• 2016年第33卷第2期文章目次
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    • 用于裂缝性地层的体膨颗粒钻井液堵漏剂TP-2的制备与性能研究

      2016, 33(2):191-194. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.001

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      摘要:为解决裂缝性地层钻井过程中常规桥塞堵漏材料堵漏效果不佳与堵漏后发生重复性漏失的问题, 以丙烯酰胺、 丙烯酸为共聚单体, 过硫酸钾和亚硫酸氢钠为氧化还原引发剂, 以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为化学交联剂、锂皂石为物理交联剂, 采用溶液聚合法合成了体膨颗粒钻井液堵漏剂 TP-2, 研究了 TP-2的形态结构、 吸水膨胀性、 保水性、 堵漏性及其对钻井液性能的影响。结果表明: TP-2为不规则的颗粒, 平均粒径为 190.5 μm, 与钻井液的配伍性较好, 形成的屏障层承压能力可达11 MPa; TP-2吸水膨胀性和保水性良好, 80℃下的膨胀倍数为75 g/g、保水率为 38.4%; 温度对 TP-2的影响较大, 随温度升高, TP-2吸水膨胀倍数增加、 保水率降低。该体膨颗粒堵漏剂适用于 80℃以下的裂缝性油藏的防漏堵漏。图6表1参13

    • 聚胺抑制剂 PF-UHIB与膨润土相互作用机理

      2016, 33(2):195-199. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.002

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      摘要:为揭示聚胺抑制剂 PF-UHIB与膨润土的作用机理, 通过红外光谱、 XRD、 SEM和 Zeta电位分析, 考察了聚胺 PF-UHIB与夏子街钠膨润土的相互作用, 利用 Material Studio软件对其相互作用进行了分子动力学模拟。结果表明, PF-UHIB离解出有机胺阳离子, 通过静电作用吸附在带负电的黏土层间或者表面, 将层间水分子排挤出来, 分子的疏水基团阻止水分子接触黏土; PF-UHIB与黏土晶面上的硅氧烷基形成有序氢键, 阻止聚胺分子继续进入黏土层间, 有效地抑制黏土水化膨胀; 黏土对 PF-UHIB的吸附存在平衡状态, 吸附平衡时黏土的 Zeta电位约-20 mV, 有效抑制黏土分散。通过扫描电镜照片直观地观测到加入 PF-UHIB后, 黏土颗粒结合更紧密, 分散度明显降低。图 9表 1参 12

    • 钻井液用低荧光高效极压润滑剂 BDLU-100L的性能研究

      2016, 33(2):200-203. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.003

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      摘要:为获得荧光等级低、润滑性能好的钻井液用润滑剂,以白油为基础油,辅以高效乳化剂、极压剂氯化石蜡和渗透剂琥珀酸烷基酯磺酸钠制备了一种低荧光高效极压润滑剂 BDLU-100L,研究了 BDLU-100L的荧光级别、乳化稳定性、润滑性能和抗温耐盐性能,考察了 BDLU-100L对钻井液流变及失水造壁性能的影响。结果表明, BDLU-100L荧光等级小于3级、乳化稳定性好、抗温达 200℃、抗盐达饱和。BDLU-100L润滑性能良好,加量为 0.5%时可使淡水浆润滑系数降低 90%以上,加量为 3%时可使海水、复合盐水及饱和盐水基浆的润滑系数分别降低 82%、73%和71%;对淡水和高温高密度钻井液流变性能的影响较小,适用于200℃以下的高含盐钻井液和高密度钻井液体系。图2表3参14

    • 抗高温抗盐降滤失剂 HRF的研制及应用

      2016, 33(2):204-209. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.004

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      摘要:为改善目前深井、 超深井钻井过程中高温、 高压条件下水基钻井液的高温稳定性和高温高压滤失性, 优选了聚合单体 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 (AMPS)、 丙烯酰胺 (AM)、 丙烯酸 (AA)、 N-乙烯基吡咯烷酮 (NVP) 和二烯丙基二甲基氯化铵(DMDAAC), 利用氧化-还原引发体系进行水溶液聚合, 合成了一种抗高温抗盐降滤失剂HRF。通过测试降滤失性能确定最佳的合成条件为: AMPS、 AM、 AA、 NVP、 :DMDAAC摩尔比 35∶35∶10∶10∶10,引发剂加量 0.15%, 反应温度 50℃, 单体质量分数 30%。降滤失剂 HRF抗温最高达 230℃, 抗盐至饱和, 抗 CaCl2/MgCl2可达 2%, 性能优于国外公司同类产品 Driscal D和 Dristemp。降滤失剂 HRF成功在元坝 10-1H井进行了现场应用, 有效控制了井浆的 HTHP失水, 提高了井浆整体的抗温性能, 改善了井浆的流变性, 防止了高温减稠情况的发生, 取得了良好的应用效果。图6表6参12

    • 两性离子型酸液稠化剂的合成与酸降解

      2016, 33(2):210-214. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.005

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      摘要:为揭示两性离子酸液稠化剂在高温酸液中的降解行为, 用甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵 (DMC) 和 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠 (AMPS) 合成了一种两性离子共聚物酸液稠化剂 CXS, 通过降解前后的黏度、 分子量、红外光谱和核磁共振谱图的变化研究了 CXS在 120℃高温和不同酸浓度条件下的降解行为, 并对降解机理进行了分析。结果表明, 随着酸浓度的增加, CXS降解程度增大, 降解产物中低分子量组分的含量增加, CXS在 2%HCl中降解后的黏度降幅小于 40%, 在 10% HCl中降解后的黏度降幅大于 80%;CXS共聚物在酸和高温的作用下主要以主链的断链为主、 伴有酯键和酰胺键的断裂。图7表1参13

