摘要:为了克服聚丙烯酰胺类干粉化学剂的缺点，以丙烯酰胺、丙烯酸、甲基丙烯酸二甲基氨基乙酯、1-溴丁烷或1-溴己烷为原料，采用乳液聚合法合成了两种乳液聚合物P(AM/KAA/C4A)和P(AM/KAA/C6A)。室内评价实验表明两种聚合物的性能相近，在水中溶解时间均小于5 min。由于合成P(AM/KAA/C4A)的费用较低，因此选用P(AM/KAA/C4A)作为添加剂。在淡水基浆中加入0.6%的P(AM/KAA/C4A)后，表观黏度（AV）、塑性黏度（PV）、动切力（YP）和滤失量（FL）分别为30.5 mPa·s、18.5 mPa·s、12.0 Pa和12.2 mL，在150℃下老化16 h后的AV、PV、YP和FL分别为25.5 mPa·s、17.0 mPa·s、8.5 Pa和14.2 mL。加量0.6%的乳液聚合物可抗盐水至饱和。自制乳液聚合物在耐温抗盐方面的性能好于大庆乳液聚合物和河北乳液聚合物。将其加入复合盐水基浆后，150℃老化16 h的AV为14.0 mPa·s，PV为8.0 mPa·s，FL为43 mL，可以作为钻井液添加剂。

摘要:利用乳液聚合法合成了球状聚苯乙烯中空微珠，表面致密光滑，壁厚均匀，密度可控制在0.2~0.6 g/cm3，粒径10~120 μm。选择粒径范围在20~60 μm、平均密度为0.50 g/cm3的聚苯乙烯中空微珠作为减轻剂。在0.2%黄原胶溶液中加入10%的聚苯乙烯中空微珠配制成低密度钻井液，初始密度0.92 g/cm3；90℃，在常压、0.3 MPa条件下热滚16 h后的密度分别为0.96、0.93 g/cm3。在温度增至90℃、压力增至50 MPa的过程中，聚苯乙烯中空微珠钻井液密度变化较小。10%聚苯乙烯中空微珠钻井液在12000 r/min下搅拌8 h后的密度为0.92 g/cm3，在固相研磨装置中滚动研磨8 h后的密度为0.93 g/cm3。剪切和研磨对聚苯乙烯中空微珠的影响小于玻璃中空微珠。在东北彰武3-2井进行了聚合物中空微珠在油田领域的首次现场试验，结果表明聚苯乙烯中空微珠具有降密度效果好，对钻井液性能影响不大的特点，但是存在易于团聚及与钻屑吸附而被固控设备筛出的问题。

摘要:以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N, N-二甲基丙烯酰胺（DMAM）为单体，采用反相微乳液聚合合成了微乳液型钻井液增黏剂AM/AA/AMPS/DMAM。该增黏剂直接以微乳液的形式加入到钻井液体系中，当加量达到0.6％时（30℃），钻井液的表观黏度(AV)、塑性黏度(PV)、动切力(YP)和滤失量(FL)分别为26.5 mPa·s、16.0 mPa·s、10.5 Pa和14.2 mL。随热滚温度的升高，含1.0%增黏剂钻井液的AV、PV、YP均呈下降趋势，FL增大，但在150℃内的变化较小，耐温性较好。含2.0%增黏剂钻井液抗NaCl侵可达饱和，抗CaCl2侵可达0.6%。该反相微乳液增黏剂与常规的钻井液增黏剂80A-51相比，其耐温抗盐性能有了较大幅度的提高。

摘要:通过开展X-射线衍射分析以及滚动回收率和膨胀率实验，分析了巴喀地区地层黏土矿物理化性能变化规律。针对巴喀地层岩性特点和钻井液使用技术难点，结合现用的几种钻井液体系（分别为聚磺钻井液、聚醚多元醇钻井液和胺基聚醇钻井液），主要开展了常规性能、抑制性能和封堵防塌能力的评价，并采用最佳配方钻井液在柯21-平1井进行了现场试验。实验结果表明，煤层黏土矿物含量较高，且以伊/蒙混层为主，要求钻井液在煤层井段应具备强抑制性，下部应具备封堵防塌能力。优选出抑制性和封堵防塌能力均最好的胺基聚醇钻井液体系配方为(4%~5%)膨润土+0.5%胺基聚醇AP-1 +0.5%铝基聚合物防塌剂DLP-1+(0.8%~1%)水解聚丙烯腈钠盐NaHPAN+0.5%NaOH+(0.3%~0.5%)羧甲基纤维素CMC+(3%~4%)阳离子乳化沥青+3%磺甲基酚醛树脂SMP-1+(3%~5%) 磺甲基酚醛树脂SMP-2+3%褐煤树脂SPNH+2%无侵入保护剂BST-2+3%磺化单宁SMT+(2%-4%)磺化腐殖酸铬PSC，其API滤失量4.2 mL，高温高压滤失量为12 mL，能有效抑制泥岩水化膨胀,具有良好的封堵防塌能力。柯21-平1井的现场试验结果表明，煤层段钻井过程中未发生井下事故复杂，成功钻穿多套煤层及含煤地层，同时，还确保了定向钻井时的井壁稳定，使钻井周期明显缩短，且钻井液性能易于维护，操作简单，满足了煤层井段安全钻井的要求。

