新疆油田高矿化度回注水配制二元驱油体系研究

优选疏水缔合聚合物KYPAM和表面活性剂环烷基石油磺酸盐(KPS)组成二元驱油体系,考察了二元驱油体系的增黏性、界面张力、耐盐耐钙、老化稳定性、乳化能力、吸附性和驱油性能。并将其用于中国石油新疆油田分公司A井区B油井开展试注试验。实验结果表明,加入KPS后,二元驱油体系的黏度有所下降,但降幅较小,仍可满足使用要求;KPS含量为0.05%~0.50%(w)时,二元驱油体系界面张力达到超低,同时表现出较好的耐盐耐钙性和长期稳定性。在聚合物KYPAM质量浓度为1800 mg/L、KPS含量为0.5%(w)、注入量为0.5 PV时,二元驱油体系提高采收率最大,为29.22%。现场试注试验结果表明,二元驱体系具有良好的降水增油效果。

MoO_3基纳米复合材料的制备及其电化学性能研究

以MoO3为基体,分别用超声分散法与碳纳米管(CNTs),化学原位聚合法与聚吡咯(PPy)复合,制备了MoO3/CNTs,MoO3/PPy和MoO3/CNTs/PPy纳米复合材料。利用XRD、SEM、TEM对复合材料进行物性表征,在1 mol·dm-3的HCl溶液中对MoO3,MoO3/CNTs,MoO3/PPy和MoO3/CNTs/PPy四个样品进行电化学测试。结果表明,复合材料的比容量均高于MoO3,其中,由于MoO3/PPy特殊的一维核壳结构使其具有较高的比表面积,相比较其他复合材料而言,有更好的电化学活性。该材料的最大比电容为450.8F·g-1。

环烷基石油磺酸盐复配体系微乳液性能评价

优选表面活性剂环烷基石油磺酸盐(KPS)和脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠(AEC-9)组成微乳液驱油体系,考察微乳液体系的油水界面张力、复配比例、中相微乳液配方、最佳盐浓度、最佳助表面活性剂、最佳醇浓度和驱油性能。实验结果表明,KPS/AEC-9微乳液复配体系在质量分数为0.3%~2.0%范围内都可以达到超低界面张力;复配比例为5∶5时,形成的中相微乳液体积最大。随着NaCl和正丁醇浓度的增大,微乳液相态经历WinsorI型到WinsorIII型再到WinsorII型的转变。在KPS/AEC-9复配体系质量浓度为1%,复配比例为5∶5,NaCl质量浓度为36000 mg/L,正丁醇质量分数为1.25%时,微乳液驱含水率最大降幅为64.0%,提高采收率33.0%,显示出了良好的降水增油效果。

二元复合驱油体系乳状液形成及运移规律研究

为了研究二元复合驱油体系乳化与提高采收率的关系,通过分析现场采出液流变特征,测试不同乳化强度的表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系的驱油效率,明确驱替后乳状液运移规律以及乳化对提高采收率贡献。研究结果表明:低黏度乳状液在低剪切速率下主要表现为弹性,在较高剪切速率下主要表现为黏性;而高黏度乳状液在低剪切和高剪切速率下都表现出黏性。在乳化初期,由于化学剂浓度分布不均匀,乳化稳定性较差;乳化中期化学剂浓度较高,乳状液粒径变化规律性较好,乳化中期存在乳化对驱油体系黏度补偿作用,乳化末期化学剂浓度较低,乳化液滴较少,乳化程度较弱。岩心渗透率小于100×10^(-3)μm^2时,二元复合驱过程中随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度先增加后降低,最佳乳化综合指数为55%;渗透率大于100×10^(-3)μm^2时,随着乳化综合指数增加,提高采收率幅度逐渐增加,最佳乳化综合指数为88%,乳化贡献提高采收率幅度8个百分点。图24表2参13.