    • 耐温耐盐 P(AM-AMPS-St-AA)共聚物压裂液稠化剂的合成与性能

      2016, 33(2):215-219. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.006

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      摘要:为获得性能优良的压裂液稠化剂, 以丙烯酰胺 (AM)、 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 (AMPS)、 苯乙烯 (St) 和丙烯酸 (AA) 为单体, 采用水溶液聚合法制备出了 AM/AMPS/St/AA 四元共聚物 TKF, 优化了聚合反应条件, 并采用红外光谱表征了 TKF的结构。研究了以稠化剂 TKF 为主剂的压裂液的成胶性能、 耐温抗盐性能、 抗剪切性能和破胶性能。结果表明: 在如下条件下合成的 TKF 具有良好的性能:St 加量为 AM 质量的 9%, AMPS、 AM质量比为 3:7, AA加量为 AM质量的 1.60%, 引发剂加量(相对于单体总量) 0.24 %, 反应温度 45℃, 反应时间 4h, pH 值 8。以稠化剂 TKF 为主剂的压裂液的成胶性、 耐温耐盐性能及抗剪切性能优良。在质量分数 3%的溶液中用 0.3%六次甲基四胺交联后, 所得压裂液冻胶黏度可达 211 mPa·s; 耐温能力达 150℃左右; 在压裂液冻胶中加入 10 g/L 的 CaCl2后黏度仍为 100 mPa·s; 在温度 140℃、 剪切速率 170 s-1下剪切 120 min 后的黏度保留率仍大于 90%。该压裂液用过硫酸铵破胶后的破胶液黏度小于 5 mPa·s, 几乎无残渣, 对地层伤害较小。图 6表2参11

    • pH值对羟丙基胍胶压裂液性能的影响

      2016, 33(2):220-223. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.007

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      摘要:为了弄清压裂液的 pH值在水力压裂施工不同阶段所起的作用, 开展了 pH值对羟丙基胍胶溶胀、 交联、 携砂、 破胶性能的影响研究。结果表明, pH=7~ 10时, 羟丙基胍胶在 20 min内完全溶胀; pH=11~14时, 羟丙基胍胶至少需要 50 min才能完成溶胀。Ostwald-Dewaele方程 能描述冻胶黏度随剪切速率变化关系, pH=7~12时的稠度系数较大, 大于16744 mPa· sn; pH=13~14时的稠度系数明显减小, 小于3130 mPa· sn。静态沉降实验表明, pH=9~12时的静态沉降速度较小, 为 1.31~5.94 mm/h; pH=7、 8、 13时的静态沉降速度较大, 大于 10.64 mm/h; pH=14时, 支撑剂 20 s内完成沉降。破胶实验研究发现, 冻胶在 pH=7~10时的破胶速度大于 pH=1~14时的破胶速度; pH=7~12时, 残渣含量较小, 为 400 mg/L左右。满足各施工阶段的 pH值范围为9~10。图5表2参12

    • 一种油田压裂用耐高温聚合物增稠剂 PAS-1研制

      2016, 33(2):224-253. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.008

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      摘要:为配制热稳定性优良的压裂液, 以丙烯酰胺、 丙烯酸为骨架单体, 磺酸基单体、 阳离子单体、 亲水长链单体为功能单体合成了一种可以用于地层温度在 200℃以上的压裂液增稠剂 PAS-1。通过研究单体比例及其他反应条件对增稠剂性能的影响确定了 PAS-1最佳合成条件, 通过红外光谱和核磁共振氢谱表征了其分子结构, 并评价了其作为压裂液增稠剂 PAS-1的主要性能。研究结果表明: 增稠剂 PAS-1的最佳合成条件为: 单体 AM、 AA、PSN、 APEG、 DMDAAC 摩尔比 4.5∶2.5∶0.80∶0.0040∶0.18, 引发剂过硫酸铵用量为单体总质量 0.8%, 引发温度40℃下反应 30 min 后在 60℃下保温反应 24 h。增稠剂 PAS-1高分子本身在 300℃以内具有较好的热稳定性, 增稠剂 PAS-1还具有较强的增黏能力, 质量分数 0.6%的 PAS-1溶液黏度达 43.7 mPa·s。1.0%增稠剂 PAS-1基液中加入 0.6%有机钛锆复合交联剂 SJ66, 支撑剂沉降速率为 0.095 mm/min, 表明合成的增稠剂配制的压裂液交联体系具有优良的悬砂性能。1%增稠剂 PAS-1+0.6%有机钛锆复合交联剂 SJ66的压裂液具有较好的耐温抗剪切能力, 在温度 200℃、 剪切速率 170 s-1下剪切 2 h后的压裂液黏度保留值在 50 mPa· s以上, 可满足高温压裂液的施工性能要求。图8表6参12

    • 海上油田耐温耐钙镁盐调驱体系研制

      2016, 33(2):230-234. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.009

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      摘要:常规冻胶体系在钙镁离子含量较高的海上油田的稳定性较差。为了提高冻胶的耐钙镁盐能力, 制备了一种由耐温非离子聚合物 KF、 有机醛类交联剂 REL和有机酚类交联剂 MNE和稳定剂 WZ组成的耐温耐盐有机交联聚合物体系。利用成冻强度代码法和突破真空度法考察了聚合物质量分数、 交联剂质量分数、 稳定剂质量分数、 温度、 矿化度等因素对体系性能的影响。在此基础上优化出了 130℃条件下适于某油田的冻胶体系配方:0.3%~0.6%耐温聚合物 KF+0.3%~0.9%交联剂 REL+交联剂 0.3%~0.9%MNE+2%稳定剂 WZ, 该体系成胶时间4~50 h 可调, 成冻强度在 0.040~0.089 MPa 可调。配方为 0.6%聚合物 KF+0.6%交联剂 REL+0.6%交联剂MNE+2%稳定剂 WZ的成胶体系在高温 (130℃)、 高矿化度 (一价盐 2.0×105 mg/L或二价盐 8.0×103 mg/L) 条件下老化 30 d体积保留率大于 90%; 经不同程度的岩心剪切后放置在 130℃条件下老化 30 d未发生脱水现象, 且水驱10 PV封堵率仍保持 90%以上, 显示出较好的耐温抗盐性能和持续封堵能力。图6表5参10

