丙烯酰胺/丙烯酸/N-烯丙基吗啉三元共聚驱油剂的合成及其性能研究

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和N-烯丙基吗啉(AMPL)为单体,(NH4)2S2O8-NaHSO3为氧化还原引发体系,制得AM/AA/AMPL新型水溶性共聚物。适宜的反应条件为:m(AM)∶m(AA)∶m(AMPL)=7∶3∶0.01、溶液pH=7、单体总含量20%(w)、反应温度40℃。利用FTIR,1H NMR,13C NMR等方法研究了该共聚物的结构、性能及提高采收率能力。实验结果表明,AM/AA/AMPL共聚物具有良好的增黏性能、抗剪切性能和耐温耐盐性能。当质量浓度为3 000 mg/L时,AM/AA/AMPL共聚物溶液在剪切速率1 000 s-1、温度25℃下的黏度保留率为9.7%;在剪切速率170 s-1、温度80℃时的黏度保留率为92.3%。AM/AA/AMPL共聚物提高室内模拟原油的采收率能力优于部分水解聚丙烯酰胺。     

AM/AA/NAP/CON四元共聚物驱油剂的合成与性能研究

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和N-烯丙基吩噻嗪(NAP)和N-烯丙基油酰胺(CON)为单体,以(NH4)2S2O8-NaHSO3为引发体系,制备了一种新型驱油用四元共聚物AM/AA/NAP/CON。该共聚物具有良好的增黏性(2 000mg/L,表观黏度711.4mPa·s)、抗剪切性(1 000s-1,黏度保留值为58.5mPa·s)、耐温性(120℃,黏度保留率为34.6%)、抗盐性(NaCl 20 000mg/L、CaCl22 000mg/L或MgCl22 000mg/L时,黏度保留率分别为17.8%,15.4%或13.5%)。室内应用中,2 000mg/L的AM/AA/NAP/CON模拟地层水溶液可建立阻力系数和残余阻力系数分别为13.0和4.5,可提高模拟原油采收率达14.6%。     

新型两亲丙烯酰胺共聚物的合成及性能研究

以丙烯酰胺(AM),丙烯酸(AA),N,N-二烯丙基油酰胺(DNDA)和1-(2-羟丙基磺基)-2-丙烯酰胺基吡啶内盐(Py SA)为原料,合成了一种具有两亲性的丙烯酰胺共聚物AM/AA/DNDA/Py SA。1 000 mg/L共聚物溶液表观黏度达到424.6 mPa·s;当剪切速率达到1 000 s-1时,2 000 mg/L共聚物溶液的表观黏度为20.6 mPa·s;在170 s~(-1)且120℃时,溶液表观黏度高达32.8 mPa·s,黏度保留率为54.9%;溶液中NaCl的加量为12 000 mg/L时,聚合物表观黏度为27.2 mPa·s;70℃,模拟地层水矿化度19 589 mg/L时,2 000 mg/L的共聚物溶液可提高模拟原油采收率10.40%。     

水溶性AM/AA/SAS/EDMA四元共聚物的合成及其性能

以乙二胺和马来酸酐为单体制备了N,N′-二(4-氧基-2-烯酸)乙二胺(EDMA);以EDMA、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、烯丙基磺酸钠(SAS)为单体制备了AM/AA/SAS/EDMA四元共聚物。利用FTIR、SEM和元素分析等方法分析了该四元共聚物的结构特征,并对其耐温耐盐性能、抗剪切性能和提高采收率能力进行了研究。实验结果表明,当质量浓度为5 000 mg/L时,该四元共聚物溶液在95℃下的黏度保留率为39.5%;在10 000 mg/L NaCl,1 000 mg/L CaCl2,1 000 mg/L MgCl2·6H2O溶液中的黏度保留率分别为12.1%,19.3%,27.5%;当质量浓度为2 000 mg/L时,在剪切速率为500 s-1下剪切5min后其黏度为28.7 mPa·s,黏度保留率为85.7%;室内采收率实验结果表明,60℃下该四元共聚物的采收率比AM/AA二元共聚物高5.7%。     

