胜利油田陈371区块高钙镁油藏稠油降粘剂研究

陈 371块稠油油藏温度约 6 5℃ ,所产原油粘度高 (6 5℃下 8.6Pa·s,5 0℃下 44Pa·s) ,胶质和沥青质含量高 ,地层水矿化度高 (～ 1.5× 10 4 mg/L) ,Ca2 + 、Mg2 + 含量高 (376 ,173mg/L) ,6 0℃时实验原油在含水率 36 .7%时发生乳状液转相。在 6 0℃、油水体积比 7∶3条件下考察了影响降粘剂ONS 1(一种阴离子表面活性剂 )乳化降粘效果的因素 :水相中NaCl浓度 ,ONS 1浓度 ,Ca2 + 浓度 (固定Mg2 + 浓度 )及增效剂三乙胺浓度 ,在水相中NaCl浓度为1.5× 10 4 ,Ca2 + 浓度为 6 0 0 ,Mg2 + 浓度为 2 0 0mg/L条件下 ,得到ONS 1与三乙胺的适宜质量比约为 10 0∶3。在上述条件下加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 +6 0 0mg/L)得到的实验原油乳状液 ,1s-1和 5 0s-1下的粘度 ,5 0℃时分别为 111和 41mPa·s,30℃时分别为 311和 12 0mPa·s,在 30～ 6 0℃范围内稠油乳化降粘率大于 99%。在矿化度和Ca2 + 、Mg2 + 含量较低的油田污水中加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 ～ 3.0× 10 4 +75 0mg/L)使实验原油乳化 。

胜利油田纯九区注水开发过程中无机结垢趋势预测

油田开发过程中无机盐结垢是注水开发期经常遇到的问题之一,会造成较大经济损失。随着注水强度的不断加大,注水过程中的结垢问题变得越来越严重。对无机盐结垢状况进行准确预测是解除结垢堵塞的重要前提。选用Oddo-Tomson饱和指数(OSI)、Langelier饱和指数(LSI)和Ryznar稳定指数(RSI)3种结垢趋势预测模型,结合胜利油田具体注水特性,对模型作相应的修正后,研制了可以进行无机结垢预测的"油井堵塞诊断与解堵决策系统"(Plug 1.1)工程软件。应用该软件对胜利油田纯九区块注入水和地层水进行结垢预测,在地层水与注入水之比为1∶0到2∶1的广泛范围内,预测结果均与实验结果较好吻合,为区域解堵方案的快速决策提供了科学依据。

微生物采油技术与油田化学剂

微生物采油技术研究和现场应用范围不断扩大 ,前景良好。本专论叙述了微生物采油与油田化学剂之间的关系 ,共分 6个部分 :①影响微生物采油的油田化学剂简介 ;②化学剂对微生物的不良作用 ,包括对微生物呼吸作用 ,蛋白质、核酸、结构大分子合成及细胞壁功能的直接影响和通过改变环境介质渗透压、氧化还原位 ,pH值对微生物生长的间接影响 ;③化学剂影响的评价 ,包括测定最低影响浓度、作用持续时间 ,并考虑化学剂在地层内的变化 ;④化学剂不利影响的消除 ,包括筛选具有抗某种化学剂的菌种 ,培育具有特定性能的菌种 ,如可用于聚合物驱后油田的可降解聚合物的菌种。⑤微生物采油需要的化学剂 :碳源、氮源、磷源等 ,利用内源微生物的驱油技术。

