预交联聚合物/粘土复合物吸水膨胀颗粒流向改变剂LJ-1的研制

所报道的注水砂岩油藏深部调剖用的流向改变剂LJ-1，为吸水膨胀型颗粒状预交联AM三元共聚物／粘土复合物，由3种共聚单体和钠粘土共同反应制成。根据吸水膨胀倍数（m／m）和吸水饱和的凝胶颗粒相对强度等级。反应混合物中单体AM、AA、MMA的质量比为4：1：0．03。单体浓度30％，粘土用量13％，引发剂用量2％，交联剂L2（有机酸铝盐）1．5％。另外还加入稳定剂（有机稀土类化合物）及增韧剂S，溶剂为水，反应温度50℃。JL-1在清水中的吸水膨胀倍数高达80；在矿化度258．6g／L、高钙镁离子含量的油田污水中，吸水膨胀倍数随温度升高而增大，50℃时为40，200℃时为55；吸水饱和的JL1-颗粒均为有弹性的可变形凝胶。将200目的LJ-1在100～300mg／LHPAM溶液中配成0．5％悬浮液，测定一定体积悬浮液前后两次通过5层100目筛网的流动压差之比即韧性指数，平均值为1．17，表明LJ-1颗粒的韧性良好，不易破碎。图5表5参10。     

耐温抗盐有机微凝胶体系影响因素研究

通过测定成胶溶液在75～105℃、0-180天老化过程中黏度（30℃，7．61／s）的变化，考察了一种多元羟基化合物（质量分数15％）交联的聚合物微凝胶的成胶性能。用清水配制4．0g／L的聚合物母液，用矿化度8．73g／L、pH：9．1的陈化双河油田污水稀释至设定浓度，加入交联剂溶液，控制含氧量0．1mg／L，得到实验成胶溶液。分子量1789×100、水解度24％的耶AM的最低成胶浓度为150mg／L，150-80mg／LHPAM＋50～200mg／L交联剂成胶体系在90℃老化180天后，黏度在41．4-426mPa·S范围。对于400mg／LHPAM／150mg／L交联剂成胶体系（400／150体系），当聚合物水解度相同时，黏度随分子量升高而增大；当分子量相差不大时，黏度随水解度降低（39％～0％）而略有增大；含NaCI量为2．0--30g／L时黏度变化不大，但低于无盐体系，NaCI含量增至100g／L时黏度反而增大；温度由75℃升至105℃时，成胶时闻由10天缩短至0．5天。400／250体系经10cm长岩心剪切后，随流速增大（0～500m／d）成胶时间延长，成胶黏度减小。该有机微凝胶可耐温105℃，耐矿化度100g／L。图3表5参7。     

系列磺酸盐型孪连表面活性剂的性能

由1，2-环氧烷烃、二醇合成双烷基二羟基化合物，再与1，3-丙烷磺酸内酯反应，制得烷基碳数不同（C10、C12、C14、c16）而联接基相同（C2）和烷基碳数相同（C14）而联接基不同（c2、巳、c4、c20Q）的2组共7种磺酸盐型孪连表面活性剂。由30℃时表面张力～浓度曲线求得临界胶束浓度Cm,cr前一组4种双磺酸盐分别为0．01、0．005、0．003、0．002mmol／L，Cm,cr对数和表面张力与浓度之间有线性关系；后一组4种双磺酸盐分别为0．003、0．0024、0．001、0．0027mmol／L，表面张力与浓度之间有线性关系（联接基为C20C2的除外）。根据部分样品的测试结果，其耐温性可达280℃。各种双磺酸盐在不同质量浓度NaCl盐水中的Cm,cr浓度的溶液与正十二烷之间45℃动态界面张力平衡值，随盐浓度增大而减小，一般在10_～10-2mN／m范围，其中C14-C4-C14在盐浓度为200和220g／L时可达10^-3mN／m。根据双磺酸盐盐水溶液的外观变化判断，耐盐性，前一组随烷基碳数增大而显著降低，后一组随联接基碳数增大变化较小，联接基含氧时（C2OC2）耐盐性明显增强。随CaCl2加量增大，C14-C4-C14在150g／L盐水中的Cm,cr溶液的界面张力不断降低，由不合Ca^2＋时的0．074mN／m降至0．0363mol／LCa^2＋时的0．004mN／m。图6表5参6。     

耐温耐盐吸水性材料三元共聚物的合成与评价

以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)单体为原料，采用水溶液聚合方法合成了三元共聚物吸水材料。考察了合成条件对共聚物吸液率的影响，确定了最佳合成配方，即AMPS：AA：AM摩尔比为1：2：7，交联剂用量0．01％，引发剂用量0．1％，溶液pH为10。评价了该共聚物在不同介质中的吸液率和抗温抗盐性，结果表明，在160g／L高矿化度盐水中吸液48h，吸液率达57g／g；90℃高温老化14d后吸液率无变化；在220g／L盐水中吸液率也无明显变化，说明此三元共聚物具有良好的吸液率和抗温抗盐性能。     