    • 一种延迟交联铬冻胶的研制及性能评价

      2016, 33(2):235-239. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.010

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      摘要:为获得成胶时间可调、 耐温抗盐性能好的高强度铬冻胶, 通过加入能显著改善成胶效果的添加剂研制了能满足 50数 90℃油藏温度的铬冻胶调剖剂。采用强度代码 GSC法和突破真空度法研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM) 和交联剂重铬酸钠 (Na2Cr2O7) 加量、 还原剂 Na2SO3和硫化物 HN质量比、 温度和矿化度等因素对铬冻胶成胶时间和冻胶强度的影响, 并考察了冻胶体系对岩心的封堵和驱油效果。结果表明, 随 HPAM加量的增大, 冻胶成胶时间缩短, 强度增大; 随 Na2Cr2O7加量的增大, 冻胶成胶时间缩短, 强度先增加后降低; 随 Na2SO3和硫化物HN 质量比的降低, 冻胶成胶时间延长, 强度降低; 铬冻胶的最佳配方为: 0.5% HPAM、 0.24% Na2Cr2O7、 0.16%Na2SO3和 0.30% HN; 体系中添加 HN后, 成胶时间由 5 h延长至 17 h, 冻胶强度(突破真空度 BV值)由 0.076降至0.070 MPa; 温度升高, 冻胶成胶时间缩短, BV值增加; 矿化度增加, 冻胶成胶时间延长, BV值降低; 对高渗管的封堵率大于 96%, 可提高原油采收率 21.6%~22.8%。冻胶的耐温抗盐性良好, 热稳定性较好, 适合矿化度低于50 g/L、 温度为 50数 90℃油藏的调剖堵水。图4表6参15

    • 部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬在油田污水条件下的成胶特性研究

      2016, 33(2):240-243. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.011

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      摘要:为了采用油田污水配制性能优良的聚合物弱凝胶调驱剂, 研究了油田污水中各组分对部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬成胶性能的影响, 优选出适合污水条件下的部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬凝胶体系, 考察了该凝胶体系对岩心的封堵作用。结果表明: 随着 Na+、 Mg2+、 Ca2+浓度及矿化度的增加, 部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬成胶时间缩短、 凝胶黏度增加; 随 S2-浓度增加, 成胶时间延长、 凝胶黏度降低, S2-加量大于 30 mg/L时, 体系难以成胶; 含油量对凝胶的成胶无影响; 凝胶最佳配方为: 三氯化铬与乳酸摩尔比 1∶8, 部分水解聚丙烯酰胺、 交联剂和硫脲的质量浓度分别为 2000、 200和 800 mg/L, 该凝胶体系的成胶时间为 25 h, 成胶后的黏度为 20 Pa·s, 对岩心的封堵率达 85%以上, 可用油田采出污水配制。表8参12

    • 阳离子对 HPAM/Cr3+弱凝胶性能的影响

      2016, 33(2):244-247. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.012

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      摘要:为揭示相同价态阳离子对弱凝胶成胶性能的影响规律, 研究了 Mg2+、 Ca2+、 Na+、 K+四种常见阳离子对部分水解聚丙烯酰胺(HPAM) /Cr3+弱凝胶成胶黏度和稳定性的影响。结果表明, 阳离子浓度过低或过高均会抑制HPAM/Cr+体系的成胶; HPAM质量浓度为3 g/L时, 利于HPAM成胶的单一阳离子浓度适宜范围分别为Mg2+ 0.4~9 g/L、 Ca2+ 1.2~18 g/L、 Na+ 9~30 g/L、 K+ 16~55 g/L; 阳离子半径越小、 对凝胶成胶黏度和稳定性的影响越大; 四种阳离子对弱凝胶成胶黏度的影响顺序为Mg2+>Ca2+>Na+>K+, 对弱凝胶稳定性的影响顺序为Mg2+>Ca2+、 Na+>K+。图3参12

    • 超微细粉体堵剂性能评价及应用

      2016, 33(2):248-253. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.013

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      摘要:对高效新型超微细粉体堵剂 (基本配方为: 20%~30%超微细油井水泥+10%~15%纳米碳酸钙+3%~5%超微细氧化钙+15%~20%含硅、 铁和铝元素的纳米氧化物+3%~5%钠膨润土+2%~3%碳酸钠+1%~2%磷酸盐+1%~2%铁铬盐 FCLS+0.5%~1%纤维素类高分子聚合物HECMC +1%~2%AMPS聚合物+1%~3%氢氧化钠, 按不同的水灰比可配制成不同密度的超微细堵剂浆体) 的流变性、 凝固时间和岩心封堵率及形成固化体的抗压强度等性能进行了室内综合评价, 并进行了现场应用。研究结果表明, 密度1.4数 1.8 g/cm3堵剂浆体的黏度小于35mPa· s, 注入性好, 能进入地层深部孔隙。密度大于1.6 g/cm3时, 堵剂浆体的悬浮性好, 基本不分层。超微细堵剂浆体固化时间可调, 施工安全, 初凝时间2.7~18.5 h, 终凝时间3.1~28.1 h。固化后的体积不收缩, 固化体的抗压强度大于25 MPa, 耐温130℃、 耐盐20×104 mg/L。堵剂对不同渗透率 (20.5×10-3数 127×10-3 μm2) 岩心的封堵率均达99.9%, 且耐冲刷、 高温稳定性好。堵剂具有一定的溶解性, 经酸岩反应后被封堵岩心的渗透率恢复率大于50%。超微细粉体堵剂已在低渗油藏卫360块应用27井次, 工艺成功率100%, 增油有效率100%。图1表10参19

