摘要:采用线性回归分析方法对微泡沫钻井液的流变数据进行分析，优选出微泡沫钻井液的最佳流变模式为幂律模式τ=Kγⁿ；研究并讨论了气体含量、压力和温度对其流变性的影响。结果表明，当泡沫体积分数大于24%时，微泡沫钻井液的高剪切应力随泡沫含量的增加而显著增大，而低剪切应力无明显变化。压力对微泡沫钻井液流变性的影响小于温度的影响。微泡沫钻井液具有较好的高温稳定性（100~150℃），随温度的升高未出现明显增稠或减稠现象。对各温度下的流变数据进行线性回归，得到不同温度下微泡沫钻井液的本构方程，线性相关系数均大于0.99。并由此得到微泡沫钻井液的流性指数n和稠度系数K与温度T的相关表达式: n=5.2584×10^-9 T⁴-2.0122×10^-6 T³+2.8151×10^-4 T²-1.6739×10^-2 T+0.8298，(R²=0.9982)；K=-1.0769×10^-8 T⁴+4.7940×10^-6 T³-8.2658×10^-4 T²+5.8472×10^-2 T-0.1180，(R²=0.9998)。

摘要:以脂肪酸、小分子胺为原料合成羧-胺类小分子抑制剂，考察了胺种类、脂肪酸链长、酸与胺摩尔比以及抑制剂加量对膨润土线性膨胀率的影响。根据正交实验和单因素实验得到最佳的酸胺反应组合为月桂酸-二乙烯三胺（1:2），其次为油酸-四乙烯五胺（1:2），抑制剂加量0.5%。在0.5%月桂酸-二乙烯三胺产物中，膨润土在20 min内迅速水化膨胀，90 min时膨润土的线性膨胀率为24.3%，为同条件下4.0%氯化钾溶液中的43.5%，是蒸馏水中的32.8%；在0.5%油酸-四乙烯五胺产物中，膨润土在40 min内迅速水化膨胀，90 min时膨润土的线性膨胀率为33.2%，是氯化钾溶液中的59.4%，是蒸馏水中的44.9%。泥球实验结果表明，在月桂酸-二乙烯三胺产物中浸泡的泥球水化膨胀程度明显降低，对膨润土的抑制效果好于油酸-四乙烯五胺产物。室温下，这两种羧-胺类产物对水基钻井液有一定的增黏作用。加入0.3%月桂酸-二乙烯三胺产物后，钻井液的表观黏度（AV）提高1.9倍；加入0.5%油酸-四乙烯五胺产物消泡后，钻井液AV提高1.0倍。加入月桂酸-二乙烯三胺产物、油酸-四乙烯五胺产物后，KD-03聚合糖钻井液体系黏度增加，AV分别提高2.4倍、3.5倍，配伍性较好。

摘要:自制表面活性剂REB、RDB含有单B-O螺环（REB含羟基），ROB含有双B-O螺环。3种表面活性剂的表面活性较好，REB、RDB、ROB的临界胶束浓度（ccmc）分别为2.7×10-4、1.0×10-3、0.8×10-4 mol/L，γcmc分别为29.6、20.8、28.3 mN/m。在基浆中加入1.0% REB、RDB、ROB，可使滤饼的黏滞系数（Kf）从0.1944分别降至0.1139、0.1051、0.1139。加入ROB的基浆起泡严重，基浆密度小于0.7 g/cm3，不适宜作为钻井液润滑剂。含0.5% REB基浆的Kf在常温和80℃热滚16 h后的值分别为0.1495和0.2123，耐温性较差。含1.0% RDB基浆热滚前后的Kf分别为0.1228和0.1495，抗温性较好。含1.0% RDB基浆在加入4% NaCl前后的Kf分别为0.1228和0.1317，抗盐性较好。可作为钻井液用润滑剂。

摘要:在钻井液中加入防黏附剂，防止钻头泥包或局部被钻屑黏附是提高钻速有效手段之一。通过腐植酸磺化－酰氯化－酰胺化一系列反应合成了钻井液防黏附剂，筛选出最佳合成条件为：腐植酸与浓硫酸在质量体积比3:5、温度160℃的条件下反应8 h，生成磺化腐植酸；然后与过量二氯亚砜在70℃下反应6 h，生成腐植酰氯；最后按腐植酰氯与脂肪胺质量比25:4加入脂肪胺，在0～10℃下反应 4 h。对防黏附剂性能的评价结果表明，防黏附剂可将钻头和岩屑表面由强亲水性转变为弱亲水性，并能大幅降低钻井液表面张力。防黏附剂质量分数由0增至1.5%时，水溶液润湿接触角由33°增至68.3°，表面张力由74.4 mN/m降为42.0 mN/m。4%膨润土浆中加入2%防黏附剂，润滑系数由0.43降至0.27；膨润土岩心在1.5%防黏附剂水溶液中的膨胀率为1.6%（2 h）和3.5%（16 h），润滑性和抑制性较好。