采油菌B36的室内研究

从胜利油田油水样中分离出一珠细菌B36 ,该菌耐温耐盐性良好 ,能以烃类作为唯一的碳源。该菌 5 0℃时在含有混合石蜡 (>C16原油馏分 )及其他营养物的培养基中摇床培养 12h后 ,培养液中菌数高达 7× 10 5个 /mL ,培养液表面张力由 6 1mN/m降至 32mN/m ,pH值由 7.0降至 5 .4。由培养 36h的上述培养液中分离出黄色粉末状表面活性物质 ,其产量为 0 .6 5 g/L ,经鉴定为脂肽。该菌分别与原油和混合石蜡在不含混合石蜡的培养液中培养 6d后 ,含水原油 5 0℃粘度由 6 5 .6mPa·s降至 15 .3mPa·s,6 0℃界面张力由 30 .6mN/m降至 1.2mN/m ,无水原油凝固点由 4 4℃降至 36℃ ,初馏点下降 ,终馏点升高 ,可馏出物 (轻组分 )由 4 5 .1%增至 5 7.8% ;混合石蜡 2d降解率为2 .1% ,6d降解率达 2 5 .8%。

稠油降黏开采技术研究进展

综述了稠油降黏开采技术的近期进展,重点是乳化降黏法和微生物法中生物表面活性剂的作用,论题如下。前言:国外、国内稠油油藏及其开采。①稠油组成及其高黏实质。②物理法降黏,包括掺稀油法和蒸汽、电加热法,新疆塔河油田一口井用掺稀油法试油开采。③化学法降黏,包括催化水热裂解、乳化、破乳及油溶性降黏剂,简述了降黏机理,介绍了国内乳化降黏剂研制和应用方面的成果。④微生物法降黏:包括微生物采油机理、生物表面活性剂性质、生物表面活性剂用于EOR、国内产表面活性剂菌种筛选。参44。

国内注聚井堵塞及化学解堵技术研究进展

从堵塞物成分分析、堵塞物成因及堵塞机理、化学解堵技术3个方面综述了近10年来注聚井堵塞及解堵技术的研究与应用情况。现场取样分析结果表明,注聚井堵塞物均是无机物和有机物组成的混合物。堵塞物成因及堵塞机理归纳如下:聚合物吸附滞留;聚合物相对分子质量与储层孔喉尺寸不配伍;地层微粒运移;细菌及其代谢产物;无机物引发的聚合物胶团;聚合物溶液配制及稀释操作不当。关于化学解堵技术,介绍了用于注聚井特别是注聚合物凝胶井解堵的二氧化氯型、非二氧化氯强氧化剂型及不含强氧化剂的3大类7种解堵剂及5个矿场解堵实例。参33。

注蒸汽加气体开采稠油技术室内研究与现场试验应用

为了改善注蒸汽开采稠油的效果 ,开展了注蒸汽加气体开采稠油技术的室内研究和现场试验应用。室内研究表明 :①CO2 ,N2 ,N2 +CO2 3种气体高温高压下在草 10 4井稠油中溶解度随压力增大 (1～ 14MPa)而增大 ,随温度降低 (15 0 ,10 0 ,6 5℃ )而增大 ;溶解气体的稠油粘度随温度升高、压力增大而显著降低 ;②N80钢试片在 35 %N2 /9%CO2 / 1%O2 / 5 5 %H2 O体系中的腐蚀率 ,随温度升高而线性增大 (4 0～ 35 0℃、压力相应增大或保持恒定 ) ,气相无机缓蚀剂GHX 1可有效抑制这种腐蚀 ;③加入CO2 ,N2 +CO2 和N2 可极大幅度地提高蒸汽在岩心中的驱油效率。在草桥和单家寺油田 8口蒸汽吞吐井进行注蒸汽加N2 现场试验 ,油气比、单井日产油量和周期产油量都比注蒸汽井大幅度提高。注蒸汽加N2 +CO2 现场试验的初阶段已见到日产油量急剧上升的良好效果。