    • 耐温耐盐聚合物微球性能评价

      2016, 33(2):254-260. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.014

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      摘要:为获得悬浮性好、 耐温耐盐性能优良的调剖堵水用聚合物微球, 以丙烯酰胺为聚合单体、 偶氮二异丁腈为引发剂、 二乙烯基苯为交联剂、 脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠为乳化剂合成了具有三层结构的纳米/微米聚合物微球DCA, 评价了微球的耐温性、 悬浮性、 膨胀性及调剖堵水效果。结果表明, DCA微球粒径为0.1数 30 μm, 外壳有纳米孔隙, 微球耐温高达 300℃, 可在 115℃放置 90 d。DCA在模拟地层水中静置 28 h的沉降速度为 0.005 mL/min,悬浮性较好。DCA微球膨胀率随着温度的升高而升高, 在 115℃浸泡 24 h的最大膨胀率为 13.83%; 对三层非均质岩心调剖堵水后含水率降低 5%, 采收率增幅为 7%。矿场试验结果表明, 经微球段塞调剖后产液量和综合含水率降低、 日增油效果明显。DCA微球适用于高温高盐油藏的深部调剖堵水。图10表3参20

    • 樊学地区注入水与产层水的配伍性及注水处理工艺

      2016, 33(2):261-265. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.015

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      摘要:针对延长石油樊学地区注入水与产层水混合结垢严重的问题, 通过分析水样离子组成和配伍性, 预测了混注水结垢趋势, 确定了注水处理工艺, 并进行了岩心伤害实验。结果表明: 产层水矿化度在 104 mg/L数量级, 其中钡锶离子质量浓度高达 1000 mg/L, 注入水中的硫酸根离子质量浓度约 1000 mg/L。同层回注时, 控制硫酸根浓度是水处理工艺的关键。当硫酸根质量浓度低于 100 mg/L时, 不会产生硫酸锶沉淀; 当硫酸根质量浓度高于1 mg/L时, 会形成硫酸钡垢。采用预混合+沉淀剂+阻垢剂联合处理工艺, 可将硫酸根浓度降至 50 mg/L以下, 再加入 40 mg/L的阻垢剂即可使混注水达到要求。处理后混注水对岩心的伤害率为 15%。图2表 3参 15

    • 泡沫驱替过程中阻力因子与岩心气相饱和度的变化

      2016, 33(2):266-270. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.016

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      摘要:为了解在不同注入参数下泡沫驱的气相饱和度变化规律、 深入分析泡沫渗流机理, 通过岩心驱替实验, 研究了泡沫驱替过程中注入速度、 气液比、 岩心渗透率和含油饱和度对泡沫阻力因子与岩心气相饱和度的影响, 分析了气相饱和度与封堵能力之间的关联性。结果表明, 泡沫渗流阻力因子随注入速度和渗透率的增大而增大、随气液比的增大而先增大后降低; 气液比为 1∶1~ 2∶1时, 阻力因子为 172~ 194, 泡沫封堵性能最好; 岩心含油饱和度由 0增至 65.21%时, 阻力因子从 172降至 71; 泡沫对渗透率和油水层有良好的选择性; 注入速度和气液比对岩心最高气相饱和度和水驱后气相饱和度的影响较小, 最高气相饱和度均能达到 80%以上, 水驱后气相饱和度均在 60%~75%之间; 随岩心渗透率增大, 最高气相饱和度和水驱后气相饱和度先增大后降低; 随含油饱和度的增加, 气相饱和度降低。气相饱和度与泡沫封堵能力有较好的关联性, 岩心中气相饱和度达到 60%以上时才能形成有效封堵, 阻力因子快速增加。图5表2参17

    • 聚合物驱油体系弹性对高黏稠油驱油效率的影响

      2016, 33(2):271-280. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.017

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      摘要:为了解聚合物驱油体系的弹性对高黏稠油驱油效率的影响, 建立了一套模拟层内均质性的平板夹砂可视驱油实验装置, 提出了一种新的量化评价驱油效率的方法—灰度法, 研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和疏水缔合聚丙烯酰胺 (HAWSP-2) 的弹性及其对稠油驱油效率的影响。结果表明: 由于疏水缔合作用的存在, 在低剪切速率下 HAWSP-2的抗剪切性好于 HPAM; 剪切黏度均为 100 mPa· s的 HPAM和 HAWSP-2的流型指数、 第一法向应力差、 屈服应力和形变恢复率分别为 0.384、 20.60 Pa、 0.29 Pa、 35.67%和 0.204、 67.50 Pa、 1.25 Pa、 183.15%,HAWSP-2的弹性大于 HPAM; 驱油实验中, 随着驱替模拟稠油黏度的增加, HPAM和 HAWSP-2的驱油效率均逐渐降低, 但 HAWSP-2的驱油效率总是高于 HPAM; 驱替同黏度的模拟稠油时, 单位驱油效率增幅所对应的弹性参数变化幅度从大到小依次为: 形变恢复率>屈服应力>第一法向应力差>流型指数, 即变形-恢复能力、 屈服应力、 第一法向应力差和流型指数对驱油效率的贡献依次增大。聚合物弹性对稠油驱油效率的影响为正相关关系, 流型指数是决定聚合物弹性对驱油效率影响的主导因素。图6表3参12

