• 2012年第2期文章目次
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    • 钻井液降失水剂JLS-2的合成与性能评价

      2012, 29(2):129-132.

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      摘要:本文选用耐温抗盐单体(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、阳离子单体二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和一种具有疏水作用的酯类单体(BXZ)进行聚合得到钻井液降失水剂JLS-2。以失水量为评价指标,通过单因素实验得到最优合成条件为:AM、AMPS、DMDAAC、BXZ质量比40:40:5:2,单体质量分数20%,引发荆用量0.30%,反应温度70℃,反应时间50rain。红外光谱分析表明合成产物的结构与最初设计的结构一致。性能评价实验表明,降失水剂JLS-2具有良好的降失水能力和抗温能力(120℃),在淡水泥浆和复合盐水泥浆中分别加入1.0%和2.5%JSLS-2,API失水量分别为6.1mL和9.3mL。图5表3参9

    • 钻井液用超高温抗盐聚合物降滤失剂的研制与评价

      2012, 29(2):133-137,145.

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      摘要:针对当前国内外超高温水基钻井液高温稳定性及滤失性调控技术难题,基于分子结构优化设计、聚合单体优选,通过优化合成条件研制了抗高温(240%)抗盐聚合物降滤失剂HTP-1。HTP-1的最优合成条件为:pH=7.0、单体配比DEAM:AMPS:NVP:DMDACC=6:3:3:1、引发剂0.1%、反应温度60℃、反应时间4h。热重分析表明,HTP-1的热稳定性很强,发生热分解的初始温度达320℃以上。HTP-1的抗盐能力大于267g/L,抗钙能力大于5g/L,与国外抗温聚合物Driscal相当,优于国内钻井液用金属离子增黏降滤失剂PMHA-II。HTP-1在淡水基浆i淡水加重基浆、饱和盐水基浆和复合盐水基浆中均具有优异的抗高温(240℃)降滤失作用,优于国外Driscal(抗240℃)和国内PMHA-II(抗220℃)。分析了HTP-1的抗温、抗盐抗钙和降滤失作用机理。图6表5参5

    • PFL系列超高温聚合物降滤失剂在徐闻X3井的应用

      2012, 29(2):138-141.

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      摘要:PFL系列聚合物降滤失荆具有黏度低、耐温抗盐降滤失效果显著等特点。质量分数为1%的PFL-L、PFL-H水溶液的表观黏度分别为12mPa·s和26mPa·8。在240℃滚动老化16h情况下,加有5%PFL—L的盐水泥浆(4%膨润土浆+36%NaCl)的滤失量由226mL(空白样)降至32mL;加有4%PFL.H的盐水泥浆的滤失量由226mL(空白样)降至8.2mL;加有1.5%PFL-H的淡水泥浆(4%膨润土浆)的滤失量为由100mL(空白样)降为9.6mL。以PFL系列超高温聚合物降滤失剂为主,结合磺化类降滤失剂、抑制剂、防塌剂、稀释剂,形成了抗200℃强抑制盐水及淡水钻井液体系。现场应用表明,PFL系列超高温聚合物降滤失剂抗高温能力强,降滤失效果显著,确保井深5974m、电测温度为211℃的徐闻x3井顺利钻至井深6010m。表5参4

    • 抗高温无固相弱凝胶钻井液体系研究

      2012, 29(2):142-145.

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      摘要:抗高温无固相弱凝胶钻井液配方为:海水+0.5%NaOH+0.5%Na2C03+1%VIS-H+0.5%抗高温稳定剂SPD+3%KCl+1%聚胺UHIB+30k聚合醇JLX-C+3%降滤失剂RS.1+5%酸溶性储层保护剂JQWY,甲酸钠加重至钻井液密度为1.2g/cm3。性能评价结果表明,钻井液高温稳定性良好;160℃热滚16h后的低剪切速率黏度为34095mPa·s(0.3r/min),悬浮性优异;900C黏附系数为0.083,滚动回收率为90.28%,防膨率为90.59%,润滑性和抑制性较好。储层保护剂JQWY可大大减小钻井液对储层的损害,中压滤失量降至2.6mL。裸眼完井时,通过破胶剂JPC-LV易清除滤饼,岩心渗透率恢复值为97.80k,满足了高温水平井油气层开发的需要。图1表4参7

    • 泥饼固化提高固井二界面胶结强度的微观分析

      2012, 29(2):146-150.

