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  • 抗高温水包油乳化钻井液体系性能研究(55)
  • 邓小刚1,罗 飞2,罗玉财2,马丽华1,胡正文1,李一平1,殷祥英1
  • 2017.2:191-195[摘要](55) [PDF]()
  • 针对目前水包油乳化钻井液在深部地层钻井中出现的抗温能力不足的问题, 室内用自制的抗高温两性离子乳化剂 SKT-1、 辅助乳化剂 Span-80、 抗高温增黏剂 Dristemp、 降滤失剂磺化酚醛树脂 (SMP-I) 和两性离子包被剂 FA-367 等配制了抗高温水包油乳化钻井液, 研究了钻井液的稳定性、 抗温性、 高温高压流变性和抗污染能力。研究结果表明, 抗高温水包油乳化钻井液最佳配方为: 2%钠膨润土+2.5% SMP-I+0.2% Dristemp+0.2%FA-367+0.2% NaOH+2%乳化剂 (SKT-1∶Span-80=3∶1) +0.5%硬脂酸铝, 清水、 柴油体积比 5∶5。该钻井液体系流变性良好, 密度可在 0.90~0.98 g/cm3范围内调节, 抗温达 210℃, 且稳定性良好; 该体系对油气层损害小, 可抗20%水污染、 20%油污染、 2%氯化钠污染和 15%钻屑污染, 能满足深部地层钻井的要求。图 4表 7参 17
  • 油水比对油基钻井液性能的影响研究(53)
  • 李胜1,2,夏柏如1,韩秀贞2,王显光2,李舟军 2
  • 2017.2:196-200[摘要](53) [PDF]()
  • 为获得适合页岩气水平井的低油水比下性能优良的油基钻井液, 利用 Turbiscan Lab型分散稳定性分析仪研究了油水比对油包水乳状液的粒径及稳定性的影响, 考察了油水比对油基钻井液性能的影响。研究结果表明, 油水比由 90∶10降至 60∶40时, 油包水乳状液的平均粒径由 5.65 μm增至 8.21 μm; 随着油水比降低, 乳状液的背散射光强度值变化幅度逐渐增大, 油包水乳状液稳定性变差。在处理剂加量不变的条件下, 油水比由 90∶10降至 60∶40, 热滚后的油基钻井液的塑性黏度由 16 mPa·s 增至 55 mPa·s, 动切力由 7 Pa 增至 30 Pa, 破乳电压由1211 V降至 303 V。通过提高乳化剂加量、 降低有机土加量在低油水比条件下获得了性能优良的油基钻井液, 并成功用于焦页 54-3HF、 焦页 25-2HF、 焦页 54-1HF等多口井的现场施工。图 4表 5参 8
  • 环保型水基钻井液润滑剂的研制与评价(66)
  • 邓小刚, 李一平, 胡正文, 马丽华, 罗 飞, 孙宗曼, 杨海林
  • 2017.2:201-205[摘要](66) [PDF]()
  • 以地沟油为原料制备的生物柴油为润滑剂的基础油, 以山梨醇酐单油酸酯(SP-80)、 聚氧乙烯辛基苯酚醚-10(OP-10)、 聚合型乳化剂聚氧乙烯(30)二聚羟基硬脂酸酯(简称 ARLACEL-P135)等为稳定剂, 通过探讨HLB值 (由 SP-80、 OP-10复配比决定) 和 ARLACEL-P135加量对乳状液稳定性的影响, 制备了一种环境友好的水基钻井液用油包水型润滑剂 SWR-2(配方为生物柴油+2.25%SP-80+0.25%OP-10+0.18%ARLACEL-P135+水, 油水比 6∶4), 评价了 SWR-2在基浆和钻井液中的润滑性能。研究结果表明: SWR-2具有优良的润滑性, 在基浆中添加 0.5%即可降低润滑系数 80%以上, 可抗 180℃高温, 且具有一定抗盐能力, 与水基钻井液配伍性良好。图 5表 5参 11
  • 常温下油包水乳化钻井液水侵后对裂缝性储层渗透率的伤害性能分析(51)
  • 苏晓明, 熊汉桥, 徐 鹏, 袁 媛, 庄 严, 岳超先
  • 2017.2:206-210[摘要](51) [PDF]()
  • 为了分析实际钻井过程中地层水侵入油包水乳化钻井液体系对储层渗透率的影响, 采用油水比分别为80∶20、70∶30、 60∶40、 50∶50、 40∶60、 30∶70钻井液体系模拟受不同程度水侵后的油包水乳化钻井液, 在常温下研究了钻井液随着油水比的变化对储层的损害情况及流变性和润湿性变化。研究结果表明: 随油水比的减小, 一方面钻井液稳定性变差, 对井壁的冲刷程度加剧, 泥饼遭到破坏, 滤失量增大, 大量的固相颗粒进入地层造成储层伤害;另一方面裂缝表面对钻井液流体的束缚能力减小, 有利于后期开采过程中近井带钻井液的反排, 减小储层伤害。综合考虑, 油水比 40∶60~60∶40的钻井液较为合适。图5表 1参19
  • 致密砂岩储层水相圈闭损害及防治方法探索(54)
  • 刘雪芬1,2,康毅力2,罗平亚2,游利军2
  • 2017.2:211-216[摘要](54) [PDF]()
