重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐复配弱碱体系性能研究

分析了表面活性剂体系的复配机理及优势,通过强碱重烷基苯磺酸盐与石油磺酸盐的复配得到了性能稳定的驱油用弱碱表面活性剂,并对复配体系的性能(界面张力、稳定性、抗吸附及乳化性能、天然岩心驱油效果)进行了试验研究。试验结果表明,该弱碱表面活性剂可在较宽的活性剂浓度(0.05%~0.3%)和碱浓度(Na2CO3浓度跨度≥0.6%)区间范围内与大庆原油形成10-1 mN/m数量级超低界面张力,室内天然岩心驱油试验比水驱采收率提高17.2%,比单独应用石油磺酸盐驱油的采收率高出1.2%。该研究扩大了弱碱表面活性剂的来源,且相比强碱活性剂,三元复合驱降低了开采成本,具有良好的应用前景。     

复合表面活性剂提高低渗透油田采收率研究

本文将自制羧基甜菜碱与烷醇酰胺表面活性剂按质量比1:1混合,得到复配表面活性剂体系。研究了该复配体系的界面活性及抗吸附性,监测了油滴的三相接触角随时间变化,并进行了模拟驱油实验。结果表明,复配表面活性剂体系与临盘原油的界面张力值可以达到10-3mN/m的超低数量级,经过石英砂静态吸附后,该复配体系依具有较低界面张力性能,并且该体系对原油有良好的乳化性能。油滴的三相接触角监测结果表明,复配表面活性剂能使固相表面由亲水性向偏亲油性转变,从而降低了油滴在低渗孔隙中的贾敏效应,提高了注水开发效果。在现场弱碱性水驱的基础上,注入1.5 PV的质量分数为0.5%表面活性剂复配体系段塞后,采收率进一步提高13%,注水压力下降。该复配表面活性剂在低渗透油田注水开发过程中有着一定的应用价值。     

聚/表二元驱多级吸附特征实验研究

本文从碳原子数分别为12、14、16的磺基羟基两性甜菜碱表面活性剂（新1#、新2#和新3#）中筛选出了适合长庆油田的表面活性剂新2#。在此基础上,以长庆油藏油砂为吸附剂,采用静态振荡吸附法在多级吸附之后分别测定了含浓度为1000、1500、2000 mg/L新2#表面活性剂的二元体系与原油间的界面张力,并对含不同浓度表面活性剂的二元体系多级吸附后的最大最小界面张力变化趋势进行了分析研究。结果表明：多级吸附最小界面张力变化趋势整体与Giles吸附等温线“S”型变化趋势相近;表面活性剂浓度越大,随吸附次数的增加多级吸附后最小界面张力值增加的越慢; 表面活性剂浓度越低,二元体系的最大、最小界面张力变化幅度越大;随着吸附次数的增加,变化幅度越来越小,且浓度越低,变化幅度降低的速度越快。驱替实验结果表明,1500 mg/L聚合物+2000 mg/L新2#表面活性剂的二元体系在水驱（25%） 基础上可提高采收率10%左右,使含水降低30%左右,可满足二元驱现场实施要求。     

双子表面活性剂表面活性及驱油效率研究

用滴体积法测定了几种双子表面活性剂和单链表面活性剂的表面张力,通过比较其表面活性,初步筛选出高效驱油表面活性剂。在不同条件下进行室内模拟驱油试验,主要结果如下①阳离子双子表面活性剂12-2-12具有最低的表面活性(54mg/L)和最低的表面张力(30.72mN/m),双子表面活性剂确实比单链表面活性剂具有更优秀的表面活性。②驱油试验表明,阳离子双子表面活性剂12-2-12比单链阳离子表面活性剂具有更好的驱油效果。其驱油效率随浓度的降低而降低,其浓度在500mg/L就能提高采收率6.45%,总采收率可达67.75%。③阳离子双子表面活性剂12-2-12可能更适合于中、低渗和均质性较好的油藏。     

