南堡陆地高含水油藏弱冻胶深部调驱实验研究

针对冀东油田高浅北地区油层的储层特性、非均质特征以及流体性质,评价了酚醛树脂弱冻胶体系的成冻性能。通过调节聚合物和交联剂的加量,形成了一系列成冻时间可调、强度可控的配方,并考察了不同配方冻胶的黏弹性特征,分析了弱冻胶在多孔介质中的运移-滞留规律,评价了不同条件下弱冻胶体系的驱油效果。结果表明,酚醛树脂弱冻胶体系的黏弹性较好,并受聚合物及交联剂浓度的影响较大;弱冻胶调驱体系能够实现在地层中运移—封堵—再运移—再封堵的有限度的驱油过程,起到深部调驱的作用;当弱冻胶注入量为油藏高渗孔隙体积的0.3倍时,单位堵剂的采收率增值达到最大值80%;当水驱含水率达到35%～80%时,调驱后的最终采收率为32.8%～35.9%,效果最好。

NPS石油磺酸盐在孤岛地层砂上的吸附性能

在70℃研究了NiX3石油磺酸盐在孤岛洗油地层砂上的静态和动态吸附。NPS为以渤海绥中低凝环烷基馏分油为原料，在实验室单管降膜式磺化反应器中用SO3磺化得到的石油磺酸盐，M=439．6。NiX3在孤岛地层砂上的最大吸附量为1．123mg／g砂，出现在CMC值（～3．0g／L）附近，NPS水溶液浓度进一步增大时吸附量略有下降。当NPS水溶液浓度为2．5g／L时，其吸附量随NaCl加量的增大（0-40g／L）而持续增大；当外加盐浓度为5．0g／L时，CaCl2、MgCl2、NaCl、Na2SO4使NPS吸附量由1．013mg／g砂分别增至2．338、1．541、1．501、1．484mg／g砂，NaHCOs、Na2CO3、NaOH使NP3吸附量分别降至0．884、0．643、0．614mg／g砂；随外加HPAM浓度增加（0-6．0g／L），NPS的吸附量出现最大值（超过1．7mg／g砂），最大值对应的HPAM浓度为3．0g／L。70℃下通过长30cm的地层砂填充管连续注入2．5g／L的NPS水溶液共10h，测得无盐溶液的动态吸附量为0．503mg／g砂，外加盐的影响相似，NaOH、Na2GO3使动态吸附量降低，Na2SO4、NaCl使其增大。对实验结果作了解释和讨论。图3表2参10。

硫化物及胶质对固载型催化裂化汽油脱臭催化剂活性的影响

以含有硫化物的石油醚溶液为催化裂化汽油的模拟原料,考察了硫化氢、二硫化物、硫醚和噻吩等硫化物及胶质对固载型催化裂化汽油脱臭催化剂活性的影响。实验结果表明,硫化氢能中和催化剂上的碱性中心,从而使催化剂的活性明显降低;二硫化物、硫醚和噻吩能吸附在催化剂表面,覆盖催化活性中心,从而使催化剂的活性降低;胶质既能在催化剂的表面和微孔中吸附,覆盖催化活性中心,又能中和催化剂的碱性中心,这两种作用使催化剂活性显著降低。几种硫化物及胶质对催化剂活性的影响顺序由大到小为:胶质>硫化氢>二硫化物、硫醚和噻吩。

微乳液淋洗航空煤油污染海砂实验

微乳液具有超强的乳化、润湿和增溶能力,以及超低的界面张力,分散粒径在5—100 nm之间,能够很好渗透进毛细孔内,对污染海砂有着很好的清洗效果.本研究选取十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、十二烷基硫酸钠(SDS)两种阴离子表面活性剂,配制成微乳前驱液,对航空煤油污染海砂进行了淋洗实验.考察了洗液流速、砂子含水率、表面活性剂种类、含量以及盐用量等对除油率的影响.通过实验发现,在单一阴离子表面活性剂(SDBS、SDS)洗液以及阴/阴离子表面活性剂(SDBS/SDS)复配洗液中,单一阴离子表面活性剂SDBS洗液除油率可达到90%以上.当SDBS的质量分数4%wt时,除油率可达93.8%.当SDBS/SDS=0.8时,除油效果可以达到69.2%,且形成WinsorⅠ型微乳液.