环烷基石油磺酸钠胶束增溶及乳化携油作用分析及应用

为了揭示环烷基石油磺酸钠在砾岩油藏聚合物/表面活性剂二元复合驱中对提高采收率的影响,利用激光粒度仪和紫外分光光度仪测定了环烷基石油磺酸钠溶液的胶束尺寸和增溶量,利用微流控模型驱替实验和岩心驱替实验研究了环烷基石油磺酸钠乳化对提高采收率的影响。结果表明,与十二烷基苯磺酸钠、重烷基苯磺酸钠相比,同浓度下环烷基石油磺酸钠胶束增溶原油尺寸最大,增溶原油量最多,1 t环烷基石油磺酸钠溶液可极限增溶350 kg的原油。环烷基石油磺酸钠易与原油发生乳化,乳化后可增加驱油体系黏度,起到控制流度的作用,有利于提高采收率。在克拉玛依油田七中区二元复合驱现场试验中,根据岩心渗透率和含油饱和度的不同,通过改变表面活性剂的加量,调节驱油体系的乳化综合指数可大幅提高驱油效率。

砾岩油藏复合驱过程中化学剂的吸附滞留规律

为研究砾岩油藏复合驱过程中化学剂在油藏运移过程中的吸附滞留规律,以不同液固比条件下研究复合驱油体系在砾岩油砂吸附后界面性能以及化学剂吸附损耗量。研究结果表明:不同固液比条件下,二元体系(0.2%KPS202+0.1%KYPAM2)/三元体系(0.3%KPS304+0.15%KYPAM1+1.2%碳酸钠)经过岩心砂4次吸附后界面张力未发生明显改变,平衡界面张力IFT_(120 min)均达到超低界面张力(10-3mN/m)的指标要求;二元体系/三元体系经过岩心砂4次吸附后各化学剂含量均随着吸附次数增加而减少,随着岩心砂含量增加各化学剂浓度逐渐降低。化学剂浓度随吸附次数增加降低幅度大小排序为:ASP碱浓度>ASP表面活性剂浓度>SP表面活性剂浓度>ASP聚合物浓度≈SP聚合物浓度。

酸渣用作驱油剂的室内实验研究

酸渣为生产驱油剂石油磺酸盐时产生的废料,通过一系列化学反应后,发现酸渣主要由未磺化油、硫酸以及磺酸组成。利用酸渣中大量的硫酸与十八烯烃进行马氏加成反应实验,结果表明:酸渣与十八烯最佳质量配比为1∶0.6;反应时间6 h后,可得到界面张力为8.8×10^(-2)mN/m的阴离子型表面活性剂;再与石油磺酸盐5∶5(质量比)复配后,界面张力可以达到10^(-3)mN/m。岩心驱替实验表明,水驱岩心至含水率为98%后,注入0.5 PV的石油磺酸盐与处理后酸渣复配体系可提高驱油效率18.53%,与石油磺酸盐的驱油效率(19.26%)相当。该实验为酸渣再利用提供了可行的思路。

适用于含聚回注水的疏水缔合聚合物的综合性能

新疆油田化学驱采用高矿化度含聚回注水作为注入水。研究了含聚回注水配制的普通聚合物HPAM和疏水缔合聚合物KYPAM的增黏性、流变性、黏弹性、长期稳定性、不可及孔隙体积(IPV)和驱油性能。研究结果表明:KYPAM具有特殊的空间网状结构,在含聚污水中具有更好的增黏性、流变性、黏弹性;在含聚回注水中KYPAM的抗老化能力好于HPAM,经过90 d的老化后,质量浓度1500 mg/L的KYPAM溶液的黏度保留率为81.4%,而HPAM溶液的只有40.2%;在渗透率150×10^-3μm^2左右岩心中,质量浓度为1500 mg/L的KYPAM溶液的IPV为19.6%,而HPAM溶液的IPV为22.1%,KYPAM启动相对小孔喉的能力比HPAM高;在渗透率150×10^-3μm^2左右的人造砾岩岩心中,水驱后注入0.5 PV的浓度为1200、1500 mg/L的聚合物溶液,KYPAM的驱油效率比HPAM的高2%数3%。