高温低渗油藏表面活性剂驱影响因素研究

为改善高温低渗油藏开发效果,开展了表面活性剂驱影响因素研究。通过在114℃条件下,对亲水、亲油低渗岩心进行表面活性剂驱油实验,考察了界面张力、乳化作用、润湿反转以及注入时机对注入压力、驱油效率等的影响。研究结果表明,表面活性剂体系与原油间的界面张力越低,提高驱油效率和降低注入压力的幅度越大。表面活性剂的乳化速率越高,原油采收率越高;乳化降黏能力越强,降压效果越好;同时,适当降低乳状液稳定性也对驱油有利。表面活性剂的润湿反转作用使其能在较高界面张力下有效驱油,并在亲油岩心中获得较亲水岩心更好的增油降压效果。此外,在中等含水阶段进行表面活性剂驱,能够利用最低的投入获得最高的原油采收率。     

大庆油田聚合物驱后产生物表面活性剂本源菌研究

为了探索聚合物驱后进一步提高果收率的新技术,在大庆开展了聚驱后微生物调驱试验。从大庆油田4个聚合物驱后的采油井中筛选出三株排油圈直径大于4cm、表面张力从62．3mN／m降低到25．3mN／m、乳化性能较好的声生物表面活性剂的菌。将其培养条件优化,得到生长速度快、产量高的生物表面活性剂。     

聚合物-表面活性剂复合驱用石油磺酸盐研制与评价

以发烟硫酸、辽河减三线馏分油为原料,采取磺化、氧化、逆烷基化和脱磺、中和反应四步工艺合成出了石油磺酸盐,优化了酸油比、温度、合成时间等参数,用红外光谱表征了合成物分子结构,评价了界面性能与驱油效率。室内评价结果表明,合成的石油磺酸盐具有磺酸基特征吸收峰,在无碱条件下与非离子表活剂复配油水界面张力可达超低,且具有较强的驱油能力,较水驱提高采收率20.5%。     

生物活性复合驱油技术在延长油田的应用

为了提高延长油田的采收率，对生物活性复合驱油剂进行了性能评价和现场应用分析。研究结果表明，生物活性复合驱油剂为0．5％时的静态脱油效率高，降低油水界面张力的效果显著，同时驱油效率高；生物活性复合驱油剂具有较好的抗盐能力，并且能有效地促使储层岩石润湿性由强亲水向亲水转化，从而有利于提高油田水驱效率。此外，现场使用生物活性复合驱油剂后取得了良好的增产效果。     

硝酸盐还原菌提高原油采收率研究进展

相比其他技术,微生物提高石油采收率(MEOR)以较少的能源投入和较低的成本提高石油产量,近年来得到突飞猛进的发展.硝酸盐还原菌(NRB)是兼性厌氧菌,是油藏中固有的本源微生物,能利用硝酸盐作为电子受体,降解单环芳香烃,产生驱油活性物,提高原油采收率,其主要驱油机制如下:诱导产生生物碳酸钙沉淀,降低孔喉半径和高渗透层渗透性,改善注入水波及效率;产生生物表面活性剂,改变油藏岩石润湿性,降低油水界面张力,促进原油乳化,改善原油流动性;硝酸盐还原介导降解轻质烃(如单环芳香烃),产生生物气体(氮气和二氧化碳),降低原油黏度,增加地层压力,通过乳化作用促进原油在孔隙介质中流动.对近年来这些方面的研究进展进行了总结和回顾,表明NRB能在原位油藏条件下,同时采取改善注入水波及效率和驱油效率途径提高原油采收率,具有广泛的应用前景.     

两株细菌的特性及物理模拟驱油试验

分别采用红外光谱法和高效液相色谱法对菌株HD-322-2和T103代谢产生的成分进行分析,并采用这两种菌株进行了岩心模拟驱油实验。结果表明：菌株HD-322-2和T103属于高产表面活性剂的菌株,产量分别为321mg/L和195 mg/L。在发酵20 h后,菌株T103主要产生小分子有机酸,包括乙酸（1.10 g/L）、丙酸（0.24g/L）和丁酸（1.57 g/L）。物理模拟驱油试验结果表明,菌株HD-322-2和T103有较强的驱油性能,复配使用后在水驱的基础上可提高原油采收率5%～7%。     

