交联聚合物微球分散体系性能研究

本文采用反向乳液聚合法合成了交联聚合物微球,研究了该交联聚合物微球分散体系的微球形态、配伍性、封堵性和驱油性能。实验结果表明,交联聚合物微球溶胀10 d后,团聚在一起的聚合物逐渐分开,尺寸在100 200 nm左右。溶胀后的交联聚合物能在短时间内对微孔膜形成有效封堵,并具有较好的耐盐性。多点测压砂管封堵实验结果表明,交联聚合物微球能进入填砂管的中深部,具有一定的深部封堵能力。并联岩心驱油实验结果表明,注入3.0 PV由油田模拟水配制的质量分数为0.04%的交联聚合物微球分散体系,高渗透率岩心(气测渗透率2.0μm2)在水驱(61.61%)基础上提高采收率21.42%;而低渗透率岩心(气测测透率0.5μm2)在水驱采收率为0的基础上提高采收率42.69%。图10表1参6     

不同粒径聚合物微球深部运移和封堵特性对比

为满足渤海油田深部液流转向技术需求,利用激光粒度仪、生物显微镜以及岩心驱替实验方法,研究了两种不同粒径的聚合物微球在注入水和多孔介质中的膨胀性及在长岩心中的深部运移和封堵性能.结果表明,在渤海Q油田模拟注入水中膨胀8 d后,微球A的粒径中值从0.59μm增至2.21μm,微球B的粒径中值从9.18μm增至31.40μm...     

纳米聚合物微球调剖剂的性能评价北大核心CSCD

目的针对含有裂缝性低渗透油藏采用常规调剖剂封堵能力有限,调整吸水剖面效果差的实际工程问题,利用以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为单体的纳米聚合物微球PADC-1作为调剖剂,以提高低渗透油藏采收率。方法采用扫描电子显微镜、激光粒度分析仪、高温流变仪、岩心流动驱替实验装置等对聚合物微球的性能进行了评价,探讨了聚合物微球在高温、高盐、低渗透油藏调驱的适用性。结果PADC-1的球形度较好,粒径分布窄,平均粒径为85.8 nm,具有良好的分散性和黏弹性;PADC-1吸水后快速膨胀,且随着温度升高,溶胀倍数呈现增大趋势,耐温能力在120℃以上,耐盐能力达1.8×105mg/L,对不同渗透率岩心的采收率平均提高13.46%。结论PADC-1纳米级聚合物微球通过吸水膨胀能有效改善不同渗透率地层的分流率,从而提高低渗透油藏的采收率。     

Z1型聚合物微球的油藏适应性及调驱效果

为满足渤海油田深部液流转向技术需求,利用生物显微镜以及岩心驱替实验研究了Z1型聚合物微球在磨口瓶和多孔介质中的膨胀性能以及注入性能,并开展了微球液流转向效果实验研究。实验结果表明,在渤海Q油藏环境下,磨口瓶中微球水化缓膨192 h后粒径从3.80μm增长到28.02μm,粒径膨胀了6.37倍,表现出良好缓膨效果。微球具有良好注入性的极限渗透率为200×10^-3μm²,岩心渗透率(K)在(200～1 400)×10^-3μm²范围内微球缓膨后具有良好封堵效果,封堵率(β)大于50%。随K增加,β呈现"先增后减"变化趋势,极限渗透率时β最大,高于79%。随微球注入浓度的增加,阻力系数、残余阻力系数和β逐渐增加,采收率增幅也逐渐增大。     

分散聚合法制备深部调剖用交联聚合物微球

采用硫酸铵盐水溶液中分散聚合法制备了粒径为1~3 μm的交联聚合物微球,确定了最佳合成条件。在60℃下,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸钠（SAA）为主要单体,分散稳定剂选择相对分子质量为35万的聚乙烯吡咯烷酮PVP K60,交联剂与总单体摩尔比0.5%~0.75%,AM、SAA、AMPS单体摩尔比15:2:3,硫酸铵质量分数14.5%。实验结果表明,所制备的微米颗粒为球形,形貌规则,粒径分布均匀,干粉粒径为1~3 μm,熟化后体系中微球粒径达8~10 μm。微球分散体系抗剪切、耐温抗盐。30℃下,随剪切速率的增大,交联聚合物微球分散体系（400 mg/kg）的黏度逐渐降低,100 r/min下的黏度仍高达9.3 Pa·s。当温度由30℃增至90℃时,交联聚合物微球分散体系的黏度保留率由100%降至53.58%;当矿化度由0增至10 g/L,黏度保留率由98.13%降至53.74%。室内封堵实验结果表明,交联聚合物微球在中高温条件下具有一定的封堵性、良好的变形性和逐级深部调剖效果。交联聚合物微球在25℃保温溶胀时,对微孔滤膜的封堵时间随天数的增加而延长,溶胀4 d后的封堵时间可达8.2 h;75℃保温溶胀时,封堵时间随天数的增加呈降低趋势,溶胀3 d后的封堵时间为3 h。随聚合物微球浓度的增大,岩心初始注入压力降低,在渗透率为0.5 μm²的人造岩心中的最佳注入量为400 mg/L。     