摘要:为提高复杂漏失地层的承压堵漏强度，研究了温变增稠剂对堵漏水泥浆、常规桥堵承压堵漏体系和网状纤维堵漏体系的触变性能与堵漏性能的影响规律。实验结果表明：常温条件下，温变增稠剂对承压堵漏体系的流变性能影响不大，这对堵漏剂的泵送有利；当浆体温度升高到70℃以上，温变增稠剂通过交联反应，产生温变增稠作用，体系的表观黏度>150 mPa·s，提高了承压堵漏剂的凝胶结构强度，触变性增强，使堵漏剂由液态变成半固态塑性浆体结构，从而在漏失地层有效驻留并快速形成封堵屏蔽层，在6 mm滚珠模拟的大孔道漏失层和6 mm模拟裂缝中的承压强度>5 MPa。

摘要:室内评价了两种地面交联酸在不同交联比、120℃和170 s^-1的耐温耐剪切性，常温和90℃时的携砂性以及90℃下的破胶特性。配方一基酸由20% HCl+0.8%~1.2%稠化剂DMJ-130A+2.5%缓蚀剂DJ-04+0.5%助排剂DJ-02+1.2%铁离子稳定剂DJ-07+0.5%破乳剂DJ-10组成，交联剂为有机金属化合物DMJ-130B；配方二基酸由20% HCl+0.6%~1.0%高分子聚合物FA-214+2.5% DJ-04+0.5% DJ-02+1.2% DJ-07+0.5% DJ-10组成，交联剂为有机金属化合物AC-14。配方一在交联比为100:0.8时的黏度基本在100~250 mPa×s之间，剪切50 min后大于200 mPa×s；交联比为100:1.0时，黏度基本在80~170 mPa×s之间，剪切37 min后的黏度约100 mPa×s。配方二在交联比为100:1.0时，剪切20 min后的黏度为40~57 mPa×s；在交联比为100:1.3时的初期黏度变化较大，剪切15 min后，从600 mPa×s急剧下降并维持在60 mPa×s左右。陶粒在两种地面交联酸和常规瓜尔胶交联液中的沉降速率接近，为2.4×10^-3~3.8×10^-3 mm/s。两种地面交联酸与碳酸盐岩岩心在90℃反应4 h后，地面交联酸均可完全破胶，配方二稍快一些。配方一较配方二具有更好的携砂能力和减缓H+传递、增大活性酸有效穿透距离及裂缝扫油面积的性能。

摘要:用自主研发的酸液体系酸岩反应动力学参数测定装置，测定了4种酸液（常规酸、胶凝酸、转向酸、交联酸）与碳酸盐岩间的反应速率，并研究了同离子效应的影响。结果表明，常规酸、胶凝酸、转向酸、交联酸平均酸岩反应速率分别为6.0909×10^-6、5.4583×10^-6、10.6005×10^-6、4.8191×10^-6 mol/(cm²·s)，加入CaCl₂和MgCl₂后的平均酸岩反应速率分别为3.3935×10^-6、5.1353×10^-6、9.0923×10^-6、4.7386×10^-6 mol/(cm²·s)。与鲜酸酸岩反应相比，加入同离子后，常规酸酸岩反应变得平缓，相同反应时间下的酸浓度增加；在反应8、4、12 min后，同离子效应分别对胶凝酸、转向酸、交联酸酸岩反应的影响增大。4种酸液的黏度大小依次为交联酸（250 mPa·s）＞胶凝酸（31 mPa·s）＞转向酸（18 mPa·s）＞常规酸（3 mPa·s）；加入同离子后，4种酸液反应速率降幅依次为常规酸（44.29%）＞转向酸（14.23%）＞胶凝酸（5.92%）＞交联酸（1.68%）。同离子效应的影响反比于酸液的黏度，黏度越大，同离子效应的影响越小。

摘要:用具有超分子结构的阴离子型表面活性剂VES-HT01与6% KCl复配，得到新型耐高温低伤害的阴离子VES压裂液。压裂液性能评价结果表明，在100 s^-1剪切速率下，随温度升高，压裂液黏度先增加后降低，在100℃左右达到最高值180 mPa·s，150oC时的黏度为55 mPa·s。在140℃、170 s^-1下剪切60 min，黏度基本保持不变。黏弹性较好。25℃、100℃下陶粒在压裂液中的沉降速率分别为5、33 mm/min，悬砂性较好。在50℃、100℃下分别加入2%、1%柴油静置120 min后，压裂液黏度为3 mPa·s，无残渣，破胶液表面张力为23.5 mN/m。抗菌性良好。成本与常规瓜尔胶压裂液相当。

