低界面张力体系对相对渗透率影响实验研究

通过岩心流动实验，测定了80℃时胜利草桥某井地层水、两种磺酸盐类阴离子表面活性剂HD－1和HD－2的1％地层水溶液驱油时，油相和水相相对渗透率kro和krw的变化。岩心有刚玉砂胶结和高温灼烧地层砂填充两种，气体绝对渗透率约1．6μm^2。相对渗透率用Welge-Johnson公式表示。实验结果表明：与地层水相比，HD－1，特别是界面活性较高的HD－2使kro和krw有较大幅度提高，使残余油饱和度So和束缚水饱和度Sw相应降低；其中So由0．29分别降至0．26和0．25；与80℃时相比，在40℃下HD－1使kro明显减小，krw的减小则不明显；在地层砂填充岩心上，与地层水相比，HD－2使kro大幅度提高，So有一定程度降低，由0．28降到0．25,krw几乎无变化；表面活性剂（HD－2）对两种岩心相对渗透率的影响不同。讨论了影响相对渗稼率各因素的作用机理，包括界面张力降低、润湿性改变及温度改变。图5表3参4。     

稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则

利用数值模拟方法研究注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响，给出了具体的量化指标范围。研究结果表明，对于普通稠油油藏，要达到较好的蒸汽驱开发效果，必须满足以下条件：①注汽速率大于等于1．6m^3／（d·hm^2·m），从而保持蒸汽带的不断扩展，并保持井底蒸汽干度；②井底蒸汽干度大于等于40％，反映蒸汽驱对单位注入流体热焙的要求；③油藏压力小于5．0MPa，最好为1．0～3．0MPa，保持较低的油藏压力可提高蒸汽波及体积；④蒸汽驱稳定阶段的瞬时采注比大于等于1．2，才能真正实现蒸汽驱。辽河油田齐40块蒸汽驱先导试验和扩大试验的方案设计、跟踪调整及评价表明，提出的有关量化指标已成为蒸汽驱方案设计、跟踪调整和评价的四项基本准则。图6表1参10     

江汉油田黄场区块泡沫酸化室内研究

江汉油田黄场区块油层渗透率差异系数大，储集层平均有效孔隙度为13．9％，属低孔低渗细喉型孔隙；地层原油饱和压力为4．33MPa，地层压力为27．55MPa，平均地层压力系数为0．75，地层温度为65℃；属典型的三低地层；属于中等偏强的水敏、中等偏强盐敏。通过试验优化出了适应本区块特点的新型泡沫酸体系，即：18％HCl＋20％SDS＋（1．1％～1．2％）HPAM＋（0．7％～0．8％）ADA＋（0．1％～0．3％）ATA。室内双岩心酸化效果评价试验结果表明：该泡沫酸对渗透率较小的岩心的渗透率提高倍数是用土酸时的9．3倍，这充分说明了该泡沫酸能够有效封堵相对较高渗透层，使酸液转向分流进入相对较低渗透层，达到全面酸化的目的。用该泡沫酸体系和土酸进行了室内岩心酸化分析，发现该泡沫酸明显优于土酸体系。     

齐鲁分公司成功解决炼制高硫高酸原油造成的腐蚀问题

2006年，中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司加工原油重质化、劣质化的趋势明显，陆上原油硫的质量分数平均为1．68％，同比上升0．06个百分点；酸值为1．78mgKOH／100mL，同比上升0．13mgKOH／100mL。进口原油的密度平均O．8713g／cm^3（API度为30．9，同比减少1．55），同比增加0．0827g/cm^3；硫的质量分数为1．89％，同比增加0．24个百分点。     

石化销售系统油田蒸发损耗的现状

针对石油销售过程中油口蒸发损耗的严重性，对装油过程听油气损耗规律进行了现场考察和实验室研究，结果表明：所用油罐未清洗的排放气体积分数率平均高达64．17％，是已清洗油罐的1．7倍；高位喷淋装油平均排放气的体积分数高达40．58％，比低位潜没装油高1．4倍，且排放出的油蒸气和空气的混合气夹带有油雾；已清洗油罐低位装油时的损耗率为0．37％，高位装油为0．8％。油口因轻质组分的蒸发排放使其质量降低，污染环境。     