    • 大庆油区葡萄花主力油层聚合物交替注入对驱油效果的影响

      2016, 33(2):276-280. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.018

      摘要 (1324) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为改善杏树岗油田葡Ⅰ1数 3油层动用不均匀、 聚合物沿高渗透层低效循环的现象, 设计三管并联岩心注入实验, 研究了聚合物相对分子质量、 浓度和注入方式 (单独注入和交替注入) 对采收率的影响, 用数值模拟方法对交替注入周期进行了优选。结果表明: 随聚合物相对分子质量和浓度的增加, 岩心采收率逐渐增加; 单一聚合物驱可以有效动用高渗透层, 但驱替低渗透层效果较差; 交替注入聚合物的平均采收率比单一聚合物驱提高3.3%数 5.47%, 先注入大分子量聚合物段塞后注入小分子量聚合物段塞的驱油效果好于相反顺序段塞的驱油效果。数值模拟结果显示, 交替注入时间间隔过长不利于控制流度, 时间间隔过短容易造成黏度损失, 耗损较大能量, 不利于驱油, 该区块最佳交替注入周期为 3个月, 可提高采收率 11.68%。图6表4参12

    • 低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度的表征

      2016, 33(2):281-290. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.019

      摘要 (764) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为研究低渗透油藏聚合物驱启动压力梯度对渗流规律的影响, 通过稳态压差-流量法和毛细管平衡法, 研究了水驱油至残余油状态时岩心渗透率和聚合物溶液黏度对聚合物驱渗流曲线的影响, 建立最小启动压力梯度、 拟启动压力梯度与体系黏度、 岩心渗透率和流度的量化关系。结果表明, 在相同渗流速度下, 随着岩心渗透率降低、 体系黏度增加, 聚合物驱压力梯度增大; 随着体系黏度增加、 岩心渗透率或流度降低, 聚合物驱的最小启动压力梯度和拟启动压力梯度均增大, 且都大于相同条件下的水驱启动压力梯度值; 拟启动压力梯度与流度关系曲线的拐点为 17.89×10-3μm2/mPa· s, 低渗透油藏进行聚合物驱的渗透率下限为 10×10-3μm2。水驱拟启动压力梯度方法可以用于表征聚合物驱渗流曲线的拟启动压力梯度。图 9表1参 14

    • 高含水后期乳状液的驱油效果与作用机理分析

      2016, 33(2):285-290. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.0020

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

      摘要:为了揭示乳状液在多孔介质中的驱油作用与提高波及体积的机理, 根据大庆油田主力区块地质特征和地层流体特性, 选用甜菜碱型表面活性剂和非离子表面活性剂混合体系, 利用岩心乳化方法模拟地下乳化过程, 采用三管并联岩心驱替实验研究不同渗透率极差条件下乳状液的驱油效果和各层产液变化, 通过与同界面张力的表面活性剂驱的驱油效果和各层产液的对比, 从乳状液驱相渗曲线和贾敏效应两个方面分析乳状液调驱的机理。研究结果表明, 岩心渗透率变异系数越大, 乳状液驱阶段原油采出程度越高、 高渗透层产液下降幅度越大。对于平均渗透率 400×10-3μm2、 渗透率变异系数为 0.72 的三层非均质岩心, 乳状液驱能够比水驱提高采收率16.98%, 中低渗透层提高产液 16%。乳状液在驱替过程中由于贾敏效应能够形成较好的封堵作用, 可改变水相的相渗曲线, 具有较好的流度控制作用, 可避免表面活性剂驱过程中驱替液沿高渗透油层窜流的现象。高含水后期乳状液驱能够扩大波及体积的主要原因是乳状液的黏弹性引起水相相对渗透率的改变和大粒径乳状液的贾敏效应, 驱油效果优于表面活性剂驱。图 8表 3参 12

    • 长庆原油组分对甜菜碱表面活性剂溶液界面张力的影响

      2016, 33(2):291-294. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.021

      摘要 (893) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为揭示长庆原油中各组分对表面活性剂溶液界面张力的影响规律,在采用四组分分离方法和碱醇液萃取法对长庆原油进行分离的基础上,考察了原油中各组分与甜菜碱表面活性剂溶液之间的界面张力。结果表明,与甜菜碱表面活性剂作用时,单一的烷烃、芳烃、沥青质组分对超低界面张力的形成贡献很小,而非烃组分与甜 菜碱表面活性剂的界面张力可达到4.82×10-3 mN/m;非烃组分中的石油酸与表面活性剂间的平衡界面张力为0.347 mN/m,石油碱与表面活性剂间的界面张力先迅速降低再升高至约0.1 mN/m,单一的石油酸和石油碱组分均不能有效降低油水界面张力,且二者具有相反的界面行为特点;石油酸与石油碱复配体系与表面活性剂间的界面张力为4.70×10-3 mN/m,二者的协同作用使原油与甜菜碱表面活性剂间的界面张力达到超低。图6 参14

    • 剪切作用对自发乳化驱油提高采收率的影响

      2016, 33(2):295-299. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.022

      摘要 (1056) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为获得剪切作用对自发乳化体系提高采收率的影响规律,通过引入无量纲剪切速率和有效水油流度比两个参数研究了填砂管渗透率、化学驱驱替速率和剪切强度对自发乳化体系驱油效果的影响,分析了驱油机理。研究结果表明:当填砂管渗透率较高且化学驱驱替速率较低时,无量纲剪切速率较低,形成的乳滴粒径较大,依 靠乳滴在孔喉处聚并产生的贾敏效应降低有效水油流度比、提高波及系数和采收率;随着填砂管渗透率降低或化学驱驱替速率增加,无量纲剪切速率增加,乳滴粒径变小,不能有效封堵水流通道,而被驱替液携带流出地层,降低有效水油流度比能力减弱,驱油效果变差。自发乳化驱乳化-捕集作用提高采收率效果优于乳化-携带作用,应降低驱替过程中无量纲剪切速率以获得较高的采收率。图6 表1 参15

