低密度陶粒支撑剂的制备工艺研究

以铝矾土、粘土、石英等为主要原料,配入锰粉等物料,在1 310~1 330℃烧结制备出了视密度为2.65 g/cm3,52MPa下破碎率为6.39%的低密度陶粒支撑剂。研究了烧成温度和保温时间对陶粒性能的影响;通过XRD、SEM、EDS等手段对陶粒的微观形貌及物相进行了分析。发现陶粒的主要晶体物相是氧化铝、莫来石及少量的钛酸铝。     

环氧树脂改性无溶剂聚氨酯-丙烯酸树脂复合乳液及其性能研究

采用原位聚合法,制备得到系列环氧树脂(E-44)改性的无溶剂阴离子聚氨酯/丙烯酸酯(WPUA)复合乳液。通过傅里叶红外光谱(FT-IR)、热失重分析(TGA)、耐介质性及力学性能测试讨论了E-44用量对WPUA乳液及其膜性能的影响。FTIR表明,E-44中的—OH和环氧基都参与了反应。TGA表明,E-44的加入明显改善了涂膜的热稳定性。另外当W(E-44)=7.6%时,涂膜吸水率为6.13%,吸乙醇率为49.78%,呈现良好耐介质性;且涂膜硬度可达2H,附着力达到0级,耐冲击性合格。     

TNAZ的硝基甲烷法合成研究

采用硝基甲烷法，经五步反应合成了TNAZ，总收率在40％以上，并对其中关键反应的机理进行了初步探讨。     

水驱流向改变剂的研制及应用

针对安塞油田部分区块进入中高含水期,天然微裂缝发育,裂缝方位多的特点,以丙烯酰胺、阴离子型耐温单体C为单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,以水溶液共聚的方式,研制开发了一种堵水调剖用水驱流向改变剂,该水驱流向改变剂可封堵裂缝大孔道,改变液流方向,提高波及面积。检测表明该水驱流向改变剂具有良好的抗盐效果、热稳定性好,在I型、III型盐水中抗压强度分别达到4564 N和3216N。2012年在安塞油田王窑区应用2口注水井,注入压力升幅为1.9～4.1 MPa,吸水厚度分别从6.4 m、4.5 m上升为10.2 m和12.1 m,取得了显著的调剖效果。     

延时膨胀聚合物微球制备及天然气驱封窜性能研究

长庆油田某区块非均质性较强,地层中有大孔道、微裂缝和高渗透条带,在实施天然气驱过程中气窜风险较高,而传统聚合物微球吸水膨胀速率快,易剪切破碎,封堵强度低。针对这些缺点,通过引入激活交联剂,采用反相乳液聚合法合成了一种延时膨胀聚合物微球,并采用激光粒度仪、偏光显微镜等手段对其进行了结构表征;通过室内实验,系统评价了延时膨胀聚合物微球的抗温性、抗盐性、溶胀性、稳定性和天然气封堵性。结果表明,延时膨胀聚合物微球抗温85 ℃,抗盐100 000 mg/L,延时7 d膨胀,粒径扩大倍数达到5.5,并长期保持稳定,稳定性大于6个月,封堵率大于92.0%,可用于地层深部微裂缝和高渗条带的封堵作业。     

间苯二酚-甲醛树脂的合成及其与部分水解聚丙烯酰胺的成胶性能

体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一。苏里格气田属于致密砂岩气藏,为了实现水平井高效开发,提高气藏最终采收率,以苏53区块为例,以体积压裂适用的基本地质条件为依据,对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析。同时,借用数值模拟方法,对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比。结果表明:①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征,满足体积压裂改造的基本储层条件;②通过模拟结果对比,苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂。另外,利用裂缝监测技术、FAST和TOPAZE软件等对2012年实施的5口体积压裂水平井进行了效果分析,认为:①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井;②体积压裂水平井初期平均日产气约为12×104 m3,平均无阻流量、动储量分别为77.9×104 m3/d、1.75×108 m3,均为动态Ⅰ类井。     

pH响应性预制凝胶颗粒的制备与溶胀性质

为实现CO_2驱油工艺中的深部波及控制,基于不稳定交联策略,设计了一种具有pH响应性质的预制凝胶颗粒。在同时引入酸性敏感型缩醛和稳定型双重交联剂的条件下,以丙烯酰胺为单体,通过溶液自由基聚合反应进行了制备。考察了缩醛含量、温度和介质pH值对其溶胀性质的影响,将制备的预制凝胶颗粒连续置于盐水和pH值≤3.0的酸性缓冲溶液中后,表现出两级溶胀特性,而按常规方法制备的凝胶颗粒在同样条件下仅为单级溶胀模式。当稳定交联剂用量一定时,在两种介质中的平衡溶胀度均随缩醛用量的增加而降低。制备的凝胶颗粒在中性介质中的平衡溶胀度受温度影响较小,在酸性介质中溶胀速率和平衡溶胀度均随温度升高而增大。因此,这种具有pH响应性两级溶胀行为的预制凝胶颗粒对于实现CO_2驱油工艺中的深部波及控制将具有潜在的应用前景。     

低渗透油田用CO2气溶性泡沫体系研发及性能评价

利用可视化高温高压泡沫仪筛选出具有良好CO_2泡沫性能的表面活性剂,在醇类等共溶剂的辅助下,评价其在超临界CO_2中的溶解性能;利用高温高压岩心驱替实验装置,评价CO_2气溶性泡沫体系提高采收率的能力。结果表明,所筛选的非离子型表面活性剂N-P-12在125℃高温条件下可以产生具有一定稳定性的CO_2泡沫,醇类等共溶剂的加入可以明显提高其在超临界CO_2中的溶解度。CO_2气溶性泡沫体系驱油过程中阻力因子呈先增大后减小的趋势,生成的泡沫对体系流动起到流度控制的作用,且较常规CO_2泡沫能够显著提高原油采收率,最终采收率高达92.50%。