耐温抗盐型丙烯酰胺共聚物的合成及其性能

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)以及无机化合物为原料,采用水溶液绝热聚合法合成耐温抗盐型共聚物。考察了AMPS和无机化合物用量对共聚物耐温抗盐性的影响,结果表明,当AMPS用量小于20％、无机化合物A用量0．001％～0．004％、无机化合物D用量0．005％时,共聚物在高矿化度盐水溶液中粘度有明显提高。也考察了共聚物在高矿化度盐水溶液中的粘度稳定性,结果表明,由AM84．995％、AMPS15％及无机化合物D0．005％聚合而成的共聚物,其浓度为2000mg／L,在65℃矿化度9764mg／L的盐水溶液中老化37d,粘度保留率101．5％,说明此共聚物具有较好的耐温抗盐性能。     

AM/AMPS/MAA/HMOPTA四元共聚物的合成及作为钻井液处理剂的性能

用水溶液引发聚合的方法，由丙烯酰胺、2－丙烯酰胺基－2－甲基丙磺酸、甲基丙烯酸、2－羟基－3－甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵合成了AM／AMPS／MAA／HMOPTA四元共聚物（粉剂），简介了合成方法，未说明单体投料比和共聚物结构参数。在淡水、4％盐水、饱和盐水、钙镁钠复合盐水及含钙的10％ 水基浆中初步考察了共聚物作为泥浆处理剂的性能。该共聚物在各种基浆中均有较强的降滤失、提粘切、抗盐能力。加入1．5％共聚物可将含CaCl2高达25％的饱和盐水泥浆的滤失量控制在较低值（18mL)，抗钙能力远优于丙烯酸类聚合物处理剂MAN－101和SL－1。1．5％和2．0％共聚物处理的各种泥浆在150℃滚动16h后滤失量仍较低。120℃页岩滚动回收测试结果表明共聚物的抑制性好于阴离子型AMPS共聚物。中原油田某深井在用混油聚合物泥浆分别用等体积的饱和盐水和钙镁钠复合盐水稀释后加入0．3％或0．5％共聚物，滤失量和抗温性获得大幅度改善，基本上达到或接近要求值。     

SBS加氢催化剂脱除研究

研究了沉淀法脱除苯乙烯-丁二烯-苯乙烯共聚物(SBS)加氢催化剂时反应温度、二元酸用量、溶剂、陈化时间及离心分离条件等对脱除效果的影响，得到了较佳的反应条件：温度65～70℃，沉淀剂与金属比为2：1（摩尔比)，离心分离转速4500r／min。沉淀剂溶剂为二乙二醇独丁醚，沉淀颗粒为0．5～20μm的规则片状晶体。处理后聚合物中残余A1小于或等于30μg／g，Ni小于或等于10μg／g，与美困Shell公司试样金属含量相当。中试离心机达到了小试的水平。     

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。     

耐温抗盐新型聚合物驱油剂性能评价

实验考察了加入不同无机添加剂制备的AM／AMPS／N-PMI三元共聚物L00和L05作为驱油聚合物的性能。聚合物溶液用经充分曝氧并过滤的矿化度8．73g／L的江河回注污水配制。L00的增黏性在浓度≤1．6g／L时略好于而在〉1．6g／L时略差于L05。浓度1．5g／L的L00和L05溶液，30℃时黏度（7．31／s）分别为44．8和42、7mPa·s；90℃时分别为26．7和25．6mPa·s；在95℃密闭老化120天后30℃黏度分别为27．6和25．2mPa·s；高速通过人造岩心剪切后，30℃黏度分别下降9．6％和23．0％；阻力系数和残余阻力系数均随岩心渗透率降低而减小，实验数据表明L05比L00容易进入K〉0．5μm^2的岩心。在1．5g／L的1月0和L05清水（矿化度0．363g／L）溶液中加入NaCl，30℃黏度最初随加盐量增大而快速下降，加盐量超过5g／L后下降变缓，加盐量为30g／L时30℃黏度在30mPa·s上下，L00略高。在95℃下，在Kw为0．65和0．54μm^2的水驱后人造均质岩心中注入0．4PV1．5g／L L00和L05污水溶液，采收率分别提高16．90％和10．87％。图5表3参2。     

耐高温起泡剂膦甲基酚醛树脂PMP的合成及性能

由苯酚、甲醛、PCl3合成了水溶性固体膦甲基酚醛树脂(PMP)，其HLB值为20．7。简介了合成方法，考察了PMP作为起泡剂的配方性能。PMP溶液室温发泡体积Vf随浓度增大(5～20g／L)而略有增大，泡沫半衰期t1/2在浓度12．5g／L时最长，为20．2min，此时Vf=520mL(／100mL溶液)。在该浓度PMP溶液中分别加入CMC、硅酸钠、三乙醇胺、膨润土使Vf值略降，t1／2值在适宜加量范围大幅延长，加量分别为1．0、2．0、12．5、40g／L时有最大值370．0、85．2、180．2、174．2min；这4个复配PMP／添加剂溶液在温度升高时(30～90℃)Vf值增大但t1/2值大幅缩短。12．5g／L PMP溶液在150～200℃滚动16h后室温下Vf值不变，t1/2值随滚动温度升高而降低，200℃时为11．3min；12．5／2．0／10／40g／L PMP／硅酸钠／三乙醇胺／膨润土溶液在200℃滚动16h后，室温下Vf值为470mL，t1／2值高达50h。PMP为耐高温性能良好的起泡剂，可与硅酸钠、三乙醇胺、膨润土复配使用。图2表4参10。     

