了CO_(2)对高密度钾聚磺钻井液体系流变、滤失影响规律及污染机理。研究表明,CO_(2)污染存在临界值:CO_(3)^(2-)为5932 mg/L、HCO_(3)^(-)为7874 mg/L。当小于临界值时,CO_(2)进入体系能够沉淀Ca^(2+),促进水化分散,黏土分散状态从粗分散变为细分散、颗粒变小,Zeta电位上升,钻井液的胶体稳定性增强。超过临界值后,黏切急剧升高、滤失严重失控,研究表明,过量CO_(2)的污染会使黏土颗粒聚集,从细分散转变为絮凝状态,大颗粒黏土形成卡片屋结构,滤饼漏失通道增大,胶体稳定性变差。

双子型咪唑啉季铵盐缓蚀剂的制备及缓蚀机理

为了减缓油气集输过程中管线设备腐蚀的问题,以油酸、羟乙基乙二胺和1,6-二氯己烷为原料合成了双子型咪唑啉季铵盐。利用傅里叶变换红外光谱仪(FTIR)和核磁共振波谱仪(^(1)H NMR)对缓蚀剂结构进行表征;采用静态失重法和电化学法评价了缓蚀剂的缓蚀性能;利用X射线光电子能谱(XPS)、扫描电子显微镜(SEM)和电子能谱仪(EDS)对腐蚀产物进行表征和分析,并对该缓蚀剂的缓蚀机理进行了探讨。静态失重实验表明,当双子型咪唑啉季铵盐浓度为100mg/L时,在40℃、5%NaCl饱和CO_(2)水溶液中能使N80碳钢的腐蚀速率降至0.0569mm/a,缓蚀率达90.74%;极化曲线结果表明,该缓蚀剂属于混合抑制型缓蚀剂,电化学腐蚀电流密度从122μA/cm^(2)减小到14.5μA/cm^(2),缓蚀率达88.11%;交流阻抗谱结果表明,该缓蚀剂能吸附在金属表面改变其金属/溶液的界面性质,从而减缓腐蚀反应的进行,缓蚀率达88.95%且与静态失重和极化曲线测试结果具有较好的一致性;XPS、SEM和EDS测试结果证明,双子型咪唑啉季铵盐缓蚀剂能在N80碳钢表面形成吸附膜以减缓腐蚀。

钻井液处理剂受CO_(2)及盐膏污染机理研究

针对钾聚磺钻井液体系受CO_(2)及盐膏污染后性能无法满足现场施工要求的问题,本文针对其污染机理展开室内模拟研究。以“基浆+处理剂”体系为研究对象,研究污染前后的流变、滤失性能,结果表明KPAM、JD-6、LS-2较差,R STF较为稳定;对处理剂水动力学半径及处理剂在黏土上的吸附情况进行分析,结果表明CO_(2)及盐膏污染机理在于压缩了处理剂的扩散双电层,影响与黏土结合,进而使得处理剂有效浓度降低,导致体系性能变差。KPAM、JD-6、LS-2因耐盐性能较差导致抗污染能力弱,R STF因其优异的抗盐性能使其抗污染能力强。通过以上研究,为钾聚磺钻井液体系配方的构建及优化提供了参考。

双疏性改性石英砂的制备及其控水控油性能

针对天然气井在开采时存在地层出水,导致气井产量大幅度下降,以及采气能耗增加的问题,以苯乙烯和甲基丙烯酸十三氟辛脂为原料,通过聚合反应制备了一种纳米乳液,后对石英砂进行疏水、疏油改性得到一种双疏性改性石英砂。结果表明,含氟单体浓度为60%(质量分数)时,双疏效果较好。采用FTIR、XRD对纳米乳液和石英砂改性前后进行了结构表征,并考察了改性石英砂的控水控油、封堵性能。自吸实验表明,改性石英砂在3 min时控水率可达97.4%,控油率可达87.6%;封堵实验表明,双疏性石英砂在油、水中封堵率分别为87%,89%。

乳化型沥青质分散抑制剂的研制

为解决重油开采过程中的沥青质沉积问题,对塔河油田井筒沉积物进行了物性分析,研制了一种低毒环保的乳化型分散抑制剂,考察了分散抑制剂的作用机理。结果表明,当乳化体系中的油相分散剂为RJY200,抑制剂为十二烷基苯酚时,抑制率在90%以上;当十二烷基苯磺酸∶S20为7∶3时,乳液体系在常温下静置7 d仍保持稳定。添加沥青质分散抑制剂前后的X射线衍射及扫描电镜表明,沥青质分散抑制剂的作用机理主要是通过氢键、π-π堆积作用等,吸附、嵌入到沥青质分子层间,使沥青质分子的极性减弱,平面堆砌的聚集结构被分散,抑制沥青质沉积物产生。