    • 扶余原油乳化生成条件与驱油机理

      2016, 33(2):300-304. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.023

      摘要 (762) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为提高扶余油田中低渗普通稠油油藏原油采收率,开展了乳化降黏技术研究,考察了乳化剂加量、油水体积比和剪切速度对所形成的乳状液状态与性能的影响,研究了相同黏度聚合物段塞和乳化剂/聚合物二元段塞的驱油效率,分析了乳化复合驱提高采收率的机理。结果表明,随着乳化剂质量分数增大,乳液黏度先减小后增 大,乳液粒度逐渐减小;对于扶余稠油,乳化剂最佳质量分数为0.3%,在此条件下,油水体积比低于55∶45 时可产生O/W型乳液;随剪切速度增大,乳液黏度先降低后增加,剪切速度为45 cm/min 时乳液为O/W型,剪切速度为450 cm/min 时乳液变为W/O 型;水驱后分别注入聚合物和乳化剂/聚合物二元段塞,采收率分别提高10.5%和25.4%。乳化复合驱不仅能扩大波及体积,还能降低油水界面张力,乳化原油,提高驱油效率。图8 表2 参16

    • 疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系性能研究

      2016, 33(2):305-310. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.024

      摘要 (935) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对大港油田孔南地区油藏具有高凝、高黏和高矿化度等特点及水驱开发效果较差的问题,进行了疏水缔合聚合物/表面活性剂二元复合体系应用的可行性研究。分别考察了疏水缔合聚合物AP-P7 溶液及由聚合物AP-P7 和非离子表面活性剂官109PS985 组成的聚/表复合二元体的系黏度、分子线团尺寸、界面张力及其影响因 素,采用β-环糊精作为调节剂改善疏水缔合聚合物油藏适应性,分析了高凝高黏油藏聚合物和聚/表二元复合驱提高采收率机制。结果表明,β-环糊精可改变疏水缔合聚合物分子形态结构,使其与岩心孔喉匹配性变强,减少堵塞。由注入水和软化水配制的浓度2000 mg/L 的聚合物溶液黏度分别为223.4 mPa·s 和302.5 mPa·s,而加入0.07%的β-环糊精后的黏度分别为26.5 mPa·s 和35.3 mPa·s,加入β-环糊精后聚合物AP-P7 溶液的黏度明显降低。调节剂β-环糊精加量由0.001%增加至0.07%时,聚合物的分子线团尺寸由235 nm降至155 nm。此外,β-环糊精加量由0.001%增至0.07%或溶剂水中钙镁离子浓度由508 mg/L降低至0 时,聚/表二元体系与原油间界面张力降低,洗油效率提高。将含有β-环糊精的由注入水配制的浓度2000 mg/L的AP-P7 溶液注入气测渗透率3500×10-3μm2的岩心,β-环糊精加量由0.001%增至0.07%时,阻力系数和参数阻力系数分别由35.6 和15.9 分别降至25.7 和11.0。在聚/表二元复合体系(Cp=2000 mg/L,Cs=2000 mg/L)中加入0.02%的β-环糊精,软化水配制的聚/表二元复合体系的黏度(81.5 mPa·s)高于未除去加药后注入水中沉淀的含垢水所配制的聚/表二元复合体系的黏度(69.5 mPa·s),但后者的阻力系数和残余阻力系数高于前者的,后者的注入压力也高于前者的。图5表8参16

    • 渤海绥中36-1 油田二元复合驱相对渗透率研究

      2016, 33(2):311-315. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.025

      摘要 (888) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为准确测定渤海绥中36-1 油田进行聚合物/表面活性剂二元复合驱相对渗透率曲线,提出了将某含水饱和度下聚合物/表面活性剂二元复合驱体系在岩心入口端与出口端黏度的平均值作为在岩心中平均黏度的黏度处理新方法;模拟该油田的实际情况采用恒速非稳态法测定了水驱和二元复合驱的相对渗透率曲线,研究了表面 活性剂和聚合物加量对二元复合驱相对渗透率曲线的影响。结果表明:二元复合驱的油相相对渗透率比水驱时的高,水相相对渗透率和残余油饱和度比水驱时的低;随着二元复合体系中表面活性剂加量的增大,油水两相的相对渗透率均增大,残余油饱和度降低;随着聚合物浓度的增大,油相相对渗透率增加,水相相对渗透率和残余油饱和度降低。图4表1 参12

    • 甜菜碱/聚合物复配泡排剂性能研究

      2016, 33(2):316-318. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.026

      摘要 (866) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为研发出适合于川东北地区高含硫气井的泡沫排水技术,用椰油酰胺丙基甜菜碱(CPB)和聚丙烯酰胺(PAM)制得二元复配体系为泡排剂。研究了CPB、PAM质量比对体系起泡能力的影响,考察了二元体系的耐温、耐硫化氢和耐盐性能。结果表明,当CPB、PAM质量比为6∶1 时,二元复合体系的起泡能力最佳。该体系在 175°C下的稳定性良好,与老化前相比,起始泡沫高度仅降低16.6%。CPB/PAM的起泡能力不受H2S 分压的影响,耐盐性较好,携液能力强,适用于高含硫气井的泡沫排水。图2 表3 参13

    • 特超稠油黏度的影响因素研究

      2016, 33(2):319-324. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.027

      摘要 (834) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为推动稠油降黏技术的发展,获得稠油黏度的控制因素,以塔河、轮古油田的15 个稠油样为研究对象,考察了稠油的黏温关系,进行了饱和分、芳香分、胶质、沥青质(SARA)四组分分离和元素组成分析并将其与黏度进行关联分析,研究了水热催化裂解法对稠油的降黏作用效果。研究结果表明,稠油中存在结构黏度,黏温关系较好地符合Arrhenius 方程。稠油黏度与组成有关,随稠油中饱和分、芳香分、胶质含量增加,稠油黏度降低;随沥青质含量增多,稠油黏度呈近似指数关系升高;随胶体稳定性参数(胶质/沥青质量比)增大,稠油黏度降低并呈近似指数关系;稠油黏度与N、Ni 含量正相关,与S、V含量关系不明显;氢碳原子比越小、芳碳率越高,稠油黏度越大。对LG-01 稠油进行水热裂解降黏实验结果表明,反应后油样的黏度变化与组成变化相对应,在80℃的黏度由反应前的34965 mPa·s 变为12165~295858 mPa·s,水热反应后对应的沥青质含量为21.50%~29.22%,胶体稳定性参数为1.19~0.63,氢碳原子比依次降低,杂原子S、N含量依次增加。图12 表3参16

