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油田化学
油田化学

徐僖

季刊

1000-4092

ofchemythx@sina.com.cn

028-85405414

610065

四川省成都市四川大学（望江西区）油田化学编辑部

油田化学/Journal Oilfield ChemistryCSCD北大核心CSTPCD
查看更多>>本刊为专业技术性刊物。报道我国石油工业油气田勘探、开发、油气开采、集输、储运中应用化学剂和化学方法的科技成果及国内外现状和进展，包括油田化学剂的研制、生产、结构性能研究、分析配方、室内和现场评价、应用技术、作用机理、现场试验及产品市场等方面。主要读者对象是石油工业部门及科研机构的科技人员、相关专业大专院校师生。
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    固井水泥石低温强度诱导纳米水化硅酸钙晶核

    高继超蒋平雒闯吕鹏程...
    381-386页
    查看更多>>摘要：针对低温或表层固井水泥浆候凝时间长、水泥石早期强度低且发展慢等问题,以硝酸钙、硅酸钠、梳型聚羧酸减阻剂、聚丙烯类稳定剂为原料,采用化学沉淀法+磁力搅拌+超声分散的制备工艺提高混合效率,制得水泥石低温强度诱导晶核(LTI).通过透射电镜观察LTI的微观形貌、分析其元素组成,研究了其对水泥浆低温稠化性能和静胶凝过渡时间、水泥石低温强度发展的影响.结果表明,LTI的基本单元结构为堆叠的类锡箔状和絮片状,伴有少量棒状和规则方形晶体,尺寸为100～200 nm,周围延伸出类纤维状物质,比表面积较大.LTI借助自身模板成核作用促进水泥水化进程,降低堆积产物成核势垒,促使低温稠化曲线由爬坡向直角转变,可在10℃下将稠化时间之比控制在0.47以内.LTI可诱导水泥石早期强度快速发展,随LTI掺量增加、温度升高,水泥石低温抗压强度增大.在20℃下,掺有1.5%、5.0%LTI水泥石的24h抗压强度分别提高89.1%、257.8%;在30℃下,掺有1.5%、5.0%LTI水泥石的6h抗压强度分别为4.1、6.5 MPa,相比于刚成型的净浆水泥石,抗压强度实现跨越式发展.掺有LTI的水泥浆在30℃下的静胶凝过渡时间可由78 min缩短至18 min,有助于提高水泥浆的防窜性能.纳米水化硅酸钙晶核LTI可缩短低温浅层或高寒区域油气井建井周期、提高固井质量.

    固井水泥石水化硅酸钙纳米晶核低温强度诱导

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    用于深水/超深水低温固井的纳米水化硅酸钙/明胶接枝磺化醛酮晶种早强剂

    张钦岳陈顺理陈泽华岳家平...
    387-392页
    查看更多>>摘要：针对深水/超深水低温固井作业面临着水泥浆强度发展缓慢、候凝时间长的难题,纳米水化硅酸钙(CSH)晶种可通过晶核作用有效促进水泥水化速率.然而,CSH易团聚,造成粒径不均匀,且制备过程中用到的分散剂又会延迟水泥水化,无法满足深水/超深水低温固井作业要求.为此,以明胶、甲醛、丙酮等为原料制备明胶接枝磺化醛酮缩聚物(SG);以SG为高分子有机分散底液,采用溶液法制备纳米水化硅酸钙/明胶接枝磺化醛酮晶种(SG-CSH).通过激光粒度分析仪、透射电镜、等温量热仪、X射线衍射仪等,分析了SG-CSH的微观结构、水化放热规律、水化产物和低温早强性能.结果表明,SG具有优异的插层分散能力,与CSH形成的晶种具有低钙硅比(1.0)、粒径分布(3～100 nm)窄和分散性好的特性,体系在长久保存下稳定无沉淀;加入SG-CSH后在水化反应早期生成更多的氢氧化钙和钙钒石,加快水泥水化速率.水泥浆稠化实验和抗压强度检测结果表明,与空白实验相比,加入SG-CSH后水泥浆的稠化时间明显缩短,30℃下的稠化时间从210 min缩短至125 min;加入4%SG-CSH的水泥浆在10、15、30℃下候凝1d后的抗压强度分别提升1.9、1.3、5.0 MPa,表现出优良的低温早强性能.

