含蜡原油乳状液磁处理降黏实验

油田集输工艺中油水混合物形成的原油乳状液流变特性较为复杂，可能影响管道安全经济运行。为探究磁处理对含蜡原油乳状液的降黏效果，利用自行研制的静态永磁处理装置，调整磁场强度、磁处理温度及磁处理时间，对乳状液的黏度变化进行实验研究。对磁处理前后原油乳状液黏度与油水界面张力进行测量，观察乳状液液滴分布情况，分析乳状液降黏原因。通过磁处理实验发现，当磁处理温度为58℃、磁场强度为200 T、磁处理10 min时，乳状液黏度降低幅度最大，降黏率达到14.5%；通过界面与显微实验发现，乳状液经磁处理后油水界面张力降低，施加不同的磁处理条件后液滴分布不变，磁场作用通过降低油水界面张力与原油黏度进而降低乳状液黏度。研究成果可为含蜡原油乳状液降黏输送技术提供指导，保障原油集输安全。（图10，表4，参26）     

稠油水包油型乳状液稳定性与流变性影响因素

稠油黏度高,开采、运输难度较大,需乳化降黏输送,研究其乳状液特性显得尤为重要。基于单因素实验,分析了表面活性剂类型及含量、油水比、乳化温度及乳化强度对稠油水包油(O/W)型乳状液稳定性及流变性的影响。结果表明:不同类型表面活性剂所稳定的乳状液,其稳定性和流变性差异较大。随着CAB-35质量分数的增加,乳状液的分水率先降低后趋于稳定,表观黏度先急剧增大后趋于稳定。随着油水比的增加,乳状液分水率降低,表观黏度逐渐增加。随着乳化温度升高,乳状液的分水率先降低后升高,表观黏度逐渐降低。随着乳化强度增大,乳状液分水率逐渐减小,表观黏度先增大后趋于稳定。综合考虑稳定性与流变性,确定了最优乳化条件,可为稠油O/W型乳状液的乳化降黏提供理论依据。     

吉林扶余油田稠油乳化降黏实验研究

针对典型油样进行组分分析,找出原油中影响黏度的主要因素。采用A型水溶性降黏剂进行乳化降黏实验,通过静态评价试验,研究了水溶性A型降黏剂与原油之间形成乳状液的稳定性和粒径分布、油水界面张力、降黏率及洗油率,考察了该降黏剂降黏效果。实验结果表明：原油中蜡含量达14.7%,高含蜡是影响原油黏度的主要因素;降黏剂浓度越大,乳状液分水率越低,乳状液粒径分布越集中,油水界面张力越低,乳状液越稳定;油水比越大,分水率随降黏剂浓度变化越显著;随降黏剂浓度增大和油水比降低,降黏率逐渐升高,降黏率最高可达91.5%;该降黏剂有较好的洗油效果,洗油率为61.1%。     

油溶性降黏剂降黏性能研究

针对胜利油田现河稠油,研究了7种油溶性降黏剂（Y-1~Y-7）及其复配体系的降黏性能,考察了降黏剂加量、原油含水率对降黏效果的影响,研究了降黏剂对蒸汽驱油效果的影响。结果表明：当油溶性降黏剂质量分数小于5%时,原油降黏率随降黏剂加量的增加而迅速增大,之后增加缓慢,加量为15%时的降黏率可达90%以上(Y-4除外)。Y-3和Y-7按质量比1:1复配后的降黏效果最好,总加量5%、10%时的原油降黏率分别为76.1%和93.14%。不含降黏剂时,随原油含水率增加原油黏度先增加后降低,原油含水50%时的黏度是不含水原油的3.9倍,形成W/O型乳状液。不同含水率下,加入降黏剂后原油黏度大幅降低;随含水率增加,原油降黏率先降低后增加,含水率10%时达到最低（Y-1除外）。稠油蒸汽驱前注入0.009~0.027 PV油溶性降黏剂,采收率增幅为2.8%~6.0%。     

陕北长4+5 层原油用破乳剂的应用性研究

针对陕北长4 + 5 层原油黏度大、胶质含量高、破乳难度大的难题,本文从9 种有机硅类破乳剂中筛选出了针对性强的原油高效破乳剂WD-56,考察了破乳剂加量和破乳温度对破乳效果的影响,并通过显微观察分析了破乳过程中原油乳状液液滴的结构。实验结果表明,有机硅类破乳剂WD-56在45℃ 、加量100 mg/L下,2 h 后的原油脱水率可达94.26% ,破乳效果明显优于长庆油田目前普遍使用的聚醚型破乳剂Y。通过界面性质测定和化学结构分析,探讨了破乳机理,指出两种破乳剂的油溶性是造成破乳效果存在差异的原因。     