  • 致密砂岩气藏孔喉细微、 毛管压力高、 局部超低含水饱和度, 极易发生水相圈闭损害, 降低气井产能。利用相圈闭系数法评价了鄂尔多斯盆地 M气田上石盒子组水相圈闭损害程度, 通过展开毛管自吸、 液相滞留评价实验分析了损害发生的原因, 利用界面润湿性修饰处理剂 FW-134开展了损害预防及解除研究。结果表明, 上石盒子组储层潜在强水相圈闭损害; 物性相对较好的盒 2+3段储层水相自吸能力较盒 1段强, 液相平均返排率 10%数47%, 滤液返排率 22.4%~32.3%, 物性好的储层返排率相对较高; 润湿性修饰为气润湿能有效抑制液相自吸, 液相返排率由 56.3%提高到了 83.4%, 使气测渗透率恢复程度由 66.1%提高至 88.2%。利用界面修饰处理剂使岩石润湿性由水湿变为气润湿, 是有效预防和缓解致密气藏水相圈闭损害发生的重要途径, 对恢复气井产能具有重要意义。图 12表4参 14
  • 聚氨酯类自膨胀防砂材料制备及性能评价(53)
  • 孙德旭 1,2, 陈 雪 2, 梁 伟 2, 贾维霞 2, 李 鹏 2
  • 2017.2:217-221[摘要](53) [PDF]()
  • 水平井裸眼防砂主要面临完井地层易坍塌, 粉细砂油藏滤砂管易被堵塞, 裸眼水平井砾石充填难以实现环空均匀饱和填砂等问题。针对上述问题, 研制了具有形状记忆功能的聚氨酯类自膨胀防砂筛管材料, 研究了驱替小样的形状记忆性能、 渗透性能、 抗压性能和耐酸碱性能, 考察了聚氨酯筛管样件的流通性和挡砂精度。结果表明, 该聚氨酯材料形状记忆功能良好, 形状回复和膨胀受温度影响较大, 温度越高, 形状回复率越大, 形状回复越快, 温度达到 90℃以上时的形状回复率大于 99%, 基本回复到初始状态; 该聚氨酯材料膨胀率随温度升高而增加, 最大可达 400%。所制备的聚氨酯压缩材料回复至初始状态后的渗透率为 180×10-3~200×10-3μm2, 抗压强度为 1~3 MPa, 耐酸碱性良好。与树脂滤砂管相比, 聚氨酯筛管样件流通性差, 挡砂精度高。图3表 6参9
  • 稀油井热洗用防漏失暂堵剂 ZD-1的研制及应用(48)
  • 李 峰, 徐 爽, 周广安, 周月慧
  • 2017.2:222-227[摘要](48) [PDF]()
  • 针对月海油田海南 3块的稀油井洗井漏失严重问题, 研制了配方为 0.5%羟丙基瓜尔胶+0.3%有机钛+0.3%十二烷基二甲基甜菜碱+5%石油树脂 (6#) +0.10%亚硫酸钠的稀油井热洗用防漏失暂堵剂 ZD-1, 评价了 ZD-1暂堵剂的封堵性、 破胶性和对储层的伤害性。结果表明, 该暂堵剂对渗透率 100×10-3~1000×10-3μm2的岩心封堵率在 92%以上; 加入 0.02%~0.04%过硫酸铵后能在 3~5 h内完全破胶; 破胶液对岩心渗透率的损害率为 5.23%,对储层伤害较小。现场应用 8口井, 单井平均降低热洗用水 37 m3, 在满足热洗效果的基础上热洗井排水期平均缩短 3.8 d。图5表 6参11
  • 热响应复合凝胶转向剂的合成及性能研究(49)
  • 刘平德1,2,魏发林1,2,郭子义3,朱秀雨3,熊春明1,2
  • 2017.2:228-233[摘要](49) [PDF]()
  • 为提高无机凝胶的强度、 避免在无机凝胶中加入聚合物后出现沉淀和析出的现象, 采用低成本聚合硫酸铝铁、 尿素、 丙烯酰胺、 引发剂过硫酸铵及交联剂 N, N-亚甲基双丙烯酰胺合成了热响应复合凝胶转向剂, 利用红外光谱、 扫描电镜对其微观结构进行了表征, 研究了复合凝胶转向剂的耐温性和耐冲刷性。研究结果表明, 热响应复合凝胶转向剂适宜的合成条件为(以质量分数计): 2.0%~3.0%丙烯酰胺、 1.5%~2.5%聚合硫酸铝铁、 0.4%~0.8%尿素、 0.03%~0.05%过硫酸铵、 0.02%~ 0.04% N, N-亚甲基双丙烯酰胺, 成胶温度 50~ 90℃。该转向剂成胶时间可控 (5~36 h), 凝胶强度大 (>3×104 mPa·s), 克服了普通无机凝胶成胶快的缺陷; 同时该转向剂具有良好的注入性及深部运移性能, 成胶前溶液的表观黏度<10 mPa·s, 可以实现大剂量注入并深部放置; 复合凝胶的热稳定性良好, 在 90℃下老化 120 d后的黏度保留率为 87.4%; 复合凝胶的封堵与耐冲刷能力好于普通无机凝胶及有机凝胶, 其对岩心的封堵率大于 98%, 满足现场调驱施工的要求。图 6表 7参 13
  • 离子度对丙烯酰胺(AM)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)共聚物破胶及酸降解的影响研究(47)
  • 陈 奎 1, 张汝生 2, 贺甲元 2, 李洁华 1, 谭 鸿 1
  • 2017.2:234-240[摘要](47) [PDF]()
  • 为研究阳离子型聚丙烯酰胺类酸液稠化剂在较高温度酸液中的破胶和降解行为, 在 pH值 7.5、 温度 40~ 60℃条件下, 单体甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵 (DMC) /丙烯酰胺 (AM) 配比为 12/0、 9/3、 6/6、 3/9、 0/12时合成了离子度分别为 100.0%、 49.1%、 45.9%、 12.7%、 0.0%的 PDMC、 P(DMC-AM)和 PAM, 探索了不同阳离子度的P(DMC-AM) 共聚物降解后溶液黏度变化, 通过红外光谱和核磁共振氢谱分析了降解前后 P (DMC-AM) 的结构变化。结果表明: 分别用质量分数 2%和 10%的盐酸配制的质量分数 1%的五种样品酸液, 在 120℃下分别降解24 h和 48 h, 随阳离子度的增加, 降解后 P (DMC-AM) 溶液的黏度略有增加, 较大的阳离子侧链可能会抑制降解,阳离子度的增大也会抑制破胶。P(DMC-AM)的降解主要以主链的断链为主, 伴有酯键和酰胺键的断裂, 随酸浓度的增大, 降解程度增大。图 16表 1参 13