烷基酚聚氧乙烯-聚氧丙烯醇醚用于稠油乳化降粘的研究

实验原油为胜利某油田高胶质(47.99%)高沥青质(9.13%)、凝点18℃的脱水脱气特稠油,3.4s-1下30℃粘度3.6×105mPa·s,50℃粘度1.6×104mPa·s,给出了粘温曲线。稠油乳化降粘实验条件如下:油水体积比7∶3,温度50℃,水相中烷基酚聚氧乙烯聚氧丙烯醇醚浓度5g/L。实验结果表明:作为稠油乳化降粘剂,该嵌段聚醚在烷基链长为C8～C18时均可使用,C8～C12时效果较好,C9的效果最好,形成的稠油乳状液粘度280mPa·s,稳定时间240min;壬基酚聚氧乙烯聚氧丙烯醇醚(EP EO PO)中EO加成数占EO+PO加成数的50%～95%时,乳状液粘度小于400mPa·s;用Davies法计算的HLB值在13～17时,使用4g/LEP EO PO形成的乳状液粘度小于300mPa·s;在水相中有2.0×104mg/LCa2++Mg2+存在时该乳化降粘剂可耐浓度≤2.0×105mg/L的NaCl;在有8.0×104NaCl和2.0×104mg/LCa2++Mg2+存在下,温度从35℃升高到80℃时,乳状液粘度和稳定时间均下降,90℃时乳状液发生反相,EP EO PO的使用温度为35～80℃。图4表3参4。

降凝剂对高蜡稠油的改性效果及机理研究

实验研究了工业品原油降凝剂WHP改善含蜡56.9%、其中96.6%为正构烷烃的胜利郑王庄稠油流动性的效果。WHP含乙烯/醋酸乙烯/乙烯醇嵌段聚醚三元共聚物30%-35%。在60℃将WHP加入稠油中,测定其凝点和32℃、0-42.6 s^-1范围5个剪切速率下的黏度,均随WHP加量的增加（50-300 mg/L）而降低,200 mg/L为最佳加量,在该加量下0.32 s^-1黏度由34.16 Pa·s降至79.2 mPa·s,凝点（℃）、屈服值（Pa）、稠度系数（Pa·s^n）分别由49.0、32.42、31.57降至39.5、0.1297、0.02142,流型指数由0.1176升至0.9790。由黏温曲线求出,加入200mg/L WHP使该稠油析蜡点由65℃降至58℃,反常点由70℃降至50℃。根据空白和加剂原油扫描电镜照片显示的蜡晶形态,利用共晶机理分析讨论了WHP这种高分子表面活性剂的降凝、降黏、改善流动性的作用。图3表3参5。

乳化降粘剂SB-2乳化稠油机理研究

实验研究了用表面活性剂SB 2乳化稠油降低粘度的几个机理性问题。SB 2是胜利油田开发的稠油乳化降粘剂 ,为脂肪酸改性的具有多官能团的钠盐型阴离子表面活性剂。根据用duNo櫣ｙ法测定的表面张力曲线 ,SB 2在蒸馏水中的临界胶束浓度为 0 .16 g/L ,在模拟地层水 (TSD =15 .8g/L ,含Ca2 + 0 .6 g/L ,含镁 0 .2g/L)中的为0 .0 2 4 g/L。产自胜利油田不同区块 7口井、5 0℃粘度为 3.0× 10 3 ～ 3.3× 10 5mPa·s的稠油 ,与浓度 3～ 8g/L的SB 2地层水溶液在油水体积比 7∶3及一定温度 (5 0～ 70℃ ,视井温而定 )时形成粘度 <30 0mPa·s的O/W乳状液 ,稠油粘度较高时所需的SB 2浓度较高。用ESI MS方法测定了在 5 0℃形成的O/W稠油乳状液水相和油相中SB 2浓度 ,得到下述结果 :在相同稠油和油水比条件下 ,SB 2初始浓度较高时 ,乳状液水相和油相中SB 2浓度也较高 ,粘度不同的 2种稠油与同一浓度SB 2地层水溶液形成的乳状液 ,油水比越大 ,油相中SB 2浓度越小 ,水相中SB 2浓度则相同 ,油水比也相同时SB 2在油相中的浓度也相同。用微量热法测定了一种稠油与SB 2地层水溶液乳化时的热效应 ,乳化过程为放热过程 ,乳化热随水相SB 2浓度、油水比和乳化温度增高而增大。图 6表 1参 6。