钢制石油储罐热反射隔热涂料应用探讨

热反射隔热涂料这一新型功能性涂料已在易挥发油品储罐及管道外表面成功地广泛使用，取得了降温减压、安全增效、节能节水的良好效果。介绍了此涂料的分类和主要技术指标：“隔热温差”不小于10℃；“隔热温差衰减（白色）”不大于12℃。“耐人工气候老化性”指标中“粉化／级”不大于1；“变色”（白色和浅色）／级不大于2；“太阳反射比（白色）”不小于0．81；“半球发射率”不小于0．83。涂料指标达到“太阳热反射比”不小于0．90（全波区）；“半球发射率”不小于0．85“太阳热反射比”不小于0．90（全波区）；“半球发射率”不小于0．85；罐体表面平均降温10～20℃；罐体介质温度降低约5～10℃。     

原油管线油电损耗预测新模型

影响输油成本变化的主要因素是油电损耗费用，有关学者利用灰色系统理论和回归法进行预测，其中灰色预测是以输油管线每年的输量、相应的电耗和油耗为时间序列，建立了三元素非等间距GM（1，1）模型来预测管线油电损耗，但是结果精度并不高，而且计算复杂，油损耗预测的相对误差范围是0．013％～16．86％，平均相对误差是6．69％；电损耗相对误差范围是1．76％～20．74％，平均相对误差6．64％；回归法预测模型，精度较灰色预测模型高，但显著特点是所需要数据太多，计算复杂。采用累积法进行预测，通过实例计算结果可以看出油损耗预测的相对误差范围是1．55％～5．59％，平均相对误差是3．48％；电损耗相对误差范围是0．55％～1．91％，平均相对误差0．97％。精度明显大幅提高，且累积法简单易懂，所需数据少，是一种较好的预测方法。     

稀土永磁同步电机

1．应用情况与参数分析 以江苏油田为例，自2002年7月至2004年底瓦2—8三口井的数据为换用稀土电机前后电机的运行参数，三口井原配用电机为双速电机。总体看，平均输入有功功率为7．323kW，换用稀土电机后降为6．276kW；原平均输入无功功率为15．715kvar，换用稀土电机后降至4．159kvar；平均功率因数从0．442升至0．827；平均综合节能率达到23．83％，效果明显。     

MD-1膜驱剂溶液的性质

分子沉积(MD)膜驱油技术是依靠MD膜驱剂在油藏体系的各种界面上单分子层静电吸附释放热量，从而提高原油采收率的新型技术。考察了MD-1膜驱剂溶液的电导率、粘度和其在原油中的分配。结果表明，MD-1膜驱剂属表面非活性物质，其水溶液不存在“胶束”状态；MD-1膜驱剂的加入不增加驱替流体的粘度，不改变油-水流度比，膜驱油机理与聚合物驱不同。随着MD-1膜驱剂质量浓度的增加，其相应油-水分配系数明显降低，MD-1膜驱剂质量浓度小于200mg／1时．其相应油-水分配系数随着质量浓度的增加明显降低，而浓度大于200mg／1时，油-水分配系数一般小于0．1；相同条件下，原油中的胶质和沥青质含量越多，MD-1膜驱剂在油、水两相间的分配系数越高。MD-1膜驱剂的油-水分配系数远小于1，说明其在油相中的溶解量很小。     

试论石油石化企业工资分配制度改革

指出现行的石油石化企业工资分配制度存在的问题是：①岗位设置缺乏科学性；②职工工资收入脱离劳动力市场价值价位；③同一职务（岗位）工资分配仍然存在“平均主义”、“大锅饭”现象；④现行工资制度分配过于重视工资的保障功能，忽视了工资的激励功能。认为企业工资分配应体现的原则是：①工资分配激励功能的原则；②实行按劳分配为主，结合技术创新等多种要素进行分配的原则；③实行技术、管理与操作并重的工资分配原则。其目的是调动多方面的积极性，激发企业的内在活力，促进企业发展。     

钻井液降黏剂SMT-T的研制

根据塔拉单宁的化学结构与特性，参照五倍子磺化单宁的加工工艺，用铁盐代替铬盐，研制出了无铬塔拉磺化单宁。结果表明：塔拉磺化单宁的加工工艺可行，质量达到或超过行业标准；添加量为0．5％或2．0％时的降黏率无明显差异；在180℃下，淡水浆降黏率为78．4％～93．2％，平均为88．70％，盐水浆降黏率最高达91.0％，平均为84．54％；在200～220℃下，淡水和盐水基浆平均降黏率分别为95．10％和84．90％。     