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      摘要:采用XRD、ESEM-EDX和TG-DSC测试分析方法,对泥饼固化提高固井二界面胶结强度的机理进行了研究。结果表明,泥饼固化法制备的固井二界面凝饼中生成了水化硅酸钙(C-S-H)凝胶和沸石类凝胶。它们是由泥饼改性剂中的活性物质、黏土矿物被溶蚀析出的活性物质、水泥水化产生的水化离子和凝饼形成剂共同作用形成的。这些胶凝物质填充在黏土矿物和钻井岩屑之间,并将之粘接在一起,相互胶结形成了连续相,实现了固井二界面的整体固化胶结。图7表1参12

    • 耐高温油井水泥降失水剂的合成和评价

      2012, 29(2):151-154,166.

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      摘要:以低失水量、低稠度系数(K)为目标。根据自由基聚合的原理,利用正交实验的方法,以2.丙烯酰胺基-2.甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、N,N-二甲基丙烯酰胺(NNDMA)和有机羧酸(DS)为反应单体,合成了一种耐高温油井水泥降失水剂。最佳合成条件为:单体AMPS、AM、NNDMA、DS摩尔比4:2.5:2.5:1,单体加量32.5%,引发剂加量1.0%,pH值4,温度40℃。该条件下产物的水泥浆足值为O.041Pa·s,失水量31mL。测试结果表明,降失水剂加量增加,水泥浆K值增加,失水量降低。降失水剂加量为2%时的x为0.361Pa·s,水泥浆流变性较好。在NaCI加量为30%、降失水剂加量为2%时,水泥浆失水量为31mL,耐盐性较好。随温度升高,水泥浆失水量增加,稠化时间缩短,无“倒挂”现象。120℃和150℃下,含1%降失水剂水泥浆的失水量分别为36mL/30min和59mL/30min,耐温能力较好。图5表1参11

    • 浅层水平井超低温压裂液体系研究与应用

      2012, 29(2):155-158.

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      摘要:在大庆外围埋藏浅、储层温度低的朝98区块葡萄花储层水平井的压裂改造中,如何实现压裂液在30℃储层中压后破胶并快速返排,是确保施工成功和提高压后效果的关键。室内研制了由0.6%稠化剂SG、1%岩石稳定剂CYDF、0.3%高效助排剂JX-YL、0.2%三元破胶剂、3%硼砂交联剂组成的超低温压裂液体系。在30℃、170s。下,压裂液冻胶剪切5min后的黏度基本稳定,约为140mPa·8,抗剪切性较好。该压裂液破胶快速、彻底,30℃破胶4h后的黏度为3.5mPa·s。JX-YL减小了压裂液的滤失,降低了储层伤害。加入JX—YL后,压裂液滤失量比未加JX-YL的减少17.2%。压裂液具有配制方便、破胶性能良好的特点。在8口超浅层水平井开展现场压裂试验,应用效果良好,满足低温井(浅井)油层水平井压裂改造的需要。图3表4参8

    • 速溶胍胶压裂液的研究与应用

      2012, 29(2):159-161,189.

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      摘要:在普通胍胶中加入悬浮稳定剂、醇类助剂、表面活性剂类胶体组成了相对稳定的速溶胍胶,其含水率为3.42%,水不溶物含量为8.76%。考察了影响压裂液质量的主要因素及由速溶胍胶配制压裂液的性能。实验结果表明:基液的起黏速度随搅拌速度增大而加快,1000r/min下搅拌5rain时,基液黏度达到最终黏度的90%;最佳配液水温在10℃左右;最佳配液pH值为6;KCl的加入减缓了胶液的起黏速度,但最终黏度随KCl加量增大而升高。与硼交联后的冻胶体系的黏弹性增加,且在较高振荡频率时,G’〉G″,在频率为1Hz时,储能模量G′和损耗模量G″分别为9.8Pa和8.8Pa,可满足携砂性能。该冻胶体系的滤失系数G=2.65×10-4m/min1/2。,滤失速率Vo=0.44X10~m/min,具有较小的滤失量;在110℃、0.10%破胶剂条件下,24h后破胶液的黏度小于2mPa·S;对岩心的平均伤害率为11.24%。与常规配液方式相比,单井可节约胍胶15%以上,具有广阔的应用前景。图6参1

