摘要:以丙烯酰胺（AM），2- 丙烯酰胺-2- 甲基丙磺酸（AMPS）和氯化N- 甲基-N- 烯丙基咪唑（MAC），烯丙醇聚氧乙烯醚（APEG）制备了一种耐温耐盐四元共聚物AM/AMPS/MAC/APEG，并对该聚合物进行了红外、核磁表征，考察了聚合反应条件对聚合产物防膨率的影响，探讨了不同条件下合成聚合物溶液及其与KCl 复配体系对膨润土的防膨能力以及对伊利石和泥页岩水化作用的影响。结果表明：最佳合成条件为：单体总量为20% ，单体配比AM/AMPS/MAC/APEG为90∶5∶3∶2，引发剂（亚硫酸钠/过硫酸铵，摩尔比1∶1）加量0.2% ，pH值4，反应温度40℃。合成聚合物具有较强的抑制能力。浓度为20g/L 合成聚合物溶液对膨润土的防膨率为79% ，且能明显降低伊利石的水化膨胀应力，同时30g/L 合成聚合物与5 g/L 的KCl 复配后能够将泥页岩在水溶液浸泡后的压入硬度保留率由在水中的21.7%提高至69%。图7 表3 参13

摘要:以淀粉和一种自制的同时带有磺酸基和季铵阳离子的烯烃单体为原料合成了一种耐温性能可达180℃的改性淀粉YS，并考察了其降滤失性能、抗盐及抗钙性能、耐温性能及抑制性能。研究结果表明：YS在淡水基浆、海水基浆、饱和盐水基浆、复合盐水基浆及含钙盐水基浆中均具有较好的降滤失效果；添加1.5% 数2.5% 的YS 后，钻井液的滤失量均可显著降低并控制在10mL之内；抗盐及抗钙性能均可达到饱和，且随含盐量的增加，降滤失效果和提黏切能力反而增强；与淡水基浆相比，加入2.0% YS后的基浆的表观黏度上升率可由300% 降至73.3% ；与清水相比，2.0% YS水溶液可将黏土块的线性膨胀率由51.5% 降至10.2% ，YS表现出较好的抑制黏土水化分散、膨胀的性能。图1 表5 参9

摘要:对比考察了现有技术和泥饼固化（MCS）技术的固井二界面胶结强度，通过环境扫描电子显微镜（ESEM）考察了固井二界面泥饼的微观形貌，并通过差示扫描量热仪（DSC ）测试对固化反应动力学进行了动态分析。实验结果表明，95℃水浴养护3 d、7 d 和15d 条件下，MCS技术的固井二界面胶结强度分别较现有技术的平均提高 了439.33% 、471.37% 和194.11 % 。ESEM 分析表明，MCS技术使固井二界面胶凝固化为一个胶结致密整体，泥饼固化效果显著。在泥饼固化剂作用下，泥饼发生了溶蚀- 胶凝固化反应，实现了固井二界面整体固化胶结。Kissinger 法和Ozawa 法求取的固化反应表观活化能分别为101.33kJ/mol 和106.55kJ/mol ；固化反应级数为0.95，泥饼固化反应是由多个简单反应复合而成的复杂反应。图6 表2 参13

摘要:利用一种长链甜菜碱表面活性剂在酸液中的聚集形态变化，形成了以土酸为主体酸的自转向酸体系：15%HCl+3% HF+ 4% 转向剂+ 1% 缓蚀剂+ 0.5% 铁离子稳定剂。该体系在酸化改造过程中不需要大量钙镁离子的“交联”作用，仅依靠自身聚集形态随酸浓度的变化即可增黏，胶束平均水合直径最大可达330.5 nm，酸液黏度最大 可达180 mPa·s，能有效实现砂泥岩储层暂堵转向酸化的目的。体系缓速性能出色，酸岩反应20min后，含转向剂的土酸酸液溶蚀率仅为13% ，并且具有良好的耐高温流变性，在90℃下剪切90min后的黏度依然保持在60mPa·s 以上。自转向酸残酸凝胶与地层原油接触120 min后，酸液黏度降至10mPa·s 左右，能加快残酸返排。现场试验表明，自转向土酸酸液体系在砂岩储层增产效果明显。图6 参12

