烷基脒表面活性剂的合成及性能

合成了包含不同烷基(辛烷基、癸烷基、十二烷基)链和反离子(HCO₃^-,C₆H₅COO^-,CH₃COO^-,C₂H₅COO^-,C₃H₇COO^-)的烷基脒表面活性剂，并测定了这些烷基脒表面活性剂的临界胶束浓度(CMC)及CMC下的表面张力(γ_cmc)。实验结果表明，烷基脒碳酸氢盐在去离子水中的CMC为0.6～21.7 mmol/L，此时γ_cmc可降至24.11～27.40 mN/m；反离子由碳酸氢盐变为羧酸盐，γ_cmc基本不变，但CMC显著降低；去离子水中加入0.5%～5.0%(w)的NaCl，对十二烷基脒丙酸盐的CMC与γ_cmc基本无影响。     

温度响应的黏弹性表面活性剂研究

基于相反电性表面活性剂之间的协同作用,采用烷基磺酸盐CnSO3Na(n=8,12,14,16)与两性离子型表面活性剂十八烷基羧基甜菜碱(BS-18)合成黏弹性表面活性剂,考察了碳链长度对BS-18表观黏度的影响及温度对合成的黏弹性表面活性剂表观黏度的影响,并研究了BS-18/C12SO3Na体系溶液的稳态流变性能.实验...     

碱-表面活性剂对鲁克沁稠油乳状液稳定性的影响

针对鲁克沁油藏温度条件,制备了碱-表面活性剂驱,并与鲁克沁稠油混合形成水包油(O/W)型乳状液,考察了油水比、表面活性剂含量、碱的种类和含量以及Ca²⁺+Mg²⁺对该O/W型乳状液稳定性和流变性的影响。实验结果表明,随油水比的增大,乳状液分水率先减小后增大,适宜的油水比为7∶3。随着表面活性剂H-1含量的增大,乳状液分水率逐渐减小,黏度逐渐增大,适宜的H-1含量为0.35%(w)。随着碱含量的增加,乳状液的分水率先减小后增大。Na2CO3含量为0.2%(w),H-1含量为0.35%(w)为适宜的碱-表面活性剂驱组合。加碱能有效降低乳状液分水率,提高稳定性和抗硬水能力。碱-表面活性剂体系对鲁克沁油藏有较高的适用性。     

无机离子在油基泥浆所引起储层润湿反转过程中的作用

以实验方法研究了地层水中Na⁺和Ca²⁺等无机阳离子与油基泥浆的协同作用对油藏岩石润湿性的影响。研究结果表明,离子浓度的增加使砂岩孔隙表面的水湿性减弱或油湿性增强,在相同浓度下多价离子的影响大大超过单价离子的影响。并且发现这种影响主要发生在无机离子与阴离子型表面活性剂共存的体系中,无机离子通过改变界面电性使水膜稳定性减弱,从而导致活性剂在固体表面的吸附量增加并改变其离子的排列方向。无机离子对阳离子烈表面活性剂的润湿作用影响较小。     

阳-非离子型表面活性剂醇醚季铵盐的合成及性能

以Guerbet醇醚(C₂₄PO₁₀EO₁₀OH)非离子型表面活性剂为原料经氯代和季铵化反应合成了一种含支链烷基的醇醚季铵盐(C₂₄PO₁₀EO₁₀-TAC)。实验结果表明，这种新型的阳-非离子型表面活性剂具有优良的耐温耐盐性，当含量为0.3%(w)时，对水溶液中Na Cl,Ca Cl₂,Na₂SO₄三种无机盐的容忍度分别可达186 000,170 000,155 000 mg/L，且在80℃下密封保存30 d后，有效物浓度保持率高达98.5%。这种表面活性剂在碳酸盐岩/水界面的吸附量仅为3.08×10^-7mol/g(0.45 mg/g)，显著低于传统的阳离子型表面活性剂，同时可有效提高碳酸盐岩表面的亲水性。将C₂₄PO₁₀EO₁₀-TAC与亲水性非离子表面活性剂烷基糖苷APG-1214以及另一种阳-非离...     

