摘要:核桃青皮粉末相变温度为166.0℃。将其作为水基钻井液添加剂，粉末目数大于120目的降滤失作用略好。性能评价结果表明：核桃青皮质量分数由0增至1.0%，钻井液表观黏度（AV）和塑性黏度(PV)变化较小，滤失量(FL)由12.9降至7.7 mL，降滤失率达40.3%。随着老化温度的升高，核桃青皮处理水基钻井液黏度先升高后逐渐降低，核桃青皮在水基钻井液中的降滤失作用逐渐减弱，大于160℃后失去降滤失作用。核桃青皮水提取液对膨润土的水化膨胀有明显的抑制作用，钙基膨润土在0.3%、0.5%、1.0%核桃青皮水提取液中的膨胀率（1.5 h）分别为50.18%、46.10%、39.88%，低于4.0% KCl溶液的56.51%。核桃青皮加量为0.3%时，与改性淀粉的配伍效果好于聚丙烯酰胺，前者降黏降滤失，后者增黏降滤失。与杂多糖甙(KD-03)钻井液配伍效果良好，可使FL降低0.6~0.7 mL，能强化悬浮岩屑性能、滤失造壁性和润滑性。

摘要:针对当前无固相钻井液抗温能力较差，无法满足深部潜山高温储层保护技术需要，研制了一种超高温增黏剂SDKP，采用红外光谱、核磁氢谱和凝胶色谱表征和测定了SDKP的分子结构和相对分子质量，采用热重分析研究了其分子链的热稳定性，评价了其在无固相水基钻井液中的增黏、抗温、抗盐性能。采用环境扫描电镜（ESEM）和流变仪对其增黏机理进行了探讨。结果表明，SDKP具有良好的增黏性和热稳定性，能有效提高无固相钻井液的黏度，在淡水、盐水无固相钻井液中的抗温能力达180℃，抗温增黏效果优于国外同类代表性处理剂HE300。SDKP分子在水中形成了由微米级纤维束构成的紧密的空间网状结构，且在盐水中也能形成连续的缔合结构；SDKP水溶液具有高温增黏特性，且在盐水中也具有一定的高温增稠特性。SDKP在辽河兴古潜山马古-H117井高温水平井段进行了现场应用，应用结果表明，以SDKP为主处理剂形成的卤水无固相钻井液具有良好的流变性和热稳定性，确保了该井水平段安全、顺利施工。

摘要:以废弃动植物油脂、乙醇胺、对甲基苯磺酸、双氧水和白油为原料，制得棕褐色的钻井液用润滑剂BZ-BL，其密度为0.9 g/cm³、凝固点-15℃、荧光级别为3级。合成BZ-BL的最佳条件为：乙醇胺加量7%、催化剂对甲基苯磺酸加量5%、反应温度135~140℃、反应时间4 h。性能测试结果表明：加入0.5% BZ-BL后，4%盐水浆和饱和盐水浆润滑系数降低率分别为76.9%和67.4%，抗盐能力良好，抗温达180℃。对现场聚合物、硅基和钾盐聚合物体系井浆的流变性和滤失性能影响较小，提高了三种井浆的润滑性，配伍性良好。不影响水中生物的生长，对环境友好。在大港油田10余口井的现场应用表明，BZ-BL具有优异的润滑性能，与各种钻井液添加剂配伍性好，不污染环境，可满足深井、大位移井、水平井等钻井作业要求，是环境敏感地区勘探开发理想的处理剂，应用和推广前景较好。