摘要:由于国产丁苯胶乳中含有大量的表面活性剂，在拌合过程中易导致气泡在水泥浆中形成并稳定存在，从而起泡严重，对水泥石密度和抗压强度产生较大的影响。本文对不同消泡剂的表面张力、胶乳稳定性以及不同温度下水泥浆流动性、密度进行了实验测试和讨论，并对添加复配消泡剂前后丁苯胶乳所形成水泥石的抗压强度和微观结构进行了分析。结果表明：丁苯胶乳浓度相对于消泡剂的种类对水泥浆体系影响较小，并且胶乳水泥浆高温下起泡比常温下严重；消泡剂异辛醇和二甲基硅油均具有较低的表面张力、不破坏胶乳稳定性以及对流动性影响较小，且在90℃下具有较好的消泡效果，加量为0.3%时的效果最佳；加入复配消泡剂（二甲基硅油和异辛醇质量比为1:1.5）后丁苯胶乳（加量为水泥质量的10%）所形成的水泥石抗压强度得到明显提高，气泡、孔量明显降低，结构更加致密。

摘要:实验室自制出的一种氟碳气湿反转剂FC-1可使凝析气藏岩石表面润湿性反转为气润湿性并大幅度增加气藏产量。当气藏岩石表面润湿性改变后，岩石中黏土矿物性能也会发生变化。本文考察了经气湿反转剂FC-1处理前后蒙脱土的性能。实验结果表明：当FC-1质量分数为100%时，100-200目蒙脱土Zeta电位从处理前的-31.70 mV升高到-17.27 mV，逐渐接近不分散状态；随着FC-1质量分数的升高，蒙脱土的阳离子交换容量急剧下降，当FC-1质量分数为100%时，亚甲基蓝容量MBC从处理前的2.14下降至0.2；FC-1质量分数为100%时，16 h后蒙脱土最大膨胀高度为0.83 mm； SEM、TEM分析结果表明，气湿反转剂FC-1中的含氟烷基已经附着在蒙脱土颗粒表面上，形成一层气湿反转膜，维持了蒙脱土的稳定性能。

摘要:考察了羟丙基磺基甜菜碱VESBET-4浓度、pH值和无机盐的加入对体系黏度的影响，并评价了VES压裂液（2.5%表面活性剂，3%无机盐，0.5%黏土稳定剂）的耐温抗剪切性能、携砂能力及破胶性能。结果表明：当转速达到250 r/min时，质量分数为2%的VESBET-4溶液的黏度可达到600 mPa·s以上；该表面活性剂适于在中性及碱性条件下使用；且该表面活性剂与黏土稳定剂NH4Cl、KCl具有良好的配伍性，无机盐的加入基本不影响体系的黏度。该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能，在温度70℃、剪切速率170 s-1下的体系黏度仍高于50 mPa·s，60℃、170 s-1下剪切2 h后的体系黏度仍高于85 mPa·s。同时，单颗砾石的沉降速率为0.95 cm/h，砂比为30%时的砂子沉降速率为1.11cm/h，说明该体系具有良好的携砂造缝能力。使用模拟地层水可对该压裂液体系进行破胶，破胶时间在1h内，破胶后体系黏度可降至4.27 mPa·s以下。