Cansolv废酸水再生阳离子交换树脂实验研究

Cansolv尾气氧化工艺运行过程中会产生较大量废酸水(含SO₃^2-、SO₄^2-),一般采用31%盐酸对生产废水装置阳离子交换树脂进行再生。为了研究Cansolv废酸水替代盐酸再生阳离子交换树脂效果,实验通过对001-7阳离子交换树脂进行静态及动态吸附、废酸水对吸附后树脂进行再生脱附,测定树脂吸附率(η%)及脱附率(P%)。实验结果表明,阳离子交换树脂对Ca²⁺和Mg²⁺均具有良好的吸附效果,废酸水作为脱附液进行树脂再生可行;动态吸附时阳离子交换树脂对Mg²⁺和Ca²⁺最大吸附率可达70%和50%,动态吸附最佳上柱流速为3 mL/min;废酸水作为洗脱液对2种离子均具有一定的洗脱能力,Mg²⁺和Ca²⁺的脱附率分别为81.9%和48.6%,且质量浓度为4%为洗脱液的最佳浓度。     

流动条件下原油乳化含水率与水相组成的关系

油田采出水中含有大量的无机阴、阳离子,如Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、Cl^-、HCO₃^-等,这些离子对油-水两相体系的乳化特性有重要影响。以流动条件下原油的乳化含水率表征油-水两相体系的乳化特性,针对以CaCl₂、NaHCO₃、Na₂SO₄、MgCl₂和NaCl共5种盐溶液为水相、存在游离水的高含水油-水两相体系,通过搅拌实验,研究了水相组成对原油乳化含水率的影响。研究表明,这些无机盐的加入可以使原油的乳化含水率增大,但随着矿化度的增大,原油乳化含水率增大的速率逐渐减小;这5种无机盐对流动条件下原油乳化含水率的影响大小排序为:NaCl>(Na₂SO₄、NaHCO₃)>MgCl₂>CaCl₂;酸性环境不利于原油的乳化,而碱性环境能够促进原油的乳化,一定矿化度条件下,pH值越高,其乳化含水率越高。对于一定矿化度下的高含水油-水两相体系,不同剪切条件下的乳化含水率可以与搅拌槽内的黏性流动熵产率进行归一化关联,并且二者符合幂律关系。通过回归分析得到了该幂率关系式中的待定参数与水相组成之间的定量关系式。     

塔中奥陶系地层水化学特征及其成因与演化

塔中地区奥陶系地层水化学组成以(K⁺+Na⁺),Cl^-离子为主,大部分为CaCl₂型水,矿化度变化介于4.8～220.2g/L,r_Na+/r_Cl-比值变化介于0.26～0.85之间,说明变质程度小,可能是海水发生蒸发浓缩作用之后被淡水所混合的产物。受断裂作用影响,地层水矿化度在平面上具有明显的分区性;受区域不整合影响,纵向上地层水离子浓度和矿化度存在明显的分带性。地层水中阴离子Cl^-和HCO₃^-的浓度与阳离子(Na⁺+K⁺)和Ca²⁺的浓度的关系表明,本区可能的成岩作用过程主要为氯化钠矿物和碳酸盐矿物的溶解作用,而方解石的(铁)白云石化及钠长石化作用导致了Ca²⁺离子的富集与Mg²⁺离子的亏损,形成了CaCl₂型流体。区内地层水可分为常压高矿化度水和异常高压低矿化度水两种类型。前者可能与大气淡水淋滤和埋藏过程中的水-岩相互作用有关,后者可能与其形成的封闭体系有关。油气聚集和保存条件较好的区域位于塔中Ⅰ号坡折带和Ⅱ号构造带之间。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西部盒8段地层水地球化学特征及成因

通过对苏里格气田西部盒8段地层水性质及地球化学特征研究,推断地层水的成因,寻找天然气富集区,揭示气田油、气、水分布规律。苏里格气田西部39口井的地层水具有如下地球化学特征:①地层水阴、阳离子含量(r)高低差异悬殊,阴离子以Cl^-占绝对优势,HCO₃^-和SO^2-₄含量很低,阳离子以Ca²⁺占优势,K⁺+Na⁺含量也较高,Mg²⁺含量低;②地层水呈弱酸性,具中-高矿化度;③水型以氯化钙Ⅴ型水为主,局部有氯化钙Ⅳ型和Ⅲ型水;④地层水化学特征参数具有钠氯系数(r_Na⁺/r_Cl^-)低、脱硫系数(2×100×r_SO4^2-/r_Cl^-)高、变质系数[1/2(r_Cl^--r_Na⁺)/r_Mg²⁺]高和镁钙系数(r_Mg²⁺/r_Ca²⁺)低的特征。研究结果表明:苏里格气田西部盒8段地层水具有油气伴生水特点,属于天然气充注时留下的残余地层水,形成于封闭、还原的水文地球化学环境。地层水分布受砂体和成藏条件控制,可能有3种成因类型:孤立砂体封闭地层水、弱动力生烃气水驱替不完全的残留水及大砂体低部位滞水。     