吸附型选择性堵水剂的合成及性能

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为主要原料,通过自由基聚合反应合成吸附型选择性堵水剂(AM/AA/DMDAAC聚合物),考察了堵水剂的耐温性能、耐盐性能、吸附性能及选择性封堵性能。实验结果表明,温度从30℃升至90℃,AM/AA/DMDAAC聚合物的黏度保留率(42.5%)高于部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)的黏度保留率(39.3%);在NaCl质量浓度大于8 000 mg/L时,AM/AA/DMDAAC聚合物溶液的表观黏度大于HPAM溶液的表观黏度;在超声波冲刷120 min后,AM/AA/DMDAAC聚合物在载玻片上仍有较多残留量;AM/AA/DMDAAC聚合物具有较好的油水选择性,在水环境中具有更强的封堵能力。     

新型哌嗪酰胺聚合物驱油剂的合成与溶液性能

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和1-丙烯酰基-4-甲基哌嗪(PZAM)为主要单体,通过氧化还原引发体系,制备了一种含哌嗪环聚合物驱油剂AM/AA/PZAM,通过IR对聚合物进行了结构表征。实验结果表明,溶解性测试表明该聚合物具有很好的溶解性。2 000mg/L的聚合物溶液表观黏度可达512.2mPa·s;在10 000mg/L NaCl、1 000mg/L CaCl_2或1 000mg/L MgCl_2的盐水溶液中,黏度保留率分别为12.5%,11.6%,11.1%;在1 000s~(-1)剪切速率下,黏度保留值为31.9mPa·s;相比25℃,聚合物溶液在120℃下黏度保留率为60.9%。在模拟驱油实验中,该聚合物溶液可提高模拟原油采收率达12.5%。     

AM/AA/AMPS/NPAB四元共聚物驱油剂的合成及性能研究

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和1-烯丙氧基-4-壬基苯(NPAB)为单体,采用过硫酸铵-亚硫酸氢钠为引发体系,制备了一种新型水溶性共聚物,并对该共聚物进行了红外和扫描电镜表征。适宜的共聚条件为:m(AM)∶m(AA)∶m(AMPS)∶m(NPAB)=6∶4∶0.3∶0.02、pH=7、w(引发剂)=0.29%、单体总浓度20%、温度40℃。研究表明:2g/L的共聚物溶液表观黏度高达716.3mPa·s;在120℃时,共聚物溶液黏度保留率达到35.71%;MgCl2和CaCl2含量为2g/L时,共聚物溶液黏度保留率高达125.3和126.3mPa·s。该共聚物溶液可提高模拟原油的采收率。     

AM/AA/AMPS/NPAB四元共聚物驱油剂的合成及性能研究

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和1-烯丙氧基-4-壬基苯(NPAB)为单体,采用过硫酸铵-亚硫酸氢钠为引发体系,制备了一种新型水溶性共聚物,并对该共聚物进行了红外和扫描电镜表征。适宜的共聚条件为:m(AM)∶m(AA)∶m(AMPS)∶m(NPAB)=6∶4∶0.3∶0.02、pH=7、w(引发剂)=0.29%、单体总浓度20%、温度40℃。研究表明:2g/L的共聚物溶液表观黏度高达716.3mPa·s;在120℃时,共聚物溶液黏度保留率达到35.71%;MgCl2和CaCl2含量为2g/L时,共聚物溶液黏度保留率高达125.3和126.3mPa·s。该共聚物溶液可提高模拟原油的采收率。     