摘要:针对陕北低渗透油田地质特征和温度（80℃），按配方3% 20碳磺酸盐类阴离子表面活性剂（D3F-AS05，自制）+6% KCl+0.6% KOH+0.2% EDTA得到阴离子型表面活性剂压裂液。研究了该压裂液的流变性、黏弹性、抗剪切性、悬砂性和气体破胶性能。结果表明，剪切速率为170 s^-1时，80℃下压裂液黏度为90~100 mPa·s，随剪切时间增加，压裂液黏度基本不变，流变性良好。压裂液的储能模量和耗能模量比值为39.2，远高于瓜胶压裂液的储能模量和耗能模量的比值（2），表现出较好的低黏高弹特性。剪切速率从170 s^-1变为0、200、500 s^-1后再恢复至170 s^-1，压裂液黏度随之变化后再恢复至90~100 mPa·s，抗剪切性较好。二氧化碳气体注入压力由0增至4 MPa，压裂液黏度由65 mPa·s迅速降至2 mPa·s；天然气注入压力由0增至12 MPa，压裂液黏度降低一半；氮气不改变压裂液黏度。温度变化分别为40℃、60℃、80℃、100℃，该阴离子型表面活性剂压裂液黏度先增加后降低，在80℃时达到最大，平均为94 mPa·s左右；单粒径陶粒支撑剂在其中的平均沉降速率逐渐增大。相同温度下（不超过100℃），单粒径陶粒在瓜胶中的平均沉降速率明显大于在阴离子压裂液中的值，而10%砂比陶粒在阴离子压裂液中的平均沉降速率最小。

摘要:压裂液黏弹性与悬浮支撑剂的能力息息相关，是压裂液性能的重要参数，也是决定压裂施工成败的关键因素之一。本文就羟丙基瓜尔胶HPG、合成聚合物FA92压裂液的基液和冻胶及黄原胶溶液进行了黏弹性和支撑剂单颗粒沉降速率测试。结果表明，HPG和FA92基液以黏性为主。稠化剂质量分数从0.2%增至0.5%时，20℃下二者的储能模量G′分别从0.16、0.12 Pa增至0.88、0.45 Pa，耗能模量G″分别从0.16、0.18 Pa增至1.86、0.86 Pa，支撑剂沉降速率分别从15.190、15.380 cm/min降至0.729、0.952 cm/min。浓度越高，黏性越大，对支撑剂的悬浮能力增强。温度升高，液体黏弹性减小。黄原胶溶液具有较大的弹性，且弹性远远大于黏性，20℃时0.5%黄原胶溶液的G′、G″分别为7.17、2.81 Pa，60℃时分别为5.774、2.514 Pa。20℃、60℃下支撑剂在0.5%黄原胶溶液中沉降速率分别为0、0.075 cm/min，悬浮能力强，可在非交联状态下作为压裂液使用。HPG和FA92冻胶以弹性为主。室温下，交联剂质量分数从0.1%增至0.5%时，HPG+硼砂冻胶、HPG+BCL-81冻胶、FA92+FAS-301冻胶的G′分别从0.29、0.13、0.56 Pa增至0.90、6.02、8.31 Pa，G″分别从0.50、0.75、0.87 Pa增至0.77、1.05、0.98 Pa，支撑剂沉降速率分别从0.891、0.094、0.015 cm/min降至0.009、0.006、0 cm/min。交联剂浓度越高，冻胶弹性越大，对支撑剂的悬浮能力越强。FA92冻胶的弹性较HPG冻胶的大，对支撑剂的悬浮能力最强。

摘要:针对阜东斜坡区头屯河地层特低渗透砂砾岩岩心，通过流动试验系统评价了胍胶压裂液静滤失、动滤失以及破胶液对天然岩心、天然岩心粉末制备的填砂管渗透率的影响。岩心静滤失试验表明，胍胶压裂液滤液对阜东斜坡区头屯河地层岩心不产生伤害。在岩心动滤失过程中，胍胶压裂液在渗透率为9.61×10^-3μm²的岩心端面会形成滤饼，由此导致对岩心的伤害率达到25%；但胍胶压裂液在渗透率为0.32×10^-3μm²、46.20×10^-3μm²的岩心端面几乎不会产生滤饼，岩心伤害率低于10%。该结果说明动滤失过程中滤饼的状态除与压裂液有关外，还取决于孔隙介质。此外研究发现，在水测渗透率为1300×10^-3μm²填砂管中注入含有320mg/L残渣的破胶液，渗透率下降达80%。研究结果对阜东斜坡区头屯河地层压裂设计提供指导。