摘要:为揭示清洁压裂液悬砂机理，研究了低黏度清洁压裂液的黏性和弹性对其悬砂性的影响。以十八烷基二羟乙基甲基溴化铵、异丙醇、邻羟基苯甲酸钠和水作为压裂液主剂，按4% 主剂+ 2% KCl 配制压裂液。分析了表面活性剂、盐和pH调节剂（Na₂CO₃）对压裂液黏度和沉砂速度的影响，研究了不同Na₂CO₃加量下压裂液沉砂速度与弹性模量G' 和黏性模量G' ' 的关系。研究结果表明：在室温下，当支撑剂一定时，在不同加量主剂、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺（CDEA）、KCl、NH₄Cl 、CaCl₂ 和Na₂CO₃ 条件下的压裂液黏度和沉砂速度关系与Stoke’s 静态沉砂规律相吻合。当十二烷基磺酸钠（SDS ）加量≥6.25% 或EDTA 加量≤0.2% 时，压裂液的黏度和悬砂性关系与Stoke’s 沉砂规律相反；当压裂液pH值为10时，随着十二烷基苯磺酸钠（ABS ）浓度增大，压裂液的黏度和沉砂速度关系完全与Stoke’s 规律相背离。随Na₂CO₃ 加量增大，压裂液的黏度先增后降，沉砂速度先降后增、G' /G' ' 先增后降。表面活性剂型压裂液的悬砂性能不仅与黏性有关，还与弹性相关，其中弹性对液体悬砂性贡献最大。图14 表1 参11

摘要:本文获得了由长链氧化胺表面活性剂LAO与反离子盐复配形成的清洁胶束压裂液体系，并进一步研究了该体系流变性能、耐温性能及其相关影响因素。结果表明，LAO清洁压裂液最优组成为2%LAO+3% 水杨酸钠（NaSal），该体系的耐温极限为120℃。该体系在110℃、170 s^-1下剪切1 h 后，体系黏度可保持在30mPa·s 以上。同时，该体系具有良好的携砂性能和明显的黏弹性、触变性和剪切变稀特性。破胶实验表明，在压裂液与原油体积比不大于40:1 时，原油可使该体系顺利破胶，破胶液黏度小于3 mPa·s。图5 表2 参15

摘要:通过室内实验得到超细纤维素丙烯酰胺接枝共聚物为调剖剂主剂的最佳配方为：2000mg/L接枝共聚物C-PAM+1000mg/L交联剂PF+ 20mg/L控制剂氯化铵，考察了该调剖剂体系的抗盐性、耐温性及抗剪切性。实验结果表明，该调剖剂体系具有较好的抗盐性，在自来水中的初始黏度为30mPa·s，成胶后的凝胶强度为3.5 × 10⁴mPa·s，在矿化度100 g/L 的模拟地层水中成胶后的凝胶强度为3 × 10⁴mPa·s。该调剖剂体系适用于60数80℃的中性油藏，形成凝胶的稳定期超过80d。该调剖剂体系具有较强的抗剪切性，在经过高速剪切（剪切速率100 s^-1）后，初始黏度保留率在60% 以上，成胶后凝胶强度保留率在80% 以上。综上，超细纤维素丙烯酰胺接枝共聚物C-PAM可应用于调剖堵水中。图3 表4 参12

摘要:为了解决大庆油田特高含水期厚油层定位压裂固砂胶结强度较低和易出砂的问题，合成了一种改性酚醛树脂，将其与六次甲基四胺固化剂均匀混合反应，得到一种新型固砂剂。通过测试固结体抗压强度，对固砂剂固砂性能进行了单因素影响分析及配方优选。结果表明，在改性酚醛树脂的红外谱图中含有—CH₃、—CH₂—、苯、苯的1，2，3- 三取代—CH—键、Ar—O—R 的特征吸收峰和C—N 键、—N—H—键、叔醇C—O 键的伸缩振动吸收峰，产物的理论结构与实际相符。新型固砂剂中压裂石英砂、线性酚醛环氧树脂、六次甲基四胺固化剂、γ- 氨丙基三乙氧基硅烷偶联剂的质量比为100∶6∶0.6∶0.1，固化时间为48h，此条件下固结体的抗压强度达8.8 MPa，固砂性能良好。图7 参16