临盘油田盘二联“三高”原油破乳脱水试验

对临盘油田盘二联“三高”（密度高、粘度高、含腊高）原油进行了破乳脱水效果影响因素试验研究。结果表明：①国产破乳剂适应常规稠油破乳的较少，且适应性差；②盘二联油水系统中采油化学助剂（降粘剂、清防蜡剂及缓蚀剂）对目前使用的破乳剂PR-4031的破乳效果有一定影响，而实验用破乳剂TA1031与化学助剂具有较好的配伍性；③破乳温度是影响油水体系破乳效果的重要因素，在45℃条件下破乳剂的分段脱水率相差很小，而降到35℃时破乳剂的脱水率大幅度下降；④原油粘度对破乳效果有较大的影响，在试验条件下，原油粘度降低，油水体系破乳难度减小，破乳效果变好，反之破乳难度增加；⑤油水体系的乳化程度对破乳效果产生重要影响，乳化强度越高，乳状液越稳定，破乳难度也就越大。     

双亲型催化降黏体系试验研究

对稠油黏度高、开采困难等问题,可利用水热催化降黏剂来降低稠油黏度。以不饱和脂肪酸、SO3及金属无机盐反应得到系列双亲水基团的磺基脂肪酸盐,并与煤焦油、低分子醇复合得到双亲催化降黏体系,通过试验测试其表面活性和降黏性能。研究表明,温度上升时稠油黏度呈幂级数下降,提高温度可以大大降低稠油黏度,且稠油黏度随含水率的增加而增加;选取0.2%的碱加量较为合适;选择TM作为稠油降黏的催化剂,其加量为0.65%。     

含蜡原油静态磁处理降黏试验

为探究磁处理技术对含蜡原油降黏效果的影响,利用自行研制的静态磁处理装置研究磁场强度、磁处理温度、磁处理时间对含蜡原油降黏效果的影响;采用偏光显微镜对磁处理前后含蜡原油蜡晶结构进行观察,并分析磁处理含蜡原油的降黏原因。静态磁处理结果表明,最佳磁处理条件是:磁场强度100 mT,磁处理温度49 ℃,磁处理时间10 min,影响磁处理效果的因素按影响程度高低依次是磁处理温度、磁处理强度、磁处理时间;通过显微观察试验发现,磁场促进了含蜡原油中小蜡晶颗粒的聚集,使得大蜡晶颗粒的数量增多,液态烃的流动截面积增大,进而降低了含蜡原油的黏度,改善了含蜡原油的流动性。     

加拿大SAGD油砂乳状液掺稀脱水实验

为优化加拿大SAGD油砂乳状液脱水处理工艺,研究了加拿大SAGD油砂样本物性,理论分析了SAGD油砂乳状液的稳定性,开展两种典型稀释剂的稀释特性实验,获得了各自的稀释脱水特性,为脱水处理工艺的完善与优化提供指导。研究结果表明,以石脑油为代表的芳香族稀释溶剂的经济技术掺稀比为20%,石脑油掺稀降黏增大密度差的效果较好,但是对于水滴聚结的作用效果不明显,造成整体脱水效果较差,因此实际应用时仍需要加破乳剂。而以正庚烷为代表的脂肪族溶剂由于黏度、密度比石脑油大,因此降黏效果较差,但在超过一定比例后,能使SAGD油砂乳状液中的沥青质沉积,稀释特性表现为从掺稀降黏作用转变为沥青质沉积,掺稀比为1.8时可以完全脱除油砂乳状液中的水滴。     

稠油降黏减阻及其流变学性质

针对稠油的管道输送问题,从降黏减阻的角度开展研究工作。采用管流实验和流变仪测试相结合的方法,探讨了升温、充气和掺混稀油对稠油降黏减阻的作用效果。结果表明:对于具有牛顿流体本构关系的稠油,升温和掺混稀油均具有明显的降黏减阻作用,其减阻效果呈指数关系衰减;充气减阻仅在大流量、低温度的条件下发生,且黏度的降低幅度不大。针对掺稀油减阻,提出了一个指数关系式对混合黏度进行预测,该公式是稠油黏度、稀油黏度及稀油体积含率的函数,通过与实验数据进行对比,证明了其预测精度较高。     