聚合物驱提高采收率实验研究

长期注水开发加剧了油藏非均质性,形成优势流场,随着油田聚合物驱的扩大,聚合物沿高渗透条带窜流导致油井提前见聚,降低了驱油效率。通过并联岩心实验模拟高含水后期油田聚合物驱油,实验结果表明,不同渗透率级差下,岩心采收率提高程度不同,随着级差的增加,聚合物驱最终采收率降低,相同级差与注入速度条件下,岩心的采收率与聚合物的浓度密切相关,后续水驱过程中低渗透岩心的采收率大幅度提高,但高渗透岩心最终采收率均高于低渗透岩心。

油田水中细菌群落分析

油田水中细菌群落分析,对于外源性和内源性微生物采油技术的研究和开发都是必要的。介绍了油田水中常见的7类细菌对微生物采油的有益和有害作用。采用三管平行MPN或绝迹稀释法和浇注平板法对胜利油田S12块回注污水和5口油井产出水中有益菌(石油烃降解菌HDB,脱氮菌DNB,产甲烷菌MPB)和有害菌(硫酸盐还原菌SRB,铁细菌IB,硫细菌SB,腐生菌TGB)群落进行了计数分析,求得了最大可能含菌量,结果表明胜利S12块油藏内源微生物群落较丰富,3种有益菌和4种有害菌普遍存在,在各水样中各类菌的含量有所不同,含量总体较低。认为S12块油藏可以注入合适的营养物质,选择性地激活微生物采油有益菌,抑制有害菌,提高油藏采收率。表2参21。

氮气泡沫在多孔介质中的封堵特性及其影响因素研究

泡沫在多孔介质中的封堵特性受到许多因素的影响。利用室内物理模拟实验方法研究了气液比、渗透率、注入速率、含油饱和度、地层内残留聚合物对泡沫在多孔介质中的封堵特性的影响。结果表明,气液比在(1∶1)～(3∶1)之间时,泡沫在多孔介质中封堵能力最强;泡沫在多孔介质中的表观粘度随着渗透率的增大而增大,其高渗透岩心中的相对封堵强度要大于在低渗透岩心中的封堵强度;泡沫在多孔介质中的注入速率越大其阻力因子越大,泡沫的注入速率最好控制在2 m/d以上;当含油饱和度大于30%时,泡沫无法形成较大的封堵压差;聚驱后残留的聚合物可以增大泡沫的封堵压差。

含硅多核无机高分子絮凝剂研究进展

含硅多核无机高分子絮凝剂 (Si IPF)是近 10余年来发展迅速的高效无机高分子絮凝剂的代表。对Si IPF的发展历程、国内研制的品种 (文献报道的有 2 4种 )、合成原料、制备工艺、化学结构特征、絮凝特性、商品化问题作了评述 ,其中分析了硅离子、金属离子相互作用对Si IPF分子结构和絮凝特性的影响 ,指出通过膏化技术、同质反应工艺或表面载体技术提高Si IPF存储稳定性的途径和工艺措施。表 1参 70。

吡啶离子液体的热分析研究

本文采用两步合成法合成了氯代丁基吡啶三氯化铝离子液体(bpc/AlCl3),对中间产物氯化丁基吡啶(bpc)进行了TG-DSC测定,对合成的不同酸性的离子液体进行了TG-DTA热分析研究,考察了离子液体的热稳定区间。热分析研究表明吡啶离子液体在呈液态的范围内蒸汽压很低,几乎不挥发,吡啶离子液体的稳定区间为室温到250℃左右,明显高于其它常规有机溶剂,对于一般的工业应用已经足够。

混合表面活性剂双水相性质的研究

本文利用电导法及冷冻蚀刻实验技术研究了正负离子表面活性双水相上相中的液晶结构状态及其相关性质。在双水相相体积比一组成关系曲线上及上相电导率—组成曲线上,均存在明显的转折。转折处组成是有偏光现象的双水相与无偏光现象的双水相的分水岭,立方液晶导电能力与容纳水的能力强于层状液晶或六方液晶。冷冻蚀刻实验证实了无偏光现象的立方液晶的存在。本文对一些机理进行了讨论。