摘要:早期纤维素压裂液存在配液难、耐温差、破胶不彻底、对地层伤害大等问题。本文介绍的速溶无残渣纤维素压裂液基液由0.4%羟乙基羧甲基纤维素FAG-500、0.2%增黏剂FAZ-1、0.5%调节剂FAJ-305组成。分析了该压裂液的抗盐性、耐温耐剪切性、携砂性、破胶性、动态滤失及伤害性。结果表明，在中等矿化度（242~2444 mg/L）条件下，基液黏度约为67.5 mPa·s，在pH 4.5~5.0下，在基液中加入交联剂FAC-201形成冻胶。在120℃、170 s^-1条件下，压裂液冻胶剪切70 min后的黏度约为150 mPa·s，可满足低于130℃储层压裂需求。加入0.002%破胶剂过硫酸铵后，冻胶在100℃、170 s^-1条件下剪切1.5 h后的黏度约为200 mPa·s，破胶剂不影响施工时体系的流变性能。破胶后无残渣，破胶液表面张力为24.44 mN/m，界面张力3.20 mN/m。在90℃下，0.3% FAG-500压裂液冻胶的储能模量G′和耗能模量G″分别为7.2 Pa和1.6 Pa。砂比为40%的交联冻胶携砂液在90℃水浴加热6 h后，无沉砂现象，携砂性能良好。压裂液对岩心的渗透率损害率为24.75%。该纤维素压裂液具有速溶易配制、酸性交联、无需防膨剂等特点。在长庆油田两口致密油井和两口致密气井进行了现场应用，施工成功率大于95%，施工有效率100%。

摘要:针对酸化施工的需要，研制了一种润湿反转多效添加剂PA-VERT，通过界面张力、润湿角测定以及物模实验评价了其界面活性、润湿反转性能、助排性、防水伤害能力和洗油能力。实验结果表明，PA-VERT界面活性优异，可将油水界面张力降至10^-2 mN/m数量级；经过1%PA-VERT溶液浸泡处理后，砂岩、碳酸盐岩表面由油湿转变为水湿；作为入井流体添加剂使用时可以降低恒定压力下的水侵速度，并且通过降低油驱水的压力，可有效解除水锁伤害，具有良好的助排性能和防水伤害的能力。

摘要:对4种调驱剂聚合物纳米球、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）溶液、Cr³⁺聚合物凝胶和聚合物表面活性剂的黏度、分子线团尺寸、微观聚集态、驱油效果及其液流转向效果进行了研究和机理分析。结果表明，浓度相同时，调驱剂的黏度从大到小依次为：聚合物表面活性剂>Cr³⁺聚合物凝胶>HPAM溶液>聚合物纳米球（约2 mPa·s）。水驱至含水40%后转注0.38 PV调驱剂，采收率增幅从大到小依次为：Cr³⁺聚合物凝胶(14.5%)>HPAM溶液(10.2%)>聚合物表面活性剂(6.8%)>聚合物纳米球（-5.1%）。液流转向效果实验结果表明，调驱结束时，Cr³⁺聚合物凝胶、HPAM溶液、聚合物表面活性剂、聚合物纳米球调驱后的低渗透层采收率增幅分别为：24.7%、16.5%、10.3%、3.1%，低渗透层分流率分别为：20.8%、12.4%、9.7%、3.2%。聚合物分子聚集态是影响黏度及液流转向效果的主要因素。聚合物纳米球、HPAM溶液、Cr³⁺聚合物凝胶和聚合物表面活性剂的水动力学半径Rh(0.267、0.066、0.079和0.771 μm)均小于0.46R（R为岩石孔喉半径），理论上难以形成稳定封堵，其聚集态分别为颗粒状、线网状、局部网状和区域性网状。Cr³⁺聚合物凝胶在岩石孔喉内的滞留量和流动阻力最大。聚合物表面活性剂黏度较高，但与岩石的孔喉配伍性较差，易在注入端面发生堵塞。

摘要:以白油为连续相、Span80/OP10复配乳化体系为乳化剂、质量分数为40.0%的丙烯酰胺水溶液为分散相，配制了含43%白油、24.7% Span80/OP10(质量比26:74)复配乳化剂和36.4%丙烯酰胺水溶液的反相微乳液。在反相聚合过程中引入无机核蛭石制备了具有核壳结构的蛭石/聚丙烯酰胺复合微球（PAMCMS），并以产物中复合微球的粒径、溶胀性能及乳液稳定性为指标，考察了引发剂用量、交联剂用量、搅拌速率和反应时间对聚合反应的影响。当引发剂用量为0.09%、交联剂加量为0.025%时，在温度为40℃、搅拌速率为300 r/min的条件下反应8 h可获得粒径达680.4 nm的蛭石/聚丙烯酰胺复合微球PAMCMS。激光粒径分析仪和光学显微镜分析结果显示，所制得的PAMCMS的平均粒径为680.4 nm；在40℃恒温水浴下去离子水中溶胀10 h后的粒径达2792 nm，增大了近4倍。