    深水/超深水低温固井纳米晶种硅酸钙油井水泥早强剂

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    耐200℃高温、低伤害压裂液稠化剂

    罗志锋张浩飞赵立强何杰...
    393-399,405页
    查看更多>>摘要：为提高压裂液稠化剂的耐高温、低伤害性能,以丙烯酰胺(AM)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)作为共聚单体,采用水溶液自由基聚合法制得压裂液稠化剂(ADAN).通过单因素变量法优选了制备条件,分析了ADAN的结构和稳定性,评价了含ADAN压裂液的耐温耐剪切性、降阻性、静态携砂性和破胶性.结果表明,最佳的共聚物配比及反应条件为:单体占总反应体系质量的20%、4种单体(AM、AMPS、DMC、NVP)的物质的量比为14∶2∶3∶1、引发剂(质量比为1∶1的K2SO3和NaHSO3)用量占体系总质量的0.4%、pH值为7、反应温度为45℃、反应时间8h.在此条件下制得的ADAN热稳定性良好,在40～260℃下的质量损失约为10%.0.8%ADAN与有机锆交联剂、高温稳定剂亚硫酸钠、破胶剂过硫酸铵等配制的压裂液具备良好的耐温耐剪切性、降阻性、静态携砂性和破胶性.在200℃、剪切速率为170 s-1下剪切140 min后的黏度仍高于90 mPa·s;在100～160 L/min的流量变化区间内,降阻率由48%上升至63%;陶粒在压裂液中静置12h后的沉降距离为6.3 cm,沉降速度为0.875×10-2 cm/min;破胶后的残渣含量为86 mg/L.ADAN压裂液可耐200℃高温,并对储层的伤害较小,满足现场施工及地层需要.

    聚合物稠化剂压裂液耐温低伤害

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    1,2-丙二醇基改性瓜尔胶合成及其压裂液性能

    叶应庆
    400-405页
    查看更多>>摘要：针对现有改性瓜尔胶作为水基压裂液材料存在溶解性与交联性能相互矛盾问题,采用3-氯-1,2-丙二醇改性瓜尔胶合成1,2-丙二醇基改性瓜尔胶DHPG,在瓜尔胶分子链中引入具有交联功能的改性基团1,2-丙二醇基来同时改善瓜尔胶的溶解性及交联性能,对合成的DHPG进行化学结构分析,并测试了DHPG理化指标及在水基压裂液的应用性能.研究结果表明:经过1,2-丙二醇基改性的瓜尔胶,可有效降低瓜尔胶中的水不溶物含量,增加溶解速度,提高与硼类交联剂的交联性能.在压裂液配方应用中,DPHG与现有改性瓜尔胶相比表现出更加优秀的耐温性能,更低的使用量以及残渣含量.通过优化DHPG的取代度及压裂液配方,可实现小于20 mg/L超低残渣、耐160℃超高温压裂液需求.以1,2-丙二醇基取代为基础的改性瓜尔胶材料,具备较好的应用开发前景.

    DHPG压裂液水不溶物取代度残渣耐温性能

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    低渗透致密储层用改性纳米驱油压裂液

    刘城成李帅帅任强贾飞...
    406-412,437页
    查看更多>>摘要：低渗致密油藏作为未来我国非常规油气资源勘探开发的主要新领域,是接替常规油气资源、支撑油气革命的重要力量.纳米流体在低渗致密油藏中驱油效果较好,但纳米粒子作为助剂在水溶液中易堵塞地层微纳米孔喉,纳米粒子的团聚问题一直难以解决.通过水溶液引发自由基共聚法,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-12-(2-丁烯酰氧基)正十二烷基-N,N,N-三甲基溴化铵(MEDDA)为底物单体,引入改性纳米SiO2合成了一种改性纳米SiO2/聚合物驱油压裂液.借助红外光谱仪、核磁共振氢谱仪和透射电镜等方法分析表征改性纳米SiO2/聚合物驱油压裂液稠化剂;再将渗吸驱油实验和核磁共振技术相结合来研究改性纳米SiO2/聚合物驱油压裂液的驱油效果.研究结果表明,聚合物体系中的改性纳米SiO2最优加量为1.5%.通过对比不同改性纳米SiO2加量的改性纳米SiO2/聚合物驱油压裂液在饱和油岩心片表面的接触角,证明改性纳米SiO2/聚合物驱油压裂液驱油效率的提升是通过改善岩石表面润湿性来实现的.相较于未添加改性纳米SiO2的聚合物驱油压裂液体系,添加改性纳米SiO2(1.5%)/聚合物驱油压裂液的自发渗吸效率接近40%,渗吸效率提升超过1倍.通过核磁共振成像结果也可明显看出:随着渗吸时间的延长,添加了改性纳米SiO2的驱油压裂液中的岩心原油饱和度大幅降低,渗吸速度明显加快,渗吸效果显著.