交联聚合物微球深部调驱技术及其应用

交联聚合物微球的颗粒粒径和溶胀性能是影响调驱效果的主要因素.为提高交联聚合物微球在高含水、强非均质性油藏深部调驱中的应用效果,通过粒径实验、岩心驱替实验等对交联聚合物微球分散体系的性能进行了评价.结果表明:交联聚合物微球在60℃条件下、用孤岛回注污水溶胀10d后,粒径中值增大了34倍;交联聚合物微球分散体系的单管封堵率大于92%,双管岩心驱油实验提高采收率大于11%,交联聚合物微球分散体系完全能够满足孤岛油田高渗透油藏深部调驱的要求.在GD2-24斜516井组实施了交联聚合物微球分散体系深部调驱现场试验,注水井油压上升了2.9MPa,对应一线油井见效高峰期含水率下降了5.6%,单井平均增产原油5t/d.表明交联聚合物微球深部调驱是改善注水剖面和降低油井含水率的有效方法.     

纳米聚合物微球对高渗透介质封堵效果评价及作用机理

纳米聚合物微球尺寸小、性质稳定、形变能力好,可以运移至油藏深部进行调驱从而有效扩大波及面积,提高注水开发效率。为明晰纳米聚合物微球在高渗透层的封堵性能,利用支撑剂裂缝评价系统模拟高渗透通道,在不同实验条件下注入具有不同质量浓度和粒径的纳米聚合物微球,通过注入微球前后渗透率变化评价和分析其对高渗透层的封堵效果。实验结果表明：纳米聚合物微球能够封堵高渗透层;增加驱替流量不利于微球封堵,闭合压力与封堵效果呈波动变化关系,纳米聚合物微球溶液质量浓度和粒径与封堵效果未呈现明显的线性关系而是存在最优值。对实验参数进行主控因素分析后得到驱替流量对纳米聚合物微球封堵效果影响最大,闭合压力次之;而纳米聚合物微球溶液质量浓度和粒径影响相对较小。     

聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限实验

为有效封堵高渗透层注水窜流通道,设计一种用于封堵非均质储层水流优势通道的聚合物微球调驱体系.基于室内动态物理模拟装置,通过双管并联驱替实验模拟不同渗透率级差的储层,研究聚合物微球调驱体系储层渗透率级差界限.结果表明:当储层渗透率级差偏大时(>7.01),聚合物微球调驱体系无法封堵高渗透层,不能有效挖潜低渗储层剩余油;在一定的渗透率级差范围内(2.44～5.21),聚合物微球能有效封堵高渗透岩心,启动低渗透层,挖潜低渗岩心剩余油;当储层渗透率级差偏小时(<1.62),高低渗岩心渗透率接近,驱替规律相近,低渗透岩心提高采收率不明显.实验说明储层渗透率级差对该体系调驱效果有较大影响.     

孤岛油田聚驱后聚合物微球调驱提高采收率研究

在模拟孤岛聚驱后油田条件下,在70℃考察了两种聚合物微球在10g/L盐水中的形态变化及岩心封堵、调驱性能.一种是乳液、微乳液聚合法制备的纳米级聚合物微球(纳米球),在盐水中浸泡14天后粒径增至100～1200 nm.另一种为用分散聚合法制备、具核壳结构的微米级阳/阴离子聚合物微球(微米球),在盐水中初始粒径2～5 μm,7天后形成几十至几百微米的微粒聚集体.分别在高、中、低渗岩心中注入0.3 PV用孤岛污水配制的1.5g/L纳米球液,在低渗(0.42 μm2)岩心中注入溶胀15天的纳米球液时封堵率最高(40%).相同浓度的一种微米球液在中渗(1.7 μm2)、高渗(4.8 μm2)岩心的封堵率为76%(0.3 PV)、86%(0.4 PV).注入0.3 PV溶胀15天的0.5g/L纳米球 1.5 g/L微米球污水液后,并联高渗(5.3μm2)、低渗(1.2μm2)岩心组中高渗岩心分流率由82%逐渐降至10%.用此复合微球液驱替水驱、聚驱后岩心剩余油,浓度0.5 g/L 2.0 g/L、注入量0.3 PV时提高采收率13.54%,浓度或注入量增大时提高采收率幅度增大.此体系的试验已在有8口油井的井组顺利实施.图7表1参6.     