高频脉冲交流电场对W/O型原油乳状液的破乳作用

通过考察电场参数对吉林油田W/O型乳状液中水颗粒聚结效果的影响,发现了高频脉冲交流电场的脱水规律:脱水率随脉冲频率的增大呈现先增大而后减小的趋势,当脉冲频率达到4.43kHz时,达到峰值;脱水率随脉冲幅度的增大亦呈现先增大后减小的趋势,当脉冲幅度为1320V时,达到峰值;脱水率随脉宽比的增大逐渐增大,当脉宽比为85%时,达到最大值。破乳剂可以缩小高频脉冲电场对乳状液的破乳脱水范围,包括降低最佳脉冲频率和脉宽比,但破乳剂对最佳脉冲幅度没有影响。吉林油田原油乳状液的最佳破乳参数:脉冲频率为3.86kHz,脉冲幅度为1320V,脉宽比为75%,PR929破乳剂加量为60mg/L,脱水温度为55℃,脱水时间为10min,此时,W/O型乳状液脱水率接近100%。     

稠油乳状液在水浴与微波加热方式下的降黏实验

为了探究稠油乳状液在水浴与微波两种加热方式下的降黏特性及机理,以含水率50％的委内瑞拉稠油乳状液协同纳米降黏剂为研究对象,设计了水浴与微波两种加热方式下的降黏对比实验,包括降黏规律分析、四组分(SARA)分离、全二维气相色谱质谱(GC-MS)分析、傅立叶红外光谱分析(FT-IR)及黏度反弹实验,探究了降黏剂质量分数、加...     

集输管道和设备腐蚀产物对原油脱水的影响

为了探究集输管道和设备腐蚀产物对原油脱水的影响,采用共沉淀法制备了模拟铁腐蚀产物FeS、FeCO_3及其后续氧化产物Fe(OH)_3,研究其对模拟乳状液稳定性的影响,基于此分析超声辅助破乳技术的脱水效果。研究表明:FeS和Fe(OH)_3由于Zeta电位高(绝对值在30 mV左右),对水/原油乳状液稳定性有极强的促进作用;FeCO_3导致原油在高温下脱水困难;采用超声配合破乳剂,在适当的条件下可显著提高脱水率。通过实验证实了腐蚀产物对乳状液稳定性的影响作用,并建议加强集输管道及设备的防腐,从而有效提高原油加工效果。(图9,表1,参16)     

W/O型原油乳状液及其凝胶流变特性研究进展

W/O型原油乳状液是原油开采和集输过程中常见的油水共存状态,其流变性质是多相混输管道流动安全保障的基础资料。阐述了分散相液滴体积分数及粒径对原油乳状液表观黏度的影响,总结了现有的黏度预测模型;分析了乳状液中无固相存在时及有蜡晶析出时,液滴自身以及液滴与蜡晶共同作用对乳状液黏弹性的影响;从屈服过程的变化及屈服应力、屈服应变的角度,详尽分析了分散相液滴导致原油乳状液凝胶屈服行为发生的改变;从原油乳状液凝胶的结构裂降和结构恢复行为两个方面,分别探讨了含水率对其触变性的影响。     

压后关井期间压裂液黏度影响因素及预测模型研究

压裂液能否有效破胶是影响压裂效果的重要因素,破胶剂是实现压裂液顺利破胶的重要手段,现场主要依靠经验线性加破胶剂,通常出现压裂液破胶不彻底或过早破胶而影响压裂效果甚至导致压裂失败的现象。针对该问题,利用Arrhenius方程和黏时曲线建立了预测破胶对压裂液黏度影响的经验关系,结合黏度无因次预测模型,建立了综合考虑温度和破胶影响的压裂液黏度预测模型,利用该模型分析了压后停泵温度恢复和破胶剂浓度对压后关井期间压裂液黏度的影响。研究结果表明,停泵后温度恢复和破胶均会降低压裂液黏度;破胶对压裂液黏度的影响比温度更显著。该结果为确定关井时间和优化破胶剂加量提供了理论依据。     

