季铵盐型孪连表面活性剂G-52的降压增注效果

实验研究了商品孪连表面活性剂G-52（N，N’-亚丁基双月桂酰溴化铵）的界面活性、润湿性能及对大庆低渗透油藏注水井的降压增注效果。实验温度45℃，实验G-52溶液用矿化度4．9g／L的模拟大庆采油五厂注入水配制，实验原油为黏度82．8mPa·s的该厂脱水脱气原油。用表面张力法测得G-52的临界胶束浓度为800mg/L。G-52溶液与原油间的动态界面张力随G-52浓度增大而增大，其瞬时最低值在G-52浓度25～800mg/L为10^-3mN／m，G-52浓度1000～1200mg/L时为10^-2mN／m，其平衡值在G-52浓度25、50mg／L时为10^-2mN／m，在G52浓度1000～1200mg／L时为10^-1mN／m，低G-52浓度时动态界面张力的建立较缓慢。G-52溶液可使甲基硅油处理的玻片表面由弱亲油变偏亲水，接触角减小约40°。在气测渗透率5．19×10^-3～7．93×10^-3μm^2的4支环氧树脂胶结石英砂岩心驱替实验中，注入浓度100、200、400、500mg/L的G-52水溶液时，岩心注入压力比注水时降低26．5％-55．3％，原油采收率比水驱采收率（30．32％-48．1796）提高3．16％～4．20％。图7表6参7。

HPAM/脲醛预缩聚物地下成胶体系及其选择性堵水性能

报道了在30～100℃的不同温度下凝胶化时间为3～45h的HPAM/脲醛预缩聚物地下成胶体系的基本配方共12个,所用催化剂有重铬酸钠+氯化铵(A)和过硫酸铵+乌洛托品(B)两种。适用于60℃的配方60A 1和60A 2的成胶时间,随配制水矿化度的增大(500～1.0×105mg/L)由18h和8h分别增加到76h和34h,形成的凝胶粘度超过1.3×104mPa·s。长99mm、水测渗透率1.33μm2的人造均质岩心,在注入60A 1配方物2PV并充分凝胶化后,突破压力为8.16MPa,残余阻力系数为1000,对水的封堵率达99.9%;60A 2在岩心中充分凝胶化的时间为3d;由2个岩心封堵前后水相和油相(煤油)渗透率的变化求得,60A 2的堵水率为99.10%和99.03%,堵油率为12.94%和13.01%,表现出了相当好的封堵选择性;水测渗透率分别为1.33,0.458,0.193μm2的并联三岩心组,水驱至残余油,注入60A 2配方物2PV并反应10h后注水驱油,注水压力由0.31MPa升至0.98MPa,原来不吸水的低、中渗岩心的流量分别达到0.14和0.23mL/min,高渗岩心的流量由0.43mL/min降至0.06mL/min,表明含残余油的高渗岩心在很大程度上被封堵;水测渗透率分别为0.193,0.456,1.33μm2的3个岩心串连,总长76.4cm的纵向非均质岩心,水驱至残余油,注入60A 2配方物0.2PV并反应10h后注水驱油,注入压力大幅升高,含水率下降,采收率?

集中核算 加速转变

会计集中核算，促进财务管理职能的转变，提高了财务管理效能。