  • 酸性条件下瓜尔胶交联体系研究(42)
  • 张宗勋 1, 2, 3, 朱倘仟 1, 2,3, 侯吉瑞 1,2,3
  • 2017.2:241-244[摘要](42) [PDF]()
  • 实施注二氧化碳气驱的低渗透油藏在多次压裂的过程中会出现地层酸化, 导致瓜尔胶压裂液无法交联。针对这一问题, 以羟丙基瓜尔胶 HPG为主剂、 HPAM为辅剂, 采用甲醛预处理聚合物, 在模拟酸性条件下对交联体系的交联剂种类进行了优选, 通过研究交联剂、 稠化剂用量、 反应时间等因素对体系交联效果的影响研发了一种酸性条件下的交联体系, 并考察了该交联体系的成胶性能和携砂性能。研究结果表明, 在酸性(pH=3~ 5)条件下, 交联体系的最佳配方为: HPG用量 1.6%、 HPAM 用量 0.2%、 甲醛用量 0.3%、 间苯二酚 0.5 g/L, 甲醛预处理时间为 3~5 h; 该体系交联前的黏度为 100 mPa·s, 流动性好, 在 65℃条件下交联反应 5 h 后的黏度高达 2000mPa·s, 成胶性能良好; 该体系具有良好的携砂性能, 在 65℃下支撑剂在交联前体系中的沉降速率是在交联后体系中的 31倍。图 3表 3参 12
  • 压裂液滤失性对增油效果的影响和作用机理(50)
  • 潘 赫 1, 卢祥国 1, 谢 坤 1, 王珂昕 2
  • 2017.2:245-249[摘要](50) [PDF]()
  • 非均质油藏水驱或聚合物驱后, 油井附近区域中低渗透储层难以波及, 剩余油饱和度较高。为深入了解压裂液滤失性对压裂增油效果的影响, 比较了 5种压裂液的滤失性能, 通过改变压裂液滤失时间和裂缝长度, 研究了压裂液滤失性对增油效果的影响和作用机理。结果表明, 与改性胍胶相比, 合成聚合物压裂液滤性能良好, 滤失液可以将水平裂缝入口附近区域岩心中剩余油驱替到岩心深部区域, 在后续水驱作用下剩余油再沿裂缝返回采出端, 达到提高采收率的目的。通过选择压裂液类型以及增加压裂施工时间和裂缝长度, 可使压裂液滤失量增加, 滤失液波及体积增大, 发生运移剩余油量增加, 导致采收率增幅提高。从技术经济效益角度考虑, 推荐 “聚合物溶液+聚合物凝胶” 段塞组合进行施工, 合理的压裂裂缝长度为 1/5~ 1/3注采井距。图9表 4参 16
  • 液态 CO2增稠压裂液流变性能分析(56)
  • 崔伟香, 舒玉华, 崔明月, 王春鹏
  • 2017.2:250-254[摘要](56) [PDF]()
  • 针对目前 CO2干法压裂工艺技术存在压裂液黏度低、 携砂困难等技术难题, 将氟醚羧酸盐类表面活性剂增稠剂 (FAL-16) 和络合金属离子 (铝) 有机盐增稠助剂 (FAL-31) 分别按 1%加量加入液态 CO2中制备了液态 CO2增稠压裂液, 采用高压管路流变实验模拟了液态 CO2增稠压裂液在管路内的增稠过程, 研究了液态 CO2增稠压裂液的流变性能。研究结果表明: 在液态 CO2中加入 1%的增稠剂 FAL-16 和 1%增稠助剂 FAL-31 能显著提高液态CO2压裂液的黏度, 液态CO2增稠压裂液的黏度最高可以达到20 mPa· s (压力20 MPa、 温度0℃、 剪切速率393 s-1),增黏倍数在 90~498之间, 液态 CO2增稠压裂液呈现剪切稀化特性, 黏度随着温度的增加呈指数递减; 随温度的升高, 液态 CO2增稠压裂液体系的流动指数 n增大, 稠度系数 k减小。图 9表 1参 13
  • 耐高温阳离子聚合物压裂液的制备与性能研究(49)
  • 罗 辉, 雷 蓓, 石孟可, 张 熙
  • 2017.2:255-258[摘要](49) [PDF]()
  • 为获得具有良好耐温抗剪切性能的聚合物压裂液, 设计并合成了含阳离子基团的丙烯酰胺共聚物 PAAD及配套有机钛交联剂 TC, 以 PAAD为稠化剂、 TC为交联剂、 多羟基化合物 MH为交联促进剂, 制备了阳离子聚合物压裂液。研究了 PAAD、 TC、 MH、 pH值对压裂液性能的影响。结果表明, PAAD具有较强的增黏能力, 可作为压裂液稠化剂使用; TC可在酸性条件下与聚合物 PAAD交联形成聚合物冻胶; MH在高温条件下能与 PAAD稠化剂反应, 促进聚合物交联网络的形成, 提高压裂液黏度及耐温性能。该压裂液的性能与体系组成有关, 随聚合物 PAAD浓度的增加, 压裂液冻胶黏度增大, 但 PAAD加量超过 0.6%后冻胶黏度增幅减小。在 PAAD浓度一定的条件下, TC和 MH均存在对应冻胶高黏度的最佳浓度值。体系 pH值对压裂液的性能影响较大, pH=3~ 4时压裂液成胶性能较好。组成为 0.6% PAAD+1.0% TC+0.2% MH(pH=3~ 4)的压裂液经 150℃、 170 s-1连续剪切 90min后的黏度仍保持在 90 mPa· s左右, 满足 150℃高温油气井压裂施工需要。图 3表 3参 13
  • 锆冻胶分散体调驱剂的制备与性能评价(50)
