交联聚合物微球分散体系的性能评价

采用反相微乳液聚合的方法合成了驱油用交联聚合物微球,研究了交联聚合物微球分散体系的溶胀性、耐温性、封堵和驱油性.扫描电镜实验结果表明,该体系具有较好的溶胀性,NaCl的质量分数越高,交联聚合物微球的溶胀倍数越小.核孔膜实验结果表明,该体系溶胀30d后,封堵能力减弱,但对核孔膜仍可形成有效封堵;溶胀温度达到90℃时,该体系通过核孔膜的时间为3.48min,表明仍具有一定的封堵能力.岩心实验结果表明,注入18倍孔隙体积的孤岛油田污水配制的质量分数为0.03%的微球分散体系,采收率可提高8.3%.该微球分散体系具有较好的封堵性能,克服了交联聚合物溶液对配制水质和油藏温度的苛刻要求,是一种具有潜力的调剖驱油剂.     

交联比对交联聚合物微球性能的影响

采用动态光散射实验、扫描电镜实验、核孔膜过滤实验和岩心实验研究了交联比对交联聚合物微球性能的影响。实验结果表明,交联比不同,微球溶胀后的水化粒径不同;交联比越小。微球结构越松散,微球的溶胀倍数越大;随着交联比的减小,微球的柔软程度增加,变形性增强;核孔膜实验表明,粒径适中、变形性较好的微球封堵能力强;岩心驱油实验进一步表明变形性较好的微球更容易进入油藏深部进行封堵。现场试验表明,该体系微球能够有效增油降水,能够改善地层的非均质性。     

预交联聚合物凝胶颗粒分散体系的流变性能

 采用HAAKE RS600型流变仪、膜过滤实验及激光粒度仪和光学显微镜，研究了预交联聚合物凝胶颗粒分散体系的流变性能、封堵性能和颗粒的形态、大小。结果表明，预交联聚合物凝胶颗粒分散体系的表观黏度和弹性随溶胀时间的增加而上升；当溶胀时间为10~15d时，体系的表观黏度达到最大值；随剪切速率增加，体系的表观黏度降低，表现出明显的假塑性体系的性质，而且为非依时性体系。预交联聚合物凝胶颗粒的固体特性较明显，能够对1.2μm的纤维素膜形成一定的封堵，且随溶胀时间增加，其封堵能力先增加后降低。预交联聚合物凝胶颗粒的粒径随溶胀时间的增加而增大，10d之内溶胀较快，10d之后粒径基本保持不变。溶胀后的预交联聚合物凝胶颗粒大小是溶胀前的几倍至十几倍。     

交联聚合物微球分散体系的流变性

用HAAKE RS600型流变仪研究了交联聚合物微球分散体系的流变性及其时间效应.结果表明,质量浓度为100mg/L的交联聚合物微球在40℃下恒温溶胀10d时,其流变性与相同条件下低浓度部分水解聚丙烯酰胺溶液的流变性不同.交联聚合物微球分散体系在中等剪切速率(335～1380s-1)时表现为胀流性,在低剪切速率(60～335s-1)时表现为假塑性,在高剪切速率(1380～1600s-1)时表现为近似牛顿性.而相应的部分水解聚丙烯酰胺溶液只表现为轻微的假塑性.交联聚合物微球分散体系具有时间效应,表现为负触变性(震凝性),而部分水解聚丙烯酰胺溶液的流变性没有时间效应.     