摘要:加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一，但普通胍胶加重压裂液存在残渣含量高、管路摩阻大、不抗剪切等缺点，而一般VES类压裂液使用温度受限。针对以上问题，本文研究了密度达到1.3g/cm3，耐温达到140℃的新型加重压裂液体系，压裂液配方为: 0.6%GRF-1H+0.3%稠化辅剂GRF-2+37.05%加重剂JZ12，并评价了该体系的动态携砂性能、耐温耐剪切性、滤失性及对裂缝导流能力的伤害。实验表明：新型加重压裂液黏度达到22 mPa·s以上时就具有良好的携砂性能，该体系具有良好的抗温、抗剪切性能，而且随着密度的上升，体系具有显著的盐增稠效应。使用真实岩心评价了该体系的静态滤失性能，该体系没有滤饼但却具有良好的控制滤失能力。该体系对裂缝导流能力的伤害率仅为8.94%，远小于硼交联HPG压裂液。

摘要:针对低渗透砂岩油藏储层低孔低渗导致注水压力高、欠注严重等问题，研制了带有酰胺基的阳离子双子表面活性剂BNFS（分子膜增注剂）。评价了BNFS的吸附性能、润湿性能、表界面活性及减阻性能，结果表明BNFS在砂岩表面吸附后形成分子膜层，岩心表面接触角从27.6°增至88.6°，由强亲水转为弱亲水。BNFS浓度为200 mg/L时，溶液的表面张力为26.61 mN/m，与煤油间的界面张力为0.06 mN/m。岩心驱替实验表明，BNFS处理后，砂岩岩心的水相渗透率提高80%~120%，注水压力降低12%~18%。增注机理分析结果表明，在靠近孔壁处，分子膜增注剂、水与孔壁作用能级分别为10-18、10-20 J，分子膜增注剂与孔壁的综合作用能远大于水分子，在竞争吸附中占绝对优势，使有效渗流通道增加。BNFS处理岩心后，岩心-水的黏附功由136.5 mN/m降至75.7 mN/m，减阻作用明显。

摘要:以环氧氯丙烷、二甲胺和溴代烃为原料合成了低聚季铵盐MD-I和MD-II。通过衰减全反射-傅立叶变换红外光谱( ATR-FTIR)、X射线衍射(XRD)、扫描电镜(SEM)分析以及测定接触角研究了MD-I和MD-II在天然岩心上的吸附行为。ATR-IR分析表明MD-I和MD-II在岩心上均吸附成膜，且分子在膜中具有特定的排列取向；XRD分析表明经MD-I或MD-II处理后岩心晶面间距未发生明显变化，晶形结构未发生改变；SEM照片显示经MD-I处理的岩心表面微观结构未发生明显改变，而经MD-II处理的岩心表面有细长突起。接触角测定结果表明油湿表面天然岩心薄片(水接触角为96.7°) 分别吸附有两种低聚季铵盐MD-I和MD-II后转变为弱水湿，水在经MD-I或MD-II处理后天然岩心表面的接触角分别为34.1°和44.5°)，其中MD-I吸附平衡后改变岩石表面润湿性能力更明显。

摘要:针对王窑加密区块裂缝性油藏封堵困难的问题，室内以甲醛和尿素为主剂，在55℃下合成了脲醛树脂堵剂，并考察了其性能。结果表明，脲醛树脂在注入水、煤油、10% HCl＋3% HF中的溶解率分别为1.54%、2.40%、14.30%，其水溶性、油溶性和酸溶性均较低，稳定性较好。随着温度的升高，脲醛树脂固化时间缩短，抗压强度迅速增大，55℃的固化时间为10 h、抗压强度为12.2 MPa。随着矿化度的增加，抗压强度降低，固化时间延长。当矿化度为50 g/L时，固化时间为12 h，抗压强度为4 MPa。脲醛树脂堵剂对裂缝性油藏的封堵效率高于95%，且突破压力大于24 MPa，封堵强度较高。应用“弱凝胶+脲醛树脂”体系在转注井王19-06井进行了现场施工，累计增油545.56 t，降水475.92 m3，有效期大于10个月，增油降水效果较好。

摘要:用丙烯酰胺(AM)、双丙酮丙烯酰胺(DAAM)中间体噁嗪硫酸盐制备了一种对环境友好的二元自交联凝胶。最佳合成条件为：AM 5%，DAAM中间体噁嗪硫酸盐0.8%，引发剂0.8%，pH值为8，温度50℃。未成胶前溶液的黏度约15 mPa·s，注入性良好；聚合物成胶时间可以控制在1~3 d，凝胶耐温可达60℃，成胶后的凝胶强度在 I 级下可保持1 d。60℃下的岩心封堵实验表明，该凝胶具有较高的封堵率（93.50%~99.71%）和突破压力梯度（31.25~58.61 MPa/m）。