摘要:针对存在水驱优势通道的低温低渗透油藏的稳油控水问题，开展了多组分交联聚合物凝胶室内研究。从多组分交联聚合物凝胶的静态成胶性能、流变性、分流特性、封堵性能以及运移深度几个方面研究了其性能与非均质地层中优势通道的匹配关系。实验结果表明，在实验温度（40℃）下，多组分交联聚合物凝胶的初凝时间为3 h左右，完全成胶时间为24 h，成胶强度大于50000 mPa?s；成胶前呈现"剪切变稀"行为；对于渗透率级差大于10的非均质地层，选择封堵性较好；堵剂在注入量为0.3 PV的情况下，对渗透率为600×10^-3、1000×10^-3、10000×10^-3μm²的优势通道的封堵能力较强，在渗透率10000×10^-3μm²填砂管中的最终运移深度可达到总长度的3/5处，在1000×10^-3和600×10^-3μm²填砂管中的最终运移深度可达到2/5处。

摘要:为了探索油田开发过程中各种驱替方式下有效解决厚油层内部高渗透层或平面上高渗透条带对驱油效果的影响，考察了超细纤维封堵剂——CZZL-10对填砂管和人造岩心的封堵效果。水驱填砂管实验结果表明，CZZL-10驱替后填砂管的渗透率比水驱时降低了90%以上，驱替压力增大10.6倍；聚合物驱封堵实验结果表明，加CZZL-10驱后的渗透率比单独聚合物驱时降低了80%以上，驱替压力增大7.4倍。人造均质岩心实验结果表明，岩心渗透率高，CZZL-10的封堵效果明显。岩心水测渗透率分别为435×10^-3、666×10^-3、953×10^-3 μm²时，CZZL-10对岩心的封堵率分别为40.0%、66.7%、57.6%，岩心残余阻力系数分别为1.6、3.0、2.1。封堵后岩心最低水测渗透率为222×10^-3 μm²，达到了堵而不死的目的。用超细纤维聚合物溶液封堵3层非均质岩心，非均质变异系数越大、渗透率级差越大的岩心，高渗透层封堵效果越好，高渗透层分流率大幅下降，中、低渗透层分流率大幅上升，实现了扩大波及体积，提高采收率的目的。

摘要:锦91块已进入吞吐开发后期且水淹严重，边底水稠油油藏转蒸汽驱缺乏理论依据。实验采用三层非均质人造岩心，气测渗透率分别为500×10^-3、1000×10^-3、1500×10^-3 μm²，中心5口生产井，外围4口饱和油的辅助生产井，右边4个进水口模拟充足的边水水体，靠近边水有宽度为2 cm的高渗（渗透率16000×10^-3 μm²）过渡带。分析了压差、温度、边水距离等因素对边底水水侵敏感性的影响。结果表明：在45℃、压差（ΔP）分别为0.04、0.06、0.08 MPa时，实验前期和后期，瞬时水侵量Q与ΔP的关系分别为Q=0.0021×e^72.8ΔP×t (t=0~75 h)和Q=0.007×e^51.708ΔP×(t-75)+0.157e^72.64ΔP (t=75~125 h)。压差较小时，Q与时间近似为线性关系；随着压差的增加，瞬时水侵量变化曲线出现拐点；水侵后期瞬时产水量趋于稳定。温度由45℃增至75℃，生产井见水时间延后，温度对距离边水较远的生产井见水时间影响最为明显。距离边水越近，水淹越严重。在诸多水侵敏感因素当中，压差对水侵规律的影响最为明显。此结果为重水淹区转蒸汽驱开发提供了依据。