净化厂换热器腐蚀影响因素及原因分析

目的 分析川渝某净化厂换热器的腐蚀原因及影响因素,探讨解决措施。方法 通过微观分析换热管束泄漏的原因,采用旋转挂片法室内考察了换热器内循环水中的Ca²⁺、HCO^-₃、Cl^-、SO₄^2-对腐蚀的影响。结果 换热管束泄漏是由腐蚀导致的,腐蚀从管束的内表面开始,逐渐形成腐蚀孔,最后导致换热管出现腐蚀泄漏。循环水中Ca²⁺、HCO^-₃对水质的腐蚀性影响较大,当循环水中的ρ(Ca²⁺)低至44 mg/L时,系统中碳钢的腐蚀速率高达1.05 mm/a。结论 为了防止管束发生腐蚀失效,需要加强水质控制,提高系统的Ca²⁺含量、碱度,或者更换耐蚀性更高的材质。     

碳氢和氟碳表面活性剂室内协同性研究

研究了碳氢表面活性剂和氟碳表面活性剂复配溶液的表面张力及CMC变化规律,采用K100C表面张力仪测试不同温度、pH值、盐以及溶剂下表面张力。实验结果表明:当0.041 0 g/L的FC和0.332 2 g/L的SDBS复配与SDBS单剂相比,溶液的表面张力降低8 mN/m;无机盐使FC+SDBS复配体系的表面活性增强,表面张力下降,不同价态的无机盐对溶液表面活性的影响规律是Ca²⁺>K⁺> Na⁺;异丙醇对降低FC+SDBS复配体系的表面张力有利。通过对碳氢和氟碳表面活性剂室内协同性研究可以有效指导工业生产,降低成本。     

不同添加剂对阴离子表面活性剂与多价阳离子沉淀行为的影响

用透光率法研究了不同添加剂对阴离子表面活性剂(SDBS)与多价阳离子(Ca2+)在不同条件下沉淀行为的影响,研究结果表明,在溶液中加入NaCl增大其盐度,加入NaOH、NaHCO3提高其pH值,加入多价金属离子螯合剂(EDTA)或表面活性剂复配,均对SDBS与Ca2+的沉淀有抑制作用,但SDBS与Ca2+的沉淀行为随着体系条件的不同而不同.比较几种方法抑制沉淀的效果,认为加入EDTA的方法比增加体系盐度或增大体系pH值要好,而表面活性剂(阴离子表面活性剂SDBS与非离子表面活性剂TX-100)复配后,混合体系抗Ca2+的能力更强,即使混合表面活性剂中非离子表面活性剂含量很少(实验中阴离子、非离子表面活性剂摩尔比例为101),溶液中就几乎没有沉淀生成,表明非离子表面活性剂对阴离子表面活性剂钙盐沉淀的抑制作用比NaCl、NaOH、NaHCO3和EDTA强,且这种抗Ca2+的能力随着混合表面活性剂中非离子表面活性剂含量的增加而增强.图5参8     

马来酸酐四元共聚物阻垢剂的阻垢规律及阻垢机理

使用马来酸酐(MA)、乙酸乙烯酯(VA)、乙烯基磺酸钠(VS)和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)合成了一种四元共聚物阻垢剂MA-VA-VS-AMPS,并探究其在高Ca²⁺质量浓度和高矿化度环境中的阻垢机理。采用FT-IR分析阻垢剂结构,研究了阻垢剂质量浓度、Ca²⁺质量浓度、溶液温度和pH值等因素在静态条件下对阻垢剂阻垢性能的影响;利用动态流动测试方法评价阻垢剂在动态条件下的阻垢率;采用Materials studio(MS)中分子动力学模拟方法计算阻垢剂与CaCO₃之间的结合能;采用扫描电镜(SEM)和X-射线衍射(XRD)仪分析CaCO₃晶体的形貌和晶型。结果表明：在静态测试条件下,MA-VA-VS-AMPS的阻垢率是99.3%;在动态测试条件下,MA-VA-VS-AMPS的阻垢率为96.8%,且阻垢剂使CaCO₃发生变形, Ca²⁺和阻垢剂中的O之间形成了化学键,阻垢剂与CaCO₃发生吸附作用。     