摘要:针对河南油田赵凹区油藏温度90~118℃，筛选出调剖剂配方：1.5 g/L梳形聚合物KY-6+15 g/L醛交联剂，其最佳成胶温度约90℃，可耐温110℃，抗盐20 g/L；90℃成胶后放置90 d的黏度保留率大于80%；储能模量G′>10 Pa，属于强凝胶。物理模拟实验研究表明，调剖剂在岩心中的封堵率大于96%，经水冲刷后的封堵率保留率大于99%；以注入量0.3 PV、前置段塞+主体段塞+后置段塞的方式对单管填砂管进行驱油实验，采收率增幅达15.91%；双管并联岩心调剖后，吸水剖面改善率达88%；高渗层和低渗层分别提高采收率14.13%和19.28%，不同渗透率岩心水驱动用程度得到改善。

摘要:特低渗透油藏水驱采收率低，注入压力高，而氮气在特低渗油藏具有良好的注入性。本文在特低渗透岩心水驱后分别进行了常规的注氮气、水驱后水气交替、水驱后脉冲注氮气驱替实验。实验结果表明：特低渗储层微观非均质性导致气体在大孔道易形成窜流，水驱后常规注氮气提高采收率的效果有限。水气交替通过多轮次的注入使油藏中不同相态流体的分散程度提高，在优势流动通道中形成毛管阻力，促使后续注入气体进入局部致密区, 可有效提高采收率16.37%；脉冲注气通过周期性注气方式，在局部高渗区和局部低渗区间形成压力扰动与交互渗流，使流体在地层中不断地重新分布，从而启动油层低渗区原油, 提高采收率15.94%。此外，脉冲注气的注气压力比较低，与水气交替开采方式比较注入性提高。

摘要:在高温、高矿化度条件下，通过测试起泡剂浓度、温度、矿化度和压力对CO2泡沫性能的影响，筛选出了耐温、耐盐性能良好的表面活性剂作为起泡剂，并通过动态驱替实验，考察了起泡剂在高温、高矿化度条件下的CO2泡沫的流度控制和封堵能力。实验结果表明，HLB值在14~16之间的两性和非离子表面活性剂复配的起泡剂泡沫稳定性较好；高压下（15 MPa）所产生CO2泡沫更为稳定，在100℃下驱替实验所测得最大阻力因子达130，表现出良好的封堵和流度控制性能。泡沫仪测试和驱替实验结果对比表明，泡沫半衰期对阻力因子的影响更为敏感，是衡量泡沫稳定性和封堵能力的主要因素。

摘要:水基泡沫在石油钻井、驱油及矿物浮选等方面应用广泛，但泡沫本质上是热力学不稳定体系，良好的稳定性是其应用的前提。基于不同表面活性剂的协同作用，利用Waring Blender法评价复配体系的起泡及稳泡能力，由此筛选出一种高稳定性的水基泡沫体系AFS-2，测试分析其微观形态，评价其油敏性及盐敏性。实验结果表明，最优体系AFS-2的组成为：1 g/L SDS+1 g/L 3#+3 g/L PAM+3 g/L SF-1+3 g/L 十二醇；在20℃下，100 mL 的AFS-2基液的起泡量为380 mL，气泡呈球形，直径在10～100 μm之间，属于典型的细小泡沫，半衰期长达6050 min，稳定性高；0#柴油、塔河普通稠油及风城超稠油三种油品对AFS-2体系的稳定性影响较大，但重质稠油比轻质油品的破坏能力更弱，当风城超稠油浓度小于10.6 g/L时，体系半衰期仍大于3720 min；当CaCl2浓度小于1 g/L或NaCl浓度小于10 g/L时，AFS-2泡沫体系仍可保持足够的稳定性。