塔中402CⅢ高温高盐油藏表面活性剂驱

针对塔中402CIII均质段油藏高温高盐高硬度的特点,优选出驱油用表面活性剂BS-12(甜菜碱),优化了使用浓度,考察了乳化、吸附及驱油性能。实验结果表明,在油藏条件下(温度110℃、矿化度11.52×104mg/L、钙镁离子浓度7654 mg/L),BS-12溶液与地层水有良好的配伍性,质量分数0.03%率0.05%的BS-12溶液与塔中原油间的界面张力为1.5×10-2率5.2×10-2mN/m。110℃老化30 d后的界面张力仍保持在10-2mN/m数量级,热稳定性好。0.03%、0.05%BS-12溶液与原油形成的乳状液在放置12 h后趋于稳定,析水率分别为69%和50%,乳状液液滴分布稀疏,直径为0.3率1.0μm。在水砂比为20∶1时,0.05%BS-12在油砂表面的静态吸附量为6.592 mg/g。动态吸附量为4.938 mg/g,动态吸附滞留量为1.411 mg/g。岩心驱替实验表明,注入0.2%、0.3 PV表面活性剂后,采收率增幅可达4.14%。

油砂润湿性研究进展

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。

新疆油砂溶剂萃取研究

利用复合有机溶剂对新疆油润性油砂进行萃取实验,通过溶剂溶解度参数的运用选择了适合于萃取新疆油砂的可替代甲苯的复合有机溶剂。考察了溶剂油砂体积质量比、萃取时间、萃取温度、搅拌速度等因素对油砂原油回收率的影响。实验结果表明:运用正己烷-乙酸乙酯(乙酸乙酯体积分数为12.5%)复合溶剂对颗粒小于40目的油砂进行萃取,在萃取温度50℃、剂砂比2∶1(m L∶g)、萃取时间30 min、搅拌速率为500 r/min的条件下,油砂原油的回收率可达78%以上。

固载型催化裂化汽油脱臭催化剂催化性能的影响因素

以硫醇的石油醚溶液为催化裂化汽油模拟体系,采用静态试验法考察了硫醇结构及含量、反应温度、活化剂、催化剂颗粒大小及储存条件等对固载型脱臭催化剂(简称固载型催化剂)活性的影响。实验结果表明,异构硫醇比正构硫醇难脱除、高碳数硫醇比低碳数硫醇难脱除;硫醇含量越高,它的转化率越低,硫醇硫含量在150～373μg/g内,催化剂催化硫醇氧化反应处于反应控制阶段;在适当范围内升高反应温度、添加活化剂、减小催化剂粒径,均有利于提高固载型催化剂的活性;储存在空气中的固载型催化剂与新鲜催化剂活性相当,储存在氧气中的固载型催化剂活性明显降低。

薄层底水油藏控水用冻胶泡沫的室内研究

薄层底水油藏确定油水界面位置困难,射孔完成法建立底水隔板存在技术限制,而冻胶泡沫兼具冻胶和泡沫的双重作用,选择性好、封堵能力强,控制该类油藏底水锥进问题具有优势。室内实验通过黏度法和改进的Ross-Miles方法对冻胶泡沫体系进行了优选,得到了体系的优化配方为:0.2%聚合物LA100+0.4%有机铬交联剂FH-7+0.25%表面活性剂SDS+N2。体系性能评价结果表明,随反应时间延长(0率24 h),体系黏度由11.6逐渐增至200.0 m Pa·s,泡沫综合值由2838.0增至11899.0 m L·min。随着冻胶逐渐成冻,冻胶泡沫稳定性逐渐增强。体系的注入压力高,阻力系数超过6.0。封堵能力强,封堵率超过93.8%;选择性优于冻胶,可智能识别高渗通道。玻璃填砂可视化物理模拟表明,在生产井的近井地带,冻胶泡沫优先进入水锥入侵通道和底水层,形成稳定的底水隔板,扩大底水波及体积,采收率增值为32.6%。

