抗220℃高温两性离子聚合物降黏剂的制备与性能

针对当前高温高密度水基钻井液流变性调控难题,基于分子结构优化设计和单体优选,制备了新型抗高温两性离子聚合物降黏剂HP-THIN。通过正交实验与单因素实验相结合的方法,对HP-THIN的制备条件进行了优化。采用红外光谱仪、乌氏黏度计和热重分析仪等分别对HP-THIN的分子结构、热稳定性以及相对分子质量进行表征和测定,研究了HP-THIN在220℃超高温条件下对淡水浆、盐水浆、含钙浆和高密度复合盐水浆等不同类型钻井液基浆的降黏性能。在室温下,测试了HP-THIN对基浆黏土颗粒吸附能力、Zeta电位和粒径的影响,并与国内外同类产品(Polythin和xy-27)进行了对比。结果表明,合成降黏剂HP-THIN的反应温度为60℃,反应时间为3 h,引发剂用量和链转移剂用量均为反应单体总量的1%,单体总质量分数为30%;单体AM、AA、AMPS、PTM物质的量比为1.9∶7.5∶2.1∶1。该聚合物的分子结构中含有设计官能团,其黏均相对分子质量约为8211,且具有较好的热稳定性。220℃老化后,HP-THIN在最优加量(0.3%)下对淡水基浆、盐水基浆、含钙基浆和高密度复合盐水基浆的降黏率分别达86%、72%、73%和51%,HP-THIN对不同类型钻井液基浆的高温降黏效果均优于国内外同类产品,相对于xy-27和Polythin,降黏剂HP-THIN对基浆黏土吸附能力强、Zeta电位绝对值大、黏土颗粒尺寸小,可以更好地消除黏土颗粒间网状结构,降低钻井液黏度,具有良好的应用前景。

基于大掺量复合掺合料的高强混凝土性能研究

以较大掺量应用于高强混凝土的复合矿物掺合料为研究对象,通过对矿渣粉、石灰石粉等组分进行粉磨,结合各组分材料独特效应,以矿渣粉占比为70%固定值,与其他粉体材料按照一定比例进行复配,研发出两种以高活性、易流、降黏为特点的高强混凝土用复合掺合料(无硅灰型和含硅灰型)。两种复合掺合料以30%、40%、50%、60%掺量分别应用到C60、C70、C80、C90高强混凝土中,研究不同掺量的复合掺合料对高强混凝土性能的影响。结果表明:随着高强混凝凝土用复合掺合料掺量的提升,高强混凝土倒置坍落度筒排空时间明显降低,证明混凝土黏聚性明显改善。高强混凝土用复合掺合料在30%、40%掺量时,早期强度较高,且后期强度发展较大;达到50%掺量后,早期强度较低,长龄期强度仍可以满足要求。

水平管内高黏油水环输送减阻特性分析

随着人们对于石油资源需求的日益加深,常规原油逐渐枯竭。稠油的使用会成为一种趋势,世界稠油地质储量丰富,占全球石油剩余储量的70%,具有巨大的开发潜力和广阔的市场前景,但稠油自身具有黏度高、分子量大、流动性差的特点,这些性质为稠油的输送带来了极大的困难与挑战。因此,加快我国稠油输送技术及相关理论的研究创新是适应未来趋势变化的客观要求,是经济有效地开发输送稠油资源的必然选择。本文采用水环输送法对稠油水平管流减阻,用以探究水环包裹下的稠油水平管流阻力特性,分析入口含水率(5%~80%)、油(0.65~1.57m^(3)/h)、水(0.09~2.13m^(3)/h)相流量对于水环润滑减阻效果以及稠油流型的影响,自主设计水环输送稠油实验环道,引入有效粗糙度k*,建立环状流压降预测修正模型,分析讨论流型特征及形成环状流时的油水流量范围,结果表明:在一定条件下形成的水环能够有效地对稠油输送进行减阻;水环可以有效润滑管壁;修正后的压降预测模型与实验值对比相对误差介于±10%,RMSE=0.02,水环输送压降仅占纯油输送压降的0.01~0.24;油相流量较高时应注意水相流量,避免过大导致输油效率η以及减阻率DR下降。