摘要:常规深部调驱剂的放置及工艺设计没有考虑由于压力场和流体场变化而形成的分级分区。本文研究了一种等压降梯度逐级深部调驱方法，即根据地层压降曲线进行逐级级次划分，将地层划分为近井地带、远井地带和地层深部。由于每个地带的压力梯度不同，故需要不同强度的段塞，进而依据等压降梯度原则，即调驱剂的突破压力梯度等于地层压力梯度，筛选每个段塞的堵剂，并对调驱段塞进行组合，最终根据产出投入比对段塞组合进行优化，实现了在地层不同位置放置不同强度的调驱剂。并且在现场选择了两口注水井进行了试验，调驱后压力平均升高3.25 MPa，含水率平均下降3.04 %，净增油420 t。

摘要:胜利油田G89-1区块属于高温、低渗、非均质油藏。针对该油藏研发了耐温抗酸CO2气驱封窜剂，其配方如下：丙烯酰胺4.5%（质量分数，下同），N,N-亚甲基双丙烯酰胺0.05%，改性剂0.3%，乳化型引发剂0.25%, 甲醛溶液0.25%，缓聚剂ES0.5%。该凝胶溶液的pH为3~7时，成胶时间可控制在6 h左右，受pH影响较小，形成的凝胶在126℃、pH = 3条件下放置3个月，黏度基本无变化。封窜剂体系在126℃、CO₂压力0~10 MPa条件下，成胶黏度达到150×10⁴mPa·s以上。该凝胶的抗剪切性能良好，在183 s^-1下搅拌20 min后，黏度仍达62×10⁴ mPa·s。填砂管封堵实验表明，该体系能显著降低地层渗透率，注水冲刷40 PV后封堵率大于90%。填砂管驱油实验表明，该体系有很好的CO2封窜性能，同时能进一步提高原油采收率9.32%。

摘要:基于研制出的适用于高温高盐油藏的新型起泡剂DLF，对其表/界面张力、起泡能力、稳定性、耐油性等静态性能以及驱油效率和提高采收率等动态性能进行了测试和评价。实验结果表明，DLF的最佳适用浓度为0.5%，在优选浓度下的表/界面张力以及起泡性能和稳定性均能达到最优水平，且DLF泡沫具有很好的耐油性能以及洗油能力，模拟油藏条件下可提高洗油效率达23.06%。在低张力洗油和泡沫的调堵、分流的综合作用下，DLF低张力泡沫驱可以维持较长时间的同步分流调剖效果，最大限度地挖潜高、低渗岩心，尤其是低渗岩心中的剩余油，后续水驱结束后，综合采收率提高28.9%，低渗岩心提高约48.8%，高渗岩心提高约21.6%。

摘要:研制了一种适用于稠油蒸汽驱防深部蒸汽窜的液流转向剂（由2%改性甲阶酚醛预聚体和1%缓释酸组成），并考察了该体系的延缓缩聚性、抗高温性及长期稳定性。实验表明：改性甲阶酚醛预聚体在高矿化度盐水中，如200 g/L的氯化钠、4.1 g/L氯化钙、7 g/L六水合氯化镁等盐水中均能形成均相、透明、低黏的水溶液。80℃以下老化1周，溶液状态稳定，满足转向剂被选择性注入到地层深部高渗通道的要求。在高温蒸汽的作用下，缓释酸快速分解产酸，催化甲阶酚醛预聚体缩聚固化，形成封堵率高、封堵强度大、耐水流冲击的酚醛树脂。200℃下老化3个月或120℃盐水中老化半年后，凝胶物化性能变化很小，可有效减少多轮次同层位重复调堵施工。

摘要:针对胜利普通稠油油藏，研究了地层水硬度、矿化度、原油对泡沫剂DHF-1泡沫性能的影响，考察了DHF-1与驱油剂烷基苯磺酸盐表面活性剂WT的配伍性，通过驱替实验比较了不同驱替方式的驱油效果。结果表明，随地层水硬度和矿化度的增加，DHF-1的起泡体积与半衰期逐渐降低。地层水硬度为120 mg/L(CaCl₂)时，DHF-1的起泡体积与半衰期分别为155 mL与65 s，泡沫体系界面开始浑浊；地层水矿化度为20 g/L时，DHF-1的起泡体积与半衰期分别为168 mL与43 s，泡沫体系有不溶物产生。随原油加量增加，DHF-1半衰期迅速降低；原油与DHF-1质量比小于0.3时，DHF-1起泡体积变化较小，之后迅速降低。WT对DHF-1的起泡性能无不利影响。随DHF-1加量增加，驱油体系油水界面张力降低，DHF-1与WT质量比为20时的界面张力为0.05013 mN/m。蒸汽-泡沫-驱油剂复合驱最终采收率为72.1%，比蒸汽驱提高14.6%，复合增效效果显著。

