固相分散萃取-液相色谱法测定豆沙中的富马酸二甲酯

采用固相分散萃取技术对豆沙样品进行预处理,用高效液相色谱法测定其中的富马酸二甲酯。Diamonsil C18色谱柱,柱温25℃,甲醇-水（体积比为55∶45）作流动相,流速1.0mL/min,检测波长220nm。富马酸二甲酯在0.136μg/mL～33.5μg/mL范围内线性良好,相关系数为0.9998,方法检出限0.82μg/g,平均回收率82.5%,相对标准偏差为3.3%。市售豆沙馅中未检出富马酸二甲酯。     

三种可视化技术在驱油剂评价中的适应性

针对可视化技术在驱油剂评价中适用范围不明确的问题,对比了可视化微观物理驱替模型、计算机X线断层扫描(CT)和核磁共振成像(MRI)三种可视化技术的原理与功能,分析了它们在驱油剂评价中的应用范围与存在的问题。可视化微观物理驱替模型和CT适用于驱油剂驱油机理的研究,前者侧重于微观,后者侧重于宏观;CT和MRI适用于驱油剂驱油性能的评价,前者侧重于轻质油体系下剩余油饱和度的沿程分布,后者侧重于稀油体系下剩余油在不同孔径孔隙内的分布。     

低渗透油田水驱扩大波及体积技术探讨

低渗透油田水驱开发效果的好坏取决于水是否"均匀"地驱替整个油藏。针对低渗透油田注水开发存在"注不进、采不出和堵不住"三大问题,分析了注不进水、采不出原油、堵不住水窜流的本质原因,提出了以下建议:(1)根据渗透率和裂缝具体情况,设计体膨颗粒(微球)与柔性颗粒组合,在裂缝沿程形成智能动态调驱段塞,抑制窜流问题,大幅度扩大注水波及体积;(2)通过攻关纳米材料的改性,赋予纳米颗粒减弱水分子间作用力的功能,实现注得进与采得出,大幅度扩大低渗透区域常规水驱不可及的波及体积。     

基于低场核磁共振技术的岩心内流体 “可视化”评价方法研究

岩心等多孔介质中流体的流动状态在线监测与"可视化"评价已成为驱油与扩大波及体积微观机理研究的重要方法。本文将低场核磁共振与岩心驱替装置联用,基于核磁共振原理,得到了岩心横向驰豫时间(T_2)分布,结合压汞孔隙半径分布测试结果,采用插值与最小二乘法,建立了饱和水后的岩心核磁共振T_2谱与孔隙分布关系。以中高渗和低渗透两种岩心为例,结合不同流体的岩心驱替实验,利用转化的核磁孔喉分布得到了岩心孔隙结构与可动流体及剩余油分布的关系,解析了水驱、聚合物驱对不同孔隙的原油动用率。研究结果表明,中高渗(256×10~(-3)μm~2)岩心平均孔隙直径为72μm,主要集中在1~500μm之间,微米级孔隙较发育;低渗(7.51×10~(-3)μm~2)岩心平均孔隙直径为86 nm,主要集中在10 nm~1μm之间,纳米-亚微米级孔隙发育。中高渗岩心与低渗岩心的束缚水主要集中在直径小于1μm和直径小于0.5μm的孔隙空间内。岩心驱替实验结果表明,水驱主要动用孔隙直径大于10μm的储油空间,聚合物驱原油动用区域与水驱基本一致,提高驱替效果有限,残余油80%以上富集在孔隙直径小于1μm孔隙内。改善低渗透区域水驱效果将是提高采收率技术的关键。     

AM/AMPS共聚物的合成与性质研究

采用过硫酸铵和亚硫酸氢钠氧化还原体系引发丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)水溶液进行二元共聚,得到AM/AMPS共聚物。黄金分割法评定确定最佳合成条件为:引发剂0.002 888%,单体20%,AMPS∶AM=20∶80(质量百分比),反应温度45.52℃。用红外光谱(IR)对目标产物进行结构表征,并评价了目标物的溶液性能和稳定性。结果表明,AM/AMPS共聚物的耐温抗盐性优于大庆HPAM聚合物,适用于高温高盐油藏条件。     