基于平衡设计的超薄磨耗层研究与现场试验

针对超薄磨耗层在高速公路沥青路面养护工程中的应用问题,该文系统研究了基于平衡设计理念的超薄磨耗层体系,分析了改性剂的作用机理及使用特点,基于平衡设计方法设计了超薄磨耗层配比设计试验,最后根据配比设计试验选择最优的超薄磨耗层材料配比进行试验路铺筑。研究表明:直投式高黏改性剂运输、储存方便,可以提高沥青混合料的弹性恢复,减少永久变形;在级配嵌挤良好的条件下,沥青用量的合理提升,能够有效提升超薄磨耗层沥青混合料的高温稳定性、低温抗裂性以及水稳定性,随着改性剂掺量的提升,沥青混合料的高温稳定性逐渐提升,在沥青用量为6.8%、改性剂掺量达到0.9%时达到最优;综合考虑沥青混合料性能及经济因素,确定超薄磨耗层的最佳材料配比,并成功应用于某高速公路养护工程试验路,试验路检测结果表明超薄磨耗层具有良好的密水性、抗滑性能及降噪性能。

高黏高弹超薄改性沥青罩面在桥梁养护中的应用研究

在长期运营状态下,桥面沥青铺装层出现裂缝、车辙、骨料外露等病害,降低了驾驶的安全性和舒适性。文中以南照淮河大桥养护为背景,对高黏高弹超薄改性沥青罩面混合料的设计和施工控制过程进行研究,经过对专用级配混合料的试验和对施工后的桥面平整度、摩擦系数摆值、构造深度和渗水系数的验证发现,高黏高弹沥青具有优良的路用功能,有潜力成为桥面铺装层的一种新型材料。

XB油田FY储层油井高效抽汲技术研究

FY储层单井具有完井深度深、产液量低、含水率低、黏度高、易卡泵等特点,同时受地层能量特征影响,采出井示功图呈现“供液不足”的现象较为突出,并且存在系统效率低、降黏技防措施耗电高、频繁卡泵等问题。通过对FY采出井个性化精细参数调整、不停机间抽制度模板制定、清防蜡降黏与解卡配套技术等方面开展研究并应用,最终达到降低该区块系统能耗,实现高效、低成本运行的目的。通过治理,年节电量达到了187.38×10^(4) kWh,年创经济效益132.31万元。

SVT-8超黏韧抗滑磨耗层在公路养护中的应用

通过弯沉评价了原路面的承载力,结合实体工程,研究了超黏韧抗滑磨耗层(SVT-8)在施工过程中不同压实工艺和裂缝处理工艺对构造深度和抗裂效果的影响。结果表明:实施SVT-8后的路面构造深度提升75%以上,车内噪音降幅达7~9dB,环境噪音降幅为4.7dB;使用高性能灌缝材料有利于延缓反射裂缝和避免泛油;初始构造深度随着压实功的增大而逐渐减小,压实功不足会增加早期开裂的风险。

高粘度骨水泥注入椎体成形术治疗急性重度骨质疏松椎体压缩性骨折

目的:探讨应用高粘度骨水泥对急性重度骨质疏松椎体压缩性骨折(Osteoporotic vertebral compression fracture,OVCF)行经皮椎体成形术(Percutaneousvertebroplasty,PVP)的临床疗效。方法:收集2005年2月至2010年8月急性OVCF患者36例,体位复位后应用高粘度骨水泥行经皮椎体成形术治疗,手术前后进行视觉模拟疼痛评分(VAS)、伤椎高度与后凸畸形的X线片测量。结果:全部病例手术均安全完成,术中骨水泥注入量平均3.0ml,术后平均随访16.4(12至30)个月。术后VAS评分较术前改善(P<0.05),椎体前缘、中线高度及后凸畸形较术前明显恢复(P<0.05)。4例(11.1%)出现骨水泥渗漏,但无临床症状及体征。结论:应用高粘度骨水泥经皮椎体成形术结合体位复位及是治疗急性OVCF可行及有效的方法。

