弱凝胶在多孔介质中的运移规律研究

通过线性填砂模型和透明微观模型实验,研究了弱凝胶在多孔介质中的运移规律和提高采收率的一般特性。线性填砂模型研究发现,弱凝胶在多孔介质中有较强流动性能和传播性能;透明微观模型实验研究发现,弱凝胶优先进入低阻力的大孔道,可拉伸变形通过窄小孔道,弱凝胶运移过程受到剪切稀释。弱凝胶的主要作用是驱替,而调剖只是初期或暂时的效果。     

本源无机凝胶油藏适应性评价及作用机理分析

开发了一种适用于高温高盐油藏深部液流转向的调剖剂——无机凝胶,测试了它的宏观及微观形态、耐温性和黏弹性,评价了它在岩心中传输运移能力及封堵效果。实验结果表明,无机凝胶的密度与水接近,耐温性、悬浮性和注入性良好;无机凝胶具有一定黏弹性,在储层多孔介质内不易发生剪切破坏,易于实现远距离放置及深部液流转向;无机凝胶热稳定性良好,可以在高温环境中保持性能长期稳定,尤其适用于高温高盐油藏。在渗透率为488×10~(-3)μm~2时,无机凝胶在岩心前部区域封堵率为89.89%,中部为64.96%,后部为17.91%。     

聚合物凝胶体系在孔隙介质中交联及运移封堵性能研究

聚合物凝胶体系是由部分水解聚丙烯酰胺和XL有机铬交联剂交联而成。采用ESEM2020型环境扫描电镜、聚合物凝胶动态交联和渗流规律实验装置及不同规格的填砂管模型对聚合物凝胶体系的微观交联机理、在孔隙介质中动态交联性能及在岩心中的封堵运移性能进行了研究。实验结果表明,聚合物分子在微观上呈星状结构排列,而聚合物凝胶在微观上呈链状分形结构,是Cr3+与聚丙烯酰胺分子中的羧基交联的结果。动态交联实验结果表明,聚合物凝胶体系在孔隙介质中流动状态下可发生交联,初始交联时间为7～8h,最终交联时间约为70h。聚合物凝胶体系在运移过程中,从填砂管前4个测压段的压力指数来看,各段压力系数均有不同程度的上升,说明聚合物凝胶体系具有良好的运移封堵能力;其在填砂管中的封堵系数随着注入孔隙体积倍数的增大而增大;但随着体系运移距离的增加,封堵能力降低。     

在贝雷砂岩岩心内通过凝胶处理改善油,水两相渗透率的研究

用聚合物处理生产井来降低水相渗透率前,先在贝雷砂岩岩心上进行了实验室模拟,岩心饱和度用微波探头测定。砂岩长２’、宽４＾〃、厚度３／４＾〃,密封在玻璃纤维和环氧树脂中。为了在驱替实验中测量压降,砂岩被细分了４个相同的部分。在进行了一系列的驱替实验中,对于自吸和泄油循环中油（十二烷）和水（２％ＮａＣｌ）的相对渗透率用稳态来测量。地层水饱和度通过扫描岩心法测定。在砂岩内注入１／４长度（６＾〃）的聚丙烯酰     

N2、CO2和天然气在岩心孔隙内表面的吸附量的测定

利用高精度孔隙度测定仪和气相色谱分析仪 ,采用恒体积法 ,测定了室温 ( 2 83～ 2 92 K)、低压 ( 0 .1 67～ 0 .3MPa)下N2 、CO2 和天然气在 8个不同的岩心孔隙内表面的吸附量 ,对于天然气 ,还测定了吸附前后自由气体的摩尔组成 ,被吸附气体 (吸附相 )的摩尔组成和天然气各组分的相对吸附量。实验结果表明 :用 N2 测得的吸附气量在原始气中所占的比例为0 .4 %～ 4 %不等 ,CO2 的为 1 %～ 5%不等 ,天然气的为 3%～ 6%不等 ;吸附前后自由天然气的摩尔组成有显著的差异 ,表明岩心对天然气有明显的吸附 ;天然气各组分间存在竞争吸附 ,重质组分的相对吸附量大于轻质组分。     

几种驱油聚合物在多孔介质中传输能力实验研究

在渗透率相同(0.132～0.137μm2)、表面亲水、长30 cm的石英砂胶结人造均质岩心上,在注清水之后分别注入用矿化度20g/L、含钙镁离子各0.1 g/L的模拟地层水配制的浓度1.0 g/L的6种聚合物溶液,由注入端和中间点压力得到岩心前段、后段压差.认为前后段压差越接近则聚合物在岩心中的传输能力越好.结果表明6种聚合物按传输能力大小排列顺序如下:大庆抗盐聚合物＞恒聚抗盐聚合物KYPAM-2＞法国SNF 3630S＞日本三菱Mo4000＞上海海博功能聚合物中科618-2＞四川光亚疏水缔合聚合物AP-P4.200 mg/L的3种聚合物清水溶液电镜照片显示,这些聚合物在溶液中均形成三维网络,大庆抗盐聚合物形成的网络较均匀,中科618-2特别是AP-P4形成的网络中有大量缔合微区.由此得出结论:在本实验条件下聚合物的传输性能决定于聚合物三维网络的结构.3630S与Mo4000显示重大差异的原因还不完全清楚.     

