检索结果-南通市图书馆

表面活性剂对低渗油湿灰岩表面性质及渗吸行为的影响

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油田化学 2004年第1期21卷 52-55,67页

作者：魏发林岳湘安张继红石油大学提高采收率中心北京昌平102249 中国石油大港油田分公司勘探开发研究中心天津大港300280

裂缝发育的低渗灰岩储层,当基质岩块为混湿及油湿时,毛细渗吸驱油作用很弱。本工作采用毛管上升、渗吸及相对渗透率曲线方法,在62℃下研究了CTAB和SDBS溶液对油湿灰岩表面性质及渗吸行为的影响。浓度为700mg/L时,SDBS溶液与原油间的界... 详细信息

裂缝发育的低渗灰岩储层,当基质岩块为混湿及油湿时,毛细渗吸驱油作用很弱。本工作采用毛管上升、渗吸及相对渗透率曲线方法,在62℃下研究了CTAB和SDBS溶液对油湿灰岩表面性质及渗吸行为的影响。浓度为700mg/L时,SDBS溶液与原油间的界面张力为0.035mN/m,而CTAB溶液为1.25mN/m;随着浓度增大,SDBS溶液使亲油的毛管表面润湿接触角缓慢减小,而CTAB溶液使润湿接触角大幅减小,在与最大吸附量对应的浓度下润湿接触角有最低值;亲油岩心在CTAB溶液中的渗吸驱油速度较SDBS溶液中的渗吸驱油速度高;相渗曲线表明,与亲油岩心/SDBS溶液体系相比,亲油岩心/CTAB溶液体系的油相相对渗透率较高而水相相对渗透率较低。因此,CTAB类阳离子表面活性剂可望用于该类油藏的开发。讨论了相关的机理。图6参10。

关键词：表面活性剂渗吸行为低渗灰岩油藏油湿基质岩块润湿性驱油技术

油湿灰岩储层中季胺类物质对周期注水开发效果的影响

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石油学报 2005年第2期26卷 73-76页

作者：魏发林岳湘安叶仲斌张杰庞宏伟中国石油大学提高采收率研究中心北京102249 西南石油学院石油工程系四川成都610500 大港油田研究中心天津300280

周期注水是开发灰岩储层低渗透基质中原油的一种有效方法,但对于亲油储层效果较差。对基质含水饱和度变化特征进行了分析,建立了基质含水饱和度变化特征方程,提出了周期注水与润湿反转技术相结合的开采方式。利用油湿灰岩裂缝模型,在注... 详细信息

周期注水是开发灰岩储层低渗透基质中原油的一种有效方法,但对于亲油储层效果较差。对基质含水饱和度变化特征进行了分析,建立了基质含水饱和度变化特征方程,提出了周期注水与润湿反转技术相结合的开采方式。利用油湿灰岩裂缝模型,在注入水中加入低浓度具有润湿反转能力的季胺类物质———十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)进行了周期注水室内模拟研究。结果表明,CTAB可使油湿灰岩储层的表面性质发生明显变化,基质毛管的自吸及滞水排油能力增强,周期注水开发效果明显改善。

关键词：低渗基质灰岩裂缝油湿储层润湿反转技术周期注水模拟实验季胺聚合物

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高吸水树脂颗粒调堵剂胶囊化缓膨方法研究

油气地质与采收率 2005年第6期12卷 74-76,80页

作者：魏发林叶仲斌岳湘安侯吉瑞张杰中国石油大学(北京)提高采收率中心西南石油学院石油工程系大港油田分公司研究中心

针对高吸水树脂颗粒作为调剖堵水材料膨胀速度过快的缺点,与微胶囊制备技术相结合,提出了一种新的延缓膨胀的思路。以线性低密度聚乙烯为成膜材料、二甲苯为溶剂、乙醇为非溶剂,利用凝聚法研究了树脂颗粒胶囊化缓膨技术,制备了具有良好... 详细信息