摘要:高浅北区稠油油藏平均地层温度65℃，原油地下黏度90.34 mPa·s，已经历多次调剖调驱，含水已达97%。为了寻找提高采收率接替技术，进行了空气泡沫驱室内实验研究。微观模型驱油实验表明，泡沫驱的主要机理是封堵和乳化作用。在静态空气氧化实验中，该油藏原油可在模拟油藏条件下缓慢氧化，氧化速率为（2.261×10^-5～2.448×10^-5 molO₂·h^-1·[mL(oil)] ^-1，随压力、温度升高而增大。在物理模拟驱油实验中，在水驱采收率12.35%的基础上，依次进行的空气驱、空气泡沫驱、后续水驱、后续空气驱分别提高采收率36.47%、14.12%、11.18%、0；驱替过程中产出气中CO₂和O₂含量变化指明原油发生了氧化；注入压力变化指明空气泡沫的封堵作用。对于高浅北区稠油油藏，空气泡沫驱是可行的。

摘要:对于长庆油田低渗高矿化度油藏，空气泡沫复合驱提高采收率是可行、有效的方法。本文评价了高矿化度地层水、原油等地层介质对8种起泡剂发泡性能、稳泡性能的影响；起泡剂对原油和高矿化度地层水的表面张力和黏度的影响。这8种起泡剂分别为高级醇聚氧乙烯醚硫酸钠，椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯，十二烷基苯磺酸钠，辛基酚聚氧乙烯醚（TX-10），烷基酚聚氧乙烯醚（OP-10），椰子油烷醇酰胺6501，醇醚羧酸盐，FLH非离子渗析剂，依次按1~8编号。长庆油田注入水水型Na₂SO₄，矿化度1.1 g/L，pH值6.5；地层水水型CaCl₂，矿化度82.2 g/L，pH值5.95；原油密度0.85 g/cm³，黏度6 mPa·s。结果表明，6~8号起泡剂与长庆油田地层水不配伍。1~5号起泡剂使注入水和地层水的表面张力降低一半，对原油表面张力和黏度无影响。将配液用水由注入水改为体积比1:1的注入水、地层水混合水后，1~5号起泡剂的泡沫体积变化较小，3~5号起泡剂的泡沫半衰期没有变化，1号起泡剂泡沫半衰期由70增至260 min，2号由60降至25 min。在5% 1号起泡剂溶液中加入1%原油，泡沫体积由398降至388 mL、泡沫半衰期由70降至7 min，洗油能力较好。1号起泡剂高级醇聚氧乙烯醚硫酸脂钠符合长庆油田空气泡沫驱的要求。

摘要:对起泡剂XHY-4(阴离子表面活性剂)开展了空气泡沫驱和表面活性剂驱两种驱油方法的效果研究。单管岩心驱替实验结果表明，两种驱油方式下，采收率增幅均随起泡剂浓度的增加而增大并逐渐稳定；起泡剂质量分数相同时，空气泡沫驱采收率增幅高于表面活性剂驱；在XHY-4加量为0.1%时，泡沫驱增幅为8.5%，表面活性剂驱为3.4%。双管并联岩心驱替实验结果表明，表面活性剂驱综合采收率增幅为5.47%，高渗管为7.6%，低渗管为3.3%，含水率由99.55%降至94.95%；泡沫驱综合采收率提高16.5%，高渗管为13.82%，低渗管为19.53%，含水率由98.08%降至70.97%。表面活性剂驱以提高洗油效率为主，而空气泡沫驱以提高低渗管波及体积来提高采收率，低渗管累计增液量为0.14 PV。

摘要:从烷基醇酰胺类表面活性剂、磺基甜菜碱类表面活性剂、EO磺酸盐类表面活性剂、氟碳类表面活性剂和十二烷基硫酸纳（SDS）起泡剂中优选出泡膜数小于1的氟碳类表面活性剂和起泡性能优异的SDS复配体系。用Waring Blender法评价起泡剂的泡沫性能。结果表明，JSC-6氟碳表面活性剂的耐油性较好，在含油10%时的泡沫体积为320 mL、析液半衰期2.5 h、综合指数2285.7。SDS与助剂ZC-1复配后，在含油10%时的泡沫体积为330 mL、析液半衰期15 min、综合指数235.7，具有一定的耐油起泡性，但稳定时间短。稳定剂部分水解聚丙烯酰胺使JSC-6体系和SDS体系的稳定性提高，半衰期由36和10 min分别增至126和68 min。在含油饱和度较低时（低于25%）,SDS体系起泡能力优异，综合指数高，具有一定优势；而当含油饱和度高于25%时，氟碳表面活性剂则表现出更好的起泡能力和更长的稳定时间。