  • 崔洁
  • 2017.2:259-264[摘要](50) [PDF]()
  • 为减弱地面剪切和吸附与稀释作用等因素对冻胶成冻性能的影响, 将已成冻的锆本体冻胶经胶体磨的机械剪切制得锆冻胶分散体, 室内研究了本体冻胶强度、 剪切时间和剪切间距对锆冻胶分散体黏度和粒径的影响,考察了锆冻胶分散体的封堵调剖性能。结果表明, 通过调整聚合物和有机锆交联剂的加量, 可以调节锆本体冻胶体系的成冻时间和成冻强度, 随着聚合物和交联剂加量的增大, 交联越快, 强度越大; 锆冻胶分散体为粒径5.66数 224.87 μm的颗粒, 黏度在 1.8~41.0 mPa·s内可调; 随着本体冻胶强度和剪切间距的增大, 锆冻胶分散体黏度和粒径增大; 剪切时间越长, 锆冻胶分散体黏度越低, 粒径越小; 驱油实验结果表明, 随岩心渗透率增加, 冻胶分散体对岩心的封堵率降低, 锆冻胶分散体能有效调整渗流剖面, 采收率增幅为 46%。图 12表3参 12
  • 低渗透裂缝性油藏调剖物理模型研制及实验评价(56)
  • 王晓燕 1, 郭程飞 2, 杨 涛 3, 李华斌 4
  • 2017.2:265-269[摘要](56) [PDF]()
  • 为提高低渗透裂缝性油藏调剖剂评价物理模型的模拟程度,设计了一种裂缝宽度可调、基质和裂缝流量可分别计量的低渗透裂缝性油藏调剖物理模型。利用该模型开展了弱凝胶、预交联凝胶颗粒以及预交联凝胶颗粒-弱凝胶复合调剖体系对裂缝封堵能力评价实验以及复合调剖体系提高低渗透裂缝性岩心采收率驱油实验。 研究结果表明,三种体系在裂缝中的封堵能力均随裂缝宽度的增加而减小, 当裂缝宽度大于 0.69 mm后, 弱凝胶和预交联凝胶颗粒对裂缝基本不起有效封堵作用; 随预交联凝胶颗粒浓度的降低, 注入压力显著增加时对应的注入量增加、 注入时间延长, 最佳注入浓度为 1000 mg/L; 相同裂缝宽度下, 复合调剖体系最高封堵压力值高于弱凝胶和预交联凝胶颗粒, 且所需预交联凝胶颗粒的量相对较少。当复合调剖体系将裂缝完全封堵后, 低渗透裂缝岩心的采收率由 5.33%提高至 45.58%, 提高采收率的效果明显。图7表 2参 13
  • 非离子表面活性剂分子结构对CO2驱混相压力的影响(46)
  • 王 芳, 罗 辉, 范维玉, 梁 明, 钱成多, 南国枝
  • 2017.2:270-273[摘要](46) [PDF]()
  • 为揭示非离子表面活性剂对油/CO2界面张力和最小混相压力(MMP)的影响, 利用高温高压界面流变仪,采用下悬滴法, 研究了温度和非离子表活性剂分子结构对超临界 CO2/油界面张力和 MMP的影响规律。结果表明, 随着温度的升高, 超临界CO2/油界面张力和MMP逐渐增大,月桂醇聚氧丙烯醚 (C12PO6) 降低CO2驱混相压力的幅度先增大后减小, 60℃时的降幅最大 (25.6%)。直链脂肪醇碳数由12增至18时, 超临界CO2/油MMP逐渐增加, C12PO6降低CO2驱混相压力的效果最好。聚氧丙烯醚基团 (亲CO2端) 降低界面张力和CO2驱混相压力的效果好于聚氧乙烯醚基团。随聚氧丙烯醚聚合度增加, 超临界 CO2/油 MMP先降低后增加, 聚合度为 6时的 MMP最小 (13.22 MPa)。降低CO2驱混相压力效果最好的表面活性剂分子结构为碳十二醇聚氧丙烯醚-6 (C12PO6)。图5表1参19
  • 季铵盐阳离子聚合物防膨剂对 W/O乳状液稳定性的影响(39)
  • 汪 成, 王少华, 孙永涛, 吴春洲, 肖 洒
  • 2017.2:274-277[摘要](39) [PDF]()
  • 为揭示季铵盐阳离子聚合物防膨剂对热采稠油乳状液稳定性的影响规律, 根据南堡 35-2油田热采现场采出液特征, 采用高温高压可视相态釜模拟配制油包水乳状液, 研究了季铵盐阳离子聚合物防膨剂对油水界面张力、 界面剪切黏度及乳状液表观黏度和破乳脱水率的影响。结果表明, 随着防膨剂浓度的增大, 油水间的界面张力降低, 界面剪切黏度增大; 防膨剂浓度一定时, 随着剪切速率的增大, 界面剪切黏度增大并最终趋于稳定。温度对乳状液体系的性能影响较大: 防膨剂在 55℃时几乎对原油的乳化不产生影响, 防膨剂溶液与原油形成的乳状液不稳定; 在乳化温度为 100℃和 150℃下形成的乳状液稳定性高, 且其表观黏度随防膨剂浓度的增大而增大;防膨剂浓度一定时, 随着乳化温度升高, 乳状液的表观黏度明显增大, 脱水率降低, 150℃时含 0.5%~10%防膨剂乳状液的脱水率均为 0, 稳定性良好。季铵盐阳离子聚合物防膨剂能降低油水间的界面能, 提高界面膜强度,增加 W/O型乳状液的稳定性。图2表2参21
  • 渤海稠油油田早期注聚剖面返转规律及控制方法研究(49)
  • 陈明贵 1, 杨 光 2, 石 鑫 1, 周 智 1, 康晓东 2, 赵 娟 2, 郑爱玲 1, 刘德华 1
  • 2017.2:278-284[摘要](49) [PDF]()