大尺度交联聚丙烯酰胺微球微观形态及溶胀特性

采用扫描电镜（SEM）、光学显微镜、激光衍射仪研究了大尺度交联聚丙烯酰胺微球的微观形态及溶胀特性。结果表明,大尺度交联聚丙烯酰胺微球的粒径在200 nm~20 μm范围,微球在水中充分溶胀后粒径增大,粒径在2~100 μm范围,溶胀后体积大约增加30～80倍,具有良好的膨胀特性。大尺度交联聚丙烯酰胺微球分散在水中溶胀2 h后,粒径达到最大值,溶胀时间继续增加,微球粒径基本不再变化。随着分散体系盐质量浓度增加,交联聚丙烯酰胺微球的粒径变小,但变化幅度较小;随着温度的提高,微球溶胀后粒径有所增大;微球分散体系经高速剪切作用后,其形态及大小均未发生明显变化,因此交联聚丙烯酰胺微球具有良好的耐温、耐盐及抗剪切特性。     

交联聚合物微球体系水化性能分析

采用动态光散射法（DLS）、微孔滤膜过滤法和岩心封堵实验法研究了交联聚合物微球体系水化后的粒径变化、封堵性能和压缩变形性能。所研究的交联聚合物微球是一种预交联聚合物颗粒，由丙烯酰胺、丙烯酸及交联单体通过反相微乳液聚合制成，经过破乳、沉淀分离及萃取精制提纯。实验结果表明，聚合物浓度为200mg／kg、氯化钠浓度为5000mg／kg的交联聚合物微球体系，40℃下的水化时间由3天增至15天时．微球的水化动力学直径（Dh）由244．3nm增至278．4nm，15天时粒径达到最大值．此后随着水化时间的继续延长，微球Dh逐渐变小；聚合物浓度为200mg／kg、NaCl浓度由0mg／kg增至10000mg／kg时。交联聚合物微球Dh由2090nm减至229.6nm，但随着NaCl浓度的继续增加，Dh却逐渐增大。微孔滤膜实验表明，交联聚合物微球体系可对0．4μm的核孔膜形成有效封堵，但是长时间水化后的交联聚合物微球封堵性能降低。岩心封堵实验进一步说明水化后的微球具有很好的变形性和注入性。图3表1参6。     

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.     

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。     

交联聚合物微球水化粒径影响因素的分析

采用SEM和动态光散射实验对交联聚合物微球(简称微球)水化粒径及其影响因素进行了分析。实验结果表明,微球初始形态为球形,粒径约为50nm,40℃下水化15d后微球粒径溶胀到300nm;水化时间由1d增至15d时,微球水化后的流体力学直径(Dh)由397.2nm增至最大值487.7nm;微球水化后的粒径随分散体系中微球含量的增加而增大;随水化温度的升高,分散体系中微球的Dh达到最大值的时间缩短;在实验范围内,交联比为1/10000的微球粒径最小,溶胀倍数最大,溶胀程度较高。     

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     

胺甲基化聚丙烯酰胺阳离子度的测定

本文讨论了用胶体滴定法测定胺甲基化聚丙烯酰胺(APAM)阳离子度的原理和方法,提出了计算阳离子度的新公式,确定了测定条件和方法的测定准确度(≤1％)。     

USE OF THERMOGRAVIMETRY FOR CLASSIFICATION OF CHEMICAL NATURE OF DEPOSITS OF PETROLEUM INDUSTRY

Based on the recognition of three main classes of materials in deposits found in petroleum production operations, i.e., paraffins, asphaltenes and inorganics, it is proposed that the classification of these deposits may be performed by thermogravimetry. The analysis of organic deposits consists of the vaporization of paraffinic material until 700°C under inert atmosphere, and further burning of the residue yielded. Materials may also be classified as inorganics if there are large amounts of residue after burning. This approached has allowed ready classification of deposits from several origins.     

地堑两侧块体分离方向的确定

本文提出利用地堑构造的几何学资料,确定地堑形成时两侧块体分离方向的简易方法,并应用此方法确定辽东湾盆地的地堑分离方向为N6°W,这与辽东湾盆地北延的伊兰-伊舒地堑根据野外调查和应用微构造应力张量反演方法得出的地堑两侧块体分高方向N5°W的一致佐互为印证。      