MnCl_2/NaHSO_3引发丙烯酰胺-二甲基二烯丙基氯化铵共聚反应

以丙烯酰胺(AM)与二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为单体,MnCl_2/NaHSO_3为引发体系,通过水溶液聚合得到AM/DMDAAC共聚物;利用IR和~1H NMR等方法分析共聚物的结构,考察了反应条件对AM/DMDAAC共聚物性能的影响。表征结果显示,AM/DMDAAC共聚物为目标产物。实验结果表明,合成AM/DMDAAC共聚物适宜的反应条件为:引发温度30℃、反应时间4h、n(AM)∶n(DMDAAC)=5∶1、单体用量25%(w)(基于反应体系质量)、n(MnCl_2)∶n(NaHSO_3)=1∶1、引发剂用量为单体质量的0.1%、引发剂采取固体投料方式。在该反应条件下,AM/DMDAAC共聚物的特性黏数为4.92 d L/g、阳离子度为11.30%、收率为45.66%。将MnCl_2/NaHSO_3引发体系与过硫酸铵复配引发共聚,能进一步提高AM/DMDAAC共聚物的收率、特性黏数和阳离子度。     

一种新型水溶性丙烯酰胺三元聚合物磺酸盐的合成及评价

在过硫酸铵((NH4)2S2O8)-亚硫酸氢钠(NaHSO3)氧化还原体系下合成了丙烯酰胺(AM)/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸(AMPS)/N-烯丙基油酰胺(CON)三元共聚物。最佳反应条件为:单体配比m(AM)∶m(AMPS)=9∶1,CON加量0.33%,引发剂0.4%,pH值为7,温度40℃,反应8h。对AM/AMPS/CON共聚物进行了红外和特性黏数(621mL/g)表征;当NaCl质量浓度为12g/L时,AM/AMPS/CON三元共聚物的黏度保留率能达到36.67%,当MgCl2,CaCl2质量浓度为1.2 mg/L时,共聚物的黏度保留率分别为48.24%,41.75%;温度为120℃时,AM/AMPS/CON三元共聚物粘度保留率达43%。     

进口天然气盈亏平衡定价对市场的影响——以广州市中亚天然气为例

2011年11月底土库曼斯坦天然气经过中亚—中国天然气管道和西气东输二线管道正式向位处华南的广州市供气。然而,由于中国天然气价格与国际气价脱节,天然气进口业务陷入进口越多亏损越多的尴尬境地,提高进口气入关后的价格将有助于缓解长期以来的进口气购销价格倒挂问题。为此,以广州市为例,测算了中亚天然气盈亏平衡时不同天然气用户的气价;采用天然气与可替代能源等热值直接成本对比法,按各类天然气用户实际支付可替代能源的现有价格等热值折算分析了对应的中亚天然气价格可承受能力。结果表明:从价格承受能力来看,居民用户和公共福利用户基本上是可以承受中亚天然气盈亏平衡定价;工商业用户也有一部分可以承受上述定价,但对燃料成本占总成本比重较大的用户,承受能力则较弱;天然气发电用户无法承受上述定价,中亚天然气发电只能扮演调峰角色。考虑到西气东输管道输送的既有国产气,也有进口气,为此提出:可以将国产气的出厂价与进口气的成本价加权平均,作为西气东输天然气的"出厂价"。     

稠油热采储层精细油藏描述研究进展

就稠油热采储层精细油藏描述的技术现状看:国外已经形成了完整的研究方法和技术体系,特别是在利用地震技术对油藏开发过程监测及剩余油分布规律的精细刻画等方面,具有相当高的研究水平;国内在储层单砂体的精细刻画、隔夹层研究以及储层在热采过程中的变化规律等方面,进行了大量的研究工作,取得了一定进步。稠油热采储层研究的关键问题为地层精细划分与对比、沉积微相研究、隔夹层发育规律描述、储层综合分类评价和地质建模研究等。在此基础上认为,稠油热采储层精细油藏描述研究的主要发展方向为井震结合断裂系统的精细刻画、地质体分类评价、稠油热采储层变化规律研究、剩余油分布规律的四维地震监测和隔夹层封隔能力的物理模拟与数值模拟验证等五大方面。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