  • 为了提高海上非均质稠油油田聚合物驱效果, 采用疏水缔合聚合物 AP-P4 (特性黏数 1800 mL/g、 疏水基含量 0.8%), 通过双管并联岩心物理模拟实验研究了渗透率级差、 注聚浓度、 注聚时机对渤海稠油油藏早期注聚剖面返转的影响规律, 比较了交替注入聚合物的类型和浓度、 交替次数对提高采收率效果的影响。研究结果表明:聚合物驱适用于早期注聚 (含水率小于 80%)、 渗透率级差小 (﹤6) 的油层条件, 聚合物良好的注入性和合适的流度控制作用对提高稠油聚合物驱采收率十分重要; 弱凝胶体系和聚合物体系交替注入对高渗层伤害大, 提高采收率效果差; 在相同聚合物用量条件下, 高浓度 (2250 mg/L×0.15 PV) 与低浓度聚合物体系 (1750 mg/L×0.15 PV)交替注入 2个轮次比单一段塞注聚(聚合物用量 1200 mg/L·PV)提高采收率 4.3%, 渤海稠油油藏开展高浓度/低浓度聚合物体系交替注入可改善稠油聚合物驱效果。图 6表 2参 14
  • HPAM在油水界面的吸脱附作用研究(50)
  • 陈文娟1,2,张健1,2,靖波1,2,檀国荣1,2,王虎3,段明3
  • 2017.2:285-289[摘要](50) [PDF]()
  • 为了弄清聚合物HPAM油水界面的吸附规律,利用双偏振干涉测量(DPI)技术研究聚合物HPAM在油水界面的吸脱附行为,建立了热力学和动力学模型,揭示聚合物的吸脱附作用并探究其机理。研究结果表明,HPAM在油水界面呈现快速吸附-慢速脱附的化学吸脱附过程。最大平衡吸附量随着聚合物浓度、相对分子质量、疏水 单体含量的增加显著增大。吸附动力学参数符合伪一级动力学方程。不同浓度下,聚合物的伪一级反应速率常数K 变化不大,约为0.029 s-1。经过较长时间脱附后,油水界面上仍然有残留聚合物,且残余量随浓度的增大而增加。图8 表5 参27
  • 利用双极化干涉法研究聚合物与原油的相互作用(47)
  • 孙刚
  • 2017.2:290-295[摘要](47) [PDF]()
  • 利用双极化干涉法研究了三种丙烯酰胺类聚合物与在芯片上涂敷的大庆原油间的相互作用,考察了聚合物浓度、聚合物分子结构对油膜质量、厚度、密度的影响,提出了两亲聚合物表面活性剂与原油相互作用过程中存在物理吸附、全面覆盖、胶束沉积、原油增溶、“裹挟”剥离五阶段模型。研究结果表明:盐水对芯片上原油油膜质量影响极小;两亲聚合物表面活性剂PAM1 能显著增加原油薄膜质量和厚度,并降低油膜密度,其所形成的聚合物胶束的疏水内核能增溶和“裹挟”原油,PAM1 浓度越大,与原油的相互作用越强烈。PAM2 含有AMPS大侧基结构单元且亲水性较强,只能吸附在油膜表面。部分水解聚丙烯酰胺PAM3 分子结构中仅含亲水结构单元,与原油无明显的相互作用。图17参17
  • 高抗盐羟基磺基甜菜碱型表面活性剂的合成与性能(48)
  • 张平1,张红静2,侯留通3,聂新成3,周磊3,周明3
  • 2017.2:296-299[摘要](48) [PDF]()
  • 针对常规表面活性剂在化学驱和压裂中不抗盐的问题,以十四醇、环氧氯丙烷、N,N-二甲基乙醇胺和2-羟基-3-氯丙磺酸钠等为原料,通过两步醚化法和一步季胺化法合成了一种高抗盐性羟基磺基甜菜碱型表面活性剂[N-(6-十四烷氧基-5-羟基)-丙氧基乙基-N-二甲基-N-(2-羟基)丙磺酸钠]氯化铵。用红外光谱仪对化合物的结构进行了表征,研究了表面活性剂水溶液的表面活性。结果表明,所合成的表面活性剂具有优良的表面活性,25℃下的临界胶束浓度(cCMC)为6.4×10-4 mol/L、临界胶束浓度下的表面张力(γCMC)为32.2 mN/m、降低表面张力效率(pC20)为3.38、饱和吸附量(Γmax)为2.80×10-6 mol/m2、最小吸附面积(Amin)为0.17nm2/分子。该表面活性剂亲水基团受高矿化度的影响较小,抗盐性较好,在NaCl、CaCl2和MgCl2质量浓度分别为2.8×105、2.0×104和2.0×104mg/L的溶液中均未出现沉淀。图2 表1 参15
  • 聚合物表面活性剂在超长填砂管中的动态性能评价(53)
  • 马云飞1,2,3,赵凤兰1,2,3,王潇1,2,3,侯吉瑞1,2,3
  • 2017.2:300-305[摘要](53) [PDF]()
  • 为了研究功能型聚合物表面活性剂(BI 型)在多孔介质长距离运移过程中的性能变化规律,采用自行设计建立的一套30 m长物理填砂模型进行了聚合物表面活性剂室内物理模拟驱油实验,研究了聚合物表面活性剂在长距离运移条件下的流度控制能力和压力、黏度、浓度及乳化效果的动态变化规律。研究结果表明,BI 型聚合物表面活性剂可显著改善流度,提高渗流阻力,采出程度在水驱43.12%的基础上提高20.85%,总采出程度达63.97%。聚合物表面活性剂体系在模型中的有效作用距离约为注采端距离的2/3,20 m之后体系黏度和组分浓度降低到较低水平,压力较水驱阶段无明显提升。聚合物表面活性剂溶液具备较强的乳化原油能力,在模型中可形成乳化带,并随着注入向深部推进;形成的乳状液在约20 m处破乳,在模型后1/3距离不能再乳化。图6表2参14
  • 阴离子型表面活性剂溶液物理化学特征研究(49)
  • 贾奇锋1,倪小明1,2,李志恒1
  • 2017.2:306-311[摘要](49) [PDF]()