N2、CO2和天然气在岩心孔隙内表面的吸附量的测定

利用高精度孔隙度测定仪和气相色谱分析仪,采用恒体积法,测定了室温(283~292K)、低压(0.167~0.3MPa)下N₂、CO₂和天然气在8个不同的岩心孔隙内表面的吸附量,对于天然气,还测定了吸附前后自由气体的摩尔组成,被吸附气体(吸附相)的摩尔组成和天然气各组分的相对吸附量。实验结果表明:用N₂测得的吸附气量在原始气中所占的比例为0.4%~4%不等, CO₂的为1%~5%不等,天然气的为3%~6%不等;吸附前后自由天然气的摩尔组成有显著的差异,表明岩心对天然气有明显的吸附;天然气各组分间存在竞争吸附,重质组分的相对吸附量大于轻质组分。     

Ｍｎ2+对岩心内凝胶成像信号与封堵效果的影响研究

针对核磁共振信号抑制剂氯化锰是否适用于区分凝胶与驱替液信号的问题,开展了Ｍｎ²⁺
对聚合物成胶和凝胶结构变化的影响实验,并采用核磁共振成像技术研究了氯化锰对凝胶的成像信号和封堵效果的影响。
实验结果表明,随着配液中Ｍｎ^２＋浓度的增加,得到的凝胶黏度降低,Ｍｎ^２＋浓度达到１０ｇ／Ｌ,聚合物难以成胶。同
时,Ｍｎ^２＋对已经交联的凝胶也有显著的破坏作用。当Ｍｎ^２＋浓度超过２ｇ／Ｌ时,宏观上凝胶出现脱水缩聚现象。微
观上凝胶由密集网状结构向稀疏环带状结构变化,当Ｍｎ^２＋浓度超过５ｇ／Ｌ,原来的结构明显被破坏。在氯化锰溶
液驱替凝胶过程中,驱替时间越长和Ｍｎ^２＋浓度越高,Ｍｎ^２＋对凝胶成像信号的掏性越明显,对凝胶结构的破坏也越
大,导致凝胶在岩心中的封堵能力大幅下降,说明氯化锰溶液作为驱替凝胶的核磁信号区分试剂存在缺陷,需控制
作用时间和Ｍｎ^２＋浓度,增强凝胶的抗盐性。     

部分支化预交联凝胶颗粒在多孔介质中的运移规律

在考察部分支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)增黏性、流变性以及抗剪切性的基础之上,分别研究了B-PPG溶液在单管渗流模型和双管串联渗流模型中的运移规律,并自制微观玻璃刻蚀模型进一步验证了其在多孔介质中的运移规律.结果表明:B-PPG溶液的增黏性能较好,溶液的表观黏度随剪切速率的增加而降低;溶液以储能模量为主,且具有一定的...     

硅酸钙无机凝胶配方优选及凝胶的封堵和液流转向效果评价

依据渤海油田高盐油藏深部调剖技术需求,采用光学显微镜、激光粒度仪、扫描电镜、流变仪和岩心驱替实验装置,开展了硅酸钙无机凝胶配方优选、流变性与黏弹性评价、基本形态观察以及封堵和液流转向效果实验研究。结果表明:Na_2SiO_3与CaCl_2溶液混合后产生无机凝胶,反应时间一定条件下,逐渐增加Na_2SiO_3与CaCl_2溶液浓度,生成物颗粒粒径中值呈现"先减小后增大再减小"变化趋势,但变化幅度较小,生成物由凝胶态逐渐转变为凝胶与沉淀物的混合态;无机凝胶具有弹性大于黏性的性质,同时随2种反应液浓度的增加,硅酸钙无机凝胶封堵和液流转向效果也逐渐增强;从技术经济角度综合考虑,推荐Na_2SiO_3和CaCl_2浓度为0.02～0.03 mol/L。     

新型无机凝胶涂层深部液流转向剂

利用地层水中成垢离子,研制了环保型无机凝胶涂层深部调驱液流转向剂(WJSTP)。WJSTP溶液注入地层后与地层水交联反应,形成密度与水相近的无机硅酸盐凝胶,凝胶以整体或微粒形式分散悬浮于水中,通过吸附方式在岩石骨架表面逐渐结垢形成无机凝胶涂层,使深部地层水流优势通道逐渐变窄形成流动阻力,导致后续流体转向而达到改善水驱效果的目的。该剂具有快速溶解、耐温、抗盐、环保、长效等特点,先后在塔里木轮南油田、柴达木跃进油区、大港油田等不同温度不同矿化度油藏开展了单井组或区块整体深部调驱现场试验,试验井组转向或增油有效率达100%,井组注水压力平均升高2～3 MPa,对应油井增油、降水有效率达80%以上。图8表3参10     

分光光度计法岩石阳离子交换容量测量方法及误差分析

系统介绍了分光光度计法岩石阳离子交换容量的测量原理和步骤,修正了行业标准SY5395-91中的计算公式.对测量过程中的误差进行了分析,尤其是标准工作曲线斜率误差和溶液浓度误差对吸光度的影响,给出了通过调整待测液浓度来降低测量误差的方法.最后计算出阳离子交换容量的测量不确定度.     