枯草芽孢杆菌B_1、B_2发酵液生物表面活性剂初探

将枯草芽孢杆菌B1、B2发酵液在50～120℃分别热处理2h,B1、B2表面张力分别为28.34～30.12mN/m、28.34～31.53mN/m;pH在2.0～7.0之间,B1、B2表面张力分别为27.07-28.42mN/m、28.98-30.9mN/m;NaCl浓度在2.0×104～2.0×105mg/L内,B1、B2表面张力分别为27.45～30.88mN/m、29.02-36.97mN/m。表明,B1、B2产生的表面活性剂对热、酸性和盐具有较强的耐性;当B1、B2表面活性剂粗制品浓度为0.03、0.04和0.05g/L时,B1对立枯丝核菌(RhizoctoniasolniaKuhn)抑制率分别为19.29%、28.71%和45.65%,B2分别为20.14%、30.82%、57.18%。说明B1、B2表面活性剂对立枯丝核菌(R.solnia)具有较好的抑制作用;B1、B2发酵液经提取纯化所得的表面活性剂粗制品,通过TLC和IR方法鉴定,初步确定为脂肽类物质。     

新型阴离子双子表面活性剂油水界面性质研究

在模拟地层水条件下，通过“旋转液滴法”测定了不同分子结构的阴离子双子表面活性剂与轮古混合油（稠油＋稀油）间的界面张力，并系统考察了各种因素对阴离子双子表面活性剂AN8—4—8与混合油间界面张力的影响。结果表明，碳链长度相同时，连接基碳数增加，界面张力降低；连接基碳数相同时，界面张力随碳链长度增加也降低，但AN8—4—8降低油水界面张力效率更高。AN8—4—8浓度升高，油水界面在浓度为1％时存在最低值；增加水相矿化度，界面张力下降，可知AN8—4—8抗高矿化度能力优越；钙盐的加入对界面活性影响不大；温度升高更利于AN8—4—8界面活性的发挥；体系的界面活性在pH=7时最好。     

烷基苯磺酸盐结构与界面活性范围关系试验研究

石油磺酸盐作为表面活性剂在弱碱三元复合体系中使用较多,但石油磺酸盐中未磺化油含量较高,存在一定的弊端,因此在弱碱三元复合体系中由烷基苯磺酸盐替代石油磺酸盐会成为一种必然趋势。在室内对8种不同疏水基烷基苯磺酸盐表面活性剂与区块原油进行界面性能评价,通过变化酸值和碳链的长度2项指标观察其对界面张力的影响。研究发现碳链的长度与原油间存在一定的匹配关系,酸值对界面张力影响不大。在确定与原油匹配的表面活性剂基础上,研究了取代基个数与界面张力的关系,通过复配后体系与原油间界面张力的变化分析了相对分子量对界面张力的影响规律。     

三元复合体系界面张力影响因素分析

超低界面张力是大幅度提高原油采收率的重要条件。通过室内试验对三元复合体系界面张力的影响因素进行分析。研究结果表明,一定浓度范围内,表面活性剂和碱浓度变化对三元复合体系的界面张力产生影响;一定浓度范围内,聚合物浓度的变化对三元复合体系界面张力的影响不大;不同正构烷烃碳数的油品对三元复合体系界面张力的影响有差异;剪切作用对三元复合体系界面张力不产生影响。     

聚表剂溶液性能评价及驱油效果研究

针对大庆油田聚表剂驱油试验区块应用的聚表荆体系,开展了主要性能评价试验和岩心驱油试验,评价了聚表剂体系乳化性能、粘度稳定性、抗盐性能;对比分析了聚合物驱和聚表剂驱的驱油效果。研究表明,相同条件下聚表剂溶液的抗盐性能、增粘性能、粘度稳定性均优于聚合物溶液;驱油效果优于聚合物溶液,提高采收率值高出5％左右,注入能力高于聚合物溶液,且明显改善了有效厚度小于0．5m储层及表外储层的动用状况,增油效果明显,水驱后提高采收率20．0％以上。     