    • 稠油重组分对砂岩储层润湿性变化的影响

      2016, 33(2):325-332. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.028

      摘要 (729) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为揭示稠油重组分性质与砂岩岩石润湿性变化之间的关系,用X射线光电子能谱和Zeta 电位测定仪考察了不同产地稠油沥青质、胶质表面官能团及其Zeta 电位,采用改进的岩心润湿定量测定方法研究了稠油重质组分(沥青质、胶质)Zeta 电位与砂岩岩样润湿指数间的关系,分析了盐水中阴阳离子对吸附沥青质岩心润湿性的影响。结果表明,辽河沥青质因含较多的羧酸和钙元素(羧酸钙)而带负电荷,塔河、孤岛、克拉玛依和垦东沥青质及渤海、辽河和克拉玛依胶质带正电荷;沥青质、胶质正电性越强,岩石润湿指数变化程度越大,润湿指数(WR)与沥青质、胶质Zeta 电位(ζ)间存在对数关系:ζ=-2.9508 ln(WR);盐水中的无机阳离子化合价价数越高,吸附沥青质岩心的润湿指数越小,而无机阴离子对润湿性变化影响甚微。通过润湿指数与沥青质、胶质Zeta 电位间的定量公式可推算砂岩岩层润湿性变化趋势,通过调整注入水组成可控制沥青质沉积造成的润湿性变化程度。图11 表6 参19

    • 胜利油田陈南稠油的乳化降黏研究

      2016, 33(2):333-337. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.029

      摘要 (825) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为实现胜利油田陈南联合站稠油的乳化降黏,选取了7 种亲水亲油平衡值在8~18 的表面活性剂,通过测量单一和复配乳化剂对乳状液的脱水率和降黏率,筛选出降黏效果和静态稳定性良好的乳化剂,考察了油水质量比、乳化剂浓度、乳化温度、乳化强度对乳化降黏效果的影响。结果表明,在乳化温度50℃、乳化强度2000 r/min×10 min的条件下,筛选出的25.8% Span80+74.2%十二烷基苯磺酸钠和10.1% Span80+89.9%十二烷基苯磺酸钠两种复配乳化剂与稠油形成的乳状液静置5 h 后的脱水率分别为21.8%和23.0%,剪切速率为100 s-1时的降黏率分别为99.92%和99.89%;随油水质量比降低,乳状液脱水率增加、黏度降低、稳定性变差;随乳化剂浓度增加,乳状液黏度先降低后增加;随乳化温度降低和乳化强度的增大,乳状液黏度增加;在油水质量比5∶5、乳化剂质量分数1%、乳化温度50℃、乳化强度1000 r/min×5 min 的乳化条件下,可使陈南稠油黏度(50℃)由1964mPa·s 降至35 mPa·s。图6 表3 参11

    • 有机碱/复配表面活性剂稳定的稠油水包油乳状液的破乳研究

      2016, 33(2):338-344. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.030

      摘要 (841) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为解决复配表面活性剂和有机碱稳定的稠油O/W型乳状液破乳脱水困难的问题,获得作用良好的稠油乳液破乳工艺技术,考察了pH、破乳剂、絮凝剂和温度对该类乳状液破乳效果的影响。研究结果表明,pH对乳状液的破乳效果影响显著,溶液pH值为7 时获得的破乳脱水效果最好,分水率达到最大值59.6%;不同种类的破乳剂具有不同的破乳脱水作用,破乳剂类型对乳液分水率的影响程度为:CTAB(阳离子型)>RKP(非离子型)>SDS(阴离子型),其中RKP脱出的水色清、界面清晰,加量0.01%时的分水率达到最高值68.0%;含不同絮凝剂的体系具有不同的破乳脱水效果,乳状液的分水率随絮凝剂质量分数增加先升高后降低,无机絮凝剂的破乳效果依次为聚合氯化铝PAC>FeCl3·6H2O>AlCl3·6H2O,有机絮凝剂的破乳效果依次为CPAM(阳离子型)>PAM(非离子型)>HPAM(阴离子型),CPAM可显著提高乳液分水率;升高温度可提高乳状液分水率,温度对HCl一元体系破乳效果的影响较小,对HCl与RKP组成的二元体系及HCl、RKP与CPAM组成的三元体系破乳效果影响较大;塔河稠油适宜的破乳条件为pH=7、RKP质量分数0.01%、CPAM质量分数0.008%、破乳温度70℃,破乳2 h 的分水率可达98.4%。图3 表6 参18

    • 采用电化学石英晶体微天平研究碳酸钙垢生长规律及阻垢剂的影响

      2016, 33(2):345-350. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.031

      摘要 (906) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为深入分析碳酸钙垢生长规律和阻垢剂对垢生长动力学的影响,使用电化学石英晶体微天平(EQCM)快速测垢的方法研究了施加的恒电压、温度、Ca2+浓度对碳酸钙(CaCO3)结垢的影响,评价了羟基乙叉二膦酸(HEDP)、膦酰基羧酸(POCA)和氨基三甲叉膦酸(ATMP)3 种阻垢剂的阻垢性能,并对结垢过程进行了分段线性拟合。结果表明,随电压、温度和Ca2+浓度的增大,CaCO3结垢速率增大,其中电压的影响最大;在50℃时,结垢量随阻垢剂浓度的增加而降低;HEDP的最佳加量为5~10 mg/L,POCA和ATMP的较优加量为20 mg/L;在阻垢剂加量为10 mg/L的条件下,CaCO3结垢过程中的结垢量—时间曲线出现3个阶段:结垢阶段、阻垢的扩散和不稳定作用阶段、阻垢剂稳定作用阶段;通过数据拟合得到反映两个稳定沉积过程的线性动力学方程,以斜率k值表征其结垢动力学参数,按加入阻垢剂前后的k值之差与未加入阻垢剂k值的比值计算POCA、HEDP和ATMP的阻垢效率分别为98.50%、93.86%和97.23%,扩散时间分别为1021、622和537 s,ATMP的阻垢效果最好。图15表1参12