    • 聚乙酸乙烯酯醇解反应及其稳定控制

      2012, 29(2):162-166.

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      摘要:聚乙酸乙烯酯的醇解度显著影响其性能和运用,本文研究了NaOH/PVAc摩尔比、NaOH浓度、PVAc聚合液浓度、反应温度和反应时间对聚乙酸乙烯酯醇解反应的影响。研究结果表明,影响醇解度最重要的因素是彬PYAc摩尔比,其次是反应时间,碱/CPVAc摩尔比和反应时间有协同作用,反应温度是反应中的次要影响因子。结合均匀设计方法,优化PVAc醇解工艺,提出了以控制碱/YCPVAc摩尔比和反应时间达到调控PVA醇解度的稳定控制方法。图8表4参4

    • 高温油藏用有机-无机交联体系研制与性能评价

      2012, 29(2):167-171.

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      摘要:针对高温油藏环境,研究了由有机树脂预聚体、无机硅化物和稳定剂组成的有机.无机交联堵剂体系。利用环境扫描电镜观察了体系成胶后的微观结构,并在130℃下进行了室内优化实验,优化后的堵剂配方为:40k~7%有机树脂预聚体+1%~5%硅化物+0.1%~0.3%稳定剂SY。耐温性能评价实验表明,堵剂性能受温度的影响较大,最高可耐温达140℃,在130℃下成胶时间2~24h可调,110℃下成胶时间延长至50h以上。堵剂成胶过程中的黏度变化说明堵剂的注入性良好。室内物理模拟实验表明,有枳/无机交联堵剂封堵率可达到98.5%以上,同时有很好的耐冲刷性能。图4表5参7

    • 交联聚合物微球分散体系性能研究

      2012, 29(2):172-175,180.

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      摘要:本文采用反向乳液聚合法合成了交联聚合物微球,研究了该交联聚合物微球分散体系的微球形态、配伍性、封堵性和驱油性能。实验结果表明,交联聚合物微球溶胀10d后,团聚在一起的聚合物逐渐分开,尺寸在100~200nm左右。溶胀后的交联聚合物能在短时间内对微孔膜形成有效封堵,并具有较好的耐盐性。多点测压砂管封堵实验结果表明,交联聚合物微球能进入填砂管的中深部,具有一定的深部封堵能力。并联岩心驱油实验结果表明,注入3.0PV由油田模拟水配制的质量分数为0.04%的交联聚合物微球分散体系,高渗透率岩心(气测渗透率2,0μm2)在水驱(61.61%)基础上提高采收率21.42%;而低渗透率岩心(气测测透率O.5Ixrn。)在水驱采收率为0的基础上提高采收率42.69%。图10表1参6

    • 曲9—21块沙三段储层注入水与储层配伍性研究

      2012, 29(2):176-180.

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      摘要:为了考察曲9-21块沙三段储层注水的可行性,进行了储层物性特征研究、水源水和地层水静态配伍性研究、储层敏感性实验研究及水源水与储层的动态配伍性实验研究。同时还对注水过程中的伤害机理进行分析,并制定了相应的注水水质指标。室内动、静态实验研究认为,水源水矿化度高于地层水矿化度及水源水中机械杂质是影响注水开发的重要因素,未经处理的现场水源水长期注入储层对储层岩心造成了较大的伤害,岩心渗透率保留率仅为29.4%,因此减少水源水中的机械杂质含量是降低储层伤害的主要措施。为了尽量减少机械杂质对储层的伤害,曲9-21块沙三段注水水源的机械杂质指标推荐为B2级。图2表5参6

    • 水基纳米聚硅乳液体系应用研究

      2012, 29(2):181-185.