聚合物微球加效体系性能及驱油效果

为改善蒲北油田蒲125区块水驱和聚合物驱效果,提出采用聚合物微球加效体系调驱技术进行开发。在模拟油藏条件下,对加效体系性能进行评价,并分析其微观结构,研究其驱油效果。结果表明,在油藏条件下聚合物微球加效体系的黏度为114.3mPa·s,具有良好的温度适应性、矿化度适应性和长期稳定性,其抗剪切性能优于聚合物溶液;加效体系微观结构是微球分散吸附在聚合物网状结构的支链上,既提高聚合物的黏度,又增强微球的分散性;加效体系提高采收率效果优于聚合物,注入加效体系后,高低渗层的分流率约为50%,较单一聚合物驱,加效体系调驱能更好地改善高含水油藏的开发效果,提高油藏采收率。

一种核-壳缔合聚合物的高效驱油特性研究

油田产出水直接配注聚合物是聚合物驱的发展趋势和必然,基于提升聚合物在产出水中的综合驱油性能的多级结构和超分子效应的思路,以聚酰胺-胺改性并功能化的纳米二氧化硅为核,甲基-N,N-二辛基丙烯酰胺为疏水单体制备水溶性核-壳形缔合聚合物SHPAM;IR、~1H NMR、SEM和TEM表征SHPAM的结构。SHPAM的核-壳结构及疏水基团的缔合效应协同增强高矿化度产出水配制聚合物溶液的增黏性、抗剪切性及长期稳定性能,SHPAM的零剪切黏度是梳形聚合物(KYPAM)的60倍。SHPAM比KYPAM少500 mg·L^(-1),SHPAM有更强的流度控制性能,对岩心渗透率有良好的兼容性;水驱至含水率98%,0.30 PV的SHPAM驱(浓度1500 mg·L^(-1))提高原油采收率达25%。结果表明产出水配注SHPAM表现高效的驱油效率。

腐蚀控制与防护技术在新疆油田的应用

新疆油田座落在天山北部准噶尔盆地，从地理位置角度大致可以划分为4个油田区域：北部沙漠油区（石南、石西、陆梁等油田）、西北部油区（克拉玛依、百口泉、乌尔禾等油田）、东部油区（火烧山、北三台等油田）、南部油区（呼图壁、独山子等油田）。由于新疆油田公司涉及的开发领域广阔，地理结构复杂，气候差异性明显，因此油田设备的腐蚀机理极为复杂。新疆油田经过近几十年的不断开发后，地下原油含水率和采出水矿化度明显升高，且地下采出水多呈弱碱性（pH值在7.5～8.5）、部分区块高含硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体，因此造成油田设施腐蚀严重。尤其近年来，随着石西、彩南等沙漠油区的开发，因腐蚀问题给油田生产带来的影响日趋凸显。据不完全统计，新疆油田原油集输管道近9000km；注水管道5000km；稠油热采注汽管线454km；压力容器900余座；原油罐500余座；原油长输管道26条，总长1569.78km；输气管道31条，管线长度1292.3km；输油泵站17座（中间站16座）；储油罐144座。因腐蚀造成容器、管线以及处理站报废，每年更新改造的资金在2亿元左右，给新疆油田安全生产带来严重的隐患，给环境造成了严重的破坏[1]。

超支化疏水缔合聚合物HBPAM的性能及驱油效率

为了提高三采污水配制聚合物溶液的性能,对比评价了超支化缔合聚合物HBPAM和现场在用的KYPAM聚合物的增黏性能、黏弹性能、抗盐性能、长期稳定性能、抗剪切性能以及驱油效果,并观察了二者的微观形貌。研究结果表明,当浓度高于临界缔合浓度(1250 mg/L)后,HBPAM具有较强的增黏性能和黏弹性能;与KYPAM相比,HBPAM具有更好的抗盐性能和长期稳定性能。污水配制的浓度1500 mg/L的KYPAM溶液,在油藏条件老化180 d后的黏度仅为13 mPa·s左右,黏度保留率仅20%,而相同处理条件下,HBPAM溶液的黏度大于50mPa·s,黏度保留率在80%左右。HBPAM溶液具有较强的抗剪切稳定性,机械剪切速率15000 s-1作用后再静置24 h,浓度1500 mg/L的HBPAM溶液的黏度保留率为85%数89%,扫描电镜结果显示HBPAM具有更加规整的三维网状结构。岩心驱替实验结果表明,在水驱基础上,注0.3 PV的1500 mg/L的HBPAM溶液提高采收率16.5%,比黏度相近的浓度1800 mg/L的KYPAM溶液提高采收率幅度高5.0%。与KYPAM溶液相比,相同黏度的HBPAM溶液更能改善油藏非均质性。

