耐温耐盐交联聚合物颗粒的制备与评价

常规的丙烯酰胺交联聚合物的耐温耐盐性较差,在高温高矿化度的地层条件下会硬化,导致变形性较差,无法对深部地层产生调剖。针对以上问题,向体系中引入耐温功能单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA),以二乙烯苯为交联剂、甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵为引发剂、钠土为稳定剂,制得耐温耐盐的共聚物颗粒,通过向体系中引入钠土增强聚合物的韧性与刚度,研究了单体配比、各物质加量对交联聚合物吸水膨胀倍数和储能模量的影响。结果表明,交联聚合物适宜的合成条件为:单体质量分数30%,NVP与DMAA摩尔比6∶4,二乙烯苯加量0.25%,甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵加量各0.15%,钠土加量3%。通过特制粉碎设备,经过两级造粒,实现颗粒粒径在1～10 mm可调。在130℃、矿化度为22×10~4mg/L的条件下高温静置90 d,交联聚合物颗粒仍处于吸水膨胀状态,储能模量约5000 Pa,交联聚合物的耐温耐盐性提高。图13参29     

丙烯酸酯聚合物原油破乳剂的制备及评价

分别以甲基丙烯酸(MAA)和N-(3-二甲氨基丙基)甲基丙烯酰胺(DPM)为单体，与丙烯酸酯通过乳液聚合制备了系列丙烯酸酯类聚合物，考察了制备条件对聚合物破乳性能的影响，测定了其界面张力。实验结果表明，适宜的工艺条件为：w(单体)=12.5%,m(丙烯酸乙酯)∶m(DPM)=1.5∶1,引发剂过硫酸铵加量为单体总质量的0.5%,乳化剂十四烷基三甲基氯化铵加量为0.15%,反应温度70℃,反应时间10 h。P(DPM-EA)具有良好的双亲性，能有效降低油水界面张力，吸附至油水界面降低油水界面膜强度，从而实现破乳。     

丙烯酰胺与2-甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵在柠檬酸钾溶液中的沉淀聚合

以(NH4)2S2O8-Na2SO3为氧化还原引发剂,通过非离子单体丙烯酰胺(AM)与阳离子单体2-甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)在柠檬酸钾溶液中的沉淀聚合,制备了阳离子聚电解质聚(2-甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵-丙烯酰胺)[P(DMC-AM)]。利用溶解度参数原理,得知聚合物[P(DMC-AM)]在柠檬酸钾溶液中的溶解量远小于单体的溶解量,同时探讨了聚合物[P(DMC-AM)]在柠檬酸钾溶液中沉淀分离的机理。通过考察单体总转化率的影响因素,得到最佳的反应条件:柠檬酸钾质量分数57%,m((NH4)2S2O8)∶m(Na2SO3)=1∶1,引发剂总质量分数0.10%,单体总质量分数3%,单体配比m(DMC)∶m(AM)=3∶1,反应温度50℃,反应时间2h。在此条件下,DMC和AM的总转化率为86.4%。通过红外光谱分析验证,所得聚合物为[P(DMC-AM)]。     

耐温抗盐水膨体调剖堵水剂的合成及性能评价

水膨体是近年来中外广泛研究应用的一种调剖堵水剂，但由于陆上油田注水开发地层的复杂性，对其性能的要求也越来越高。室内以丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸单体为原料，N，N’-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，甲醛合次硫酸氢钠-过硫酸铵为引发剂，采用溶液聚合法合成了耐温抗盐水膨体调剖堵水剂。研究了单体组成比例、单体质量分数质量分数、交联剂和引发剂用量等因素对产物性能的影响，确定了合适的丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸单体的物质的量比为9：1。合成水膨体的室内性能评价结果表明，该水膨体具有较高的耐温抗盐性，且在90℃条件下，其岩心突破压力梯度大于0．31MPa／cm，放置7d后堵水率大于99．8％，经30倍孔隙体积水冲刷后，堵水率大于97％，说明新合成的水膨体具有良好的调剖堵水性能。     

一种耐温抗盐预交联疏水型水膨体的合成及性能评价

以丙烯酰胺（AM）和疏水单体2-丙烯酰胺基十四烷基磺酸（AMC14S）为主要聚合单体,以Ⅳ,Ⅳ-亚甲基双丙烯酰胺（DMAM）为交联剂,以过硫酸铵-亚硫酸钠氧化还原体系为引发剂,采用水溶液聚合方法合成了一种耐高温抗盐预交联疏水型水膨体XJ。通过正交实验对水膨体的合成条件进行优化,得出最佳聚合反应条件为：单体含量25％,疏水单体加量0．5％,交联剂加10．5％,引发剂加量0．5％,合成温度60℃。通过静态性能评价实验对XJ的吸水速率、耐温性、耐盐性及热稳定性等进行了考察,结果表明,预交联疏水型水膨体Ⅺ是一种膨胀倍数较大,柔韧性较好,强度较高的油田深度调剖用处理剂,且有较好的耐温抗盐能力,具有广泛的应用价值。     