针对高吸水树脂颗粒作为调剖堵水材料膨胀速度过快的缺点,与微胶囊制备技术相结合,提出了一种新的延缓膨胀的思路。以线性低密度聚乙烯为成膜材料、二甲苯为溶剂、乙醇为非溶剂,利用凝聚法研究了树脂颗粒胶囊化缓膨技术,制备了具有良好缓膨性能的树脂颗粒,分析了其缓膨机理。研究表明两相分离的凝聚法可用于制备缓膨高吸水树脂颗粒。所制备的缓膨树脂颗粒在矿化度为21 328mg/L的模拟地层水中,开始出现膨胀的时间为30h,完全膨胀所需时间为70h。延缓作用是通过吸水面积的减少及包覆膜的物理限制作用实现的。

关键词：吸水树脂微胶囊调剖堵水缓膨

双组分互穿网络／蒙脱土复合吸水橡胶的制备及性能

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高等学校化学学报 2009年第2期30卷 408-412页

作者：马涛唐孝芬刘玉章魏发林汤达祯中国地质大学(北京)能源学院中国石油勘探开发研究院北京100083

通过乳液聚合制备了双组分互穿网络/蒙脱土复合吸水橡胶,采用透射电镜、扫描电镜对所制备样品进行了表征,并考察了样品的吸水性能及吸水后的力学性能.结果表明,所制备的吸水橡胶中橡胶相与树脂相高度分散互穿,吸水后材料表面未观察到相... 详细信息

通过乳液聚合制备了双组分互穿网络/蒙脱土复合吸水橡胶,采用透射电镜、扫描电镜对所制备样品进行了表征,并考察了样品的吸水性能及吸水后的力学性能.结果表明,所制备的吸水橡胶中橡胶相与树脂相高度分散互穿,吸水后材料表面未观察到相分离现象;蒙脱土片层结构分散在材料中,增加了材料的强度.吸水过程缓慢,前期吸水倍率与时间呈线性递增,在40d达到吸水平衡;温度越高,吸水倍率越大.样品吸水倍率为6.5时,弹性模量达到40000Pa以上,黏性模量为1000Pa;样品吸水倍率为25.8时受压破裂应变为80%左右.

关键词：吸水橡胶互穿网络吸水倍率力学性能

聚丙烯酰胺反应性微凝胶的制备及其在石油开采中的应用

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精细石油化工 2011年第6期28卷 6-9页

作者：吴蒙魏发林王启宝邓生富中国矿业大学(北京)化学与环境工程学院北京100083 中国石油勘探开发研究院采油所北京100083

实验以油酸山梨醇酯(司班80)、聚氧乙烯山梨糖醇酐单硬脂酸酯(吐温60)、N-羟甲基丙烯酰胺、丙烯酰胺(AM)等为原料,制备了一种反应性微凝胶。确定了稳定的丙烯酰胺反相微乳液的体系组成:(m(司班80)∶m(吐温60)∶m(环己烷)∶m(AM)∶m(H2O)... 详细信息

实验以油酸山梨醇酯(司班80)、聚氧乙烯山梨糖醇酐单硬脂酸酯(吐温60)、N-羟甲基丙烯酰胺、丙烯酰胺(AM)等为原料,制备了一种反应性微凝胶。确定了稳定的丙烯酰胺反相微乳液的体系组成:(m(司班80)∶m(吐温60)∶m(环己烷)∶m(AM)∶m(H2O)=6.18∶14.42∶67.04∶4.12∶8.24))。以先聚合后改性的方法制备了聚丙烯酰胺反应性微凝胶,并以XRD、NMR和SEM对目标产物的分子结构、烯氢含量和微观形貌进行了表征。优化改性条件为:N-羟甲基丙烯酰胺1.3g,pH=1,温度80℃,时间4h。目标产物为球形或类球形,粒径为200～400nm,其力学性能明显优于传统交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺。

关键词：反应性微凝胶反相微乳液聚丙烯酰胺

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用作延缓交联剂的多重乳液热稳定性研究

油田化学 2005年第4期22卷 344-348页

作者：魏发林岳湘安侯吉瑞刘玉章刘鹏中国石油大学(北京)采收率中心北京昌平102249 中国石油勘探开发研究院北京100083 中国石油大港油田公司采油一厂天津大港300280