高温自生气泡沫室内实验研究

针对稠油油藏难开采易汽窜等问题,采用动静态结合技术,对高温自生气泡沫调驱剂的降黏作用进行了系统研究。分析了自生气泡沫的驱油效果及其影响因素。研究结果表明,2种调驱剂均具有较好的效果。其中调驱剂A的降黏率高达95%,作用效果明显,能够有效防止汽窜。该研究为自生气泡沫驱油技术的现场实施提供了可靠理论依据。

高温稠油掺稀降黏开采辅助降黏剂的研究与应用

哈拉哈塘油田稠油掺稀开采过程中存在掺稀量大、能耗高等问题。为降低掺稀量,室内研发了PPH乳化降黏剂,耐温160℃,耐矿化度21.74×10~4mg/L,最优使用浓度为0.1%,该浓度下降黏率可达90.51%;在含水率30%~70%范围内均可起到较好的降黏作用,并与现场所用絮凝剂、破乳剂及脱硫剂配伍性良好;在此基础上,设计了加药工艺,进行了现场先导性试验,将试验井掺稀量降低50%,取得了良好的试验效果。

表面活性剂高温乳化性能研究

通过测定114℃条件下,4种不同类型表面活性剂溶液(石油磺酸盐PS、非离子-阴离子型双子表面活性剂FOS、烷基糖苷APG以及十二烷基苯磺酸钠DBS)与高30原油间的乳化速率、乳化稳定性以及乳化降黏效果,研究了表面活性剂的高温乳化性能。实验结果表明,表面活性剂通过降低动态界面张力初始值提高乳化速率;通过增强界面活性和界面膜强度提高乳化稳定性;通过形成O/W型乳状液以及破坏胶质、沥青质聚集体结构降低原油黏度。盐度仅对阴离子表面活性剂的乳化性能影响较大,而表面活性剂浓度和油水比对各类表面活性剂的乳化性能均有显著影响。

新型高保坍降粘型聚羧酸减水剂制备及性能评价

以聚醚类大单体(TPEG2400)和不同比例的甲基丙烯酸(MAA)、甲基丙烯酸羟乙酯(HEMA)、丙烯酸丁酯(BA)为主要原料,在水溶液聚合条件下,加入低温合成小料DW-1,采用过硫酸铵(APS)和亚硫酸氢钠(Na HSO_3)氧化还原体系提供自由基做引发机制,常温下合成一种新型高性能保坍降粘型聚羧酸减水剂BT-N。研究了酸醚比、酸酯比例以及链转移剂用量对其性能的影响。结果表明,酸醚比为5∶1,MAA∶HEMA∶BA=5∶1. 5∶3. 5,链转移剂用量为大单体质量的0. 4%时,保坍剂的保坍效果最佳,并且具有较好的降粘性能,能有效降低高标号混凝土的粘度,同时对不同种类水泥适应性良好。

深层页岩气压裂用高黏高降阻一体化稠化剂的制备与性能评价

滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要方法,但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题,限制了其在3500 m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等为原料,通过自由基聚合反应,室内合成了高黏高降阻一体化稠化剂(HVFR),考察了其溶解性、增黏性、降阻性、携砂性及耐温耐剪切性。结果表明,HVFR的相对分子质量为22.7×10^(6)。HVFR溶解速率快,1 min增黏率达到93%,有利于实现压裂液的在线连续混配。HVFR的降阻性能良好。在150 L/min流量下,作为低黏、高黏滑溜水时的降阻率均大于70%,作为胶液时的降阻率可达到68%。HVFR具有一剂多能特性,通过调整其浓度可实现低黏滑溜水、高黏滑溜水和胶液之间的自由转换。基于HVFR的交联压裂液具有良好的携砂能力及耐温耐剪切性能。在120℃、170 s^(-1)下剪切120 min后,压裂液的保留黏度约为120 mPa·s,满足压裂施工的要求。