摘要:为研究大庆油田聚合物驱油过程中含聚污水配制聚合物体系的可行性，通过配制等浓度的驱油体系，对体系的黏度和抗剪切性能、黏弹性、稳定性、分子线团尺寸等性能参数进行测定，在此基础上进行了注入能力和驱油效果评价。结果表明：不同水质配制稀释聚合物体系的聚合物性能、注入能力和驱油效果为：清水配制、深处理污水稀释体系均优于聚合物浓度为0 的污水配制、稀释体系和用生化水配制、稀释体系；在配制浓度相同的条件下，聚合物溶液体系的性能随配液污水中聚合物浓度升高而增强，污水中的残余聚合物具有良好的增黏性。含聚污水配制稀释聚合物在大庆油田具有广泛的适用性，针对大庆油田二类油层，在综合考虑聚合物溶液的注入能力和驱替效果的前提下，建议采用含聚合物浓度为200率400 mg/L的物化污水配制、稀释聚合物体系，能够在等聚合物干粉用量条件下实现最佳的综合利益。

摘要:针对聚合物驱过程中吸液剖面返转现象，通过模拟渤海某油藏的地质条件，从不同黏度的同质聚合物溶液在低渗透层的分流率出发，研究了聚合物溶液黏度对注聚过程中吸液剖面返转的影响规律，并开展了浓度为1500 mg/L的剪切后黏度分别为30.5 mPa·s和130.8 mPa·s的异质聚合物（HPAM和HAPAM）溶液段塞组合的驱油实验。结果表明，聚合物溶液黏度增加，聚合物驱时吸液剖面返转时机将提前，低渗透层分流率先升后降，并且分流率的峰值会增大，注入聚合物溶液黏度过低或者过高都不利于提高采收率。对于渤海某油田，过炮眼后聚合物溶液黏度控制在15~30 mPa·s范围之内较为合适。高黏度HAPAM溶液对非均质油藏改善效果要强于低黏度HPAM溶液，但其相应的注入压力也更高，对于海上正在实施聚合物驱的某多层非均质油藏，采用高黏-低黏异质聚合物溶液交替注入方式对非均质油藏改善效果更加明显。

摘要:针对目的海上稠油油藏地质特征、流体性质和现场施工工艺，通过岩心驱替实验、岩心CT扫描和理论分析，开展了岩心渗透率、水冲刷作用及原油黏度对聚合物驱相对渗透率和驱油效率影响研究。结果表明，随岩心渗透率增加，油相相对渗透率降低，驱替相渗流阻力减小，水相相对渗透率增高，波及区域面积增大，两相流跨度带增大，最终采收率增加；水冲刷对岩心孔隙结构的“携屑”和 “剥蚀”作用会扩大孔喉半径，增大岩心渗透率，其对相渗透率曲线和驱油效率的影响与岩心渗透率增大造成的影响相同；随原油黏度增加，油水两相相对渗透率降低，驱替相黏性指进现象加剧，渗流阻力增加，波及区域面积减小，两相流跨度带减小，最终采收率降低。

摘要:针对地层温度为82℃的国外某油藏，通过室内试验，进行梳形聚合物驱油技术的可行性研究，评价了梳形聚合物溶液的热稳定性、剪切稳定性、抗温性、抗盐性，分析了梳形聚合物的剪切流变性和黏弹性，并在此基础上采用天然岩心进行驱油实验，对梳形聚合物溶液的段塞尺寸、段塞浓度、注入方式进行优化。结果表明：在82℃下老化30 d后,浓度为1500~2000 mg/L的梳形聚合物溶液黏度保留率仍大于40%；以1500 r/min的转速剪切梳形聚合物溶液120 min后，聚合物溶液的黏度仅降低8.95 mPa·s；与普通聚合物相比，梳形聚合物具有良好的抗温性和抗盐性，并且梳形聚合物溶液属于非牛顿流体。在聚合物段塞浓度相同的条件下，聚合物段塞尺寸越大，聚合物驱采收程度愈大；在聚合物段塞尺寸相同的条件下，聚合物溶液段塞浓度愈大，聚合物驱采收程度愈大；建议梳形聚合物段塞浓度为2000 mg/L，段塞尺寸为0.3 PV，注入方式为整体段塞注入。