  • 为揭示温度对阴离子型表面活性剂在临界胶束浓度时的理化性质和胶束结构稳定性的影响规律,测定了十二烷基硫酸钠(C12H25SO4Na)和十二烷基苯磺酸钠(C18H29NaO3S)溶液的表面张力、泡沫半衰期和黏度等性能参数,研究了这两种表面活性剂溶液的黏度活化能、胶束化标准焓变和标准熵变等物理化学性质。结果表明,常温时,C12H25SO4Na和C18H29NaO3S 的临界胶束浓度分别为0.008 和0.002 mol/L。随着温度的升高,两种表面活性剂的表面张力和泡沫半衰期均呈指数型下降,黏度呈线型下降。C18H29NaO3S 的黏度活化能是C12H25SO4Na 的1.96倍,但C12H25SO4Na降低表面张力的效率和吸附趋势均大于C18H29NaO3S,其标准胶束化自由能和标准熵变均大于C18H29NaO3S,更容易产生胶束,且胶束结构更稳定。图12 表2 参15
  • 聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在超长岩心中运移规律(49)
  • 张晓冉,孟祥海,赵鹏,王荣健,苑玉静,韩玉贵,肖丽华
  • 2017.2:312-317[摘要](49) [PDF]()
  • 为了获得聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在油层中真实的运移规律,采用J 油田油砂建立15 m超长岩心物理驱油实验模型,利用现场在用聚合物3640(丙烯酰胺、丙烯酸共聚物,相对分子质量2000 万,水解度20%,浓度1200 mg/L)和表面活性剂HDS(由α-烯烃磺酸盐与APG等表面活性剂按比例复配而成,浓度2000 mg/L)配制二元复合驱体系和聚合物体系,在油藏温度57℃条件下研究了二元复合体系和聚合物驱油体系的运移情况。研究结果表明:两种体系中聚合物浓度和黏度均随着运移距离的增大而降低,聚合物溶液的黏度损失程度比浓度更严重。二元复合驱与聚合物驱相比注入压力低,采收率提高4.94%,较低的界面张力(10-2mN/m数量级)仅可维持约1/2 井距的距离,最终界面张力值与聚合物溶液相近。二元复合体系与原油在岩心内可形成稳定的乳状液,随着运移距离增大,表面活性剂的吸附损失会导致乳状液发生破乳、聚并。图10 表2 参10
  • 宝力格油田微生物采油过程中菌群演替规律研究(48)
  • 任付平,王冠,游靖,吴应德,裴亚托,邵忠华
  • 2017.2:318-322[摘要](48) [PDF]()
  • 为了明确宝力格油田微生物采油过程中菌群演替规律,利用16S rDNA高通量测序分析技术对宝力格油田微生物驱过程中和结束后的重点油井产出液中的菌群种类及相对丰度进行了连续跟踪检测。结果表明,油藏样品生物多样性十分丰富,但物种分布非常不均。微生物驱阶段由于不断地向油藏补充营养剂和外源菌,优势菌群以假单胞菌属、不动杆菌属、另希瓦氏菌属、陶厄氏菌属、盐单胞菌和沃林氏菌属等烃降解菌为主,该阶段微生物的主要作用效果是代谢产生生物表面活性剂,重点油井产出液中表面活性剂含量平均升高44.23%、表面张力平均降低12.75%。微生物驱结束后由于停止向油藏补充营养物质,菌群种类发生变化,烃降解菌相对丰度下降,厌氧产气菌群相对丰度增加,其中巴18-41 井产甲烷菌丰度由0.116%增加到40.77%,该阶段微生物的主要作用是发酵产气,与微生物驱前相比,微生物驱结束60 d 后甲烷气体含量增加10.65 个百分点。图1 表6参15
  • 克拉玛依油田七中区内源微生物驱矿场试验生化指标跟踪与评价(48)
  • 李明1,王红波1,钱玉祥2,连泽特1,代学成1
  • 2017.2:323-328[摘要](48) [PDF]()
  • 为揭示油井产出液中各项生化指标的变化规律与增产效果之间的关系,在克拉玛依油田七中区克上组砾岩油藏4 口注入井和11 口采油井开展了内源微生物驱矿场试验,对试验井各项生化指标进行了跟踪监测,包括油井产出液中总活菌数、烃氧化菌(HOB)数,硫酸盐还原菌(SRB)数、营养物质(总糖、总氮)、乙酸根离子浓度、水质及水相表面张力等。现场跟踪监测结果表明,实施微生物驱措施后,试验井内源微生物总活菌数可提高1~2 个数量级,有益菌HOB数可提高2 个数量级,SRB得到抑制,总活菌数和HOB菌数越高增产效果越明显;内源微生物在好氧环境中被大量激活,产生乙酸根离子,每口井的乙酸根离子浓度平均可达8.0 mg/L左右;对激活剂的利用率较高,总糖、总氮含量小于注入营养剂含糖量和含氮量的10%,监测期间的变化较小,与增产效果的关系不明显;水相表面张力、水质矿化度及pH值变化较小,对增产效果的影响较小。表7参14
  • 储气库注采井环空保护液的研制与性能评价(43)
  • 武俊文1,2,贾文峰3,雷群1,李隽1
  • 2017.2:329-334[摘要](43) [PDF]()
  • 为了解决大港储气库群注采管柱腐蚀、结垢问题,通过优选密度调节剂、缓蚀剂、除氧剂、阻垢剂及杀菌剂等各种功能添加剂,得备了一种密度在1.0~1.6 g/cm3可调的环空保护液:基液+5%咪唑啉类缓蚀剂GL-3(主要成分为咪唑啉硫代磷酸酯)+2%肟类除氧剂二甲基酮肟(DMKO)+1%杀菌剂1227(十二烷基二甲基苄基氯化铵)+1.3%有机磷酸类阻垢剂ZC-21(主要成分为氨基三甲叉膦酸ATMP)+0.01%pH调节剂(碳酸钠),研究了该环空保护液的缓蚀性能、除氧性能、杀菌性能、阻垢性能及其对封隔器胶筒性能的影响。研究结果表明:钢片在该环空保护液的腐蚀速率可低至0.045 mm/a,环空保护液中氧含量可降至40 mg/L,杀菌率可达100%,对CaCO3、CaSO4、BaSO4的阻垢率分别高达99%、93%、81%,且对封隔器胶筒几乎无影响。环空保护液可以有效缓解酸性气体产生的腐蚀加速现象,成本合理,可达到有效保护油套管的目的,适宜在含酸性气体的气藏应用。图1表8参10