准噶尔盆地玛湖凹陷早二叠世风城组沉积时期古湖盆卤水演化及碳酸盐矿物形成机理

准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷风城组沉积时期古湖泊为典型的碳酸盐型湖泊,发育丰富的碳酸盐矿物。碳酸盐矿物是风城组主要的盐类矿物,可以按照金属阳离子划分为Mg、Ca碳酸盐(方解石、白云石)、Na碳酸盐(碳酸钠、碳酸氢钠)、过渡型碳酸盐(碳钠钙石、碳钠镁石、氯碳钠镁石)。3类碳酸盐矿物平面分布具有“牛眼”特征,表明蒸发浓缩是直接的成盐诱导因素。方解石、白云石主要分布在古湖盆的浅水平台区、湖盆的周缘浅水区。碳钠钙石、碳钠镁石、氯碳钠镁石主要分布在与碱矿互层的暗色沉凝灰岩层段。碳酸钠和碳酸氢钠主要分布在湖盆的凹陷中心。充足的HCO₃^-阴离子控制了玛湖凹陷古湖盆盐类矿物的沉淀,碳酸盐析盐序列表现为Mg²⁺、Ca²⁺首先与HCO₃^-结合,消耗殆尽后碱金属阳离子Na⁺与富余的HCO₃^-结合形成碱矿。早二叠世强烈的火山活动以及火山物质的矿物组成对碳酸盐矿物的形成起了决定性的作用。岛弧型火山活动脱气提供大量的CO₂,增加了大气的CO₂分压,进一步提高了沉积水体HCO₃^-浓度。HCO₃^-的含量是控制碳酸盐矿物沉淀的决定性因素。另外,火山喷发的CO₂气体增加了降雨的酸度,并加速了对基岩的风化以及对火山碎屑物质的水解。准噶尔盆地西北缘石炭纪-早二叠世形成的火山岩富含Na长石分子及Ca长石分子,K长石分子含量低。风城组火山碎屑物质也以富含Na、Ca为主。基岩的风化以及凝灰质的水解提供了大量Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、金属阳离子,与HCO₃^-结合形成了风城组大量的碳酸盐沉积。     

表面活性剂对煤粉分散运移的影响

通过静态观察实验及岩心动态流动实验,考察了煤粉在不同表面活性剂溶液中的分散情况,以及煤岩与不同表面活性剂接触后的临界流速和速敏指数。所用的阳离子表面活性剂为十八烷基三甲基氯化铵（1831）,阴离子表面活性剂为十烷基二苯醚二磺酸钠(Dowfax 3B2)、十二烷基硫酸钠和磺基脂肪酸甲酯钠盐（MES）。静态观察实验结果表明,煤粉在地层水中的分散性较弱,在表面活性剂溶液中更易分散,且阴离子表面活性剂比阳离子表面活性剂的分散性强。煤粉充填压实岩心流动实验结果表明,不加表面活性剂时的临界流速为0.25 mL/min,速敏指数为0.45;加入0.5% Dowfax 3B2、MES和1831后的临界流速分别为0.25、0.25和0.5 mL/min,速敏指数分别为0.58、0.60和0.48;加入1% Dowfax 3B2和1831后的临界流速分别为0.1和0.5 mL/min,速敏指数分别为0.57和0.48。阴离子表面活性剂对岩心的伤害程度大于阳离子表面活性剂。     

用单柱离子色谱法测定油田水质

提出了一种用单柱离子色谱法测定油田水中无机离子的新方法.在阴离子键合柱上,用0.5mM苯甲酸钠和0.1mM柠檬酸钠作为洗脱液,可对油田水中的Cl^-、NO₃^-、SO₄^2-进行测定;在阳离子键合柱上,用1.5mM硝酸为洗脱液,可对油田水中的Na⁺和K⁺进行测定;用浓度各为1.5mM的草酸和乙二胺为洗脱液,可对水样中的Mg²⁺、Ca²⁺、Sr²⁺、Ba²⁺进行测定.对于油田水中含量大大高于其它无机离子的Cl^-和Na⁺的测定,可在适当稀释后,再进行测定.本方法具有简便、快速、准确的优点,其测定结果与油田现行使用的方法所测结果基本相符.     