基于“中国石化高技能人才核心能力模型”的培训实践

“中国石化高技能人才核心能力模型”,提出了革新能力、责任心等7项代表高技能人才本质特征的核心能力。根据该模型关于革新能力的定义和典型行为描述,通过培训实践,探索高技能人才创新能力培训内容和方式方法,为进一步探索高技能人才核心能力培养奠定基础。     

18 m循环流化床提升管内压力信号的功率谱密度分析（流态化约稿）

本研究以高度18 m,直径为80 mm的提升管反应器为研究对象,基于装置稳定运行状态下提升管不同轴向位置的压力数据,应用功率谱密度方法分析了其内部的气固流动特征。研究结果表明,功率谱密度呈现低频高能的现象,提升管内的压力信号波动主要受气固间相互作用包括气固相互摩擦、颗粒间碰撞、聚并等行为的控制,随着颗粒循环速率的增大,提升管内颗粒行为发生频次升高,压力波动程度增强。随着提升管轴向位置的升高,压力信号波动程度逐渐减弱,其中在提升管顶部区域功率谱的低频高能现象基本消失,说明在提升管底部区域气固间的相互作用较强,引起压力波动程度较大,而充分发展区域内的气固间相互作用处于稳定状态,压力波动较弱。     

阳离子交换含量的测定及与薄膜电位的关系研究

岩心阳离子交换含量（CEC）对地层岩心水化特性有重要影响,是测井过程中的重要数据。实验选用大庆油田凝灰质砂岩?岩心,?通过pH计法测定对岩心CEC进行测定,考察了不同地层水矿化度?及水型及矿化度?、离子交换温度、岩心粒度粒径对岩心CEC测定值的影响,并分析了岩心粒径对CEC的影响?。实验结果表明,岩心在NaHCO₃溶液中浸泡时,随盐加量的?增大,岩心CEC测定值减小;当矿化度大于1.00×10⁴ mg/L时,CEC基本稳定。：不同两种地层水水型对岩心CEC测定值的影响规律基本一致,CEC均都是?随着矿化度的增大而CEC减小?;矿化度相同时,Na₂SO₄地层水处理后岩心的CEC稍大于NaHCO₃地层水。?随离子交换温度升高,离子交换更充分,岩心CEC增大。当矿化度大于10000mg/L时CEC基本稳定。?岩心颗粒粒径越小,CEC越大;200~250目（粒径75~58 μm）,岩心的CEC为3.11 mmol/100 g;当岩心目数粒度?径大于?200目时,CEC基本稳定。对比粒径为100~-120目与200~-250目的岩心的CEC计算的薄膜电位计算值与实测值的岩心薄膜电位进行对比分析,200~250目发现?岩心粒径为200-250目时的CEC测定值更准确。     

China＇s Ethylene Production Capacity to Reach 18 Mt/a by 2010

In November 2007 the construction of phase II butene-1 expansion project was kicked off at the SINOPEC Nanjing Refining and Chemical Limited Liability Company under the Yangzi Petrochemical Co.     

无机纳米材料在高分子中的应用

介绍了无机纳米粒子及纳米材料对聚合物的改性,展望了纳米材料的应用前景。     

无机高分子絮凝剂研究进展

无机高分子絮凝剂在水处理中得到广泛应用,主要包括阳离子型、阴离子型及复合型3类,其中,复合型无机高分子絮凝剂的发展尤为迅速,并逐步成为絮凝剂中主流药剂。主要对无机高分子絮凝剂的发展现状、原料来源、制备方法及应用前景进行了探讨。     

Use of Starved Cells of a Klebsiella Pneumoniae Strain Isolated from a Brazilian Oil Reservoir in a Transport and Plugging Experiment in a Sandstone Core

Abstract:

Microbial biomass can be used as a plugging agent in high-permeability zones in applications of microbial enhanced oil recover (MEOR) technology to oil-bearing strata. Laboratory tests have shown that bacterial cells, reduced in size by starvation, can penetrate more deeply when injected into a porous medium and also grow therein after nutrient is added. Transport and growth of Klebsiella pneumoniae starved cells through a Rio Bonito sandstone core (440 mD of permeability) were tested, to verify application to oil recovery. The injection of starved cells followed by nutrient medium at a flow rate of 1.8 mL/h, promoted cell growth in the core, which raised the inner pressure from 0.016 to 13.7 psi, resulting in a 99.9% reduction in the permeability of the core. The biobarrier formed persisted during the injection of 4 pore volumes of brine into the core at a flow rate of 1.8 mL/h, keeping the permeability reduced to 99.7%.