摘要:在华北油田文120 区块地层条件下（温度87℃、矿化度28291 mg/L），通过单管驱替实验，研究了起泡剂有效浓度、岩心渗透率、注入速度及压力对空气泡沫驱残余阻力系数的影响。结果表明，起泡剂有效浓度由0 增至0.1% 时，空气泡沫驱残余阻力系数由1 增至3.1，继续增大起泡剂有效浓度，残余阻力系数增幅变缓，最终趋于稳定；随填砂模型渗透率增加，残余阻力系数先增加后降低，渗透率为178 × 10^-3μm²时的残余阻力系数最大（3.5）； 注入速度由0.5 增至3.0 mL/min时，残余阻力系数由2.1 增至3.3 后又降至2.6；压力由0 增至15MPa 时，残余阻力系数由3.1 增至3.6。图4 表1 参10

摘要:为明确实施CO₂ 驱油和地质封存可能引起的物理化学变化，利用扫描电镜、X 射线衍射仪、电感耦合等离子体发射光谱仪和离子色谱仪分析了延长油田储层的矿物组成，研究了CO₂- 岩石- 地层水之间相互作用的规律。结果表明，延长油田储层岩石主要组成为：18.7% 石英、18.2% 钾长石、30.1% 斜长石、0.5% 方解石、4.4% 浊沸石和28.1% 黏土矿物。地层水平均矿化度为71.34g/L，pH值为5.5，水型为CaCl₂ 型。岩石-CO₂- 地层水发生作用后，随着CO₂ 分压的增大，岩石表面的溶蚀现象愈来愈明显。在油藏温度44℃下，反应压力由0 增至20MPa 时，岩石表面C 元素含量呈波动上升，Na、K 元素含量逐渐降低，地层水矿化度由95210 增至107063mg/L，地层水中Na⁺、K⁺、Ca²⁺、HCO₃^-质量浓度呈增加趋势。反应压力由5 增至20MPa 时，岩石片溶蚀率先增加后降低，压力为10MPa时的溶蚀率最大（0.72%）。 压力越大，CO₂ 在水中的溶解度越大，溶蚀率越高；温度和矿化度越高，CO₂ 溶解度越低。随着反应压力的升高，CO₂ 对砂岩中的钾长石和斜长石的溶蚀作用逐渐增强。图8 表3 参14

摘要:通过泡沫综合性能评价及油水界面张力测试，优选了低界面张力氮气泡沫体系，优化了注入参数，对比了泡沫驱、聚合物驱、低交联聚合物驱、聚合物/表面活性剂二元复合驱提高采收率的效果，并模拟现场油田进行了聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元复合驱后低界面张力氮气泡沫驱实验。优选的低界面张力氮气泡沫体系配 方为：0.3% 复合起泡剂（椰油酰胺甜菜碱DK+烷基醇胺PM（5∶1））+ 0.1% 稳泡剂PA（天然高分子衍生物），该体系与原油间的界面张力为0.0531mN/m，泡沫综合指数Fq 为10312.5 mL·min；最佳气液比为1.5∶1，注入方式为共混注入，注入速度72mL/h。驱油实验表明，该低界面张力氮气泡沫驱体系的驱油效果（提高采收率11 .4%）优于表面活性剂/聚合物（SP）二元复合驱（提高采收率9.61%）、低交联聚合物驱（提高采收率7.13%）、聚合物驱（提高采收率6.37%）；在模拟该油田水驱（采出程度36%）、聚合物驱（采出程度45%）及二元复合驱（采出程度47%）后，低界面张力氮气泡沫驱仍可提高采收率10.8%。图2 表6 参11

摘要:在漫长的驱油过程中，强化空气泡沫驱体系势必发生一些不利于驱油的变化。针对研制的强化空气泡沫体系（0.1% 十二烷基硫酸钠ZD8 + 0.05% 甜菜碱G5 + 0.2% 疏水缔合聚合物WP8），在90℃下对强化泡沫体系（以下简称ZGP 体系）和老化后的强化泡沫体系（以下简称ZGPA 体系）进行一系列的性能对比研究，并进行了泡沫驱替实验。实验结果表明，ZGPA 体系的析液半衰期为522 s，仅为ZGP 体系的1/3。ZGP 泡沫体系能够形成更完整、致密的多层次网络结构，泡沫壁整体性较好；而ZPGA 体系泡沫中的骨架结构疏松、泡沫壁整体性较差、气泡大小均匀性差。两者均具有较好的耐油性，ZGPA 体系的相对较差。在泡沫驱替实验中，ZGP 体系泡沫的阻力系数增加较快，后续阻力系数是ZGPA 体系的4 数5 倍。在水驱基础上，两者提高原油采收率分别为47.5% 和25.7%。图7 表3 参12