  • 稠油W/O型乳状液转相特性研究(54)
  • 李美蓉1,于光松1,张丁涌2,刘凯2
  • 2017.2:335-339[摘要](54) [PDF]()
  • 为揭示稠油W/O型乳状液转相机理、指导稠油开采及运输,以胜利油田五种稠油样品为研究对象,通过测定不同含水率稠油乳状液的黏度及稠油视HLB 值并结合灰熵关联方法,研究分析了稠油由W/O型乳状液向O/W型乳状液的转化过程、稠油乳状液黏度与四组分(饱和分、芳香分、胶质、沥青质)的关系,尝试用稠油的视HLB值解释了不同稠油乳状液乳化转相点的差异原因。按灰熵关联法排列乳化稠油黏度与其极性组分的关联度由大到小的顺序为:重质组分(胶质+沥青质)>芳香分>饱和分,重质组分是影响乳化稠油高黏的主要因素。对于同一种稠油来说,随着含水率的增加,乳状液表观黏度呈先增大后减小的趋势;随着温度的升高,稠油乳状液转相点增大。胜利油田5 种脱水稠油黏度(50℃)由大到小顺序为:草20-平124(14400 mPa·s)<王152-1(22400mPa·s)<草20-平149(24000 mPa·s)<草20-平131(76800 mPa·s)<草南平40(89400 mPa·s);含水率30%的5种稠油乳状液黏度的大小顺序与脱水稠油黏度的顺序一致,稠油乳状液的乳化转相点(50℃)由高到底的顺序为:草20-平124(59.1%)>王152-1(55.5%)>草20-平149(53.5%)>草20-平131(47.9%)>草南平40(45.7%);随着脱水稠油黏度的增大,乳化转相点减小。图5 表4 参12
  • 聚合物和破乳剂对W/O型乳状液电脱水效果的影响(46)
  • 钱玉芝1,李永丰2,何利民1,李时光1,卢大艳2
  • 2017.2:340-344[摘要](46) [PDF]()
  • 为揭示聚合物经地层剪切后对油田产出液的影响,通过室内静电聚结快速评价系统研究了破乳剂YFPC-792 和降解非离子型聚丙烯酰胺(NPAM)对巴西Peregrino 油田W/O型乳状液静电分离效果的影响。结果表明,YFPC-792 可提高W/O型乳状液的静电脱水效果,在150 Hz、294.44 kV/m 的电场作用下,乳状液最佳电场停留时间为100 min;随NPAM浓度增加,乳状液分离效率和液滴平均粒径降低,NPAM溶液黏度增加;由于NPAM分子间的“架桥絮凝”效应,未降解的NPAM加量为200 mg/L 时乳状液的静电聚结效果最好,电分离效率达81%;含降解NPAM的乳状液电分离效率随聚合物浓度增加而减小;含水率20%乳状液静电分离效率为49%,聚结效果最差,而含水率30%乳状液静电分离效率为81%,聚结效果最好。含YFPC-792 和降解NPAM的乳状液脱水开始后的5~15 min,重力沉降的分离效果优于电脱水效果,而后电脱水效果优于重力沉降。图10 表1 参12
  • 高含渣污油的超声强化破乳机制(45)
  • 谢志勤1,尹必跃2,张淮浩2
  • 2017.2:345-349[摘要](45) [PDF]()
  • 为改善高含渣污油的破乳处理效果,采用化学药剂联合超声工艺处理污油。以破乳后油层含水率为主要评价指标,在固定药剂用量(水溶性破乳剂SP3 加量0.15 g/L,油溶性破乳剂AR304 加量0.15 g/L)条件下,系统考察了超声处理对高含渣污油破乳的影响规律及机制。研究结果表明,破乳剂处理后的污油在超声处理前基本处于乳化状态;经超声处理后,油层中水含量由超声处理前的54.8%最低降至10.2%,水质澄清,渣沉底,破乳效果明显,实现了油水渣的三相分离。超声联合药剂处理使得污油中固体颗粒的粒径减小,有利于固体颗粒从油相脱附;使水在固体颗粒表面的接触角减小至90°以下,增强了固体颗粒的润湿性,还使污油中的胶质沥青质含量减少,促进了药剂的传质及超声能量的传递,最终使得污油稳定性降低,从而实现高含渣污油的破乳脱水及脱渣。最佳的超声处理工艺参数为:超声功率500W,超声频率22 kHz,超声时间10 min。图4 表2 参18
  • 端羧基改性聚酰胺-胺的合成及其阻垢性能的研究——以长庆油田花子坪区块为例(47)
  • 苏高申1,2,罗跃1,李凡2,范春林3,詹泽丞1,刘磊4
  • 2017.2:350-355[摘要](47) [PDF]()