疏水修饰纳米颗粒强化天然气泡沫的稳定性及影响因素

为了增强天然气泡沫在提高采收率中的应用效果,采用注射法研究了疏水修饰纳米颗粒(HMNP)与不同类型表面活性剂复合生成的天然气泡沫的稳定性及温度、无机盐(NaCl、CaCl₂)对天然气泡沫稳定性的影响机制。结果表明：在室温(25℃)纯水条件下,HMNP与阴离子表面活性剂(十二烷基磺酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠(AES))复合体系生成的天然气泡沫在3000 min内可保持很好的稳定性,具有显著协同稳定天然气泡沫稳定性的作用。而且,在50℃条件下或离子强度为0.2 mol/L的情况下,阴离子表面活性剂中的聚氧乙烯(EO)基团可以进一步增强HMNP/AES复合体系天然气泡沫的稳定性及耐温耐盐性;阴离子表面活性剂中的苯环则可显著促进HMNP与阴离子表面活性剂的协同效应,更大幅度提高HMNP/SDBS复合体系天然气泡沫的稳定性、耐温性及耐一价金属离子能力。     

不同添加剂对阴离子表面活性剂与多价阳离子沉淀行为的影响

用透光率法研究了不同添加剂对阴离子表面活性剂(SDBS)与多价阳离子(Ca2+)在不同条件下沉淀行为的影响,研究结果表明,在溶液中加入NaCl增大其盐度,加入NaOH、NaHCO3提高其pH值,加入多价金属离子螯合剂(EDTA)或表面活性剂复配,均对SDBS与Ca2+的沉淀有抑制作用,但SDBS与Ca2+的沉淀行为随着体系条件的不同而不同。比较几种方法抑制沉淀的效果,认为加入EDTA的方法比增加体系盐度或增大体系pH值要好,而表面活性剂(阴离子表面活性剂SDBS与非离子表面活性剂TX-100)复配后,混合体系抗Ca2+的能力更强,即使混合表面活性剂中非离子表面活性剂含量很少(实验中阴离子、非离子表面活性剂摩尔比例为10:1)。溶液中就几乎没有沉淀生成,表明非离子表面活性剂对阴离子表面活性剂钙盐沉淀的抑制作用比NaCl、NaOH、NaHCO3和EDTA强,且这种抗Ca2+的能力随着混合表面活性剂中非离子表面活性剂含量的增加而增强。图5参8     

离子色谱录井技术在气探井储层含水性识别中的应用

鄂尔多斯盆地气探井解释评价的主要难点是储层含水性识别,地层水成分主要由无机离子组成,因而利用离子色谱录井技术分析无机离子含量的变化,可对储层含水性进行识别。总结鄂尔多斯盆地20多口井离子色谱录井岩心数据,结合后期开采测试结果,利用离子色谱派生参数钠氯系数(Na⁺/Cl^-)、Na⁺权重、(K⁺+Ca²⁺)权重、氯镁系数(Cl^-/Mg²⁺)、(K⁺+Ca²⁺)/Cl^-建立了储层含水性识别雷达图,气层、差气层呈现多边形面积饱满形态,水层呈现尖峰突兀形态,从而实现了储层含水性定量化解释评价。该方法适用于层间、井间对比,从后期应用效果看,气探井解释符合率从79.32%提高到了82.35%,改进效果显著。     

一种新型的CO2响应性凝胶封窜体系

针对低渗透油藏CO₂驱开发后期的气窜问题,利用小分子胺类化合物和一种改性长链烷基阴离子表面活性剂制备了新型CO₂响应性凝胶封窜体系。在不同温度(25℃、70℃)、不同压力(常压、8 MPa)下对体系接触CO₂前后的流变性进行了测试,利用环境扫描电镜和核磁共振表征了其微观结构,通过岩心物理模拟实验评价了体系的封窜性能。实验结果表明,体系在接触CO₂前为黏度与水相近的溶液,接触CO₂之后则转变为高黏凝胶状态,且表现出黏弹性;接触CO₂后体系内部结构由松散分离的无序排列转变为排列有序紧密连接,形成三维网状聚集结构。核磁共振测试结果证实了体系接触CO₂之后小分子胺类化合物发生质子化的现象,形成"伪双子表面活性剂",再通过自组装聚集缠绕形成蠕虫状胶束,造成体系接触CO₂后黏度急剧增大。高低渗双管并联岩心实验表明,多孔介质条件下该体系对于高渗岩心的封堵率大于90%。研究结果为低渗储层CO₂驱开发后期的气...