摘要:在实际油藏条件下，通过测定实验室针对目标油藏研制的羟磺基甜菜碱表面活性剂HSB01溶液与目标油藏原油间的界面张力，系统考察了表面活性剂HSB01对目标油藏的注入水、采出水及地层水的适应性、与目标油藏所用聚合物的配伍性、对目标油藏天然油砂的抗吸附性以及长期放置的稳定性。实验结果表明：甜菜碱表面活性剂HSB01对目标油藏的水质有着良好的适应性，与聚合物的配伍性良好，甜菜碱表面活性剂在0. 25~2 g/L浓度范围内，都可达到超低界面张力；经天然油砂吸附9次后1.5 g/L HSB01 +1.5 g/L FP3640D二元体系与原油间界面张力依然保持超低，抗吸附效果好；在50℃下放置90 d后，1.5 g/L HSB01 +1.5 g/L FP3640D二元体系与原油间的界面张力能够维持超低，稳定性良好。此外，羟磺基甜菜碱HSB01对目标油藏以外的另两种原油也有着良好的界面活性，适用性广。

摘要:为适应临南油田注弱碱性水开发需要，研发弱碱性水条件下的驱油表面活性剂对于油田增产增注具有重要意义。临南油田采出水为中性水，pH值6.89，矿化度44118 mg/L；处理水为弱碱性水，pH值7.88，矿化度39116 mg/L。通过测试不同类型表面活性剂与原油间的界面张力，优选出脂肪醇醚磺酸盐和烷醇酰胺类非离子表面活性剂构成的复合体系CDS6，探讨了溶液介质对界面张力的影响，优化了注入段塞和注入浓度。优化的复合体系CDS6组成为：0.1% CEOS6+0.2% CDA01。以中性水和弱碱性水作为介质时，CDS6体系与原油间的界面张力分别为5.84×10^-3和1.70×10^-3 mN/m，弱碱性水与CDS6复配具有较好的降低界面张力的协同作用。物模驱油实验结果表明，弱碱性水配制的CDS6驱油效率高于中性水。在注入量0.4 PV时，0.3% CDS6弱碱性水溶液的驱油效率为57.33%，比水驱提高10.66%。

摘要:在50℃下，通过室内实验优选出一种化学降压增注体系，组成为：0.05%双子表面活性剂HA-1+0.1%乙醇胺MEA+0.1%甲醇。该体系可使油-水瞬时最低界面张力降至3.78×10^-5 mN/m。考察了降压增注体系改变岩石润湿性的能力以及耐盐、耐温性能。结果表明，该体系可将油湿表面反转为水湿表面，33 h后模拟地层水与岩心表面的接触角从130°降至60°。NaCl加量为5000～20000 mg/L时，油水瞬时最低界面张力可达10^-2~10^-5 mN/m。CaCl₂加量为50~200 mg/L时，最低界面张力可达10^-3 mN/m数量级，平衡界面张力保持在10^-2 mN/m数量级。该体系适用于Na⁺加量5000～20000 mg/L、Ca²⁺加量小于200 mg/L，温度为40~70℃的油藏。岩心驱替实验结果表明，注入降压增注体系后，水驱压力降低20%，降压效果明显。

摘要:底水油藏开发受到底水锥进的影响，具有无水采油期短、见水后含水率上升速度快甚至暴性水淹等特点，给油田开发带来不利影响。本文以新疆吐哈红连油藏地质特征和流体性质为实验平台，开展了底水油藏开发效果及其影响因素实验研究。结果表明，对于底水比较发育油藏，扩大水驱注入速度采收率仅为17.7%，，采用两性离子聚合物凝胶调剖剂封堵底水后采收率增至28.4%。调剖后二元复合驱的驱油效果好于聚合物的驱油效果，在调剖剂用量相同条件下，单井封堵后二元复合驱采收率为25.9%，油水井同时封堵后二元复合驱采收率为29.5%，可见，与单独实施水井封堵相比较，同时对油水井底水实施封堵作业可以获得更好的水驱和化学驱增油效果。