摘要:开发了系列含氨基磺酸型两性表面活性剂的泡沫体系，其主要成分为直链烷基碳数分别为12和14的氨基磺酸型两性表面活性剂混合物（以质量比3:1混合，简称为AS12-AS14）。按AS12-AS14的质量分数递增依次得到FJ-1、FJ-2、FJ-4、FJ-6和FJ-8体系，筛选了能与矿化度为120.67 g/L的混合盐水配伍的泡沫体系FJ-4、FJ-6和FJ-8，测定了泡沫体系在水溶液中的临界胶束浓度ccmc，并通过泡沫的半衰期（代表泡沫的稳定性）研究了它们在低于ccmc下的耐盐和抗温性能。实验结果表明：25℃下，随NaCl含量增加，FJ-6和FJ-8体系的泡沫稳定性降低，而在不超过14 g/L的CaCl2水溶液中，随着CaCl2浓度增加，FJ-6和FJ-8体系的泡沫半衰期几乎呈线性线增长。而在混合盐中FJ-6和FJ-8的泡沫稳定性并没有显著降低，这是由于混合盐中存在二价反离子Ca2+和Mg2+所致。同时，盐水中泡沫尺寸的均一性是泡沫稳定性良好的宏观表现；在温度低于80℃范围内，随温度升高，FJ-6和FJ-8体系在矿化度为120.67 g/L的混合盐水中的泡沫稳定性降低缓慢，与纯水中快速降低形成了明显对比，说明了FJ-6和FJ-8具有良好的耐温性能。

摘要:原油黏度高及储层非均质性强是影响海上油田聚合物驱开发效果的重要因素。本文采用双管并联物理模拟实验，研究了多层非均质油藏在不同注聚时机、不同注聚速度下，聚合物溶液在不同渗透率级差岩心中的分配比例，分析了岩心渗透率级差对高、低渗透层和总的采收率的影响。实验结果表明，多层聚合物驱的合理渗透率级差在5-6范围内，聚合物驱改善储层纵向非均质性较理想，能获得较高的采收率。研究结论为确定多层非均质油藏的聚合物驱合理层系组合界限提供了实验和应用依据。

摘要:为了有效地冷采非常规稠油，本文用丙烯酰胺类新型表面活性单体制备了含AMPS的疏水缔合聚合物SAP，研究了SAP溶液的黏度特性及耐温抗盐性，并进行了模型驱替稠油实验。实验结果表明：SAP聚合物的临界缔合浓度为2200 mg/L；SAP溶液在浓度大于临界缔合浓度时表现出“盐增稠”现象；在80℃恒温老化90 d后浓度为SAP溶液的黏度保留率为5%。SAP驱替稠油的采收率曲线呈现S型，水驱残余油饱和度越高，疏水缔合聚合物驱替稠油越有效，使用高浓度和大段塞的疏SAP溶液驱替稠油增加采收率效果更好。SAP乳化了的稠油呈不连续状产出，阳离子表面活性剂十二烷基三甲基溴化铵DTAB可作为疏水缔合聚合物产出稠油的高效破乳剂。

摘要:针对油田现有聚合物抗盐性差并且难以提高洗油效率的问题，合成了一种具有表面活性的耐盐型驱油剂GL，考察了它在大庆特定油藏条件下的溶液性质。研究表明：在温度45℃、矿化度2400 mg/L、浓度在250～1500 mg/L范围内，GL溶液的表观黏度均高于油田现阶段常用的HPAM溶液的。在温度45℃、浓度1000 mg/L下，二者溶液的黏度均随着矿化度的增加而降低，但GL溶液的黏度始终比HPAM高20 mPa·s左右；浓度为1000 mg/L的 GL溶液与原油形成的乳状液稳定时的析水率较低，为50%左右，而HPAM在相同条件下与原油形成乳状液的析水率达到95%。相同浓度(1000 mg?L-1)或者相同黏度(62 mPa·s)的两种溶液岩心驱替实验结果表明，GL溶液驱的采收率分别比HPAM溶液驱的高4.0%和2.6%。

摘要:研究了自制的含双键羧基甜菜碱BC的表面性能和无碱条件下与大庆原油间的界面性能。45℃时，BC的临界胶束浓度（Ccmc）为1.02×10-5 mol/L，γcmc为29.603 mN/m。油水来源为大庆一厂时，在BC质量分数为0.05%~0.20%时，BC一元体系、BC/0.09%部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）二元体系采出水溶液与原油和模拟原油间的界面张力均达到10-3 mN/m数量级，单一活性剂体系与模拟原油间界面张力降幅大于相应的原油结果，二元体系达到超低界面张力的时间比一元体系长。油水来源为大庆三厂时，BC一元体系采出水溶液与原油达到超低界面张力，且45℃老化160 d的界面张力仍保持在10-3数量级，稳定性较好。