摘要:碱木素冻胶是一种较好的可用于蒸汽驱的高温堵剂，但作为其交联剂的酚醛树脂由石化产品苯酚和甲醛合成，费用相对较高。对碱木素进行羟甲基化改性提高其化学活性，然后用羟甲基化碱木素（HKLF）部分取代甲阶酚醛树脂(CPF)合成了碱木素甲醛树脂。其最佳合成条件为：NaOH用量占原料总质量的0.75%，反应时间3.5 h，反应温度85℃，碱木素和甲醛质量比3:1，HKLF取代CPF的比例为20%。用10%碱木素与4%碱木素甲醛树脂交联剂配制成碱木素冻胶溶液（pH=10.00）。成胶前的初始黏度为3.8 mPa·s (25℃)，泵入性能好；室温下以3000 r/min搅拌5 h，冻胶强度损失为5.44%，抗剪切性良好；200℃下的成胶时间为1.5 h，冻胶强度达到最大值0.092 MPa，成胶温度范围为120~250℃；可在200℃放置1个半月，强度损失为4.12%，热稳定性良好。岩心封堵实验结果表明，随着填砂管堵前渗透率的减小，突破压力增大，封堵率减小，蒸汽突破压力最低为3.52 MPa，封堵率最小值为96.6%；渗透率级差越大，碱木素冻胶进入高渗透层越多，剖面改善率最高可达3.638。与CPF相比，碱木素甲醛树脂性能较好，价格低。

摘要:在高温高压反应釜中，以甲酸为供氢体、以金属镍盐催化剂组成催化体系，研究了牛圈湖原油水热裂解反应的影响因素，考察了不同催化剂体系、原油性质及反应温度对水热裂解反应后原油降黏率和原油SARA组成的影响。结果表明，油酸镍、环烷酸镍、硫酸镍催化体系对地面脱气原油的降黏率分别为65.3%、52.6%和55.7%，优选油酸镍催化体系为水热裂解反应的催化剂。水热裂解催化反应后，胶质和沥青质减少，饱和烃和芳香烃增加。原油中的重质组分越多，水热裂解反应越剧烈，原油的降黏效果越明显。水热裂解催化反应后，渣油、地面脱气原油、模拟地层油在45℃下的降黏率分别为90.41%、64.78%和55.78%。原油中胶质和沥青质含量是影响水热裂解反应的主要因素，渣油、地面脱气原油、模拟地层油中胶质、沥青质转化为饱和烃和芳香烃的转化率分别为36.50%、26.51%和16.73%。280℃、220℃、180℃、100℃反应温度下模拟地层油的降黏率分别为56.43%、55.78%、48.23%和14.14%，最佳反应温度为220℃。水热裂解反应后原油中胶质、沥青质断裂成小分子的饱和烃是原油永久性降黏的主要原因。

摘要:辽河油田重力泄水辅助蒸汽驱已取得显著开发效果，但开发过程中冷凝水的泄水规律尚不明确。采用玻璃刻蚀的均质和非均质可视岩心进行模拟实验，在2块玻璃中间形成一个由孔隙和喉道组成的水平油藏模型。通过图像采集系统采集驱油过程图像并转化为计算机数值信号，对比重力泄水前后的图像，并通过实验数据分析岩心的均质性、压差对泄水规律的影响。结果表明，重力泄水过程中，冷凝水并非均匀下泄，而是沿着一定的泄水通道下泄。泄水通道形成前期，瞬时泄水量随压差的变化不明显；中期瞬时泄水量随压差增加而增大；后期趋于稳定。均质岩心泄水通道形成的时间较非均质岩心提前；泄水通道形成后，压差对非均质岩心瞬时泄水量的影响大于均质岩心。

摘要:针对Oriente油田高温、高盐的实际条件，首先对选定的3种聚合物驱油剂进行黏浓、黏温及稳定性性能评价。研究表明：3种聚合物驱油剂的黏度随聚合物浓度的增大而增大，APP5驱油剂增黏幅度明显大于另外两类聚合物驱油剂，且聚合物APP5驱油剂在浓度为2500 mg/L时，可以满足该油层理论要求的黏度值。但是，由于油层高温（95℃）下，单一聚合物APP5驱油剂不能持续维持理论需求黏度值。在单一聚合物驱油剂中按聚合物、Cr³⁺质量比60:1加入质量分数为2.7%的醋酸铬，同时加入200 mg/L缓凝剂（主要成分为羟基羧酸盐—酒石酸钠），进行交联。结果表明：凝胶在60 d后，黏度均趋于平稳，且聚合物、Cr³⁺质量比60:1的Cr³⁺/APP5凝胶能满足油层理论黏度值。通过室内物理模拟实验结果表明：在油田平均含水率达到90%时，转注0.6 PV Cr³⁺/APP5凝胶驱油剂，油田经济效益达到最佳状态。