胜利油田陈371区块高钙镁油藏稠油降粘剂研究

陈 371块稠油油藏温度约 6 5℃ ,所产原油粘度高 (6 5℃下 8.6Pa·s,5 0℃下 44Pa·s) ,胶质和沥青质含量高 ,地层水矿化度高 (～ 1.5× 10 4 mg/L) ,Ca2 + 、Mg2 + 含量高 (376 ,173mg/L) ,6 0℃时实验原油在含水率 36 .7%时发生乳状液转相。在 6 0℃、油水体积比 7∶3条件下考察了影响降粘剂ONS 1(一种阴离子表面活性剂 )乳化降粘效果的因素 :水相中NaCl浓度 ,ONS 1浓度 ,Ca2 + 浓度 (固定Mg2 + 浓度 )及增效剂三乙胺浓度 ,在水相中NaCl浓度为1.5× 10 4 ,Ca2 + 浓度为 6 0 0 ,Mg2 + 浓度为 2 0 0mg/L条件下 ,得到ONS 1与三乙胺的适宜质量比约为 10 0∶3。在上述条件下加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 +6 0 0mg/L)得到的实验原油乳状液 ,1s-1和 5 0s-1下的粘度 ,5 0℃时分别为 111和 41mPa·s,30℃时分别为 311和 12 0mPa·s,在 30～ 6 0℃范围内稠油乳化降粘率大于 99%。在矿化度和Ca2 + 、Mg2 + 含量较低的油田污水中加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 ～ 3.0× 10 4 +75 0mg/L)使实验原油乳化 。

SL的合成及降粘性能研究

辽河冷东原油胶质、沥青质含量高(23.65%,3.05%),含蜡量低(1.02%),粘度高(50℃时49Pa·s),为了改善其流动性,研制了长链醇丙烯酸酯三元共聚物,进行了结构鉴定并实验考察了降粘性能。在性能考察中使用的共聚物样品有:一种具有双峰的宽分子量分布共聚物SL;在优化条件下合成的共聚物SL 5;SL的3个分级产物,按分子量从大到小排列分别为SL(Ⅰ),SL(Ⅱ)和SL(Ⅲ)。确定实验条件时考虑到该特稠油中胶质的溶解温区为33～55℃,原油热处理、加剂在80℃下进行,降粘效果评价在50℃左右进行。实验研究结果表明:加入2000mg/LSL的冷东1号油(SL溶解于甲苯中,甲苯量为原油的1%),50℃时粘度9.5Pa·s,降粘率39.9%,55℃时粘度6.1Pa·s,降粘率37.8%;加入SL,SL(Ⅰ),SL(Ⅱ),SL(Ⅲ)的冷东2号油,50℃时粘度分别为19.0,18.3,19.0,15.6Pa·s,降粘率分别为23.4%,26.2%,23.4%,37.1%,60℃时分别为6.8,6.1,5.4,5.1Pa·s和15.8%,24.5%,33.3%,36.9%;对冷东1号油,30～60℃时的降粘率按大小排列顺序为SL 5>SL(Ⅲ)>EVA。作出的结论是:对于辽河高胶质特稠油的降粘,分子量分布适当的优选共聚物SL可在50℃使用,配合一些热处理措施后可在管道输油中获得实际应用(要求粘度≤1.5Pa·s)。图3表7参10。