两种灰岩的生气特征比较研究

依据较纯灰岩和泥灰岩的加水热模拟实验结果,探讨了二者的生气特征。认为二者生气特征存在差异主要与有机质类型和岩石矿物成分有关。泥灰岩比纯灰岩所产气体中含有更多的甲烷、乙烷、异丁烷和异戊烷。在中、低温度段,泥灰岩所产气体的C1/ΣC+1、C2/C3值和所产氢气、氮气的量高于纯灰岩。氢气主要形成于较高和较低温度段,氮气主要形成于中、低温度段。二氧化碳含量与碳酸盐含量有关。在中、低温度段,纯灰岩的总气体、总烃气产率高于泥灰岩,当温度更高时,烃气产率大小则相反。     

不同类型砂体储层参数测井解释模型优化

大庆油田萨中开发区已进入特高含水开发阶段,地下储层参数和测井曲线的响应均发生变化,非均质性进一步增强.精细地质研究已经精细到储层的每个沉积单元,而目前的储层参数解释模型只是按储层薄厚建立,不同的沉积特征储层用相同的模型解释储层参数,不能满足油田深入挖潜精细研究的需要.为此,根据研究区域不同沉积环境下储层发育的特点,研究建立了优化的储层参数测井解释模型:基于密闭取心井资料、测井资料及精细地质研究成果等,采用多元回归分析等方法,分不同油层组和不同类型砂体建立岩电对应关系,实现储层参数测井解释模型的优化.一是建立了葡二组Ⅰ类表外储层参数测井解释优化模型,为表外储层的油藏描述和开发创造条件;二是建立了三角洲内前缘相萨二组河道砂体和葡二组非河道砂体储层参数解释优化模型,为不同类型砂体储层的油藏描述创造了条件,提高了测井解释参数计算精度.     

用发光菌评价油田采油污水综合毒性

本文通过发光菌发光强度与发光时间,发光菌发光强度与pH值的两个影响关系实验。确定了发光菌稳定发光时间和pH值范围,通过8种单因子生物毒性实验,确定了金属离子,非金属离子对发光菌的半致死浓度,在此基础上,评价了某油田不达标采油污水的综合毒性以及有机化合物对生物的致毒机理。     

香菇精的合成方法改进

研究了香菇精的合成方法,以二溴甲烷代替二碘甲烷降低了生产成本,减少了操作步骤,反应时间缩短至12h,收率由35%提高到38%。产物经IR、1HNMR、MS分析,证实该化合物为香菇精。     

快速测定精制后润滑油中和值方法的探讨

介绍一种精制后润滑油中和值快速测定方法,通过对ＧＢ／Ｔ４９４５－８５《石油产品和润滑剂中和值测定法（颜色指标剂法）》计算公式的变型推导。转化为精制后润滑油中和值快速测定法的计算公式。通过实验条件的摸索及数据对比,结果表明该方法操作简便、快速、准确,特别适用于生产现场、生产车间及化验室对中间产品的控制分析。     

孤北洼陷沙四段油气成藏规律分析

孤北洼陷沙四段具有良好的油气成藏条件，但油气控制因素非常复杂。本文系统研究了孤北洼陷沙四段的沉积及储层特征，分析了油气成藏条件与油藏类型，总结了油气控制因素与油藏分布规律，指出了孤北鼻状构造带的缓坡扇三角洲砂体与滨浅湖滩坝是主要的勘探方向．对指导孤北洼陷沙四段的油气勘探具有重要意义。     

涡流式传感器在下部钻柱运动状态研究中的应用

介绍了涡流式传感器的工作原理,并设计制作了测试下部钻柱运动状态的涡流传感器。在自行设计建立的钻柱模拟实验来上做了直井中钻柱运动状态模拟试验,并用计算机采集和处理数据。试验得出了一些对理论研究和现场应用有价值的结论:1.涡流传感器可实现模拟钻柱横向运动的非接触测量;2同一钻柱组合,正反进动的断面都存在,但以正进动为主;3.下部钻柱存在运动位移连续点,而不存在应为连续点。指出反进动和应力不连续是钻仅及稳定器与螺纹失效的重要原因。