摘要:分析了管输原油流动改性剂对原油含水率上升、外排水化学需氧量增加、炼化设备腐蚀的影响。针对下游炼化企业对管输原油流动改性剂的质量要求，在评价管输原油流动改性剂时，需新增脱水性、可生化性和有机氯含量三个评价指标。给出详细室内实验方法。用该方法评价乙烯-乙酸乙烯酯共聚物、烷基酚聚氧乙烯醚、聚氧乙烯聚氧丙烯共聚物三种原油流动改性剂，其脱水比分别为89%、75%、96%，外排水的五日生化需氧量和化学需氧量比值分别为0.33、0.48、0.89，有机氯含量分别为0.95%、0.23%、0.02%。聚氧乙烯聚氧丙烯共聚物流动改性剂对原油脱水、外排水可生化性能、有机氯含量的负面影响较小，满足炼油生产的要求。

摘要:为了更加高效准确地评价沥青质分散剂，首次利用测定掺稀后黏度变化的实验方法取代现有沉淀评价方法，结合对现有市售分散剂的评价结果，分析了原有方法的缺点与不足。利用新方法探索了不同基团、链长、结构对分散剂分散性能的影响。结果表明，在用沉淀法测定时，强极性的烷基苯磺酸和长链离子液体分散剂出现增稠现象。针对塔河某掺稀井最为合适的沥青质分散剂应是具有C18烷基链长、含有2~4个极性头基团的多胺类非离子型表面活性剂。在此基础上，以油酸和二乙烯三胺合成了新型的长链烷基酰胺二胺型沥青质分散剂。通过掺稀黏度法测得，新合成的分散剂与沥青混合液在30、60℃下的平均黏度为890和277 mPa·s，比常用的Span80多元醇类分散剂分别提高27%和46%。

摘要:通过红外光谱法确定降凝剂的主要成分为聚乙烯-醋酸乙烯酯。对来自黑龙江、大连、吉林的0号柴油(依次编号为1~3)进行降凝剂感受性实验。结果表明，聚乙烯-醋酸乙烯酯降凝剂对柴油的感受性较好，可使1~3号柴油的凝点分别降低31、9、26℃，冷滤点分别降低18、12、21℃。2号柴油总正构烷烃含量（17.74%）高于1号（14.29%）和3号（13.03%）柴油，其C10~C19含量占总含量的87.2%。2号柴油的正构烷烃含量较高，因此其降凝效果较1、3号差。采用了偏光显微镜、差示扫描量热法（DSC）以及X射线衍射法（XRD）研究了降凝剂对蜡晶形貌和热力学的影响。加入降凝剂后，蜡晶颗粒由不规则的细长棒状变成细小的类球状。DSC分析结果表明，加剂后1、2号柴油析蜡高峰值温度由-1.46、-2.38升至0.46、2.41℃，结晶峰斜率均变小，在相变过程的固-液相变能（ΔH）绝对值由3278、5.283降至3.459、1.737 J/g。降凝剂通过改变固-液相变能来改变柴油的低温流动性。XRD测试结果表明，降凝剂与柴油发生了共晶作用，蜡晶聚集方式改变，单一晶型生长速率降低。综合偏光显微镜与DSC以及XRD结果说明，降凝剂的降凝机理是成核理论与共晶理论的共同作用。

摘要:本文考察了一种疏水缔合聚合物BCG-1溶液的粘弹性，使用自制的流动回路摩阻测试系统测定了不同浓度下疏水缔合聚合物水溶液的摩阻性并进行了现场试验。实验结果表明：不同浓度的BCG-1水溶液的第一法向应力差N1均随剪切应力的增大而增加，高剪切应力条件下，表现出更强的弹性效应，且浓度越大，相同剪切应力条件下第一法向应力差N1的值越大；浓度小于临界缔合浓度时，G'小于G〞，分子链之间的缔合作用较弱，溶液中没有形成有效的空间结构,随着BCG-1浓度高于临界缔合浓度后，G'大于G〞，分子链之间的缔合作用增强；随着浓度的增加，疏水缔合聚合物溶液的G'和G"逐渐接近平行，疏水缔合作用对黏弹性的贡献所占比例逐渐减小，分子主链之间的相互缠结作用对黏弹性的贡献所占比例逐渐增大。降阻率随浓度的增加先上升后降低，在强剪切作用下，分子主链之间解缠结作用所需时间更长，水溶液的流动性减弱，降阻能力反而下降。增加相对分子质量并不是提高聚合物降阻能力的唯一方法，疏水缔合聚合物浓稠水溶液体系同样具有良好的降阻能力，现场施工表明，最高降阻率超过70%。