摘要:聚丙烯酰胺及其衍生物是油气开采行业应用最广泛的水溶性聚合物，但由于其耐温抗盐性差而限制了其在高温、高盐油藏中的应用。热刺激增黏是解决油气开采用聚合物耐温抗盐性差的有效途径。利用基于双丙酮丙烯酰胺的温敏大分子单体与丙烯酰胺共聚，得到了系列热增黏聚合物。考察了矿化度、聚合物浓度、聚合物相对分子质量、温敏单体的性质对聚合物溶液热增黏能力的影响。结果表明：在矿化度为82868 mg/L时，0.15% 的聚合物溶液即能表现出明显的热增黏效应；矿化度越高或聚合物相对分子质量越高，热增黏能力越强，热缔合温度越低；相对于偶联反应一步法制得的温敏大单体，利用丙烯酰氯通过两步法合成的温敏大单体与丙烯酰胺共 聚得到的聚合物具有更强的热增黏能力。图8 表2 参20

摘要:研究了三联季铵盐型阳离子表面活性剂（3RQ）、双联季铵盐型阳离子表面活性剂（2RQ）和单联阳离子表面活性剂（CTAB）在亲油表面上的润湿反转性能和吸附性能。油/液/固三相接触角实验结果表明，将亲油表面润湿反转为中间润湿状态（接触角90° 左右）的过程中，3RQ的浓度为2.17× 10^-3mmol/L，比2RQ（0.016 mmol/L）和CTAB（0.27mmol/L）的浓度分别低了1 数2 个数量级；同时，3RQ、2RQ和CTAB 获得稳定接触角的时间分别为20min、35min和35min。此外，中间润湿状态浓度下，3RQ在亲油云母片上的吸附是连续的片状分布；而CTAB和2RQ分别是点状分布和带状分布。中间润湿状态浓度下，3RQ在油砂上的吸附更加彻底。三种表面活性剂润湿反转的能力与它们在亲油表面上的吸附能力相关。图9 表1 参17

摘要:为揭示烷基芳基磺酸盐结构与性能的关系，研究了系列表面活性剂的油水界面张力及分子结构对最小烷烃碳数（nmin）、临界胶束浓度（cCMC）和亲水亲油平衡值（HLB 值）的影响。结果表明，芳基取代位置相同时，随着长链烷基碳数增加，烷基芳基磺酸盐的cCMC先减小后增大，cCMC越小其界面活性越高，表面活性剂分子在界面上排列越趋近于油/水兼溶型；相同链长的同系物，随着芳基向烷基碳链中间位置移动，其cCMC和nmin呈现增大趋势，芳环取代基对支化程度的影响相当于4.05个亚甲基对cCMC的影响。通过对HLB 值的经验公式对比可知，戴维斯公式适合不同结构表面活性剂间HLB 值的比较，而临界胶束浓度法适于同系物间的比较。图6 表2 参15

摘要:采用液液萃取的方法将克拉玛依石油磺酸盐（KPS）分离成三个极性不同的组分，在矿化度5000mg/L（配液用水为NaCl溶液）的情况下，考察了单独组分、组分间复配的、以及与一类含氮非离子助剂NCL复配体系的界面张力行为。三种不同极性组分单独作用时，在矿化度为0 的情况下，与分离前的类似，与原油间的界面张力仅 能达到1 mN/m；在矿化度5000mg/L下，仅极性较小的组分能将油水界面张力降至10^-3mN/m，另外的两组分溶液与原油间的界面张力仅能达到10^-1mN/m；去掉极性较大的组分后，降低界面张力的能力明显改善；在与非离子助剂NCL的复配体系中，极性中等的组分对降低界面张力贡献最大，极性小的组分的贡献却最小。KPS 的中等极性组分在组分间复配、以及与非离子助剂的复配时占主导作用，影响总体性能。图9 参12