三塘湖油田原油破乳剂复配研究

三塘湖油田来液工况复杂,乳状液的性质差异较大,现场用破乳剂适应性不足,造成原油脱水效果波动的问题。通过评价破乳单剂和复配破乳剂对三塘湖原油的脱水效果,确定用酚胺类非离子破乳剂(P4)和聚氧丙烯聚氧乙烯烷基酚醛聚醚型破乳剂(P6)按5∶5的比例复配作为破乳剂。在温度为50℃条件下,使用加量为150mg/L的复配破乳剂对三塘湖原油进行脱水后,外输原油含水平均为0.37%,可以满足三塘湖油田原油处理要求。     

粗油水乳状液的流变特性

粗油水乳状液相对于稳定的油水乳状液而言,其静置会出现两相分离的现象,类似于两相管流的分散程度。针对现有乳状液表观黏度理论不适用于粗油水乳状液的问题,采用Haake RS 6000流变仪对不同含油率下粗乳状液的流变曲线进行测量,同时观察温度变化对粗乳状液黏度的影响。研究结果表明：粗乳状液因含油率不同而表现出不同类型的非牛顿流体特征,水为连续相时表现为膨胀性流体,油为连续相时表现为假塑性流体。乳状液的黏度随含油率升高逐渐增加,并在60%含油率处达到最大值,当含油率继续升高时,随着含油率升高,其黏度逐渐减小至纯油的黏度值。在不同温度下,相同含油率的乳状液黏度随着温度升高呈指数规律降低。此外,根据实验数据对已有的油水乳状液黏度计算模型进行评估,并对应用于低含油率粗乳状液的黏度模型进行修正,提高了预测精度。对粗油水乳状液流变性的研究成果,将进一步提高原油开采及运输中管道压降预测的精度,为管道运输系统的精确设计提供可靠的物性参数。（图9,表3,参20）     

弱凝胶驱后高含水稠油油藏微生物提高采收率技术研究及应用

为改善水驱开发效果,蒙古林砂岩普通稠油油藏近年来开展了大规模的弱凝胶调驱技术,取得了较好的效果,但由于后续调驱段塞驱油效率较低,导致措施有效期相对较短,失效后油藏含水快速上升。为进一步提高弱凝胶调驱效果,研究通过开展微生物采油来提高驱油效率,室内筛选出2株适合于该油藏条件的微生物菌种,评价了菌种的耐温性、生长性、配伍性和乳化降黏性能。采用气相色谱与红外光谱研究了微生物菌种的作用机理,表明该微生物菌种具有很强的石油烃生长代谢的能力,可以达到降低原油黏度的目的,且还可以产生具有高表面活性的生物分子,降低了油水界面张力。现场选择了9口油井进行了微生物油井吞吐先导试验,其中7口油井见效,取得了比较好的试验效果,措施有效率77.8%,累计增油1093.5t,有效期最长达190d。     

渣油掺稀降黏实验及模型

为研究非石油基组分油用于渣油掺稀降黏的机理和黏温模型,测定了页岩油、水上油和煤柴油3种非石油基组分油用于辽河减压渣油掺稀降黏的黏温数据。实验结果表明,3种稀油对渣油降黏效果显著。分析认为:沥青质基本片层结构之间的缔合作用力是影响渣油掺稀降黏效果的重要因素。将张克武导出的液体黏度理论方程拓展应用于渣油掺稀混合油的黏温关系描述。基于实验和分析,提出渣油掺稀降黏包括沥青质稀释和解缔两种机理,并建立了渣油掺稀降黏模型。该模型计算值与实验值吻合较好。模型参数反映了混合油的构成和稀油对渣油沥青质缔合作用的影响,具有一定的物理意义。     

耐温抗盐稠油降黏剂的室内实验研究

本文针对中原油田稠油油藏地质及稠油特征,应用正交实验设计方法,实验筛选出了耐温抗盐稠油乳化降黏剂体系,最佳配方如下：0.05%聚氧乙烯壬基苯酚醚NP-10+0.1%两性离子表面活性剂CS-B+0.1%十二烷基苯磺酸钠ABS,即在复配降黏剂体系中NP-10、CS-B、ABS的质量比为1:2:2时的降黏效果最佳。研究了pH值、含水量、水矿化度,二价阳离子浓度、温度、配伍性等稠油降黏剂性能的影响。结果表明：在油水比7:3、50℃下所筛选的最佳降黏剂体系对稠油的降黏率达99%,耐温110℃、耐盐,适用于中原油田的稠油井的降黏需要。