基于油基钻屑的金属粒子电极制备及其对含酚废水的处理

油基钻屑的处理与资源化利用一直是研究热点。以油基钻屑为基材,由固态烧结法制备多孔载体,通过浸渍-焙烧法制备以CuSnSb为活性组分的金属粒子电极,构建三维电催化氧化体系,用以处理含酚废水。考察了粒子投加量、脉冲频率和占空比对COD_(Cr)去除率的影响。结果表明,在粒子投加量为40 g/L,脉冲频率为2 400 Hz,占空比为0.5条件下反应40 min, COD_(Cr)去除率可达74.8%。

CO_2在油田开发中的应用

在对国内外相关文献调研的基础上,综述了CO2在油田系统中的应用,包括用于提高采收率、泡沫压裂、改善酸化效果、泡沫调堵以及解堵增能,并针对我国CO2在油田应用中存在的问题提出了相应的建议。

一种聚合物沥青质抑制剂的抑制机理研究

原油中的沥青质聚集沉积在管道导致原油的开采运输困难。首先通过对沥青质本身的紫外以及红外光谱进行分析,得出了沥青质在稠油中的聚集原理。然后对沥青质添加抑制剂前后的红外、分散性、粒径分布以及扫描电镜的表征,得出了沥青质抑制剂的抑制机理为:沥青质析出是由于抑制剂和沥青质之间发生氢键、分子间作用力以及π-π堆积或共轭等作用,使其原来的规整结构被破坏,降低了其分子间或分子内相互缔合的能力。从而得出该聚合物抑制剂为两亲性剂聚合物,改变沥青质分子极性且具有分散和吸附作用使得沥青质不易沉积。

空气低温氧化体系对稠油组成的影响

通过对辽河稠油进行低温氧化模拟实验,考察了不同体系氧化反应前后气相组成、稠油组成及性质的改变情况。结果表明:稠油与空气发生的低温氧化反应属于吸氧反应,催化氧化反应使气体中氧气含量下降到2.71%,消耗了空气中87%的氧,氧化使稠油酸值及黏度增大;加水催化氧化使稠油中胶质含量降低13.95%,沥青质含量上升4.81%,胶质、沥青质总含量降低,重组分降解了17.94%;环烷酸盐催化剂体系对稠油有良好的催化活性,促进了稠油氧化和裂解;水在稠油空气低温催化氧化过程中起到了促进重组分裂解的作用。

稠油井下改质降粘技术的研究进展

综述了三种稠油井下改质降粘技术:水热裂解降粘技术、注空气低温氧化降粘技术和离子液体改质降粘技术。分析了三种稠油改质降粘技术的作用原理、研究成果和优缺点。着重介绍了已经应用的水热裂解降粘技术和注空气低温氧化降粘技术。笔者认为稠油注空气低温氧化降粘技术具有更大的优势,并指出了稠油井下改质降粘技术所面临的问题。

顺北原油防蜡剂的研制及防蜡机理

为防止顺北原油管道集输中结蜡,根据顺北原油析出蜡的碳链分布设计合成了以甲基丙烯酸十八酯、醋酸乙烯酯、对苯二乙烯为单体的超支化聚合物防蜡剂,考察了合成条件对防蜡剂防蜡性能的影响,采用冷指法评价了该防蜡剂的防蜡效果并分析了该防蜡剂的防蜡机理。研究结果表明,顺北原油的含蜡量为6.57%,析蜡点为23℃,在环境温度下极易结蜡。优化得到防蜡剂最佳合成条件为:甲基丙烯酸十八酯和醋酸乙烯酯摩尔比为5∶1,对苯二乙烯加量为单体总质量的0.02%,引发剂加量为单体总量的0.7%,聚合温度70℃,聚合时间为6 h。当防蜡剂加量为500 mg/L时防蜡率达到70%以上,表现出良好的防蜡效果。当加入防蜡剂600 mg/L后,原油凝点降低8℃,析蜡点降低13.4℃,防蜡剂与石蜡形成了共晶,破坏了石蜡的晶体结构,抑制了石蜡的继续增长,从而达到防蜡的效果。图19表1参10。