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      摘要:制备了具有水分散性的疏水纳米聚硅,以水作为携带荆代替常规的有机分散剂,并将其用于低渗油田注水井的降压增注。通过分析宝浪油田储层孔喉特征,确定纳米聚硅的匹配粒径为10~20nm。纳米聚硅乳液澄清透明,通过研究其分散性和稳定性,确定水基纳米增注液配方为1.75‰纳米聚硅、2%o助分散剂。水基纳米聚硅乳液可使岩石表面由亲水性变为强疏水性,接触角由23.7°增至131.8°。岩心流动实验结果表明,经水基纳米聚硅处理后,水相渗透率平均提高40%。对注污水或油转注的欠注井实施纳米聚硅增注前,进行酸化预处理可取得较好的增注效果。在宝浪油田5口井进行现场试验,增注有效率达80%,有效期可达一年以上。图6表4参14

    • KMK油田稠油热化学采油体系研究

      2012, 29(2):186-189.

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      摘要:本文结合哈萨克斯坦KMK油田的油藏特征和油品特性,通过室内实验,对热化学反应过程中的两个主要影响因素(引发剂浓度、体系起始温度)进行了针对性的研究,室内评价了药剂对KMK油田原油的降黏效果。研究结果表明,在实验范围内,引发剂浓度越高,体系的反应速度越快,温度的增幅越高;体系起始温度越高,体系的反应速度越快,产生气体的体积越大;体系反应放出的热量可使预处理井段中的原油黏度降低和有机物溶解,改善了原油流动性,提高了原油采收率。室内模拟评价实验结果表明,稠油热化学开采技术在KMK油田现场应用将取得显著增产效果。图3表2参6

    • 水解度对疏水缔合聚丙烯酰胺溶液性质的影响

      2012, 29(2):190-194.

      摘要 (1029) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:以丙烯酰胺、丙烯酸钠及疏水单体共聚合成了水解度为25%的疏水缔合聚丙烯酰胺(HAPAM),采用加强碱在95℃高温下水解的方法,分别获得水解度50%和70%的聚合物,并研究三种不同水解度下HAPAM溶液的性能。实验结果表明:HAPAM水溶液的表观黏度随水解度的增大先增大后降低;不同水解度的HAPAM溶液表现出了一定程度的盐增黏现象,水解度为50%和70%的HAPAM盐溶液随着Ca2+、Mg2+浓度的增加出现相分离;不同水解度HAPAM溶液黏度随剪切速率的增加而降低,表现出明显的剪切稀释性;水解度低的聚合物溶液随聚合物浓度的增加更易表现出黏弹性,而水解度过高时,溶液只能表现出黏性行为;同一水解度的聚合物,随着NaCl浓度的增大,溶液的黏弹性呈现先增大后降低的趋势。图15参15

    • 阴离子型三元疏水缔合聚合物PAtBS的合成及溶液性能研究

      2012, 29(2):195-198,205.

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      摘要:以丙烯酰胺(AM),对特丁基苯乙烯(tBS)和对乙烯基苯磺酸钠(SSS)为原料,采用胶束聚合方法合成了职离子型三元疏水缔合聚合物(PAtBS)。利用红外光谱法、紫外光谱法和核磁共振氢谱法对共聚物的结构进行了表征;采用旋转黏度计研究了PAtBS的水溶液性能。研究结果表明,所得共聚物中单体结构单元组成与单体投料比基本一致,PAtBS在NaCl或CaCl2水溶液中的增黏能力比相对分子质量1.97×10^7、水解度19.43%的部分水解聚丙烯酰胺黏的高,当温度高于50℃时,PAtBS水溶液黏度随温度的升高下降幅度较小,显示出良好的耐温抗盐性能。图7参9

    • 新型插层聚合物溶液性能及其作用机理研究

      2012, 29(2):199-205.