高6-38井聚合物微球调驱研究与应用

针对高6-38井组储层中孔、中低渗、纵向剖面非均质性严重的情况,开展了聚合物微球调驱试验。室内实验结果表明,85℃下聚合物微球分散性良好;膨胀速度先快后慢,20 d后微球最频粒径达到膨胀前的6~8倍;聚合物微球对中低渗岩心的封堵效果较好,平均封堵率大于80%,对高渗岩心封堵效果不理想。现场试验结果表明,针对高6-38井的聚合物微球注入性良好,较好地改善了油藏的非均质性。截至2014年年底,井组实现增油305 t,降水179 m~3。     

带锈防锈涂料“惠雅底漆王”对比试验报告

通过带锈防锈涂料“惠雅底漆王”应用对比试验,说明这种涂料不仅具有良好的防锈功能,而且易于在工程建设和防腐施工中推广。     

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川西地区雷口坡组沉积与其顶部风化壳储层特征

四川海域在印支晚拉丁末期隆升前,中三叠统雷口坡组主要为陆表海断续淹没的蒸发台地,台地整体呈东高西低的古地理格局,台内发育的次级隆凹是蒸发台地上潟湖、咸化盐湖的基底。雷三-雷四段沉积时期,咸化湖盆低凹处随东高西低格局的演化迁移到川中-川西的南充、成都一带;拉丁期末的"印支早期运动"使四川海域整体隆升,在雷口坡组顶部形成分布广泛的古风化壳。川西地区雷口坡组顶部古风化壳主要形成于雷四段的上部,风化壳主要经历了暴露溶蚀和深埋溶蚀两大阶段的成岩作用,在风化壳内形成与成岩作用密切相关的缝洞型储层。缝洞型储层发育与否是雷口坡组顶部成藏的主控因素之一。川科1井已在川西坳陷孝泉构造雷口坡组顶部获得天然气勘探重大突破。通过对风化壳成因及控制储层发育的主控因素分析,指出川西地区雷口坡组顶部的勘探潜力巨大。     

苯乙烯环氧化制环氧苯乙烷的研究

环氧苯乙烷是重要的有机中间体,主要用于香料,制药工业。环氧苯乙烷主要由苯乙烯环氧化制得,本文介绍了卤素法,过氧化物法,氧气或空气环氧化法以及相应的催化剂。     

储层微型构造与剩余油分布关系研究

油田进入特高含水期后，搞清楚剩余油的分布是关系油田生存的一项重要课题。通过在胜三区进行微构造分析，研究实际测井数据，认为储层的含油饱和度和综合含水率受微型构造的控制，对处于同一开发期的井来说，同一韵律层中位于鼻状构造高部位的井的综合含水率要低于位于侧翼部位的井的综合含水率，而含油饱和度数值却较高。研究证实．微型构造是控制剩余油分布的主要因素之一。     

金属热膨胀对分馏塔和分馏塔楼梯间损坏原因分析及处理办法

本文分析了分馏塔塔体与热膨胀系数的关系、变形原因、处理方法。     

单封隔器抽油管柱受力变形分析

分析了直井中单封隔器抽油管柱在坐封前后的受力、变形状态。提出了一种准确计算封隔器坐封前后管柱变形、封隔器坐封高度及管柱附件位置的方法,对设计工艺管柱结构、现场校核管柱附件深度具有重要意义。     

制硫装置解吸塔塔体裂纹形成原因分析

通过宏观检查，金相组织检验及裂纹断口观察，分析了制硫车间解吸塔（C-403/2）塔体裂纹产生的原因，并提出更换新塔的对策。     

井架结构设计中的优势原则

通过对多种井架结构进行了对比计算与分析,提出了结构件设计中力的优势原则、贡献值原则、工况优先原则等,为井架的优化设计提供指导。     

石油钻机司钻的H点研究

司钻控制房作为石油钻机的核心控制单元,其设计的好坏直接影响到司钻操作方式,从而影响整台钻机的生产效率和安全问题。针对国内司钻操作控制界面没有规范和行业标准,结合汽车界面规范SAE,提出石油钻机司钻H点的概念和相应的计算方法。H点的建立提供了人在舒适操作时尺寸定位的基准点,以此可以推出人的眼椭圆位置,确定人观察范围和手臂运动的最大伸及范围,对司钻控制房人性化设计具有重要的意义。最后通过计算机仿真证明计算结果与仿真结果吻合。