    低渗致密储层自发渗吸纳米二氧化硅驱油剂稠化剂压裂液

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    生物柴油基减阻剂研制及滑溜水压裂液体系构建

    杨明蔡金波张莉伟王瑞...
    413-421页
    查看更多>>摘要：为了解决常规白油基滑溜水体系在运输过程中容易分层以及减阻剂溶解太慢、对环境污染大等问题,首先通过测试不同相对分子质量及水解度的减阻剂F1～F6的溶解性和增黏性能优选了减阻剂F4;通过对稠化剂、分散剂及固液比筛选,研制了配方为34.0%生物柴油+3.0%稠化剂F-120+3.0%分散剂S-85+60.0%减阻剂F4的生物柴油基悬浮减阻剂,并将生物柴油基悬浮减阻剂与助排剂、防膨剂构建变黏滑溜水压裂液体系.实验结果表明,减阻剂F4在180℃下恒温剪切2h后的表观黏度保留率为33.0%,热稳定性较好;变黏滑溜水压裂液具有良好的抗剪切能力和抗温性能,在剪切速率为170 s-1下长期剪切后,常温下黏度保留率均可达90%以上,90℃下黏度保留率均达50%以上,其中高黏滑溜水压裂液黏度保留率可高达70%以上,低黏滑溜水压裂液的减阻率可达70%以上;高黏滑溜水压裂液的携砂性能比低、中黏滑溜水压裂液的高,且沉降速率最低,为0.005272 m/min.变黏滑溜水压裂液破胶后表面张力均小于27 mN/m,与煤油间的界面张力均小于2.0 mN/m,破胶液黏度均小于5.0 mPa·s,且残渣含量均小于50 mg/L,满足标准要求.

    生物柴油悬浮减阻剂变黏滑溜水压裂液性能评价

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    强缓速低摩阻低伤害纳米均相缓速酸

    崔波冯浦涌荣新明姚二冬...
    422-430,437页
    查看更多>>摘要：针对碳酸盐岩储层改造乳化酸高摩阻、稠化酸聚合物残渣伤害问题,首先通过拟三元相图,以非离子型表面活性剂(三苯乙烯基苯酚聚氧乙烯醚)、阳离子型表面活性剂(季铵盐)、助表面活性剂(醇)为原料制备纳米乳液,然后将20%盐酸、5%纳米乳液、0.1%减阻剂(阳离子聚丙烯酰胺)及功能型添加剂混合制得纳米均相缓速酸.采用旋转岩盘仪、扫描电镜、EDS能谱仪、电导率仪、粒度分析仪、界面张力仪、润湿角测定仪、摩阻仪、酸蚀裂缝导流仪、岩心流动仪等评价了纳米均相缓速酸的性能,分析了缓速机理、高酸蚀裂缝导流机理和溶垢机理.结果表明,纳米均相缓速酸是一种内相为油、外相为酸的纳米均相分散体系,粒径分布为8～100 nm;其具备强缓速(缓速率大于90%)、低摩阻(降阻率大于75%)、低黏、低伤害和高酸蚀裂缝导流性能;可同时溶解有机垢和无机垢,对沥青和碳酸盐岩的溶解率分别为6.91%和100%;可解除储层乳化、水锁、润湿改性伤害.纳米均相缓速酸通过带负电纳米乳液吸附在带正电灰岩表面,建立酸岩"隔离屏障",实现强缓速;通过差异化酸蚀及黏性指进,实现高酸蚀裂缝导流;通过纳米乳液特殊的油水互溶结构,实现有机垢和无机垢的同时解除.该体系在海上油田现场成功应用,增产效果显著,对碳酸盐岩储层深部改造及多重伤害解除具有重要意义.