摘要:配制了一系列油水比不同的原油乳状液,并考察了原油乳状液的黏度和黏弹性。结果表明：原油乳状液含水率越大，分散相液滴体积越小，原油乳状液的黏度越大；当含水率低于30%时，原油乳状液呈现牛顿流体行为，黏度随温度和剪切速率的变化不是很明显；含水率超过30%时，原油乳状液呈现非牛顿流体行为，黏度随温度和剪切速率的变化较明显；含水率越大，原油乳状液的线性黏弹区越小，结构越不稳定，乳状液也越不稳定；加入破乳剂后，原油乳状液的黏度降低；含水率越大，原油乳状液脱水率越大，乳状液越不稳定。

摘要:采用化学氧化法合成了羧甲基纤维素（CMC）掺杂态聚苯胺（PANI）；用傅立叶红外光谱(FTIR)对合成产物进行表征；采用电化学交流阻抗和动电位极化方法研究了PANI在油田回注水中的缓蚀性能。结果表明：PANI在油田回注水中对Q235钢的缓蚀效率随其浓度的增大而增大，PANI质量浓度为0.4 g/L时的缓蚀效率为90.8%；PANI是一种阴极型缓蚀剂，在回注水中对Q235钢的缓蚀作用机理为“几何覆盖效应”；CMC的掺杂是提高缓蚀性能的重要原因。

摘要:基于硅钼酸、氯化钡、聚醚多元醇形成三元络合物的原理，用紫外分光光度法测定钻井液中剩余硅钼酸的吸光度（A），通过A与聚醚多元醇的含量成线性关系来定量聚醚多元醇。具体步骤为：取3.5 mL经过稀释的待测样品，加入稀盐酸调节pH值为2。加入1 mL 300 g/L氯化钡溶液，静置5 min，在9000 r/min转速下离心5 min。加入100.00 μL硅钼酸水溶液，静置30 min，在9000 r/min转速下离心5 min，上清液在210 nm处出现峰值。A与聚醚多元醇质量分数W的线性关系为A=?0.1196W+0.6732，线性相关系数0.996。用该法测得江苏油田梁X15井1450 m钻井液中的聚醚多元醇质量分数为1.01%，相对标准偏差2.0%。

摘要:利用显色反应法检测油田用双子季铵盐缓蚀剂的残余浓度，以百里香酚蓝为显色剂，经过反复实验确定了最佳显色剂用量为0.4%、NH₄Cl-NH₃缓冲溶液用量为10 mL、显色时间为60 min，得到甲硝唑改性不对称双子季铵盐（季铵盐-01）吸光度与浓度标准曲线用于测定缓蚀剂浓度。同时，还研究了干扰离子、聚丙烯酰胺、含油量对检测结果的影响。该测试方法可靠准确性高，其平均加标回收率达到98.6%，可在油田现场进行推广。当Ca²⁺<4000 mg/L，Mg²⁺<1800 mg/L，Fe³⁺<1.5 mg/L时，该检测方法的误差<5%。当PAM（相对分子质量50万）浓度小于200 mg/L时，吸光度与缓蚀剂浓度仍能呈线性关系。污水中原油对检测结果的影响较大。

摘要:油砂作为一种重要的非常规石油资源，其性质及分离方法研究引起了国内外越来越多的重视。本文介绍了油砂润湿性在油砂分离过程中的作用，阐述了油砂润湿性的测定方法及其测定过程中的影响因素，分析了风化对油砂润湿性的影响，最后介绍了润湿性对油砂可处理性的影响。

摘要:综述了三元复合驱工艺中地层和采油装备表面严重的结垢问题及其危害。基于三元复合驱中结垢的原因、污垢的构成及组织分析以及结垢过程的影响因素，对采油装备表面污垢产生机理的研究前景和解决方案进行了探讨，指出今后采油装备表面防垢研究的发展方向。