CNPC Maintains Strong Growth Momentum Both at Home and Worldwide

CNPC expects to raise its crude production by one million tons and natural gas output by 11.5 billion cubic meters in the year ahead. Priority must be given to the development of new oilfields as well as stabilization of the output of old ones if the crude production target is to be met, said Zhou Jiping, Vice President of CNPC. ＂The year of 2008 stands for a pivotal juncture for CNPC, during which a number of major projects will be carried out and all these strategic programs are vital to improving the production pattern and enhancing competitive strength of the company,＂ he added. In 2007,     

基于双椭球热源模型的立管焊接残余应力研究

根据铺管时的实际工况,建立了深水钢悬链线立管的焊接有限元模型,采用双椭球热源模型模拟焊接中的移动热源,运用Fortan语言对模型进行汇编,并运用DFLUX子程序进行ABAQUS的二次开发。在仿真中运用单元生死技术来模拟焊料单元的焊接参与情况,分别选取不同的焊接参数进行焊接模拟,利用控制变量法进行立管焊接残余热应力及其影响因素研究。研究结果表明,立管焊缝处单位体积的热输入量以及单位体积的受热时间是影响残余应力场的主要因素;立管的几何参数在影响焊接残余应力场的同时也影响残余应力场应力较高区域,当其他焊接参数和焊接过程参数不变时,增大立管外径或减小壁厚均会造成更大的残余应力场和较高应力范围;焊接开始和结束位置的应力波动由材料受热不均匀造成。     

普光气田高含硫气井带压更换采气树工艺技术

采气树在使用过程中如出现腐蚀、泄露、机械故障等而又无法在线修复的情况,则需要进行整体更换。但像四川盆地普光气田这样孔、洞、缝较发育的酸性碳酸盐岩气藏,若采用先压井再整体换装采气树的方法会造成储层的二次污染,很难再恢复到修井前的气井产能。为此,考虑作业安全和生产实际,研究形成了"两封堵一隔离"带压更换采气树工艺:①安装地面泄压放喷流程,进行整体更换采气树演练,准确测算所需的时间;②关闭井下安全阀,通过泄压放喷管线排放井下安全阀以上通道内气体,进入放喷池点火燃烧,将井口油管压力泄至0;③连接液氮泵车按照测算量向井筒顶替液氮;④安装双向背压阀,利用送取工具,将背压阀安装在油管悬挂器内的背压阀座面,封堵油管;⑤整体更换采气树,试压合格后按照操作规程取出双向背压阀。现场成功应用2口井,很好地解决了高含硫气井不压井更换采气树的技术和安全控制难题。     

脉冲柱塞加砂压裂新工艺及其在川西地区的先导试验

加砂压裂一直在追求支撑剂的更好铺置,从而形成更长的有效裂缝和更高的导流能力,但是常规工艺总是难以令人满意。在理论分析、PT软件模拟、基础实验及创新性物模实验研究的基础上,通过特殊的泵注程序及纤维、液体等辅助工程手段,研发了一种脉冲柱塞加砂新工艺。该新工艺形成的开放性渗流通道铺砂剖面较之常规工艺在有效缝长和导流能力上具有明显优势,开放性渗流通道有助于改善裂缝清洁度、降低人工裂缝的压降,从而达到延长单井采油气寿命、提高产能效益的目的。在完成原理研究及新工艺优化设计的基础上,进行了现场先导应用与详细的压后评估。结果表明:该工艺可操作性强、实施可行,与地质条件相当的邻井相比,支撑剂成本降低44%~47%、有效缝长与支撑缝长的比值提高约16%,测试18 h返排率高达63%、归一化产量是邻井的1.9~2.3倍,降本增效、提高产量效果明显。该技术在四川盆地川西地区浅中层砂岩气藏及页岩气藏的开发中具有推广价值。