摘要:本文以非离子型表面活性剂月桂醇聚氧乙烯醚和马来酸酐、反丁烯二酸为主要原料，合成了一种表/界面活性很高的阴-非离子型Gemini表面活性剂—— 羧化月桂醇聚氧乙烯醚马来酸双酯表面活性剂(CAPM)，并对其进行结构表征。对目标产物进行了表面、界面的性质以及真实砂岩微观模型驱替的研究。结果表明：在水中加入所合成的羧化月桂醇聚氧乙烯醚马来酸双酯表面活性剂CAPM后，水溶液的表面张力降低至27.08 mN/m，临界胶束浓度达0.163 g/L，与原油间的油/水界面张力可降低至10-3 mN/m，并可以将砂岩中的原油有效的进行驱替。

摘要:针对江汉油田高温高盐稀油油藏条件合成了SH系列阴-非离子表面活性剂C12H25O(CH2CH2O)nCH2CH(OH)CH2SO3Na，n值分别为5~9对应SH01~SH05。室内评价了该系列阴-非离子表面活性剂的界面活性和耐温抗盐性能，用物理模拟方法评价阴-非离子表面活性剂的驱油性能。研究结果表明，所合成的阴-非离子表面活性剂具有较强的耐温抗盐能力，随温度的升高或矿化度的增加，油水界面张力更低；在高矿化度（300 g/L）、高温（84℃）下，0.3%的表面活性剂SH03溶液与钟市模拟油间的界面张力能降到10-3 mN/m超低数量级；物模驱油实验表明，在水驱基础上（采收率52%左右），注入0.3 PV、质量分数0.3%的SH03溶液可提高采收率6%，注入0.3 PV的 0.3% SH03+0.3% SMG 复合体系可提高采收率12.1%。在钟市油田钟10-5井区开展的表面活性剂矿场先导试验见到增油效果。

摘要:用相对分子质量为620×104、700×104（抗盐）、1400×104的聚合物（P620、P700、P1400）和石油磺酸盐表面活性剂、Na2CO3配制弱碱三元复合体系。通过分析萨尔图油田三类油层弱碱三元复合体系在岩心中流动时，不同注入阶段采出液黏度、界面张力、注入压力及阻力系数等参数，得到三元复合体系驱油性质在岩心中的变化规律。结果表明：随着复合体系注入量的增加，表观黏度不断增大；注入后续水时，随着注入量的增加表观黏度升高到最大值后降低，P620、P700和P1400三元复合体系的最高黏度保留率分别为81.53%、17.22%和12.05%。随着驱替过程的进行，采出液界面张力先降低后升高，P700、P620界面张力最低值分别为6.59×10-2和2.38×10-3 mN/m。随P700、P620、P1400三元复合体系注入量的增加，注入压力先增大并分别达到最大值2.88、0.60、0.87 MPa；注入后续水时，注入压力降低。P620、P700、P1400弱碱三元复合体系的阻力系数分别为75.00、360.00、109.25，残余阻力系数分别为22.25、155.00、28.25。P620弱碱三元复合体系在岩心中流动达到稳定时的注入量最小。

摘要:本文开展了碱液、“碱/表面活性剂”AS二元复合体系、“碱/表面活性剂/聚合物”ASP三元复合体系对储层岩石矿物的静态溶蚀实验，考察了实验过程中液相内目标离子（Ca2+、Mg2+、Si4+、Al3+、OH-、CO32-、HCO3-和Cl-等）浓度变化规律和岩样表面主要元素（Al和Si等）含量变化。结果表明，碱对岩样的溶蚀作用主要针对黏土矿物，对长石骨架作用较小。三元复合体系处理岩样后的液相内硅铝离子浓度增加，钙、镁离子浓度降低，岩样表面硅、铝元素含量降低。随碱浓度增加、液固比增加或处理时间延长，溶蚀作用增强，表面活性剂和聚合物可以减轻碱对岩样的溶蚀作用。处理初期溶蚀作用较强，处理60 d后，液相中硅酸分子发生聚合作用，并在碱性条件下脱水生成硅垢，聚合物又促进硅胶体聚集和成垢。

摘要:本文研究了油溶性稠油降黏剂马来酸酐-苯乙烯-丙烯酸十八醇酯共聚物（MSA）的最佳合成方法，并考察了MSA加量、助剂加量、水含量以及实验温度对胜利稠油降黏效果的影响。结果表明，对于胜利稠油，MSA最佳合成条件为：溶剂甲苯、总单体质量比为1:1、丙烯酸十八醇酯、苯乙烯、马来酸酐摩尔比为6:1:2、反应温度为90℃、反应时间为4 h。MSA的最佳加量为1.0%，最佳实验温度为90℃。此外，助剂十二烷基磺酸钠的加入能明显提高MSA的降黏效果，最佳加量为0.8%。随着胜利稠油模拟油中水含量的增加，MSA降黏效果增加，当水含量达到40%时，MSA降黏率可达90%以上。