六元熔融还原渣黏度的分析

结合高效脱磷能力的熔融还原冶炼惠民高磷铁矿工艺及 HIsmelt熔融还原炼铁技术的特点，选取 CaO-MgO-FeO-Al2 O3-SiO2-P2 O5六元熔渣作为研究对象，其熔渣成分为：二元碱度R（CaO／SiO2）0．8～1．4，Al2 O3质量分数为6．4％～15．4％，P2 O5质量分数为0～3％、MgO、FeO质量分数分别为4％、6％，采用纯化学试剂配制熔渣。借助扫描电子显微镜对炉渣矿物组成和微观结构进行研究，采用RT W-10熔体物性综合测试仪研究熔渣成分的变化对黏度产生的影响。研究表明：该熔渣矿相结构主要以黄长石（钙铝黄长石、钙镁黄长石）为主，呈方形状、粗大骨架状结构。当P2 O5或Al2 O3质量分数一定时，随着碱度的提高，熔渣的黏度降低；当碱度或P2 O5质量分数一定时，熔渣的黏度随Al2 O3质量分数的增加而增大；当碱度或A l2 O3质量分数一定时，黏度均随着P2 O5质量分数的增加而提高。

无黏土相钻开液用抗温增黏降滤失剂的研制与性能评价

针对常规改性淀粉降滤失剂高温易降解导致钻开液抗温性差的问题,采用接枝共聚法,以天然淀粉为原料、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)与丙烯酰胺(AM)为接枝单体制备了一种抗温增黏降滤失剂STAR-AM,通过红外光谱表征了产物结构。将STAR-AM与流型调节剂、封堵剂、屏蔽暂堵剂、润滑消泡剂、HCOONa等复配制得无黏土相抗高温钻开液体系。分别评价了STAR-AM在基浆和钻开液体系中的抗温、增黏和降滤失性能,考察了钻开液的储层保护效果。结果表明,在淀粉(玉米淀粉、木薯淀粉质量比为60∶40)、单体(AMPS、AM物质的量比为1∶2)质量比为65∶35的条件下制备的STAR-AM具有较好的抗温增黏降滤失作用。STAR-AM加量为10~25 g/L时,基浆150℃老化后的黏切显著提高,API滤失量大幅降低;加入甲酸盐后,基浆抗温能力从150℃提高至170℃。STAR-AM加量为25 g/L时,无黏土相抗高温钻开液170℃老化后的API滤失量仅1.3 mL,HTHP滤失量仅10.2 mL,明显优于常规改性淀粉类降滤失剂;且具有优异的储层保护效果,岩心渗透率恢复值超过95%,可在超深水平井裸眼钻完井中推广应用。

高凝稠油乳化降凝降粘试验与研究

针对稠油开采和管输过程中存在的高粘度,高密度等问题,对坨5井原油乳化降凝降粘进行了试验,结果表明,高凝稠油乳化成的O/W乳状液可以使稠油凝点总体降低10℃以上,降粘率达到90%,乳化降凝降粘是可行的。试验结果还显示,温度和降温速率对乳化降凝降粘效果有很大影响；乳化剂中加入强碱有利于稠油O/W乳状液的形成和O/W乳状液稳定性的提高。

AA-MA-VA共聚物的合成及其对原油的降凝减粘作用

对丙烯酸高碳醇酯—马来酸酐—醋酸乙烯酯共聚物(AA—MA—VA)的合成方法,及其对原油降凝减粘效果进行了研究。着重考察了它对胜利—中原原油流变性能的影响。结果表明,当添加量为0.1％时,原油凝固点下降12℃,表观粘度下降60.6％(30℃),屈服值下降78.6％。说明在胜利—中原原油中加入AA—MA—VA化学降凝剂后其降凝减粘和流变性能改善效果显著。

油井清蜡降黏剂的室内研究

开发研制环保、高效、多功能的油井清蜡降黏剂,是未来清防蜡剂的发展方向。在对不同性能表面活性剂及助剂对蜡的分散性、清蜡性能以及对大港油田稠油的降黏效果评价基础上,筛选出了性能好的烷基苯磺酸盐ABL、酰胺非离子表面活性剂XE和木质素磺酸盐EM,通过正交试验优选出油井清蜡降黏剂配方组成,并对其综合性能进行了评价。结果表明,配方F6(ABL、XE)样品溶液稳定,且对蜡沉积物的分散性能好,具有较好的清蜡性能和降黏性能,对混合蜡的清蜡率和对大港油田稠油的降黏率分别达到98%和99%.