石蜡/丙烯酸核壳聚合乳液特性粘数的研究

采用半连续单体乳液滴加法聚合法,以石蜡(PF)为种子、丙烯酸(AA)为壳,制备石蜡/丙烯酸(PFAA)核壳聚合乳液。以乳液特性粘数([η])为评价指标,利用正交实验L9(34)筛选最佳工艺条件。考察了反应温度θ、反应时间t、引发剂K2S2O8用量和单体AA用量对PFAA乳液[η]的影响。结果表明,影响乳液[η]因素的大小顺序为θ>t>w(K2S2O8)>w(AA),较优的工艺条件:θ=70～75℃,t=2h,w(K2S2O8)=0.16%～0.20%,w(AA)=16.5%～18.0%。     

孪尾疏水缔合丙烯酰胺/丙烯酸钠/N，N-二正丁基丙烯酰胺共聚物水溶液的粘度行为

采用先加碱共聚-共水解法合成了孪尾疏水缔合性丙烯酰胺/丙烯酸钠/N,N-二正丁基丙烯酰胺共聚物[P(AM/NaAA/DiC_4AM)]。当x(疏水单元)=0.2%～5.0%时,P(AM/NaAA/DiC_4AM)在1 mol/L NaNO_3溶液中的特性粘数[η]为1.720～0.330 L/g、Huggins常数值为0.375～3.894。P(AM/NaAA/DiC_4AM)在矿化度为19.334 mg/g盐水溶液中的表观粘度随疏水单体用量的增加而增加,随温度、剪切速率的增加而降低；在离子强度为2.26～4.88 mmol/kg的NaCl水溶液和离子强度为0.21～0.528 mmol/kg的CaCl_2水溶液中,P(AM/NaAA/DiC_4AM)水溶液出现盐增粘现象,且疏水单体用量越高,盐增粘效应越显著。当p (十二烷基硫酸钠)=0～0.7 g/L,p(溴化十六烷基三甲基铵)=0～0.014 g/L时,对P(AM/NaAA/DiC_4AM)水溶液的表观粘度没有明显影响。     

瓜尔胶低分子量化降解条件研究

为了制备压裂液用低分子量瓜尔胶,以反应液25℃、170 s-1黏度减小幅度Δη为控制指标,实验考察了用β-甘露聚糖酶降解瓜尔胶的条件,确定瓜尔胶水溶液浓度10 g/L(黏度291 mPa.s,分子量2.435×106);pH值7;酶用量0.2 g/L;降解温度45℃;降解时间视对瓜尔胶分子量的要求而定,约40 min。随pH值升高(4~11)和温度升高(10~80℃),Δη经过最大值。将原料瓜尔胶在0.2 mol/L NaCl水溶液中配成2 g/L溶液,用β-甘露聚糖酶在45℃降解不同时间(0~90 min),得到10个反应液样,用同一NaCl溶液稀释至适当浓度,用激光光散射法在25℃测定其重均分子量Mw及其中5个样的特性黏数[η],用线性回归方法求得Mark-Houwink[η]~Mw关系式中的常数K=0.075 mL/g,α=0.662(分子量范围2.435×106~2.210×105)。图4表3参5。     

新型阴—非离子Gemini表面活性剂

用AEO-9、三溴化磷、双酚A、氢氧化钠、氯磺酸等为原料合成了一种以双酚A为支撑基的双磺酸盐型表面活性剂.该表面活性剂的水溶液在25 ℃时的临界胶束浓度cmc≈2.5×10-4 mol/L,表面张力γcmc≈22.3 mN/m.同传统的磺酸盐表面活性剂相比临界胶束浓度低32～39倍,表面张力低16 ～ 18 mN/m.所合成的双磺酸盐型表面活性剂与CTAB组成的复配体系具有协同效应,当二者复配比例为1∶2时,它的cmc和γcmc值分别为0.1 mmol/L和22.5 mN/m,表明复配体系比单一组分具有更高的表面活性.     

聚合物-表面活性剂对原油模拟油/水界面zeta电位的影响

以经过过滤的脱水孤东原油在脱活煤油中的10%溶液为模拟原油,分别加有粉状含黏土预交联聚合物(0～600 mg/L)、胜利石油磺酸盐(0～300 mg/L)、磺酸盐表面活性剂(0～300 mg/L)的模拟孤东采出污水(含Ca2+、Mg2+、HCO3-,矿化度11.98 g/L)溶液为水相,制备水包油乳状液,测定乳状液中油珠的zeta电位,结果表明zeta电位均为负值,随水相中化学剂加入浓度的增大,其绝对值增大,即乳状液稳定性增大.以3种化学剂为因素进行正交设计实验,当3种化学剂共存时,聚合物和胜利石油磺酸盐是影响zeta电位的显著因素,该磺酸盐型表面活性剂的影响不显著.对所得结果作了解释.     