基于普通累积法的原油管线油电损耗预测

影响输油成本变化的主要因素是油电损耗费用，文献利用灰色系统理论，以榆油管线每年的输量、相应的电耗和油耗为时间序列，建立了三元素非等间距GM（1，1）模型来预测管线油电损耗，但是其结果精度并不高，而且计算复杂，油损耗预测的相对误差范围是0．013％-16．86％，平均相对误差是6．69％；电损耗相对误差范围是1．76％-20．74％，平均相对误差6．64％。文献采用回归法进行预测，该法精度较文献高，但是该法的显著特点是所需要数据太多，计算复杂。本文采用累积法进行预测，利用文献的数据，通过计算结果可以看出油损耗预测的相对误差范围是1．55％-5．59％，平均相对误差是3．48％；电损耗相对误差范围是0．55％-1．91％，平均相对误差0．97％。精度明显大副提高，且该方法简单易懂。所需数据少。是一种较好的预测方法。     

Fenton试剂法去除含聚合物铬凝胶采油污水COD的室内研究

本项研究针对华北岔河集油田聚合物／铬弱凝胶调驱油藏采出水。实验污水水质数据（单位mg／L）如下：矿化度8432；含油1189；含悬浮固体51；含弱凝胶201；COD值1152。研究了Fenton试剂法去除污水COD的条件和外加因素的影响。除另外指出的情况外，反应温度为30℃，时间2h。当H2O2与Fe^2＋质量比为5：3时，使COD去除率达到最高所需加入的H2O2＋Fe^2＋量（单位g／L，下同），在暗光下为2．0＋1．2，在紫外光下为1．5＋0．9。固定H2O2加量为1．5，则两种情况下Fe^2＋最适加量均为0．9。H2O2＋Fe^2＋加量为1．5＋0．9时，最适反应温度区间在暗光下为40-50℃，在紫外光下为30--60℃。H2O2＋Fe^2＋加量为1．5＋1．0时，最高COD去除率和所需反应时间为：暗光下92．0％，2．5h；紫外光下95．7％，2．5h；紫外光加充氧时97．8％，1，5h；紫外光加充氧加草酸钠时99．0％，2h。随外加草酸钠量增大（0．1～0．6g/L），低H2O2＋Fe^2＋加量下COD去除率不断增大，较高H2O2＋Fe^2＋加量下达到最高值后略有下降，加量为1．0＋0．6和1．5＋0．9并加入0.5g／L草酸钠时分别为97．196和99，0％。图3表5参4。     

洛伦茨曲线在油藏工程中的应用

洛伦茨曲线及其派生出的基尼系数在经济学中分别用来直观描述和定量测定收入分配差异程度。在油藏工程中可利用岩心渗透率的基尼系数评价储集层的非均质性,利用开发层系中各小层开发数据评价小层产出状况,利用剖面测试数据分析吸水和产液状况。     

石油沥青专利

1专利名称：控制流体中沥青质沉淀的方法 专利申请号：02817713．4 公开号：CN1553985 申请日：2002．07．26 公开日：2004．12．08 申请人：英国帝国大学改革有限公司 一种从含沥青质的流体如粗油中降低沥青质聚集和沉降的方法，该法包括往所述的流体中添加化学式（Ⅰ）化合物：式中A为含6～14个碳原子的可任意取代的环体系；n至少为1并可以等于在A中可取代的位置数；各X为任意连接体基团；而R各为含10-25个碳原子的烃基。     

安塞油田三叠系延长组特低渗透油藏增产技术

安塞油田长6段油藏渗透率为0．96～2．90mD，孔隙度为11．00％～13．25％，孔隙以小孔、细喉为主，地饱压差值仅为2．94～3．66MPa，油层供液能力差，为典型的特低渗透岩性储集层，此为油井低产的主要地质因素。胶结物中酸敏性矿物含量高（6．19％），是常规酸处理工艺造成储集层伤害的潜在因素。地层水矿化度高达89850mg／L，严重的油层结垢是造成单井产量降低的重要因素。在安塞油田实施暂堵压裂16口井，平均单井目增油1．85t，平均有效期84．1d；泡沫清洗10口井，平均单井日增油1．13t，平均有效期52．8d；酸处理99口井，平均单井日增油1.10t，平均有效期128．9d；清防垢处理18口井，平均单井目增油1．90t，平均有效期330d。分析认为，清防垢施工处理半径较大是结垢处理效果较好的主要原因。有效增大油层压裂和酸处理半径是进一步提高压裂和酸处理效果的有效途径。图2表5参7     