摘要:以长庆油田馏分油为原料，开展驱油用石油磺酸盐表面活性剂合成及优化研究。通过研究区流体组分-表面活性剂构效关系、原料油结构及石油磺酸盐分子设计及合成，初步确定以减三线馏分油为主原料生产石油磺酸盐，合成可使油水界面张力达10^-2～10^-3mN/m数量级的石油磺酸盐（浓度为2000 mg/L）小试产品。通过磺化工艺优化，确定了以气态SO₃作为磺化剂，采用气相连续膜式磺化工艺进行长庆石油磺酸盐中试生产，制得了石油磺酸盐中试产品CPS-1。浓度为2000 mg/L 的CPS-1 溶液可使长庆油田MB3 区油水界面张力降低到10^-2～10^-3mN/m数量级，具有较高的界面活性，此外，CPS-1 溶液的pH值为7.6～8.5，可满足无碱二元驱用表面活性剂的pH值要求。图5 表6 参12

摘要:针对国内老油田的开发现状，对设计的乳化剂配方体系进行了基本性能评价和乳化驱油效果研究，探讨了乳化驱油的可行性和驱油机理。研究结果表明，优选的乳化剂配方体系HC-5（氨基磺酸型两性活性剂20%，OP系列非离子表面活性剂8%，稳定剂0.8%，助溶剂2.5%，其余为水）具有良好的耐盐抗盐性能，在室温～85℃范围内、盐度超过120 g/L 的混合盐水中的溶解性良好；HC-5 能在高、中和低盐度的盐水中有效乳化原油，并具有良好的乳化稳定性；HC-5 乳化体系的乳状液类型与盐度和含水率有关，盐度增加时，发生W/O型乳状液向O/W型转变的临界含水率增大，矿化度为15350 mg/L、40650 mg/L 和120670 mg/L 的体系的临界含水率分别为48%、57%和68 %。室内模拟乳化驱油试验表明，乳化驱对于低渗透驱替介质有明显增压和调剖作用，波及系数增大，原油采收率提高；而对于较高渗透率的驱替介质，乳液的调剖机理和表面活性剂驱油机理共同作用实现了原油采收率的提高。图7 表2 参12

摘要:考察了阴离子-非离子型表面活性剂体系SKDAS的界面张力、乳化能力、吸附性能、配伍性能、降压增注能力，并进行了室内驱油实验。结果表明，0.1%～0.9%的SKDAS 与安塞油田原油的最终界面张力维持在10^-3mN/m数量级。在矿化度为10～90 g/L 时，0.5%的SKDAS矿化水溶液与原油之间的界面张力均在10^-3 mN/m数量级，耐盐性较好。其对原油具有较强的乳化能力，且加量越大，乳化能力越强。0.1%～0.5% SKDAS溶液在油砂中的吸附量为0.11～0.14 mg/g。SKDAS和安塞油田清水、采出水配伍性良好。当SKDAS质量分数由0.3%增至0.7%时，可在水驱基础上提高采收率10.41%～12.84%，能满足安塞油田表面活性剂驱油的要求。图4表7参14

摘要:分别研究了含有有机碱、无机碱的碱表面活性剂AS二元复合驱体系的降低油水界面张力、耐温抗盐性能、乳化性能、表面活性剂在油砂表面的吸附量、地层水结垢趋势、提高原油采收率及驱油特性的性能。研究结果表明：与单一碱的二元复合驱油体系相比，复合碱的驱油体系可以提高抗盐性能、原油乳化性能及原油采收率幅度；碱的种类影响驱油体系的耐温抗盐性能及乳化性能，含有有机碱的驱油体系的抗盐性能好，抗盐可达50000mg/L，含有无机碱的驱油体系抗温性能及对原油乳化能力好，抗温达90℃，原油脱水率最低（8.5%）；碱的加入可降低石油磺酸盐在油砂表面的最大吸附量，降低量为25%～30%；复合有机碱及复合无机碱的二元复合驱油体系均可以较大幅度提高原油采收率，提高采收率幅度超过18%，但与复合无机碱的驱油体系相比，复合有机碱的驱油体系可以有效减弱地层水的结垢趋势；复合有机碱与复合无机碱/表面活性剂二元复合驱油体系的微观驱油特性不同。图10 表4 参18