高温高盐油藏聚合物微球-CO2复合驱的适应性

高温高盐非均质油藏调剖困难,高含水期无效水循环严重。本文以二乙烯苯、丙烯酰胺为单体,采用乳液聚合方法通过调整脱水山梨醇油酸脂的量制备了粒径为2.89数57.05μm的聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)耐温耐盐微球。考察了合成聚合物微球的表面形貌、热稳定性、在水中的分散性、膨胀性及长期热稳定性,并进行了注入封堵性实验和驱替实验。研究结果表明:聚(二乙烯苯-丙烯酰胺)微球的耐温可达370℃,在2.69×10~5mg/L矿化度水中具有良好的分散性能,90℃下粒径为10.81μm的聚合物微球24 h后膨胀率为12.85%,且具有长期热稳定性。在高温高盐环境下,粒径为10.81μm的聚合物微球在渗透率1700×10~(-3)μm~2的岩心中有良好的注入性和封堵性;水驱后,微球调剖+CO_2驱的注入方式能更高效发挥微球的"调"和CO_2"驱"的作用,驱油效果优于直接CO_2驱和微球调剖+水驱,可以在高含水期提高原油采收率22.65%,高温高盐非均质油藏高含水期有必要进行"聚合物微球调剖+CO_2驱"复合作业来提高采收率。图22表2参29     

共聚物钻井液降滤失剂的合成与性能评价

以丙烯酰胺(AM)、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为原料,采用氧化还原引发体系合成了一种四元共聚物水基钻井液降滤失剂。确定了最佳合成条件:单体配比为AM/AMPS/AA/DMC=55∶30∶10∶5(质量比),引发剂加量各为0.3%(单体浓度为1),单体总浓度为20%(质量分数),反应温度为50℃,溶液p H值为7,反应时间为4 h。对聚合物进行了红外表征,合成产品与设计结构一致。钻井液性能评价结果显示:淡水基浆中聚合物加量为0.7%时,常温中压滤失量为6.0 m L,经过180℃老化后,API滤失量为8.2 m L,高温高压滤失量为11.6 m L;聚合物加量为1.0%时的页岩相对回收率达到99.4%。说明AM/AMPS/AA/DMC聚合物降滤失能力强,且热稳定性和抑制性能好。     

壳聚糖改性丙烯酰胺类调堵剂的制备及性能研究

为了改善丙烯酰胺类调堵剂耐温耐盐性差及体系常用交联剂如铬盐、酚醛树脂对环境造成污染的不足,提出以丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为主剂,壳聚糖(CS)为交联剂,过硫酸钾(K2S2O8)为引发剂,通过水溶液聚合法合成AM/AMPS/CS聚合物凝胶。考察了反应温度(T)、反应时间(t)、各反应单体对体系黏度的影响。确定了最优条件:在150 m L H_2O中,AM为10 g,AMPS为1 g,CS为0.1 g,K_2S_2O_8为0.2 g,第一步T_1为60℃,t_1为2 h,第二步T2为110℃,t_2为3 h。通过红外光谱及扫描电镜测试表征了其结构;在矿化度为0~25×10~4mg/L时均能成胶且凝胶稳定性良好;岩心实验中封堵率可达86%,可用于高温高盐油藏的调剖堵水。     

适用于海上油田的新型速溶调剖体系研究

针对海上油田的开发特点,将采用分散聚合方法合成的聚丙烯酰胺乳液作为交联聚合物,研制了一种速溶环保型调剖体系.该调剖体系与埕岛油田注入海水配伍性良好,在室温下搅拌15 min就能充分溶解.以成胶时间和成胶强度为指标,对调剖体系的配方进行优化,并考察了聚丙烯酰胺乳液和交联剂加量、温度、矿化度和pH值等因素对堵剂性能的影响.试验结果表明,该速溶调剖体系成胶时间3～8 d可控,成胶强度较高,热稳定性较好,抗剪切能力较强,现场施工无需调节pH值,是一种选择性堵剂,其综合性能可满足海上油田施工的要求.     

缔合聚合物调剖剂性能评价与现场应用

针对中原文明寨、马寨油田的高温高盐油藏特点,研制了缔合聚合物调剖剂。该调剖剂的基本组成为:0.25%~0.35%缔合聚合物AP-P4;0.04%~0.05%交联剂MZ-YL;0.06%~0.07%交联剂MZ-BE;酸度调整剂0.12%。室内性能评价结果表明,该调剖剂适用油藏温度90℃,耐受矿化度达104mg/L的地层水,热稳定性好。调剖剂成胶时间可调,抗剪切,可用于深部调剖。在文明寨、马寨油田现场应用24井次,泵入前粘度12283 mPa.s,成胶粘度>10×104mPa.s,平均单井吸水厚度增加6.8m/4层,平均单井增油580t。     

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。     

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。     

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。     

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