污水配制二元复合驱驱油体系优化研究

将石油磺酸盐与甜菜碱两种表面活性剂进行复配,设计合成了污水配制的表面活性剂/聚合物二元驱油体系;考察了复配体系的界面张力、乳化性能、抗盐性能和驱油效率,并对表面活性剂/聚合物二元驱油体系注入参数进行了优化。实验结果表明,石油磺酸盐与甜菜碱质量比为5∶5时,体系的界面张力、乳化性能及驱油效率均高于单一表面活性剂;在一定盐质量浓度范围内,复配体系显示出良好的抗盐性能。三管并联岩心驱替实验结果表明,聚合物含量及用量不变的条件下,梯次降低表面活性剂含量的注入方式提高采收率幅度最高,采收率可达14.35%,比恒定表面活性剂含量注入方式的采收率高3.65百分点。在表面活性剂注入方式不变的条件下,梯次增加聚合物含量注入方式的采收率为15.79%,比恒定聚合物含量注入方式的采收率高5.09百分点。现场试验结果表明,梯次降低表面活性剂含量及梯次增加聚合物含量的注入方式可有效提高砾岩油藏二元驱的采收率。

耐油起泡剂的耐油耐盐性能评价

以吴茵搅拌器法评价了由非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇按一定比例配制的4种耐油起泡剂的耐油耐盐性能。研究结果表明:随着起泡剂质量分数的增大,起泡剂溶液的最大泡沫体积逐渐增大,在起泡剂质量分数为0.01%数0.5%范围内,起泡剂溶液的发泡体积是自身溶液体积的2数6倍,泡沫半衰期随着表面活性剂浓度增加而逐渐增大;随着原油比例增加,最大泡沫体积先增大后降低,油含量在10%数20%范围时起泡剂表现出了很好的起泡、稳泡性能,最大发泡体积是自身的5数9倍,泡沫半衰期随着油含量增加而明显增大;其中CFE149X(非离子表面活性剂、阴非离子表面活性剂和稳泡剂辛醇质量比为30∶67∶3)的起泡和稳泡性能最佳。在CFE149X质量分数为0.5%、含油量50%的条件下,最大泡沫体积和半衰期均随盐含量增加而先增大后减小;与无油存在时相比,有油存在时泡沫发泡体积略有降低,但泡沫稳定性却显著增强。耐油起泡剂CFE149X,在含油条件下表现出了较好的起泡性能和稳泡性能,能够作为耐油抗盐泡沫剂,为泡沫复合驱提供优良的起泡剂产品提供技术参考。

低界面张力下乳化程度对二元驱采收率的影响

为研究砾岩油藏乳化程度与二元复合驱采收率的关系,通过乳化(调节表面活性剂的加量)调控驱油体系乳化强度以及乳化体系在长岩心中的运移规律,研究了不同乳化强度的部分水解聚丙烯酰胺/环烷基石油磺酸盐表面活性剂(KPS)二元体系的驱油效果,明确了乳化程度对提高采收率的作用。结果表明,油水界面张力为5×10^(-2)mN/m的中等乳化二元体系的驱油效率比5×10^(-3)mN/m无乳化体系的高8%。当二元体系达到临界黏度后,油水界面张力为5×10^(-2) mN/m数量级、乳化综合指数适宜的乳状液对驱油体系黏度具有补偿作用,能够长距离保持驱油体系黏度的稳定性,有利于进一步提高采收率。砾岩油藏二元复合驱多因素耦合提高采收率决策中,在渗透率极差较大时通过调节驱油体系黏度比和乳化综合指数可实现提高采收率;渗透率级差≤6时,通过界面张力和乳化综合指数调控实现大幅度提高采收率。当剩余油饱和度小于50%时,乳化综合指数控制在50%~70%;剩余油饱和度大于50%时,乳化综合指数控制在30%~50%。在新疆某区块实施"低界面张力和可控乳化"二元复合驱技术,采收率提高28%,含水率降幅大于40%,实现了驱油体系"梯次降黏、逐级动用"的个性化设计。图11表3参17。