拟用作聚合物水基凝胶延缓交联剂的多重乳液按下述方法制备:1.5%醋酸铬水溶液与加入3%油包水乳化剂的柴油按体积比70∶30混合,制成W1/O乳液,后者与加有1%水包油乳化剂的矿化度32 g/L的模拟地层水按体积比70∶30混合,制成(W1/O)/W2多重... 详细信息

拟用作聚合物水基凝胶延缓交联剂的多重乳液按下述方法制备:1.5%醋酸铬水溶液与加入3%油包水乳化剂的柴油按体积比70∶30混合,制成W1/O乳液,后者与加有1%水包油乳化剂的矿化度32 g/L的模拟地层水按体积比70∶30混合,制成(W1/O)/W2多重乳液。用电导率法测定乳液静置30天析出水相中醋酸铬含量并计算乳液破裂率,结果表明多重乳液的稳定性远小于相应的W1/O乳液,使用油包水乳化剂T161(HLB值3.8)和水包油乳化剂Tween20(16.7)的多重乳液的稳定性好于使用Span80(4.3)和Tween20的多重乳液,30℃、50℃、70℃破裂率分别为11.5%,17.8%,28.0%和21.0%,56.0%,67.3%。加入T161的柴油与模拟地层水之间的界面剪切粘度ηs大于加入Span80时的相应值,表面活性剂加量0.3%时,30℃,50℃,70℃下60 minηs值(mN.s/m)分别为0.112,0.100,0.096和0.0442,0.0349,0.0257。在水相中加入0.02%和0.10%Tween20使加入3.0%T161的柴油与模拟地层水之间30℃、60 minηs值降低14.3%和27.3%,油包水乳化剂为Span80时则降低34.9%和65.4%。用T161/Tween20制备的多重乳液稳定性较好的原因,是油水界面的T161分子不易被Tween20分子顶替。图9表3参9。

关键词：多重乳状液乳化剂稳定性界面剪切粘度延缓交联剂缓释化学剂水基聚合物凝胶

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纳米纤维高稳泡沫在裂缝中的生成和运移规律

石油学报 2020年第9期41卷 1135-1145页

作者：魏兵陈神根赵金洲蒲万芬魏发林相华 Kadet Valeriy 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500 中国石油勘探开发研究院北京100083 古勃金国立石油与天然气大学莫斯科119991

致密油藏水平井(井周/井间)裂缝窜流导致开发中、后期能量补充不"均衡"甚至无法补充。通过实验设计研发了基于纳米纤维(NCF)的高稳泡沫体系,并系统研究了高稳泡沫的宏观/微观性质;通过实验室构建的裂缝模型,研究了高稳泡沫在裂缝中的生... 详细信息

致密油藏水平井(井周/井间)裂缝窜流导致开发中、后期能量补充不"均衡"甚至无法补充。通过实验设计研发了基于纳米纤维(NCF)的高稳泡沫体系,并系统研究了高稳泡沫的宏观/微观性质;通过实验室构建的裂缝模型,研究了高稳泡沫在裂缝中的生成和运移规律。研究结果表明,起泡液在质量分数为4.2%的盐水中高度分散,与地层水配伍性好,NCF可以有效抑制泡沫液膜脱水,减缓泡沫失稳过程,泡沫半衰期提高4.5倍;高稳泡沫可以在裂缝中快速生成然后运移至裂缝深部,从而降低裂缝的渗流能力,防止气窜,气液比为2∶1的高稳泡沫产生的流动阻力最大;裂缝开度越小,泡沫生成的速度越快,流动阻力越高,产生高渗流阻力的区域越宽;高稳泡沫在裂缝中的流动阻力和裂缝渗透率呈现良好的线性关系。基于NCF高稳泡沫在裂缝中的流动特征,进一步构建了泡沫流动阻力与气液线速度关系图版。