摘要:以油水界面张力作为性能评价指标，优选了有机碱乙醇胺（MEA）与表面活性石油磺酸盐（SLPS）的最佳复配体系：0.30% MEA +0.30%SLPS，对优选的MEA/SLPS二元复合驱油体系的界面活性、抗盐性能、耐温性能、乳化性能及驱油性能进行了评价，并与常用的无机碱/表面活性剂（NaOH/SLPS）二元复合驱油体系的性能进行对比。结果表明，有机碱MEA与无机碱NaOH和表面活性剂SLPS 的复配体系相比，降低油水界面张力的能力相差不大，均可达到10^-3mN/m以下，但有机碱与表面活性剂的二元复配体系可以在更短时间内将油水界面张力降至最低；与NaOH/SLPS 体系相比，MEA/SLPS 体系的抗盐性能、乳化性能及驱油性能都更加突出，耐盐可达30000 mg/L，提高采收率可达13.2%，但耐温性能略差，仅为70℃。在一定温度范围内，有机碱可替代无机强碱作为今后油田化学驱油用碱，并会取的更好的驱油效果。图7 表2 参17

摘要:本文研究了不同浓度的有机碱乙醇胺、N，N-二甲基乙醇胺、二甲胺、1,6-己二胺溶液与两种不同区块胜利原油间的动态界面张力，并比较了四种有机碱和三种无机碱NaOH、NaHCO₃、Na₂CO₃与原油的相互作用。结果表明：线型有机碱乙醇胺能与原油中的石油酸反应，有效降低油水界面张力，并在pH值为12 左右达到超低界面张力；而尺寸较大的有机碱降低油水界面张力的能力较弱。同时，石油酸的含量和结构强烈影响有机碱与原油间的相互作用。无机碱降低界面张力的能力与乙醇胺相当，而且无机碱碱性越弱，与原油有效作用的pH 值就越低。图12 参13

摘要:阐述了疏松砂岩地层出砂原因、危害及采取防砂措施的重要性，提出将乳化柴油复合水泥浆防砂体系用于低渗疏松砂岩地层，并对防砂体系的配方进行优化。通过对影响防砂体系的主要因素即乳化剂、水泥材料、水灰比、油水比等的考察，得到乳化柴油水泥浆复合防砂体系最佳配方为：G级油井水泥，水灰比=0.43，复合乳化剂中OP-10、RHJ-11 摩尔比为3∶1，加量6.0%，柴油、水体积比0.4∶1，石英砂14%，促凝剂CaCl₂ 0.4%，增渗剂酚醛树脂2.5%。对优化的复合防砂体系进行了电镜扫描，从微观结构分析了乳化柴油水泥浆复合防砂体系对地层渗透率的保护及防砂作用机理。结果表明，对于疏松沙岩地层，采用乳化柴油复合水泥浆防砂工艺技术防砂效果好，对地层渗透率影响小。图6 表4 参11

摘要:针对中原油田濮深18 块稠油油藏特点和稠油性质，进行了稠油掺稀降黏规律和流变性室内实验研究。采用4 种类型稀油对PS18-1 井超稠油进行定温条件下不同掺稀比的稠油降黏实验，并将实验测得的稠油掺稀黏度数据进行拟合后得到模型参数。实验结果表明：对于PS18-1 超稠油，在同等条件下4 种稀油中文一联稀油掺稀降黏的效果最佳；掺入的稀油量越大，混合油黏度越低，降黏效果越好；井口温度越高，需要掺入的稀油量越小。在无外加降黏剂或互溶剂时掺稀比1∶1.5 时就无法实现稠稀互混。用文一联稀油对PS18-1 超稠油在130℃条件下互混，掺稀比在1∶1.8 以下时基本可实现完全互混，但温度下降后仍有少许块状物析出。当井口温度为40℃时，PS18-1 超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶2 混合时，井口混合油黏度为249 mPa·s，能满足生产要求。当井口温度为60℃时，PS18-1 超稠油与文一联稀油按掺稀比1∶1.8 混合，井口混合油黏度为356 mPa·s，也能满足生产要求。此外，模型计算值与实验值吻合较好，具有较高的计算精度。图5 表3 参10