摘要:采用甲醛、苯乙酮、芳香肼为原料合成XJ系列曼尼希碱，通过正交实验得出最优合成条件为：反应温度为70℃，甲醛/芳香肼摩尔比2.9:1、苯乙酮/芳香肼摩尔比3.2:1、pH值为4、反应时间6 h。通过静态失重法和电化学方法评价了曼尼希碱缓蚀剂对N80钢的缓蚀性能。静态失重法表明，N80钢试片在加有1% XJ-3的15%盐酸中的腐蚀速率为0.256 g/m2·h，远低于SY/T 5405-1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》中的一级标准。电化学测试结果表明，该缓蚀剂是以抑制阳极腐蚀过程为主的混合型缓蚀剂，交流阻抗进一步证实了XJ系列缓蚀剂的缓蚀效果。该缓蚀剂在N80钢表面上的吸附行为服从Langmiur吸附等温式。

摘要:以山梨醇和磷酸为反应单体合成了山梨醇磷酸酯缓蚀阻垢剂(SPA)，以缓蚀率作为考察指标，研究了相关因素对SPA缓蚀性能的影响。应用静态阻垢测定方法和常压静态测定方法评价了SPA的阻垢性能和缓蚀性能，通过电化学法探讨了其缓蚀机理。实验结果表明，采用常压合成法，在山梨醇和磷酸摩尔比为3:1、酯化反应时间3 h和反应温度120~140℃下，合成的 SPA性能最佳。当质量浓度大于25 mg/L时，SPA具有较好的阻CaCO3垢性能，阻CaCO3垢率为90%以上。当加量为100 mg/L时，A3钢片在模拟水中的腐蚀速率为0.0234 mm/a，缓蚀率为85.26%。动电位扫描极化曲线表明，SPA是以抑制阴极为主的混合型缓蚀剂。

摘要:针对胜利油田临盘采油厂L95站和T9站水样，考察了结垢时间、搅拌速度、结垢温度、Ba2+/Sr2+浓度、SO42-浓度等因素对钡锶垢结垢的影响，并进行钡锶混合垢结垢实验。结果表明，在10 min内钡锶垢的结垢率已基本稳定，BaSO4结垢率约98%，SrSO4结垢率约22%。结垢时间、搅拌速度对钡锶垢结垢率基本无影响。温度（30～80℃）、Ba2+浓度对BaSO4结垢率的影响较小。随SO42-浓度增加，BaSO4结垢率增大，当SO42-浓度由1.53 mmol/L增至3.06 mmol/L时，BaSO4结垢率从94.68%增至99.97%，继续增大SO42-浓度，BaSO4结垢率不变。SrSO4结垢率随温度升高、Sr2+及SO42-浓度增加而显著增大，当SO42-与Sr2+浓度为24 mmol/L和3 mmol/L、温度大于80℃时，SrSO4结垢率达80%。当[Ba2+]/[Sr2+]/[SO42-]浓度比为2:1:6时，钡锶混合垢的结垢率为93.75%。采用连续定点结垢技术，加入6倍过量的SO42-，20 min后钡锶垢总结垢率稳定在91%左右。适度补加SO42-作为结垢促进剂是提高钡锶垢总结垢率的有效途径。

摘要:以模拟含聚污水为研究对象，在不同反应条件下对其进行电-Fenton处理，探究反应条件对电-Fenton法的化学氧化和絮凝沉降作用的影响规律。实验结果表明：絮体分形维数与上清液浊度呈负相关，其可从微观上较好地表征电-Fenton反应的絮凝沉降效果；PAM去除率及絮体分形维数在不同反应条件下呈现的规律不同，基于二者的变化规律确定的处理条件更加合理；调整电-Fenton反应参数为pH值2.6，FeSO4加量130 mg/L，H2O2加量1 ml/L，电流密度25 mA/cm2，既保证了较高的PAM去除率(95.34%)，又增大了絮体分形维数(1.8438)，将絮体沉降时间由41 min缩短至26 min。