砾岩油藏聚合物驱的注入方式优化

砾岩储层具有典型的复模态孔隙结构特征,非均质性强,易形成不同级别优势通道,采用单一段塞、笼统的注入方式很难达到扩大波及体积效果。本文采用三管并联岩心驱替实验首先考察了与现场聚合物用量相近的条件下采用单一恒黏、梯次降黏、梯次增黏的注入方式的驱油效果,在获得最佳注入方式的基础上,开展了不同轮次和不同注入速率下的三管并联岩心驱替实验。研究结果表明,梯次降黏注入方式的驱油效果最好,在水驱的基础上可提高采收率13.61%,比单一恒黏注入方式进一步提高采收率2.31%。在相同条件下,采收率增幅与注入轮次的多少相关不大,在合理注入速率(1.5 mL/min)下可进一步提高采收率。在采收率相近的情况下,与单一恒黏注入方式相比,梯次降黏注入方式可节约50%的聚合物用量。现场试验结果表明,采用梯次降黏注入方式可有效提高聚合物驱对砾岩油藏的增油控水效果。

免补口防腐不锈钢环焊接工艺技术

管道内补口技术在整个埋地管道防腐系统中是最为重要的一个环节,现行的埋地管道内补口技术在现场应用中存在较多弊端。为了满足实际生产需求,推荐了一种免补口不锈钢环焊接技术,主要通过在管口加装不锈钢钢板,并采用内圈气体保护焊和外圈氩弧焊两种方式进行焊接,从而达到管道防腐补口的目的。实践表明,免补口不锈钢环焊接技术在简化施工操作、降低劳动强度及提高生产效率等方面具有明显优势,尤其在小管径埋地管道内补口方面具有推广价值。

环糊精类超分子聚合物的合成

采用氧化还原胶束聚合法,将改性β-环糊精、N-苯乙基甲基丙烯酰胺、丙烯酰胺和丙烯酸等水溶性单体进行共聚,合成了超分子聚合物(HMPAM),其结构和性能经SEM,FT-IR和流变仪表征。结果表明:HMPAM为典型的幂律型流体,具有良好的增稠性能和抗剪切性能。

七东_1低渗砾岩油藏聚合物驱配方设计及应用

为提高砾岩油藏采收率,针对七东1区砾岩低渗储层强非均质性、水驱采出程度低、剩余油饱和度较高等特点,在七东1区实施聚合物驱。通过理论计算、聚合物注入性及流动性分析、天然岩心驱油实验,对聚合物相对分子质量和注入浓度进行了筛选,并在七东1区进行了矿场应用。结果表明,七东1区低渗砾岩储层可注入浓度不高于1000 mg/L、相对分子质量400×10~4以下的聚合物,采收率可提高4%数9%。针对低渗透油藏特点,形成了驱油体系与油藏流体等黏驱替流度控制技术。试验区于2016年1月全面注入相对分子质量为350×10~4、质量浓度为800 mg/L的聚合物溶液。截至2019年2月,聚合物驱阶段产油8.01×10~4t,阶段采出程度14.5%,降水增油效果明显。图6表6参14。

利用石英晶体微天平技术定量表征表面活性剂/聚合物二元体系吸附行为

为了定量分析表面活性剂/聚合物二元体系(SP二元体系)在地下运移过程中色谱分离效应,利用石英晶体微天平技术研究聚合物、表面活性剂在固/液界面吸附行为。研究结果表明,随着表面活性剂的浓度增大,耗散因子D(与吸附层的黏、弹性有关)值先增大后降低,吸附过程中存在一个尖峰型吸附向平缓吸附的过渡;先通入聚合物后通入表面活性剂时,共振频率f(与吸附层的质量、流体浓度有关)快速减小,D的第Ⅱ阶段吸附逐渐消失。对比表面活性剂溶液的D曲线,SP二元体系整体吸附量降低,SP二元体系有利于降低驱油体系化学剂吸附损失;对比先通入聚合物体系后通入表面活性剂的D曲线,SP二元体系平衡时的D更大,表面活性剂和聚合物协同作用增强,表面活性剂被包裹在聚合物网状结构中无法脱附。