    均相缓速酸纳米乳液强缓速低摩阻低伤害碳酸盐岩

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    低渗透油田微生物堵剂的多尺度封堵性能

    倪军王维波王成俊张磊...
    431-437页
    查看更多>>摘要：封堵低渗透油藏的多尺度水窜通道是提升这类油藏水驱开发效果的关键,开发了一种内源微生物堵剂,优化了其菌种发酵营养液配方,并基于室内静态实验表征了其基础物性,最后通过岩心动态实验评价了其封堵适应性.所优化的菌种发酵营养液配方为:1.0%～2.0%糖蜜+0.2%～1.0%硝酸钠+0.5%～2.0%磷酸二氢钾+0.2%～1.0%磷酸氢二钠+0.1%～0.5%硫酸铵+0.01%～0.1%工业酵母膏+0.01%～0.03%硫酸铁+0.01%～0.03%硫酸锰.在营养液中培养4d后,微生物趋于稳定,形成的分散颗粒呈正态分布,粒径集中在40～160 μm之间,粒度中值在90 μm左右,且具有良好的抗剪切性、耐盐性及稳定性.初始态的微生物调堵剂能顺利进入低渗透岩心、非均质岩心和裂缝性岩心.进入岩心后,微生物基于其自生长特性与孔隙及裂缝介质匹配,对渗透率为5×10-3µm2的岩心的封堵率达到80%;对渗透率为5×10-3/100×10-3µm2的非均质岩心的封堵率达92%;对渗透率为5×10-3/300×10-3µm2的非均质岩心的封堵率达95%.微生物堵剂对开度为30µm的裂缝性岩心的封堵率达84%;对开度为80µm的裂缝性岩心的封堵率接近90%.微生物堵剂既可以封堵不同尺度的多孔介质水窜通道,又可以封堵不同尺度的微裂缝水窜通道,具备封堵低渗透油田多尺度水窜通道的潜力.

    低渗透油田多尺度水窜微生物调堵剂自生长注入性

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    聚合物微球堵塞物的解堵技术

    王满学刘伟刘学文江丰...
    438-443页
    查看更多>>摘要：针对油气田注水井注入聚合物微球后堵塞致使压力升高欠注的问题,开展了解除聚合物微球堵塞物的研究,考察了解堵剂加量、反应温度、反应时间等对微球溶液黏度和粒径的影响,优化了解堵剂的最优作用条件同时进行了现场试验.结果表明:解堵剂(30%JT-1+35%HRJ+22%APG0814+10%H2O+3%NaCl)可显著降低微球粒径和黏度.在同一解堵剂浓度下,反应时间越长,反应温度越高,解堵剂对微球堵塞物的作用效果越好;在同一盐浓度下,不同盐对解堵剂解堵效果的影响次序为:NaCl≥KCl＞NH4Cl.在室温下,2%微球+5%解堵剂的解堵液在反应4h时黏度为1.46 mPa·s,微球平均粒径为203.6 nm,与未加解堵剂的空白样(解堵液黏度为2.17 mPa·s,平均粒径为3243.74 nm)比较,解堵液黏度下降了33%,微球粒径下降了94%,解堵液中的固体物含量由675 mg/L降至70 mg/L,下降近90%,解堵液的表面张力为24.89 mN/m、界面张力为1.849×10-2 mN/m,具有较高的表界面活性.采用该解堵剂在长庆现场进行了4口井的现场试验,取得良好解堵增注效果,较好解决了注水井长期注纳米微球后堵塞欠注问题.

    注水作业纳米微球堵塞粒径黏度解堵

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    鄂尔多斯长7段油页岩不同阶段热解反应特征

    蒋海岩胡清萍王姣刘帅...
    444-450页
    查看更多>>摘要：针对原位热采开发油页岩矿藏中热解反应变化复杂、控温困难等问题,通过热重分析实验对鄂尔多斯盆地长7油页岩热解过程进行阶段划分;通过X射线衍射测试、气相色谱-质谱联用等实验重点检测有机质裂解放热阶段的产物成分,分析不同阶段演化的主要化学反应,进一步验证阶段划分.结果表明,油页岩在氮气氛围下的热解可以划分为3个阶段:脱水阶段(＜300℃)、有机质裂解放热阶段(300～720℃)、矿物吸热分解阶段(＞720℃).在有机质裂解放热阶段,油页岩的失重约为总失重的74%,无机矿物未发生热裂解.有机质裂解放热阶段可进一步划分为3个阶段:300℃≤T＜450℃的低温初始段、450℃≤T＜600℃的中温热解段、600℃≤T≤720℃的高温热解完成段.有机质的热解主要发生在中温热解段.随温度升高,烷烃脱氢反应、酯化反应变为以酯类化合物热裂解反应、烷烃断链生成小分子烃类反应为主;温度升至600～720℃时,会促使化合物发生聚合向油页岩半焦转化;当温度控制在中温热解段时,油页岩油成分最好,含27.70%酯类、29.89%脂肪烃、14.49%醇类、12.66%芳香烃等.研究结果为油页岩热解机理分析、油页岩数值模拟模型的建立和提高现场采收率提供理论指导,并对控制有机质的反应温度范围提供依据,保证较高的转化率.

    油页岩页岩油有机质裂解放热热解阶段鄂尔多斯盆地

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