摘要:将10-羟基葵酸与氯丙烯反应得到具有长亲水链结构的新型功能单体B。利用反相乳液聚合法，将癸烷、乳化剂、丙烯酸、丙烯酰胺和单体B混合，以偶氮二异丁腈的盐酸盐为引发剂，合成梳形大分子聚合物乳液comb。研究了pH值，AM、AA、单体B、引发剂加量，单体总质量分数，聚合温度和反应时间对comb特性黏数的影响，并通过正交实验确定了高特性黏数梳形大分子乳液的最优合成条件：反应温度40℃，pH值7，单体总质量分数40%，AA、单体B和引发剂分别占单体总质量的20%、5%和0.15%，反应时间6 h。在最佳聚合条件下合成的comb有效含量30%，特性黏数22.9 dL/g。

摘要:在前人的工作基础上设计了一个近井地带剪切模拟装置，选用两种较为典型的聚丙烯酰胺类聚合物——部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和疏水缔合聚丙烯酰胺(HAPAM)进行室内实验，研究两种聚合物溶液经剪切后的渗流特性。实验结果表明：随着吸水强度的增加，两种浓度为1750 mg/L的聚合物溶液的黏度和黏度保留率快速下降。由于自身的疏水缔合作用，HAPAM溶液剪切后具有高于HPAM溶液的黏度及黏度保留率。在吸水强度10 m³/(m·d)和20 m³/(m·d)条件下剪切两种聚合物溶液，经剪切后的HAPAM溶液的阻力系数和残余阻力系数远大于HPAM溶液的，HAPAM溶液的阻力系数损失率小于HPAM溶液，而残余阻力系数损失率大于HPAM溶液。经剪切后的HAPAM溶液具有更高的驱油效率，剪切后HAPAM的溶液原油采收率损失略高于HPAM溶液的。

摘要:在埕岛油田埕北油水条件下，考察了烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠(APEC(Na)) 阴非离子表面活性剂乙氧基（EO）数、温度、无机盐、溶液pH值对油水界面张力的影响。结果表明，APEC(Na)中的EO数为6时的油水界面张力最低6.5×10^-3 mN/m。温度由30℃增至80℃，0.3%的APEC(Na) （EO数=6）海水溶液与埕北原油间的界面张力由5.6×10^-2 mN/m降至6.4×10^-3 mN/m；在APEC(Na)完全溶解后，温度（50~80℃）对界面张力的影响不明显。单一NaCl、Na2SO4、NaHCO3、CaCl2、MgCl2无机盐对APEC(Na)降低油水界面张力产生影响。随无机盐浓度升高，界面张力均先降低后升高；阳离子类型对界面张力的影响强于阴离子类型。Na₂SO₄、MgCl₂、CaCl₂加量分别为25×10⁴、10×10⁴、25×10⁴ mg/L时，界面张力最低，分别为1.2×10^-3、2.2×10^-3、5.8×10^-3mN/m，Mg²⁺对APEC(Na)界面活性的影响最大。在APEC(Na)海水溶液中加入1% NaOH，EO数为7的APEC(Na)可使原油界面张力达到最低值2.9×10^-3 mN/m；随EO数为7的APEC(Na)海水溶液pH值升高，油水界面张力先降低后升高，pH值为13.4（NaOH加量1%）时的界面张力最低。

摘要:针对表面活性剂在地层的吸附损耗影响降黏剂的驱油效果，本文建立了非离子/阴离子降黏剂体系浓度测定方法并用于测定降黏剂体系的吸附损耗。结果表明：对筛选适用于孤岛中二区的阴离子表面活性剂XJ-1+非离子表面活性剂OP-10复配降黏剂体系，分别采用两相滴定法和硫氰酸钴盐比色法测定XJ-1和OP-10的浓度；复合降黏剂油砂饱和吸附量为16.28 mg/g；在油砂吸附前后，质量分数0.15% XJ-1+0.15% OP-10~ 0.3% XJ-1+0.3% OP-10的降黏剂体系与原油间的界面张力变化不明显，0.3%XJ-1+0.2%OP-10降黏剂体系驱油比单一水驱油提高采收率15.6%。