石油磺酸盐KPS的优化合成

克拉玛依石油磺酸盐KPS工业生产中,磺化剩余油被加工为白油,KPS＋剩余油总收率较低（73％）和剩余油质量不佳是两大生产难题。在实验室合成装置上对原料油的磺化工艺进行了优化,选定的优化工艺条件如下：磺化温度35－40℃,磺化时间5h,SO3气体质量浓度25－40g/L(以空气稀释）,沉渣时间2h,未反应油进行第二次磺化,这种二次磺化工艺使酸渣生成量大大减少,剩余油质量提高,总收率超过81％,第二次磺化产物含无机盐较多,对其原因作了分析,采用优化工艺合成的室内样品（KPS－45,KPS－59）的表面活性,乳化性能,起泡性能与工业产品KPS相当,抗盐性能略好（抗Na^ 18000mg/L;抗Ca^2 500mg/L);CMC值为0．1g/L(KPS-59),HLB值为13．9（KPS－45）。     

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。     

1-丁烯/聚1-丁烯溶液体系黏度的测量及建模

测定了1-丁烯/聚1-丁烯溶液体系在不同的固含率(C,%(w))、温度(t,℃)和剪切速率(γ,s-1)下的黏度(η,Pa·s),并对测定的黏度数据进行拟合。实验结果表明,1-丁烯/聚1-丁烯溶液体系的黏度随温度的升高而降低,随剪切速率的增大而降低,随固含率的增大而增大。在10 s-1γ500 s-1、70℃≤t≤130℃、2.5%≤C≤25.0%的条件下,将1-丁烯/聚1-丁烯溶液体系测定的黏度数据经拟合得到恒压黏度模型:η=2.543×10-4γ.-0.361 1×exp[1 625.53/(t+273)]×exp(12.76C)。该黏度模型的方差齐性检验值为17 314.02、结果可信度值为0、调整相关系数平方为0.946 8,对实验数据拟合较好。     

两种油田用阴-非离子表面活性剂PDES和ODES的性能

为揭示不同结构表面活性剂的性能特征,对棕榈酸二乙醇胺聚氧乙烯醚磺酸盐钠(PDES)和油酸二乙醇胺聚氧乙烯醚磺酸盐钠(ODES)两种磺酸盐型阴-非离子表面活性剂的表面活性性能进行了研究。结果表明:DPES和ODES溶液的临界胶束浓度ccmc分别为1.14×10-3、6.67×10-4mol/L,相对应的表面张力γcmc分别为38.40和35.68 m N/m;随着温度和矿化度升高,ccmc逐渐减小,γcmc逐渐降低。DPES和ODES的Krafft点均低于常规阴离子表面活性剂,分别为17℃和14℃,浊点均大于110℃,溶解性好,具有优良的抗高温性能。质量分数0.5%的PEDS和ODES在Na+浓度为100 g/L或Ca2+浓度为4 g/L的矿化水溶液中均未出现沉淀,表现出了极强的耐盐性能。     

克拉玛依石油磺酸盐极性组分的复配性能

采用液液萃取的方法将克拉玛依石油磺酸盐(KPS)分离成三个极性不同的组分,在矿化度5000 mg/L(配液用水为NaCl溶液)的情况下,考察了单独组分、组分间复配的、以及与一类含氮非离子助剂NCL复配体系的界面张力行为。三种不同极性组分单独作用时,在矿化度为0的情况下,与分离前的类似,与原油间的界面张力仅能达到1 m N/m;在矿化度5000 mg/L下,仅极性较小的组分能将油水界面张力降至10~(-3)m N/m,另外的两组分溶液与原油间的界面张力仅能达到10~(-1)m N/m;去掉极性较大的组分后,降低界面张力的能力明显改善;在与非离子助剂NCL的复配体系中,极性中等的组分对降低界面张力贡献最大,极性小的组分的贡献却最小。KPS的中等极性组分在组分间复配、以及与非离子助剂的复配时占主导作用,影响总体性能。     

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。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

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.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。     

海洋模块钻修机完整性管理系统开发

为了实现海洋模块钻修机的完整性管理,以结构完整性管理为指导思想,按照数据、评估、策略和规划4个过程要素设计了海洋模块钻修机完整性管理系统的整体框架,并制定了钻修机的风险评估方法及检测维修策略。系统采用以C/S体系结构为主、B/S体系结构为辅的混合技术架构,软件采用数据接口技术实现信息的共享与同步,提供稳定性评估、耐久性分析、疲劳寿命分析及安全分析、检修策略与规划等功能。将该软件应用于南海海域的某钻修机上,应用结果表明,软件可以满足海洋模块钻修机完整性管理与评价的基本要求。系统进一步的发展方向是优化智能决策方法,利用云计算方法提高数据存储的可靠性、安全性与完整性。     

Influence of Shale Oil Boom in North America upon nternational Crude Price Flucturation

正Current stituation of shale oil development in the world The US The country is blessed with abundant shale oil resources and had matersed whole sets of theories and technologies needed for their exploration and development after years of practices.According to an assessment of shale oil resources in major countries and regions of the world issued by the U.S.Energy Information Agency(EIA),the US ranks the second in the world with its 6.8 billion tons of technically recoverable shale oil(shale oil in place is about 136.3 tons).About 8plays had been confirmed to have