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      摘要:针对矿场实际需求,利用现代油藏工程理论、仪器检测分析和物理模拟方法,开展了插层聚合物溶液分子聚集态、增黏性、抗盐性、耐温性、稳定性、分子线团尺寸、流变性、黏弹性和流动特性实验研究,进行了性能特征及其影响机理的分析和探索。结果表明,插层聚合物聚集态主要以“层叠片状”为主,而“高分”聚合物聚集态呈长链立体网络结构。相对于普通聚合物而言,插层聚合物具有较好的耐温抗盐性和稳定性以及流变性和黏弹性。在流动特性实验中,相较于普通聚合物,插层聚合物溶液具有黏度小,但阻力系数和残余阻力系数较大的渗流特点,表现出了良好的液流转向能力。图9表6参16

    • 南堡35—2油田调驱优化设计及实施效果分析——应用基于物理模拟参数为学习样本的BP神经网络预测方法

      2012, 29(2):206-211.

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      摘要:南堡35-2油田是海上稠油油田,具有原油黏度高、油层岩心渗透率高、胶结疏松和非均质性严重等特点,水驱开发过程中指进现象严重,难以获得较高的水驱采收率。本文利用仪器检测和物理模拟实验优选调驱剂。依据优选结果,利用物理模拟参数为学习样本的BP神经网络预测方法和经济评价方法,对调驱方案的平均浓度和段塞尺寸进行优化。室内实验分析和优化结果表明,对于该油田A21井,最佳段塞尺寸和平均质量浓度分别为0.1PV和2200mg/L。聚合物凝胶调驱矿场试验过程中,注入压力明显上升,增油效果显著。在调驱有效期内,在不考虑自然递减情况下受效油井增油27639.59m2,取得了明显的增油降水效果,经济效益十分明显。图4表5参17

    • 有机概念图方法研究烷醇酰胺表面活性剂的界面活性

      2012, 29(2):212-215.

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      摘要:测定了大庆原油与烷醇酰胺表面活性剂(Cn(m+m))的动态界面张力,考察了疏水链长度(11,)和亲水基团数(m)的影响。结果表明,m从1增至3,相同碳链长度的烷醇酰胺表面活性剂的界面张力逐渐增加。m=1时,疏水链碳数越多,烷醇酰胺表面活性剂的界面张力并非越低;m为2、3时,表面活性剂的界面张力随疏水链碳数的增加而降低。利用有机概念图进一步研究了系列烷醇酰胺的界面活性,计算出表面活性剂的I/O值(即无机性与有机性的比值)。根据有机概念图理论:IL/0值-11越接近于0,表面活性剂的界面活性越好。c16(1+1)、C14(1+1)、C18(1+1)、C12(1+1)的11/O值-11分别为0.03、0.09、O.13、0.25,C16(1+1)的最接近于0,其界面张力大小顺序为:C12(1+1)〉C18(1+1)〉C14(1+1)〉C16(1+1),和测定结果一致。碳链长度相同时,EO数越大,表面活性剂在有机概念图中的II/O值-11越远离0,表面活性剂的界面活性越差。图8表1参9

    • 羧酸盐型Gemini表面活性剂的吸附性能研究

      2012, 29(2):216-219,235.

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      摘要:本文研究了自制羧酸盐型Gemini表面活性剂CGS-2的表面活性及NaCl对其表面活性的影响,并考察了液固比、吸附时间和浓度对CGS-2在砂岩表面静态吸附量的影响。结果表明,CGS-2水溶液的临界胶束浓度为0.0223mmol/L,比普通单链表面活性剂月桂酸钠低2~3个数量级,表面张力最低可降至29.49mN/m;适量加入NaCl可降低CGS-2溶液的临界胶束浓度。CGS-2在砂岩上的吸附等温线符合Langmuir吸附等温式,液固比为30:1、吸附时间为36h,25℃下CGS-2的饱和吸附量为8.93mg/g。图8表1参14

    • 桩西115区块表面活性剂驱技术研究与应用

      2012, 29(2):220-224,230.