关键词：致密油藏裂缝控制高稳泡沫泡沫生成运移防止气窜

二氧化碳驱波及控制智能响应流体特征及作用机理

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石油勘探与开发 2023年第3期50卷 648-656页

作者：熊春明魏发林杨海洋张松丁彬雷征东张德平周强中国石油勘探开发研究院北京100083 中国石油天然气集团有限公司油田化学重点实验室北京100083 中国科技大学结构分析测试中心合肥230026 中国石油吉林油田CCS-EOR开发公司吉林松原138000

针对低渗透油藏—致密油CO_(2)驱面临的气体窜流控制难题,以叔胺基为响应单元,设计合成具有双子表面活性剂自组装属性的CO_(2)驱波及控制智能响应流体,研究了该流体遇CO_(2)/遇原油智能响应特征及作用机理、遇CO_(2)自增稠聚集体的剪切... 详细信息

针对低渗透油藏—致密油CO_(2)驱面临的气体窜流控制难题,以叔胺基为响应单元,设计合成具有双子表面活性剂自组装属性的CO_(2)驱波及控制智能响应流体,研究了该流体遇CO_(2)/遇原油智能响应特征及作用机理、遇CO_(2)自增稠聚集体的剪切特征,评价了该流体与增稠聚集体耐温抗盐特性,验证了实现CO_(2)驱均衡波及控制的可行性与有效性。研究表明:(1)智能流体遇CO_(2)响应组装为高黏聚集体,流体质量分数为0.05%~2.50%时,增稠倍数9~246,黏度13~3100 mPa·s,实验条件下低渗透岩心波及体积大幅提高;(2)智能流体遇模拟油,流体质量分数为0.5%~1.0%时界面张力降至1×10^(-2)mN/m数量级,模拟油饱和度大于10%时,囊泡状胶束增溶油相全部转化为球状胶束,流体具有遇原油响应不增稠、降低界面张力特征;(3)智能流体遇CO_(2)自增稠聚集体可剪切变稀、静止增稠,经剪切—静止多次循环后仍保持初始结构状态,具备自修复特性,可实现储集层深部放置;(4)智能流体与增稠聚集体耐温抗盐性能长期稳定。

关键词：低渗透油藏致密油 CO_(2)驱波及控制智能响应流体流体特征双子表面活性剂自增稠自修复

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热敏暂堵剂笼统控水技术

石油勘探与开发 2018年第3期45卷 513-519页

作者：刘平德魏发林张松朱秀雨王龙飞熊春明中国石油勘探开发研究院北京100083 中国石油青海油田公司钻采工艺研究院甘肃敦煌736202

针对常规笼统控水技术会对油层造成二次伤害的缺点,采用水溶液聚合的方法合成了控水用热敏暂堵剂,提出二次暂堵工艺,并进行了矿场应用。通过室内实验对热敏暂堵剂进行了配方优选和性能评价,优化后的配方为:(6%~8%)丙烯酰胺+(0.08%~0.12%... 详细信息

针对常规笼统控水技术会对油层造成二次伤害的缺点,采用水溶液聚合的方法合成了控水用热敏暂堵剂,提出二次暂堵工艺,并进行了矿场应用。通过室内实验对热敏暂堵剂进行了配方优选和性能评价,优化后的配方为:(6%~8%)丙烯酰胺+(0.08%~0.12%)过硫酸铵+(1.5%~2.0%)海泡石+(0.5%~0.8%)聚乙二醇二丙烯酸酯。该材料适用地层温度为70~90℃,暂堵强度高(5~40 kPa),降解时间可控(1~15 d),降解后流体黏度小于100 m Pa·s且模拟岩心渗透率恢复值大于95%。基于研究成果,采用二次暂堵工艺对冀东油田1口水平井开展了热敏暂堵笼统控水技术的矿场应用,该井经处理后含水率降低至27%,目前含水率67%,日增油4.8 t,累计增油量达750 t,控水增油效果较好。

关键词：笼统控水技术热敏暂堵剂二次暂堵工艺热降解特性油层保护