摘要:以郑王稠油采出液为研究对象，配制航空煤油模拟油-水乳状液，研究了滨南利津联合站所用的SH降黏剂（非离子和阴离子表面活性剂复配而成）对油水界面张力、zeta电位、界面扩张流变性和乳状液稳定性的影响，分析了油水界面性质与模拟油-水乳状液稳定性的关系。结果表明，SH降黏剂质量分数由0增至0.05%时，油水界面张力、油滴的zeta电位变化较小，而扩张模量由16.18 mN/m迅速降至4.60 mN/m，弹性模量由13.76 mN/m降至3.54 mN/m，黏性模量由85.12 mN/m迅速降至29.46 mN/m，脱水率由4.4%迅速增至83.1%，此时界面膜强度的减小是影响乳状液稳定性的主要因素，扩张模量越小则乳状液稳定性越差；当SH降黏剂加量由0.05%增至0.3%时，界面张力由48.93 mN/m降至35.50 mN/m，zeta电位绝对值由7.83 mV逐渐降至3.95 mV，扩张模量、弹性模量、黏性模量逐渐增至7.38、6.42、36.52 mN/m，脱水率降至60.0%。SH降黏剂加量在低于0.3%的范围内，扩张模量与模拟乳状液的脱水率有很好的关联，可以用扩张模量表征模拟油-水乳状液的稳定性。

摘要:依据轨道能量理论，结合多齿配体与金属离子形成的五元或六元环鳌合物很稳定的特性，将多个具有缓蚀作用的官能团或结构连接到一个分子上，设计了一种具有缓蚀作用的硫脲基咪唑啉分子。以油酸、多乙烯多胺、硫脲为原料，合成了橙黄色硫脲基咪唑啉，并用红外光谱进行了结构表征。以合成的硫脲基咪唑啉为缓蚀剂主剂，复配表面活性剂、吡啶、甲醛、丙炔醇等，得到防H2S腐蚀的缓蚀剂XL-1。缓蚀剂XL-1具有良好的缓蚀性能，在25℃、H₂S质量浓度2500 mg/L、XL-1加量0.25%时，碳钢腐蚀速率为0.013 mm/a，缓蚀率达95.3%。温度从25℃升至90℃，碳钢腐蚀速率从0.007 mm/a增至0.023 mm/a，缓蚀率从95.3%降至89.0%，抗温达90℃。随NaCl加量的增大，碳钢腐蚀速率增大，缓蚀率降低。在XL-1加量0.5%、NaCl质量分数10.0%、H2S加量2500 mg/L、腐蚀温度55℃的条件下，H2S对碳钢的腐蚀速率为0.027 mm/a，缓蚀率为87.3%。与川渝地区地层水、常用入井液或化学剂混合后，分散均匀，不分层，碳钢缓蚀率大于92%，相容性良好，适用于含硫气田的化学防腐作业。

摘要:以自制的环氧琥珀酸盐为原料，采用阴离子聚合法合成聚环氧琥珀酸（PESA），并对产物进行红外光谱表征；考察了影响PESA相对分子质量和产率的六种因素，利用电导率法分析评价了系列PESA对油田污水中常见垢（碳酸钙垢、硫酸锶垢、硫酸钡垢）的阻垢效果。红外光谱测试结果表明PESA被成功合成。通过改变反应条件，得到了相对分子质量在350~1300范围、产物平均收率在65%左右的一系列聚环氧琥珀酸。PESA的阻垢性能与相对分子质量及使用浓度有关，最佳相对分子质量范围为1100~1300，且存在“溶限效应”，实际应用中需要针对垢的类型和成垢离子的浓度，选用PESA的最适宜相对分子质量及其最佳用量。

摘要:油田注聚产出液中，由于残余聚合物具有螯合钙离子的能力，常规化学方法难以准确而快速地评定其结垢趋势。采用电化学石英晶体微天平（EQCM）技术可以准确而快速地对含聚合物采出水进行碳酸钙加速结垢评价。研究表明，极化电位、温度和钙离子浓度对结垢影响较大。电位阴极极化程度越大、温度越高、钙离子浓度越大，结垢趋势越明显，结垢速率越快。线性聚丙烯酰胺（HPAM）使金电极表面结垢速率降低，50 mg/L HPAM抑制结垢的效率大于500 mg/L HPAM。极化电位越大，碳酸钙晶体数量越多、尺寸越大、聚集越明显。HPAM对碳酸钙晶体形貌的影响较大。无聚合物时，结垢产物以六面体晶体状为主。在低极化电位下（-0.6 V），碳酸钙垢晶体为片球状和六面体结构；在高极化电位下（-1.4 V），碳酸钙晶体呈现不规则圆形堆积物（50 mg/L HPAM）或花型结构（500 mg/L HPAM）。电场和聚合物在碳酸钙晶体上的吸附作用是造成这些形貌上差异的主要原因。

摘要:针对SZ36-1油田聚合物驱生产污水组成特点，分别测定不同相对分子质量、浓度及水解度的疏水缔合聚合物对污水表观黏度、污水中油滴粒径、Zeta电位、油水动态界面张力、油水平衡界面张力、油水界面扩张黏弹性等指标的影响。研究结果表明：生产污水中所含降解后低相对分子质量聚合物会增加污水黏度，吸附于油水界面增强生产污水中O/W型乳液滴的负电性，增加油水界面膜弹性强度，增强污水乳化程度和稳定性，降低污水中油滴的聚并效率。