丙烯酰胺地层聚合交联冻胶堵调剂研究及应用

研制了由丙烯酰胺 (3%～ 8% )、引发剂 (0 .0 5 %～ 0 .3% )、多价金属离子络合物交联剂 (0 .1%～ 0 .5 % )、反应调节剂 (0 .0 5 %～ 0 .2 % )和水组成的地下聚合交联成胶体系 ,用于油井堵水和注水井调剖。成胶液配制可在 16～ 2 0min内完成。成胶液受剪切不影响冻胶形成。对按标准配方配制的 5 %丙烯酰胺成胶体系进行了研究和评价。在70℃生成的冻胶在水中吸水膨胀 ,8h体积膨胀 6 .8倍 ,2 4h体积膨胀 8.3倍。在 5 0～ 70℃生成的冻胶初始粘度 1.38× 10 6 mPa·s,老化 90d后粘度基本不变 ,粘度最大降幅≤ 6 .4 %。在长 30mm、渗透率 2— 6 μm2 的人造岩心上测得对油相和水相的堵塞率分别为 >99%和～ 70 % ,突破压力分别为 2 .2～ 2 .7和 0 .1～ 0 .3MPa。该堵调剂已在胜利几个整装油田 2 5口注水井和 8口油井上应用 ,以油、水井各一口作为实例介绍了堵调结果。表 5参 3。

用于处理含油泥砂的菌种性能实验研究

对从孤东油田原油污染的土壤中筛选出三株可以降解原油的细菌进行的实验结果表明,所筛选的细菌能够很好地利用油泥砂中的原油作为碳源而进行生长代谢,从而达到降解原油的目的。同时,细菌还可利用油泥砂中的原油在生长代谢过程中产生生物降解表面活性剂,将原油从泥砂表面剥离下来,并使其乳化、溶解在溶液中。在油泥砂处理初期加入化学表面活性剂,可以促进细菌的生长,缩短处理时间,对最终处理效果没有根本影响。

离子液体催化合成异丙苯的研究

以氯化正丁基吡啶-三氯化铝(bpc-AlCl3)离子液体为催化剂,考察了离子液体催化剂的酸度、反应温度、苯与丙烯的摩尔比、反应时间等因素对苯与丙烯烷基化反应的影响。结果表明:酸性离子液体具有较高的催化活性与选择性,并且离子液体的活性与其酸度密切相关,酸度越大,离子液体的催化活性越好。在50℃、常压、苯与丙烯的摩尔比为10、AlCl3与bpc的摩尔比为2时,丙烯转化率为 100％,异丙苯选择性为97．56％,并且离子液体可以循环使用。

锆交联黄胞胶驱油体系探索研究

根据27℃,7.34s-1下凝胶的粘度值,确定了调驱用锆交联黄胞胶流动凝胶的组成,选定了凝胶粘度在30～200mPa·s范围的凝胶体系基本配方(单位mg/L):黄胞胶300～700+锆离子浓度200g/L的锆交联剂200～600+36%甲醛液1000～1200+调节剂100～500。在室内评价了凝胶的应用性能:在70℃老化90d使黄胞胶浓度为500和700mg/L的凝胶粘度分别由137.0和286.9mPa·s降至102.0和182.5mPa·s;在NaCl浓度由0增至50～600g/L时,浓度为600mg/L的凝胶粘度由130mPa·s变为122～137mPa·s;此凝胶耐机械剪切能力很强;在渗透率6.37～43.0μm2的岩心上此凝胶的注入性良好;在渗透率2.37和3.12μm2的2支岩心上,在水驱至含水96%后注入0.33或0.35PV凝胶,采收率分别提高16.3%和17.0%。图3表5参4。