三头基型季铵盐表面活性剂的合成及表面性能研究

以甲胺醇溶液、环氧氯丙烷、十二胺、十六胺、十八胺为主要原料,合成出一种新型的表面活性剂BHMDn,(n=12,16,18,代表两端烷基链的碳原子个数),考察其的表面活性以及盐对其表面活性的影响。结果表明,目标产物水溶液的cmc分别为1×10-4,6×10-5,5×10-5 mol/L;临界胶束浓度下的表面张力rcmc分别为27.4,21.5,19.6 mN/m。目标物与十二烷基苯磺酸钠(SDBS)复配产生了较好的协同效应。     

膨润土-聚丙烯酰胺型复合凝胶的合成及性能

吸水性无机/有机复合凝胶调剖堵水剂在地层中吸水膨胀后具有较高强度韧性,可以起到调整吸水剖面和油井堵水的目的。实验以甲基丙烯酸-2-二甲氨基乙酯(DMA)为原料合成一种疏水单体甲基丙烯酰氧乙基二甲基十六烷基溴化铵(简记为DMB),利用化学插层法用DMB对膨润土进行有机改性后与丙烯酰胺进入层间交联共聚,制备了一种膨润土/聚丙烯酰胺型凝胶复合颗粒;采用单因素法优化得到了最适宜的反应条件:膨润土加量40%,AM加量40%,DMB加量1%,引发剂加量0.2%,交联剂加量0.3%时,所制得的凝胶有很好的吸水性及良好的耐温耐盐性能。     

风城超稠油强亲油弱亲水降黏体系

针对风城超稠油在蒸汽吞吐生产中后期低温条件下开采效果较差的现状,引入了活性大分子降黏剂辅助蒸汽吞吐开采技术。以风城超稠油胶质、沥青质含量等主要物化性能为依据,设计制备了具有强亲油弱亲水特征的活性大分子降黏剂。模拟蒸汽吞吐工艺,室内评价显示降黏剂用量0.2%、油水质量比10∶3 时,所形成O/W 降黏体系初始表观黏度小于300mPa·s,降黏体系静态稳定,降黏剂耐温高达300 ℃,与正相破乳剂TA1031 配伍。现场试验显示开采温度低于60 ℃时,试验轮产油量比上一轮产量增加40.38 t,是上一轮产油量的2.27 倍。研究结果表明活性大分子降黏剂可大幅降低风城超稠油表观黏度,特别是改善超稠油在低温条件下的流动性,有效延长蒸汽吞吐的低温开采时间,提升周期产油量,应用前景广阔。     

可循环微泡沫钻井液流变性研究

采用线性回归分析方法对微泡沫钻井液的流变数据进行分析,优选出微泡沫钻井液的最佳流变模式为幂律模式τ=Kγn;研究并讨论了气体含量、压力和温度对其流变性的影响。结果表明,当泡沫体积分数大于24%时,微泡沫钻井液的高剪切应力随泡沫含量的增加而显著增大,而低剪切应力无明显变化。压力对微泡沫钻井液流变性的影响小于温度的影响。微泡沫钻井液具有较好的高温稳定性(100～150℃),随温度的升高未出现明显增稠或减稠现象。对各温度下的流变数据进行线性回归,得到不同温度下微泡沫钻井液的本构方程,线性相关系数均大于0.99。并由此得到微泡沫钻井液的流性指数n和稠度系数K与温度T的相关表达式:n=5.2584×10-9T4-2.0122×10-6T3+2.8151×10-4T2-1.6739×10-2T+0.8298,(R2=0.9982);K=-1.0769×10-8T4+4.7940×10-6T3-8.2658×10-4T2+5.8472×10-2T-0.1180,(R2=0.9998)。     

微乳液技术在储层改造中的应用研究进展

微乳液具有超低界面张力、乳化、增溶、分散、起泡、润滑和柔软性等优异性能,在石油行业中被广泛用作储层改造液体体系.综述了微乳液的形成理论、基本组成、制备方法以及国内外研究进展.介绍了课题组自主研发的纳米流体增渗驱油体系,可用于致密油储集层压裂驱油增产、降压增注补充地层能量、驱替与吞吐提高原油采收率等领域,为致密油有效动用...