摘要:针对特超稠油开采难度大，乳化降黏过程困难的问题，合成了具有自乳化性能的嵌段高分子结构表面活性剂DBPS，其临界胶束浓度为2.71×10^-6 mol/L，亲水亲油平衡值HLB为15.2。通过分光光度法测得河南特稠油、滨南超稠油的最大吸收波长分别为335 和340 nm，最佳乳化HLB值分别为9.2 和6.0。在特超稠油所对应的HLB值下，Span-80 与DBPS形成的乳化体系（SD体系）对特超稠油的乳化降黏效果优于Span-80 与Tween-80 形成的乳化体系（ST体系）。当SD体系的HLB值与特超稠油的HLB值接近时，可以获得理想的乳化降黏效果，对河南特稠油和滨南超稠油的乳化降黏率分别可达97.71%和96.04%。图10 表1 参12

摘要:为揭示铁离子对原油乳状液破乳脱水效果的影响规律，考察了铁离子对原油乳状液稳定性的影响以及铁离子在油水两相间的分配系数、原油中的赋存状态。结果表明，随着乳状液中铁离子浓度的增加，破乳脱水量逐渐减少，当含水40%乳状液中的铁离子含量为500 mg/L时，原油乳状液几乎不脱水。在原油乳化过程中，水相中的铁离子向油相中转移。100、300、500 mg/L的Fe²⁺溶液或Fe³⁺溶液与原油混合后，测得Fe²⁺、Fe³⁺在水中的分配系数分别为0.2327、0.2013、0.2380 和0.2658、0.1837、0.2515。分别用蒸馏水、酸性水和乙腈对原油进行萃取，测得Fe²⁺、Fe³⁺平均脱除率分别为85.4%、96.5%、91.3%和84.2%、94.8%、91.5%，表明铁元素在原油中主要以油溶性石油酸盐形式存在。当Fe²⁺质量浓度由0 增至500 mg/L 时，乳状液电导率由0.008 增至0.025 μm/cm。铁离子增加了原油乳状液的稳定性和电导率，使得乳状液破乳脱水困难，且电脱水过程中电流出现峰值的时间延长。当含水10%乳状液中的铁离子含量达到1000 mg/L时，原油乳状液电脱水过程中会发生电脱水装置短路。图7表4参17

摘要:为获得有效的消除混输管线结垢技术，分析了临盘油田L95 站混输管线内的垢样和部分油井采出液水样的离子组成，研究了采出水中Ba²⁺和Sr²⁺在结垢过程中的相互促进作用与结垢机理。结果表明，垢样主要成分为BaSO₄和SrSO₄（摩尔比1∶1）。L95-1、L95-36 等5口油井水样中的Ba²⁺和Sr²⁺含量较高，而L95-18、L95-12 等3口油井水样中的SO₄^2-和Sr²⁺含量较高，两类水样混输引起结垢。当SO₄^2-含量为1620 mg/L 时，单一Ba²⁺易结垢，单一Sr²⁺较难结垢。Sr²⁺对Ba²⁺的结垢无明显影响，但Ba²⁺对Sr²⁺的结垢具有显著的促进作用。Ba²⁺对Sr²⁺结垢的促进作用是L95站混输管线严重结垢的重要原因。通过将L95站各油井水样输入结垢器中混合，同时加入SO₄^2-充分结垢，总结垢率可达89.87%～92.35%，可保证剩余Sr²⁺和Ba²⁺在混输管线内不会结垢。图5 表3 参12

摘要:针对姬塬油田注入水富含SO₄^2-，在注水过程中易与高矿化度地层水中的Ba²⁺、Sr²⁺形成难溶性硫酸钡锶垢的问题，采用纳滤膜脱除SO₄^2-成垢离子防止垢的生成。研究了源水经纳滤处理前后与地层水的配伍性及其对岩心的损害，考察了该技术在姬塬油田的现场应用效果。研究结果表明，采用纳滤膜处理技术可有效降低注入水中的SO₄^2-含量，防止结垢产生的地层损害。经过纳滤处理后，源水中SO₄^2-含量由2499.88 mg/L 降至428.03 mg/L，SO₄^2-脱除率达到82.9%。纳滤水与地层水以不同比例混合后的结垢量均小于源水与地层水混合的结垢量，纳滤水的阻垢率为70.4%～74.2%；纳滤处理前后，源水对岩心的伤害率分别为46.13%和1.47%，纳滤水可有效抑制对岩心的损害。现场试验表明，注入水经纳滤脱SO₄^2-工艺处理后，姬W注水站注入水中的硫酸根减少80%以上；试验区36口井注水压力平均降低1.41 MPa，11口吸水剖面测试井剖面厚度平均增加1.35 m，显示出良好的处理效果。图5 表4 参13