    • 油田集输管道内流动流体结垢动力学研究

      2016, 33(2):351-356. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.032

      摘要 (881) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为揭示油田集输管道内的动态结垢过程,以CaCO3为例开展了圆管内动态结垢机理研究。从流体流动过程出发,自制结垢动态分析仪,采用脉冲示踪法测试管内流体流动形态,用电导率法测定CaCO3结垢反应速率常数,结合平均停留时间分布,建立结垢流体一维轴向分散模型。结果表明:CaCl2、Na2CO3水溶液比去离子水(空白)的混返过程明显;圆管内流动过程中CaCO3结垢的反应速率常数为0.025 L/(s·mol);根据所建立的结垢管内流体轴向分散模型得到CaCO3垢的转化率为53.600%,与实验值的相对误差为5.438%。该模型可准确模拟圆管内流动流体结垢动力学过程,为防垢方案提供基础信息。图7 参17

    • 新型耐温耐盐气润湿岩心的制备及性能评价

      2016, 33(2):357-360. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.033

      摘要 (746) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了解非离子型气湿反转剂在改变砂岩表面润湿性方面的作用效果,获得气润湿性良好的砂岩地层,提高凝析气藏的生产能力,分别采用接触角法和Owens二液法考察了非离子型表面活性剂处理前后砂岩岩心的气润湿程度和表面自由能,研究了无机盐、温度和pH值对气润湿性的影响及气润湿反转的有效期。结果表明,质量 分数为0.3%的非离子型氟碳表面活性剂(FG24)可将岩心表面的润湿性由液润湿性反转为强气润湿性,水相和油相在岩心表面的接触角由处理前的36.0°和0°分别增至141.3°和108.0°,且岩心的表面自由能由71.0 mN/m急剧降至3.29 mN/m。在pH值为1~10、无机盐溶液质量浓度为100 g/L、温度140℃范围内,油水相在岩心表面的接触角均大于90°;岩心可在60 d 内保持强气润湿性。FG24 可将岩心表面反转为強气湿性,并具有良好的耐盐性和耐温性。图4 表1 参14

    • 测定油田注入水中颗粒直径中值的影响因素分析

      2016, 33(2):361-365. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.034

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      摘要:为提高注入水中颗粒直径中值测定结果的准确性,从取样方法、温度和压力、细菌、颗粒团聚、搅拌速度、水样浓度和含油量几个方面讨论了影响油田注入水中颗粒直径测量的因素,分析了仪器计量基准对粒径测试结果的影响。结果表明:曝氧、温度、压力和颗粒团聚使颗粒直径中值测值随放置时间的延长而增大,细菌的影响基本可以忽略,搅拌速度、水样浓度和含油量会使测试结果出现偏差;避氧操作、加入EDTA金属络合剂可以提高水质稳定性;用激光粒度仪测试时需确立适宜的搅拌速度和水样浓度,缩短放置时间并排除含油量的影响。在测量过程中,应综合考虑颗粒体积和个数的影响,设置合理的评价基准。图6 参12

    • 改进的浊度法用于检测大庆油田三元体系中的聚合物浓度

      2016, 33(2):366-369. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.035

      摘要 (791) HTML (0) PDF 0.00 Byte (0) 评论 (0) 收藏

      摘要:采用浊度法检测大庆油田三元复合体系中的聚合物浓度时,碱和表面活性剂会影响聚合物浓度的检测结果。为了更准确地测定三元复合体系中的聚合物浓度,开展了浊度法的改进研究,通过盐析-萃取分析法消除三元体系中表面活性剂的影响,采用加大醋酸用量的方法消除碱的影响,考察了改进浊度法在测定现场油井采出 液中聚合物浓度的应用效果。结果表明,改进的浊度法消除了三元体系中表面活性剂和碱对聚合物浓度检测的干扰,提高了检测结果的准确度。用改进的浊度法测定室内三元体系中的聚合物浓度,可使相对误差由未改进前的2.00%~50.25%降至-4.40%~2.00%;现场用于测量喇嘛甸油田强碱三元复合试验区油井采出液中的聚合物浓度的相对误差为1.90%~5.20%。图1 表4 参12

    • 油井沥青质沉积控制技术的研究与应用

      2016, 33(2):370-375. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.036

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      摘要:沥青质在近井地带发生沉积会对石油开采带来极为不利的影响,发展沥青质沉积控制技术对于保障石油的高效开采具有十分重要的意义。介绍了油井沥青质沉积控制技术——油井沥青质抑制技术(调整生产计划法和化学抑制法)和油井沥青质解堵技术(物理解堵法、化学解堵法、生物解堵法和联合解堵技术法)的研究与应用进展,对发展油井沥青质沉积抑制技术和解堵技术提出了建议。图2 参42

    • 高通道压裂自聚性支撑剂研究进展

      2016, 33(2):376-380. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2016.06.037

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      摘要:针对非常规油气资源难以开采且多依赖水力压裂增产措施的特点,结合近几年刚刚兴起的高通道压裂技术,介绍了国外支撑剂自聚调控技术的最新进展。重点综述了自聚性支撑剂表面处理技术、表面改性机理、支撑剂在线涂层工艺的研究现状,指出了高通道压裂自聚性支撑剂亟需解决的问题及发展趋势。图8 参27

主编:张熙

创刊年:1984年

ISSN: 1000-4092

CN: 51-1292/TE

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