广义存水率及其应用

存水率 是描述油田注水能量利用率及评价油田注水开发效果的重要指标之一-,但传统存水率的概念具有一定.的局限性,使其不能得到广泛应用。基于存水率的物理意义,提出了广义存水率的定义,应用广义存水率可以反映具有边、底水油田的注水开发效果,并考虑到了油田弹性能量的作用。实例表明,广义阶段存水率下降的速度体现了油田的开发效果;在不同的油田含水阶段,广义累积存水率与含水率之间呈不同的线性关系。     

石化行业用水现状及展望

介绍了中国石化现阶段用水和节水工作的情况 ,从管理、工艺和技术三个方面与国外情况进行了比较。并提出几种节水措施 :首先应加强节水管理 ,诸如节水奖励制度等应在企业中推广 ;二是完善用水工艺 ,尽可能减少冷却水用量 ;三是实行污水回用 ,开发针对不同回用对象的污水适度处理及回用技术 ,从而解决水资源紧缺与需求之间的矛盾     

超临界水氧化技术的研究进展及工程化

介绍了超临界水的特性,对超临界水氧化技术的研究及应用进行了综述,并对超临界水氧化技术的工程化问题进行了探讨：     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

准东阜东斜坡区齐古组砂岩成岩作用研究

侏罗系岩性油藏是准噶尔盆地阜东斜坡区非常重要的原油产层,探索储层主要成岩作用类型对该区齐古组油气勘探及开发具有重要意义。 利用铸体薄片、扫描电镜、X 射线衍射、阴极发光、镜质体反射率和物性分析等资料,对阜东斜坡区侏罗系齐古组砂岩成岩作用及其对储层物性的影响进行了研究。该区齐古组砂岩储层岩石类型主要为岩屑砂岩,其次为长石岩屑砂岩;成分成熟度较低,结构成熟度较高;主要成岩作用类型包括压实作用、胶结作用以及溶蚀作用,成岩演化阶段已达到中成岩阶段 A 期。 其中,建设性成岩作用主要包括部分绿泥石和伊利石包膜胶结作用和溶蚀作用,破坏性成岩作用主要包括压实作用以及方解石、凝灰质、方沸石和硅质胶结作用。该研究成果为进一步的岩性-地层油藏的储层预测提供了依据。     

累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系

鉴于目前很多文献中出现错误的累积存水率和累积水驱指数与含水率的关系式,从累积存水率和累积水驱指数的定义出发,结合石油天然气标准中推荐的6 种水驱特征曲线,推导出了正确的累积存水率和累积水驱指数与含水率的理论关系表达式。用该系列公式可以正确评价水驱油田的注水适应性及开发效果。     

化学堵水剂在油田生产中的应用

针对油气井见水早造成注水井波及系数降低及投资费用增加等方面的危害,分析了选择性堵水调剖剂和非选择性堵水调剖剂的特点及其在油田实际生产过程中应用情况,选择性堵水剂是利用油和水、出油层和出水层之间的性质差异来实现选择性堵水的;非选择性堵水技术则主要用于封堵单一水层或高含水层。文章还总结了化学堵水调剖的应用效果,展望了堵水调剖的发展前景。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

文南油田注入水水质处理新技术

针对文南油田清水,污水先分别处理后再混合注入所导致的严重的腐蚀和结垢问题,对清水,污水先混合处理然后再注入进行了技术研究,研究内容包括,地质基础研究,水质处理技术研究和模拟及现场试验,这种水质处理新技术的主要工艺特点是：污水先期除油;混合杀菌加药点前移;一级沉降罐内部结构优化设计,压力滤罐全面改造,现场应用证明,该技术可有效控制系统的腐蚀速率和结垢率。     

胜利油田注水现状及对储集层的影响

胜利油区注入水以油田采出水为主，注入水水质是影响注水开发效果的关键因素之一。由于水处理工艺落后、设备老化，水处理效果差，注入水水质合格率低。不合格污水的长期注入导致高渗透油田吸水能力层间差异大、有效注水程度低；低渗透油田注水压力升高，吸水能力下降，注水井井底蹩压严重。胜利油田注入水水质对储集层的影响主要表现在注入水中悬浮固体、乳化油滴、细菌及硫化物等对储集层孔喉的堵塞。通过对注水过程中储集层伤害机理的分析，制定适合具体油藏区块的注入水水质标准、大力加强污水处理工艺设备流程的改进和高效廉价的水处理剂的研发应用工作、提高污水处理工艺水平、改善注水水质，是改善胜利油田注水效果的重要举措。图2表4参17