延迟凝胶硅酸堵水剂DG-01对孤岛油田水平井的适应性研究及应用

本文研制了一种延迟凝胶的DG-01硅酸堵水剂,凝胶时间达到13.5h以上。针对水平井堵水成功率低、封堵效果差的问题,研究DG-01堵水剂对水平井的堵水效果,考察了油藏条件对DG-01堵水剂性能的影响,结果表明,随温度和矿化度的升高,DG-01堵水剂的凝胶时间缩短,凝胶强度增大,乙二胺四乙酸二钠(EDTA-2Na)可削弱矿化度对凝胶时间的影响。岩心封堵实验表明封堵率大于96%,DG-01堵水剂对高渗透岩心具有更好的封堵效果,200℃高温老化24h导致封堵率小幅度下降。孤岛GD1-17P410水平井使用DG-01堵水剂实施堵水后,出水量下降,产油量大幅升高,封堵有效期达180d以上,累积增油320t。

油井合理井底流压综合判定方法

合理井底流压是充分发挥油井产能、提高油田开发效益的保证,但现在缺乏一种合理的综合性判定方法。在分析生产气油比、产层出砂、应力敏感和层间干扰等4个因素对合理井底流压影响规律的基础上,根据模糊变换原理建立了油井合理井底流压综合判定数学模型。利用该数学模型,可定量计算考虑不同因素、不同因素权值影响下的合理井底流压。实例计算表明,所建立的油井合理井底流压综合判定数学模型具有较高的计算精度,可为油井设计合理流压、配产提供理论指导;利用实例的数据分析了合理井底流压对渗透率变异系数、生产气油比、泊松比等参数的敏感性,结果表明:渗透率变异系数越大,为维持储层的渗流能力,需要保持越高的井底流压;生产气油比越高,为确保抽油泵泵效,需要保持越高的井底流压;对于泊松比较大的疏松砂岩储层,为防止地层出砂,需要保持较高的井底流压。

助催化剂对固载型催化剂催化氧化重硫醇活性的影响

以含硫醇的模拟汽油为物系,采用改性固载型催化剂进行了脱重硫醇的实验。考察了有机铵类助催化剂含量、催化剂的干燥方式、催化剂含水量等对重硫醇转化率的影响;采用SEM手段对催化剂的形貌进行表征。实验结果表明,有机铵类助催化剂的加入可以提高催化剂催化氧化重硫醇的活性,当催化剂中助催化剂的含量约为0.2%(w)时,催化活性较高;催化剂合适的干燥条件为60℃真空干燥(真空度0.09 MPa)10 h;当催化剂含水量在5%～20%(w)时,其催化活性较高。SEM表征结果显示,活性组分均匀地分布于催化剂的内外表面,充分利用了载体的空间,一定程度上克服了活性组分的流失,增强了催化氧化硫醇的能力。

流化催化裂化汽油脱硫技术的研究进展

针对降低流化催化裂化汽油硫含量的问题,从加氢脱硫和非加氢脱硫两个方面综述了近年来有关脱硫技术的研究进展。主要介绍了加氢脱硫技术中新的催化剂活性组分和新型整体式催化剂;重点评述了非加氢脱硫技术中渗透汽化膜法脱硫、离子液体脱硫以及分子识别脱硫新技术的特点和发展现状。指出虽然目前非加氢脱硫技术工业化程度不高,但其具有高效、节能、环保的突出优势,具有较好的应用前景。

原油乳状液的稳定性及其流变性

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,乳状液也越不稳定。

离子液体烷基化用旋流反应器分离性能冷模实验研究

针对离子液体烷基化工艺产物分离不及时,提出一种切孔式旋流反应器实现反应分离一体化过程。在冷模实验装置上研究切孔式旋流反应器轻、重相回收率,定义综合效率η定量评价反应器分离性能,分析操作参数对分离性能的影响。结果表明:综合效率随入口总流量q_(V)增大而降低,随溢流比F增大先升高再降低,进料比E超过阈值后综合效率趋于稳定。标准化效应分析结果表明操作参数对综合效率影响程度:q_(V)>E>F。响应面分析发现最佳操作条件:q_(V)=2.0 m^(3)·h^(-1)、E=1.00、F=0.50。通过回归分析,建立了可有效预测综合效率的模型。与切缝式旋流反应器相比,切孔结构保持较好的分离性能。