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      摘要:胜利油田桩西采油厂桩115区块属于高温中低渗油藏,为进一步改善区块注采矛盾,本文通过考察不同浓度4种甜菜碱表面活性剂溶液与桩115区块原油问的界面张力及其在石英砂表面的吸附规律,开发了以甜菜碱表面活性剂为主剂、以碱木素为牺牲剂的低界面张力驱油体系。该体系在石英砂表面的静态吸附量为0.4mg/g;元需同碱复配,即可使油水界面张力降至5×10-4mN/m。物理模拟实验表明,在水驱后注入O.3PV冻胶堵剂+0.3PV低界面张力驱油体系,原油采收率可提高17%。2008年1月在桩115-5井组采用驱替方案进行了现场试验,截止2010年5月净增原油1632t。图13参7

    • 绿色环保型表面活性剂驱油体系研究

      2012, 29(2):225-230.

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      摘要:考察了绿色环保型表面活性剂YCH-601及其复配体系的驱油性能。生物毒性评价实验表明YCH-601无毒、无皮肤刺激及过敏反应,属于绿色环保型表面活性剂。YCH-601及其复配体系室内评价实验结果表明,与其他几种油田常用表面活性剂相比,YCH-601对原油的乳化效果较好;在砂岩表面的吸附量较低,其稳定的动态吸附量为0.123mg/g砂;YCH-601降低表面张力效果最好,使用浓度最低,其最低表面张力为26.7mN/m。YCH.601复配体系AON、ASN体系降低油水界面张力效果较好,耐Na+能力分别为20、50g/L,耐Ca2+能力分别为1500、4000mg/L,并且经150q2高温处理后,油水界面张力仍在10^-3 mN/m数量级。YCH-601及其复配体系提高采收率效果好于其他表面活性剂,采收率高达22.5%。图9表4参14

    • 聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究

      2012, 29(2):231-235.

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      摘要:根据聚合物驱后提高采收率的需要,筛选了多元调驱体系的凝胶颗粒类型、交联剂最优浓度和洗油剂最优浓度,分别考察了单元注入体系(50mg/L或100mg/L交联剂、2000mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1PV),二元注入体系(100mg/L交联剂+2000mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1PV)和三元注入体系(0.4PV×2000mg/L阳离子凝胶微球+0.3PV×100mg/L交联剂+0.4PVX2000mg/L高效洗油剂)的调剖效果。实验结果表明:二元注入体系转水驱突破压力为3MPa左右,而且压力整体波动范围和波动幅度都明显高出单元注入体系的,这说明二元注入体系调剖效果比单元注入体系的好;在水驱采收率39.65%、聚合物驱提高采收率18.38%的基础上,三元注入体系提高采收率22.82%;水驱和聚合物驱阶段注入压力较低,凝胶微球注入后压力迅速上升,交联剂的注入保持了压力,高效洗油剂驱使压力进一步上升,转后续水驱后压力下降并稳定在2MPa左右;与二元注入体系相比,三元注入体系的后续水驱压力明显降低,这保证了在不影响调驱效果的同时还能降低后续水驱压力,因此多元注入体系具有更好的实际应用价值。图5表3参9

    • 内源微生物长岩心激活实验研究

      2012, 29(2):236-239.

      摘要 (1247) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:用800cm长岩心驱替系统,对新疆油田某区块内源微生物驱油进行了室内物理模拟研究,跟踪检测了模拟过程中微生物、营养物及代谢产物的变化。实验结果表明,长岩心不同位置的激活效果不同,大致分为富氧段、缺氧段和厌氧段三段。岩心不同位置的好氧茵茵数不同,富氧段茵数明显高于厌氧段。各取样点表面张力的变化没有规律,有升有降,表面张力从初始的57.7mN/m降至最低值41.51mN/m。驱出液中微生物、营养物和代谢产物的运移规律相似,随驱出体积的增加,茵数、总碳和总氮含量先增加后降低。激活后有益茵数量大幅增加,硫酸盐还原茵数量得到有效抑制,最终提高采收率幅度达5.84%。内源微生物在油层条件下被有效激活,初步验证了内源微生物两步激活理论,表明内源微生物驱油具有良好的驱油效果和发展前景。图5表1参12

    • 高含硫气田CHJ系列缓蚀剂的研制与评价

      2012, 29(2):240-242,250.