摘要:从陕北长庆油田含菌采气污水中分离出一株硫酸盐还原菌（SRB），革兰氏染色阴性，芽孢染色阴性，表面不光滑，有鞭毛，作摇摆式运动；菌体呈杆状或弧状，尺寸为(0.6~0.8) mm×(1.0~5.0) mm，在SRB测试瓶中呈阳性反应，确定该菌株属于脱硫弧菌属（Desulfovibrio）。液体在无外加Fe2+条件下培养2 d后的菌数约9.5×108个/mL。在适宜条件下分离得到的SRB液体培养6 h后进入对数生长期，48 h达到生长最高峰，稳定约4 h后进入衰亡期。通过电化学阻抗谱和动电位扫描极化曲线法研究了20R钢电极在SRB菌液中的腐蚀行为。结果表明，腐蚀速率随SRB初始浓度的增加而增大，但不呈线性增长，20R钢在SRB原液、稀释10倍、稀释100倍、对照培养基中浸泡3 d的腐蚀速率分别为0.0922、0.0343、0.0284、0.0281 mm/a；在稀释100倍SRB菌液中浸泡7 d的腐蚀速率为0.0578 mm/a，随着浸泡时间的增加，腐蚀速率增大，且其对阴极的促进作用大于阳极。

摘要:将硅钼黄分光光度法用于三元复合驱采出液中硅离子的定量分析，考察了碱(NaOH)、聚合物(HPAM)、表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(LAS)对硅离子定量分析的影响。结果表明，水样中含有的LAS（0~2400 mg/L）和NaOH（0~7200 mg/L）对硅离子的定量分析几乎无影响。高浓度NaOH(＞7200 mg/L) 对测定的影响可以用盐酸消除。在pH值为1.2、高分子量HPAM（M=3500万）加量为0~80 mg/L时，随着HPAM浓度增加，溶液吸光度增大。这一影响不能通过加入1 mL丙酮消除，但可用蒸馏水稀释消除。低分子量（M=300万）、低浓度（0~40 mg/L）聚合物几乎不影响硅离子测定。该法可准确、快速地分析三元复合驱采出液中的硅离子含量，标准曲线的线性回归方程为：A=0.0145c，相关系数R2为0.9996，线性范围0~20 mg/L，测定的准确度大于98%，相对标准偏差1.39%，重现性较好。

摘要:采用灰色关联熵分析法研究了胜利油田典型区块稠油W/O乳状液稳定性与稠油组成（极性四组分、有机杂原子与过渡金属含量）和油品性质（稠油极性组分偶极矩）的关联，结合稠油W/O乳状液液滴的粒径大小分布及稠油极性四组分Zeta电位，分析了乳状液的稳定机理。用SV值表征乳状液稳定性，SV值越大，乳状液稳定性越好。结果表明，极性四组分、有机杂原子与过渡金属含量与乳状液SV值的关联度从大到小分别为：胶质(0.9945)>饱和分(0.9928)>芳香分(0.9901)>沥青质(0.9597)，N (0.9993)>O (0.9918)>S (0.9667)，Ni (0.9891)>Fe (0.9852)>V (0.9845)，胶质、N及Ni含量与SV值的关联度最大，对乳状液稳定性有重要影响。稠油极性组分偶极矩与SV值的关联度依次为：胶质(0.9929)>沥青质(0.9916)>芳香分(0.9796)，胶质的偶极矩是影响乳状液稳定性的关键因素。3-12-182区块稠油的极性四组分Zeta电位绝对值最大，W/O乳状液中液滴粒径最小、尺寸分布最集中（0.5~1.5），SV值最大（1026.70），乳状液最稳定。

摘要:针对三次采油中常用的含碱体系，介绍了原油中的碱水乳化活性组分，主要为有机酸、起辅助作用的非酸含氧化合物和其他非酸组分。有些原油还含有影响其碱水乳化性能的特殊微量组分，如硅氧烷、氨基酸和苯胺。综述了含碱体系驱油机理，包括降低界面张力、润湿反转、乳化、增大水相黏性、改变原油流变性、增溶刚性膜和热力学分析，以及碱、盐等影响因素。

摘要:通过查阅近二十年国内外相关文献，总结了国内外油气田水系统钢材腐蚀的电化学研究进展。根据油气田水质的特点，分析了CO2、H2S、Cl—、硫酸盐还原菌、温度和pH值等因素对钢材腐蚀速率的影响，并总结了腐蚀机理。针对各个因素对钢材腐蚀的影响提出了相应的防护措施，进一步指出溶解氧、腐生菌和铁细菌等其他腐蚀影响因素以及多种腐蚀介质共存条件下的钢材腐蚀机理可能成为今后的研究热点。