一种延迟凝胶硅酸类堵水剂的研究

针对孤岛油田中高渗透率的情况,在油田污水中以水玻璃和甲基硅酸钠为主剂,加入磷酸和缓释酸(A酸),研制了一种可延迟凝胶的硅酸类堵水剂。在常压和模拟地层温度(60℃)下,考察各组分用量对堵剂性能的影响。结果表明,甲基硅酸钠改善了硅酸凝胶的性能,使凝胶具有更好的强度和弹性。A酸缓慢释放H+,达到延迟凝胶的目的。堵剂的凝胶时间随水玻璃和A酸用量的增加而缩短,随甲基硅酸钠用量的增加而延长,在磷酸用量为0.3 mL时出现极大值。堵剂总体积为100 mL,当水玻璃10 mL,甲基硅酸钠5 mL,磷酸0.3 mL,A酸20 mL,油田污水64.7 mL时,可以形成具有良好强度的凝胶,凝胶时间最长为13.5 h。

非离子表面活性剂分子结构对CO_2驱混相压力的影响

为揭示非离子表面活性剂对油/CO_2界面张力和最小混相压力(MMP)的影响,利用高温高压界面流变仪,采用下悬滴法,研究了温度和非离子表面活性剂分子结构对超临界CO_2/油界面张力和MMP的影响规律。结果表明,随着温度的升高,超临界CO_2/油界面张力和MMP逐渐增大,月桂醇聚氧丙烯醚(C12PO6)降低CO_2驱混相压力的幅度先增大后减小,60℃时的降幅最大(25.6%)。直链脂肪醇碳数由12增至18时,超临界CO_2/油MMP逐渐增加,C12PO6降低CO_2驱混相压力的效果最好。聚氧丙烯醚基团(亲CO_2端)降低界面张力和CO_2驱混相压力的效果好于聚氧乙烯醚基团。随聚氧丙烯醚聚合度增加,超临界CO_2/油MMP先降低后增加,聚合度为6时的MMP最小(13.22 MPa)。降低CO_2驱混相压力效果最好的表面活性剂分子结构为碳十二醇聚氧丙烯醚-6(C12PO6)。

聚丙烯镍氢电池隔膜的亲水改性及性能表征

采用强氧化剂预处理-氧化还原引发接枝聚合法将丙烯酸(AA)接枝到聚丙烯(PP)镍氢电池隔膜表面,以改善其亲水性。扫描电镜(SEM)和衰减全反射红外光谱(ATR-FT-IR)分析结果表明,已制得PP-g-AA改性隔膜。考察了不同接枝率改性隔膜的亲水性和电导率,结果表明,接枝丙烯酸显著改善了其亲水性,接枝率为4.10%时隔膜亲水性最好,对去离子水和KOH水溶液(密度1.30g/cm3)的接触角从PP基膜的102.2°和113.5°降至0°和23.9°;接枝率为2.82%和4.10%改性隔膜的电导率达到基膜的1.5倍以上。镍氢电池循环测试表明,改性隔膜装配的电池具有较高的电池容量和循环寿命。综合考虑,接枝率为4.10%时隔膜性能最佳。

煤层气井用非离子聚丙烯酰胺锆冻胶压裂液优选

活性水、瓜胶压裂液是国内煤层气井压裂最常用的压裂液,但活性水压裂液流变性能差,瓜胶压裂液破胶残渣含量高对煤层的伤害大,限制了这两类压裂液在煤层压裂中的应用。为此,针对煤层温度和渗透率低的特点,在分析影响锆冻胶压裂液性能因素的基础上,优选出了适用于煤层气井压裂的非离子型聚丙烯酰胺锆冻胶压裂液配方(0.400%PAM+0.035%ZrOCl2)。通过室内试验对优选出的非离子型聚丙烯酰胺锆冻胶压裂液的性能进行了评价,结果表明,该压裂液具有耐剪切、滤失量低、易破胶、携砂性能好、无残渣、对煤层伤害低、易返排的特点,适用于低温煤层压裂。

相对渗透率调节剂负载砂制备工艺及性能研究

通过在充填石英砂表面化学接枝具有相对渗透率调节功能的三元共聚物制备了相对渗透率调节剂负载砂,研究了相对渗透率调节剂负载砂的负载工艺及制备方法,并对其控水性能及耐温、耐压性能进行了室内评价。红外光谱研究表明在充填石英砂表面负载有相对渗透率调节剂(三元共聚物),优化制备的相对渗透率调节剂负载砂的负载量为6.5%,负载砂可以明显降低水相渗透率,而对油相渗透率影响很小,NFRR≥3,说明其控水性能优良;耐受温度80℃以上,地层压力下控水性能稳定,可以满足绝大多数油田的控水防砂要求。