      摘要 (803) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为解决高含硫气田高H2S/CO2分压、单质硫共存条件下集输系统的腐蚀问题,将咪唑啉季铵盐、噻唑衍生物与助剂按一定比例复配形成棕红色的CHJ系列缓蚀剂。在模拟普光气田集输系统介质条件下,缓蚀剂CHJ-1和CHJ-7存在下抗硫钢L360的腐蚀速率大于0.08mm/a,其余5种缓蚀剂均使L360的腐蚀速率小于0.076mm/a。其中加有缓蚀剂C}IJ4和CHJ-5的腐蚀速率最小,分别为0.046、0.038mm/a,其缓蚀率分别为92.6%、93.9%。在连续加注与油溶性缓蚀剂预膜复合使用时,连续加注CHJ.4、CHJ-5和现场在用国外缓蚀剂CI-12的腐蚀速率分别为0.032、0.025、0.058mm/a,CHJ缓蚀剂的缓蚀效果较好。腐蚀样片形貌分析和电化学实验表明,缓蚀剂在金属基体表面形成了较好的保护膜。并且缓蚀剂与现场溶硫剂配伍良好。图4表3参8

    • 阳离子聚合物对聚合物驱含油污水的处理研究

      2012, 29(2):243-246.

      摘要 (948) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:利用zeta电位、浊度、粒径、滤过时间等参数,考察了阳离子聚合物浓度、阳离子度和分子结构对聚驱油田含油污水处理效果的影响。结果表明:少量阳离子聚合物即使不合聚污水油滴zeta电位反转并稳定分散;残留的驱油用聚合物有助于油滴在污水中的稳定分散;处理后含聚污水的zeta电位、粒径增加幅度和浊度随阳离子聚合物用量、阳离子度的增大而减小;阳离子度≥15%的聚合物最佳用量随聚合物阳离子度增加而减小;交联型比线型阳离子聚合物具有更好的除油效果,处理后污水滤过时间更短。图5参8

    • 油/水界面张力快速测定方法的研究及应用

      2012, 29(2):247-250.

      摘要 (660) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了简便、快速、可靠地测定表面活性剂对原油/水界面张力的影响,室内根据滴体积法原理建立了一套快速测定油/水界面张力的装置,并对该装置测定结果的影响因素、平行性及可靠性进行了检验。结果表明,滴落速度对测定结果的影响较大,滴落速度应≥5彬滴。该方法平行性较好,相对误差小于2%,杉水体系测定误差小于1%,可以用于测定油/水体系界面张力。室内用该方法考察了生物表面活性剂、鼠李糖脂工业品、化学防蜡剂加量对原油/水界面张力的影响,得到3种药剂的最佳加药量分别为5%、4%、4%,相同加量下的药剂界面活性顺序为:化学防蜡剂〉生物表面活性剂〉鼠李糖脂工业品。图1表5参4

    • 耐温抗盐调堵剂研究与应用进展

      2012, 29(2):251-256.

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      摘要:探讨了高温高盐油藏对堵剂性能的要求以及常规堵剂耐温抗盐堵剂改性的途径,综述了近年来国内对耐温抗盐堵剂的室内研究进展和矿场应用情况,包括聚合物凝胶、体膨颗粒、盐沉析技术、聚合物微球等适合高温高盐油藏的调堵技术,并指出了在堵剂的研究与应用中存在的一些问题。表1参42

    • 《油田化学》编辑部启事

      2012, 29(2):258.

      摘要 (568) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:(1)《油田化学》2012年仍按季刊出版,大十六开本,每期128页,订阅价每期20.0元,半年40元,全年80元。因故未能在邮局订刊2012年《油田化学》杂志的读者,请通过邮局汇款到编辑部订阅。

主编:张熙

创刊年:1984年

ISSN: 1000-4092

CN: 51-1292/TE

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