  • 为解决长庆油田花子坪区块结CaCO3、CaSO4垢的严重问题,采用氯乙酸为端基改性剂对1.0 代和2.0 代聚酰胺-胺树状聚合物进行端羧基改性合成了性能优良的阻垢剂1.0G PAMAM-COONa 和2.0G PAMAM-COONa,通过红外光谱(FTIR)、元素分析等方法对其结构进行表征,考察了合成阻垢剂对CaCO3、CaSO4的阻垢性能及复配的阻垢剂PNF-2.0G(阻垢剂PNF、2.0G PAMAM-COONa 质量比1∶1)对长庆油田化子坪的采出水/现场注入水混配水(质量比1∶1)的阻垢性能,并进行了现场试验。研究结果表明,60℃下,PAMAM-COONa 的阻垢效果比聚酰胺-胺(PAMAM)的好、2.0G PAMAM-COONa 的阻垢性能比1.0G PAMAM-COONa 的效果好,在加药量为20 mg/L 时,2.0G PAMAM-COONa 对CaCO3、CaSO4 的阻垢率为95.64%、92.35%,1.0G PAMAM-COONa 对CaCO3、CaSO4的阻垢率为82.25%、89.36%。在加药量为20 mg/L 时,对于97-42 采出水/现场注入水的混配水,2.0G PAMAM-COONa 和PNF 单独使用时的阻垢率分别为75.53%和60.5%,而复配阻垢剂的阻垢率则高达95.56%;对于化100-45 采出水/现场注入水的混配水,2.0G PAMAM-COONa 和PNF单独使用时的阻垢率分别为38.5%和49.5%,而复配阻垢剂的阻垢率高达98.91%。经现场试验验证,该复配阻垢剂能起到优良的阻垢效果。图10表4 参14
  • 采出液中聚合物浓度准确测定方法及应用(45)
  • 胡科1,2,张健1,2,陈文娟1,2,薛新生1,2,王姗姗1,2,朱玥珺1,2
  • 2017.2:356-360[摘要](45) [PDF]()
  • 定氮法检测海上油田注入井聚合物浓度具有快速、准确及安全的特点,但在应用到采出液聚合物浓度检测过程中发现,采出液中乳化原油、泥砂等杂质难以分离,会导致吸光度偏大而干扰测定结果。为提高采出液中聚合物浓度测定的准确性,本文分析了采出液中乳化原油粒径分布、残余聚合物水动力学直径及相对分子量质量分布,结合微孔滤膜的筛分原理提出并规范了采出液聚合物浓度“微滤膜过滤-定氮”检测方法。研究表明,采出液乳化油珠粒径主要分布在5~20 μm之间,粒径中值9~17 μm,80%以上乳化油珠粒径大于5μm,而残余聚合物水动力学直径在0.4~1.2 μm之间,二者范围可明显区分。选用孔径尺寸为1.2~5 μm微滤膜对采出液进行预处理,可使定氮法测定采出液中聚合物浓度时的误差由16%缩小到5%以内。该检测方法经过在海上注聚油田的反复试验,取得了良好的应用效果。图10表2 参15
  • 测定聚合物或交联聚合物不可及孔隙体积新方法(43)
  • 马云飞1,2,3,侯吉瑞1,2,3
  • 2017.2:361-366[摘要](43) [PDF]()
  • 聚合物不可及孔隙体积(IPV)对聚合物驱波及系数的影响较大,为了尽可能从配方优选的角度减弱这一参数的负面影响,建立了一种测试IPV 的新方法。该方法采用淀粉-碘化镉法测量通过岩心孔隙的聚合物浓度,结合质量守恒公式,直接计算聚合物对于岩心的IPV,并借助压汞数据所得的岩心孔隙半径与频率分布关系,推算出不可及孔隙极限半径。用该方法计算了部分水解聚丙烯酰胺和交联聚合物溶液的IPV 与不可及孔隙极限半径,研究了岩心渗透率和交联剂浓度对这两个参数的影响。实验结果表明,随着岩心渗透率下降,聚合物溶液IPV逐渐增大;岩心渗透率相近时,交联剂浓度越高,不可及孔隙体积百分比越大。在渗透率较高的岩心中,交联聚合物的不可及孔隙极限半径随交联剂浓度增加而增大;在渗透率较低的岩心中,交联剂浓度对聚合物溶液的不可及孔隙极限半径几乎没有影响。该方法具有操作简便、结果可靠的特点,可以通过采集得到的露头岩心测量任意油层的IPV和不可及孔隙极限半径,并对聚合物或交联聚合物的配方优选提供数据支持。图3 表3 参19
  • 油田注入水与地层水结垢程度评价方法(51)
  • 陈华兴1,2,沈建军2,刘义刚1,龚小平3,王猛2,唐洪明2,庞铭1,冯于恬1
  • 2017.2:367-373[摘要](51) [PDF]()
  • 针对传统的垢物质量分析法(称重配伍性实验)只能表征注入水与地层水混合后悬浮物含量的变化,缺乏结垢程度定量评价的方法及标准,为改进传统的垢物质量分析方法,从定性、定量两方面研究了注入水与地层水结垢的类型及结垢强度,提出悬浮垢、沉降垢和总垢等概念,建立了油田注入水与地层水结垢综合评价参数和标准;以渤中28-2S油田馆陶组注入水与明化镇组地层水为例,利用X-射线衍射、扫描电镜和光学显微镜等研究垢的类型和含量。研究结果表明,渤中28-2S 油田注入水与地层水严重不配伍,配伍程度评价综合指数为3.33;注入水与地层水混合后结垢程度综合指数为3.87,结垢程度为中等偏强,易形成CaCO3垢;总垢实测垢量为27.5~94.0 mg/L,注入水与地层水混合体积比1∶1 时的结垢量最大,沉降垢是总垢的主要来源。结垢程度评价方法具有科学性和客观性,可用于评价油田各类流体间结垢程度。图14 表6 参18
  • 二氧化碳压裂技术研究综述(55)
  • 孙鑫1,杜明勇1,韩彬彬2,孙永鹏1,赵明伟1,管保山3,戴彩丽1
  • 2017.2:374-380[摘要](55) [PDF]()
  • 二氧化碳压裂技术具有低伤害、易返排等优点,特别适合低压低渗透、致密及水敏性强的复杂岩层,对油层污染严重、含水率较低的储层改造效果良好。本文从技术原理、压裂液制备、特点及应用方面介绍了二氧化碳泡沫压裂技术和二氧化碳干法压裂技术,并对超临界二氧化碳压裂技术和二氧化碳干法泡沫压裂技术两类比较特殊的二氧化碳压裂技术进行了简要介绍。图3参60
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