表面活性剂/有机碱二元体系对稠油O/W型乳状液的影响

为了在常温条件下有效输送高黏稠油,以分水率和降黏率为主要评价指标,开展稠油乳化实验,系统分析了表面活性剂类型与质量分数、有机碱类型与质量分数对稠油水包油(O/W)型乳状液的稳定性和流变性的影响规律和作用机理。结果表明:不同类型表面活性剂由于其结构不同,在油水界面上的吸附能力也不同,造成对稠油的乳化能力各异;表面活性剂OP-10与有机碱(EDA、TEOA、TIPA)复配时均可以产生协同效应,且OP-10与TEOA复配体系存在最佳质量分数,超过此质量分数,乳状液反而变得不稳定;综合分水率、降黏率、经济性、安全环保等特点,确定质量分数为0.75%OP-10与质量分数为0.25%TEOA为优选二元体系,该体系制备的乳状液具有很好的长效稳定性和抗硬水能力,乳状液24 h的分水率仅为29.8%,Ca2+摩尔浓度为0.02 mol/L时,乳状液6 h的分水率为19.4%,研究结果将为稠油乳化降黏输送技术的应用实践提供理论依据和技术指导。(图6,表3,参22)     

高效石油降解菌BS-8产生物表面活性剂的性能

培养6~30 h,随着菌体数量的迅速增加,菌株BS-8表面张力从63.2 mN/m快速下降为39.4 mN/m,其表面活性剂产生方式为生长相关型;以葡萄糖为碳源,对菌株BS-8的培养液经离心、沉淀、显色,显示其表面活性剂为脂肽类物质,从培养液中分离纯化得到表面活性剂的产量为0.58 g/L,其临界胶束浓度(CMC)为90 mg/L;在pH值4~9、温度20~70℃、NaCl浓度1%~6%的条件下,菌株BS-8产生物表面活性剂的稳定性较强。     

超低渗透轻质油藏热水驱驱油机理研究

超低渗透储层由于孔喉细小、渗透率低,具有很大的开发难度。热水驱作为一种重要的热采方式,可作为提高超低渗透储层原油采收率的一项重要储备技术。热水驱过程中,由于热水的注入会引起储层温度的改变并破坏储层原有的平衡,进而影响原油的最终采收率。就热水驱过程中温度对各种驱油机理的影响进行试验研究。结果表明:随着注入热水温度的升高,油水界面张力呈下降趋势,但总体幅度不大;升温对岩心润湿性有一定的改善,在90℃时润湿角最小,为33°;随着温度升高(40~120℃),可以较好地降低毛细管力且原油表现出较好的黏温敏感性;注入热水后油水相对渗透率曲线有所改善,特别当温度在40~120℃范围内,残余油饱和度减小趋势明显;在地层压力下,原油的蒸馏作用不明显,但具有较高的膨胀率,最高达8.76%。综合分析认为,热膨胀、降低毛细管力、减小原油黏度是改善油水相对渗透率的主要原因,是超低渗透轻质油藏热水驱的主要驱油机理。     

生物表面活性剂产生菌株BYS6的分离筛选与鉴定

采用延长油田水处理站水样和土样,血平板分离筛选到5株具有开发价值的生物表面活性剂产生菌。其中1株表面活性剂产生菌株BYS6,摇瓶发酵后发酵液糖脂含量为4.73 g/L。发酵液排油效果显著,排油直径>6 cm,其产生的表面活性剂可将发酵培养基表面张力从69.9 mN/m降低至32.3 mN/m。对菌株BYS6进行16S rDNA序列分析及系统发育学分析,鉴定为不动杆菌(Acinetobacter sp.),GenBank登录号为HM132103。通过TLC层析初步鉴定菌株BYS6的代谢产物为糖脂类生物表面活性剂。     

一种新型线性胶压裂液的室内评价及应用

从体系交联性能、耐温耐剪切性能、滤失性能、破胶性能、助排性能以及储层岩心伤害性能等对一种由人工合成的线性胶稠化剂配置而成的新型线性胶压裂液体系进行了室内评价,并在红河油田红河121井长81层进行了现场应用。室内评价结果及现场应用表明,新型线性胶压裂液体系携砂性好,60℃条件下连续剪切90min时压裂液黏度仍保持在100mPa·s左右;破胶彻底,残渣低,在储层温度下均能完全破胶,且180min内破胶液黏度均小于5mPa·s,60℃时破胶后的残渣含量为18mg/L;破胶液黏土防膨效果较强,防膨率达到82.5%;破胶液表、界面张力较低,55℃时,破胶液的表面张力为26.7mN/m,界面张力为1.24mN/m,利于压后返排;破胶液对岩心平均伤害率仅为15.3%,伤害较低,该压裂液既能满足现场压裂施工和压后快速破胶返排的需要,又利于保护储层。