内蒙古油砂热碱水洗分离实验研究

在实验室考察了用热碱（NaOH）水抽提法从内蒙古油砂中分离油砂油的工艺务件。用Dean-Stark甲苯抽提法测得两个油砂样含油12．5％和13．6％．含水0．55％和0．65％。分离出的油砂油含饱和分8．2％、芳香分23．6％、肢质25．0％、沥青质41．3％，含88．31％C、9．97％H、5．09％O、0．69％N、0．93％S。考虑工业生产条件得到的分离工艺参数为：碱水、油砂质量比1．5：1～2：1；碱、水质量比0．2％～0．5％；温度95％；搅拌转速75～100r／min；抽提时间30min，油砂油回收率可达95．5％以上。推荐的最佳分离工艺条件为：碱水、油砂比2：1；碱。水比0．2％，温度95℃。搅拌转速80r／min，抽提时间30min。用Na2CO3代替NaOH使油砂油回收率有所下降。图2表5参2。     

高含水油井堵水用复合颗粒堵剂

YH98－07是针对东濮凹陷各油藏复杂的地层条件，为高含水油井堵水研制的水硬性可凝固颗粒堵剂。以浆液90℃凝结时间和凝结体强度（以针入度值表示）为指标，确定了3种组分用量的可调节范围：2％－8％氧化钙（50－100目），8％－30％油井水泥（D级），5％－25％增强剂（200目），其他组分的用量为：3％膨润土（粒径5μm），0．2％缓凝剂，其余为水。适当配方堵剂浆液随温度的升高（70－120℃），凝结时间逐渐缩短（5－1h），针入度逐渐减小（22－14）；随浆液pH含量增加（0％－35％），这两项测定值变化很小；在90℃放置6个月后针入度值保留率大于90％；在不同渗透率（33－136μm^2)人造岩心上（直径2．5cm，长约6cm），在90℃凝结后堵水率大于90％，突破压力不小于0．5MPa。在中原胡状、马寨、文留等油田用YH98－07实施油井堵水15井次，工艺成功率100％，有效率93％，平均有效期183天。简介了选井原则、施工工艺及一口井堵水施工效果。     

含油污泥固化处理技术研究

采用水泥为固化剂对辽河油田含油污泥进行了固化处理研究，探讨了固化块抗压强度与固化时间、材料配比、添加剂及加入量等的关系，测定了固化块浸出液的COD值。结果表明，污泥含水率为12．16％，固化28天，ω（污泥）：ω（水泥）：ω（水）=1．00：2．00：0．60的固化块抗压强度可达13．1MPa；当污泥含水率由12．16％增加到61．57％时，固化块抗压强度由13．1MPa降低到10．1MPa。污泥含水率为12．16％，ω（污泥）：ω（水泥）：ω（水）由1．00：1．50：0．71改变为1．00；2．43：0．71时，固化块抗压强度由10．4MPa提高到16．1MPa。污泥含水率为61．57％，污泥与水泥质量比为1．00：2．00，增强剂S加入量从5mL增加到20mL时，同化块的抗压强度从10．24MPa提高到16．0MPa。污泥含水率为54．8％，40℃浸泡72h，固化块中污泥与水泥质量比由1．00：L60增高到1．00：2．00时，浸出液的COD值由218．3mg／L降低到181．8mg／L。     

一种以轻烃为原料的催化重整方法

一种以轻烃为原料的催化重整方法，包括如下步骤：（1）将轻烃在300～600℃，0．1～1．2MPa条件下与轻烃转化催化剂接触，使其中的轻烯烃发生反应，转化为石脑油；（2）将轻烃转化生成的石脑油在260～460℃，1．0～8．0MPa条件下与加氢精制催化剂接触，进行加氢精制，得到精制石脑油；