摘要:辽河油田集输站落地稠油污染1号土壤为松散的硬固体，含油7.4%、含水率17.8%、密度2.64 g/cm³、pH值7.8；稠油污染2号土壤为黏结的软固体，含油21.5%、含水率35.6%、密度2.23 g/cm³、pH值7.8。污染1号土壤的稠油含饱和烃29.11%、芳香烃22.54%、胶质30.26%、沥青质18.08%；污染2号土壤的稠油含饱和烃25.19%、芳香烃26.23%、胶质32.49%、沥青质16.09%。从稠油污染土壤中富集、分离、筛选出1~5号菌株。以稠油为唯一碳源，1~5号菌株对原油的降解率分别为20.0%、6.1%、22.5%、12.7%、34.7%。选择降解率较高的5号菌和对环境适应性良好的1号菌作为优势菌。1号菌的最佳N、P源分别为(NH₄)₂SO₄和K₂HPO₄，降解率分别为28.13%和15.16%；5号菌的最佳N、P源分别为KNO₃和KH₂PO₄，降解率分别为49.12%和50.04%。0.15% H₂O₂具有良好的氧化降解效果和促进作用，但单独使用的降解率为25%（60 d）。添加表面活性剂后，含油土壤60 d内的降解率大幅提高，吐温-80、吐温-40、鼠李糖脂最高降解率分别达73%、70%、84%。选择0.1%吐温-80和0.1%鼠李糖脂复合表面活性剂作为油污土壤微生物降解的渗透剂。通过小型扩大修复实验，经过80 d的修复，1号、2号稠油污染土壤的降解率分别为66.7%和73.5%，降解效果良好。

摘要:岩心阳离子交换含量（CEC）对地层岩心水化特性有重要影响，是测井过程中的重要数据。实验选用大庆油田凝灰质砂岩?岩心，?通过pH计法测定对岩心CEC进行测定，考察了不同地层水矿化度?及水型及矿化度?、离子交换温度、岩心粒度粒径对岩心CEC测定值的影响，并分析了岩心粒径对CEC的影响?。实验结果表明，岩心在NaHCO₃溶液中浸泡时，随盐加量的?增大，岩心CEC测定值减小；当矿化度大于1.00×10⁴ mg/L时，CEC基本稳定。：不同两种地层水水型对岩心CEC测定值的影响规律基本一致，CEC均都是?随着矿化度的增大而CEC减小?；矿化度相同时，Na₂SO₄地层水处理后岩心的CEC稍大于NaHCO₃地层水。?随离子交换温度升高，离子交换更充分，岩心CEC增大。当矿化度大于10000mg/L时CEC基本稳定。?岩心颗粒粒径越小，CEC越大；200~250目（粒径75~58 μm），岩心的CEC为3.11 mmol/100 g；当岩心目数粒度?径大于?200目时，CEC基本稳定。对比粒径为100~-120目与200~-250目的岩心的CEC计算的薄膜电位计算值与实测值的岩心薄膜电位进行对比分析，200~250目发现?岩心粒径为200-250目时的CEC测定值更准确。

摘要:老油田重复酸化是油井增产和注水井降压增注的重要手段，本文对国内常用的各种酸液体系进行了介绍，分析了各种酸液体系在老油田的重复酸化效果，总结了各种酸液在老油田酸化中的优缺点，为后续的复重酸化提供参考。

摘要:综述了近年来乳状液体系在驱油和调剖堵水中，包括乳状液驱油、自发乳化驱油、微乳液驱油、乳状液调剖、乳化稠油堵水等相关技术，同时分析了乳状液体系在三次采油中的发展趋势。

摘要:目前构建蠕虫状胶束主要是使用黏弹性阳离子表面活性剂，而对阴离子蠕虫状胶束的研究和利用还较少。针对这一问题，本文首先介绍了表面活性剂构建蠕虫状胶束的分子几何学特征参数理论；以此为基础，详细阐述了使用无机类反离子和有机类反离子诱导阴离子表面活性剂形成蠕虫状胶束的机理和方法；介绍了黏弹性阴离子蠕虫状胶束溶液在油田开发中的应用；最后指出阴离子表面活性剂构建蠕虫状胶束的发展方向。

摘要:液体泡沫性能测试是指使用特定方法使液体发泡，通过观测液体泡沫生成或衰变过程对其进行评价。围绕液体泡沫的评价指标、泡沫的产生和观测方法进行了论述。介绍了“发泡力”和“泡沫稳定性”的表征方法，总结了多种发泡方法及其评价指标的特征，论述了传统和现代观测技术及其应用，分析了各测试方法的适用范围及优缺点，为泡沫性能测试实验方案的确定提供参考。