摘要:为了消除硫酸钡锶垢对地层的堵塞，以二乙烯三胺五乙酸、二乙烯三胺五乙酸五钠、乙二胺四乙酸、氨基三甲叉磷酸、乙二胺四甲叉磷酸钠、二乙烯三胺五甲叉膦酸多种螯合剂为主剂，合成了浅黄色的硫酸盐清垢剂，研究了该清垢剂的清垢效率、岩心渗透率恢复率及腐蚀性。结果表明，该清垢剂可有效清除硫酸盐垢，使结垢岩心渗透率恢复。60 ℃条件下，8%～10%清垢液的清垢效率约80%；升高温度可提高清垢效率，温度从20 ℃升至80 ℃时，清垢效率从80.52%增至85.65%；随清垢时间延长，清垢效率增大并逐渐稳定，12 h 时的清垢效率达到83.0%；在30～70 ℃下，水驱后注入10 PV 100 mg/L 清垢液，结垢岩心渗透率恢复至原始渗透率的85.56%～92.59%。该清垢剂对油套管的腐蚀性小，25 ℃和60 ℃下，10%清垢液对油套管的腐蚀速率分别为0.0404 和0.1014 mm/a，低于常用酸液体系，有利于安全施工。图3 表3 参12

摘要:采用水溶液自由基聚合法，以过硫酸铵为引发剂，马来酸酐（MA）、丙烯酰胺（AM）和丙烯酸羟丙酯（HPA）为单体合成了MA/AM/HPA共聚物阻垢剂。评价了MA/AM/HPA对硫酸钙、碳酸钙、硫酸钡和硫酸锶的阻垢性能。当聚合物阻垢剂的加量为一定值时，其对前述垢的阻垢率可达95%以上。考察了温度、NaCl 含量、pH值和恒温时间对聚合物阻碳酸钙和硫酸钡垢性能的影响。结果表明，MA/AM/HPA在pH=7～9 范围内对碳酸钙和硫酸钡的阻垢性能较好；在90℃下，需要增加剂量以抑制碳酸钙的形成，而对硫酸钡则不需要；阻垢剂在较高氯化钠浓度环境中对碳酸钙和硫酸钡的阻垢率大于90%；MA/AM/HPA在较长的恒温时间（12～72 h）内对碳酸钙有较高的阻垢率，而对硫酸钡的阻垢率则随着恒温时间的延长明显降低。用扫描电镜（SEM）和X射线衍射（XRD）研究了MA/AM/HPA对硫酸钡、硫酸锶垢晶体的影响，发现MA/AM/HPA对垢物晶体具有晶格畸变作用。另外，室内评价了MA/AM/HPA在实际油田水中的阻垢性能。图26 表2 参13

摘要:建立了使用静态激光粒度仪测试油田调剖用聚合物微球粒径的方法，在分散剂的筛选、样品加样方式、搅拌速度、搅拌时间几个方面对样品前处理方法进行了优化。优化分散条件为：在搅拌中的50 g 石油醚分散剂中滴加1 滴样品、搅拌速度400 r/min、搅拌时间1 min。该方法重复性好，相对标准偏差为0.0591%。使用LA-950S型激光粒度仪，按体积和个数基准测得的微球粒径中值分别为1.8592 μm和308.79 nm，因此要根据评价目标来决定选取何种评价方法。图3 表4 参9

摘要:随着低渗、致密砂岩和页岩油气的大规模开发，水力压裂技术将被广泛运用，与此同时水资源消耗问题日益突出。油田产出水、压裂返排水和海水基压裂液的运用将极大缓解这一矛盾。笔者分析了高浓度矿物离子对常规压裂液体系性能的影响机理，系统总结和分析了近20年高矿化度水基压裂液体系的性能特点和应用情况，展望了高矿化度水基压裂液体系的研究方向和发展前景。参35

摘要:堵漏剂能有效降低钻井过程中井漏的发生率，减少经济损失。本文主要介绍了国内外新型堵漏剂的研究进展，包括桥接型堵漏剂、高失水堵漏剂、暂堵型堵漏剂、膨胀类堵漏剂、水泥速凝类堵漏剂、可固化型堵漏剂和复合材料堵漏剂。对各类堵漏剂做出了比较和评价，并对以后堵漏剂的研究和发展方向提出了建议。参38