阳离子表面活性剂与高岭石的相互作用机理

采用十二胺阳离子表面活性剂为捕收剂,考察了高岭石的可浮性随pH值的变化情况.通过对高岭石不同解理面的化学组成分析及其与十二胺作用的量子化学计算分析,建立了高岭石在不同pH值条件下与十二胺的作用模型,解释了阳离子作用下高岭石的浮选行为.碱性矿浆中,高岭石颗粒的端面和层面均带负电,各解理面间产生静电斥力而使矿粒充分分散;阳离子十二胺在高岭石的(001)面优先吸附,使高岭石的各表面亲水性不同,从而在亲水力的作用下使颗粒发生疏水絮凝,减少了矿物的疏水表面,使矿物难以被浮选.在酸性条件下,矿浆中存在大量游离的离子,高岭石的(001)面吸附H 而使其表面性质与{001}面性质相似,十二胺能够较均匀地吸附在高岭石的各个解理面上.此外,高岭石颗粒的端面带正电,层面带负电,二者之间静电引力作用使矿粒发生絮凝,减少了高岭石矿粒的总表面积,增加了捕收剂的吸附密度.2种因素共同作用,使高岭石在pH值较低的矿浆中表现出较好的可浮性.     

低渗透油田表面活性剂增注效果预测方法研究

针对低渗透油田在注水开发过程中注入压力高、压力传导慢等问题,室内进行了表面活性剂相对渗透率和天然岩心降低注入压力等实验研究。实验结果表明,在水驱基础上,天然岩心注入浓度为0.5%的NS—1表面活性剂后,后续水驱压力降低25%以上,降压效果明显。根据油水相对渗透率曲线,在油水两相径向稳定渗流条件下,对表面活性剂增注效果、段塞尺寸与增注量的关系等进行了预测。     

新型三联阳离子表面活性剂的合成

以环氧树脂和十六叔胺为原料,合成了新型三联阳离子表面活性剂,探索了合成低聚表面活性剂的新途径,并对合成工艺进行了优化。对合成的产物进行了化学分析、红外光谱及电喷雾电离质谱分析,证明所得产物为目标产物。结果表明：最佳工艺条件为50℃下十六叔胺与环氧树脂物质的量配比为3：l,将环氧树脂滴加到十六叔胺中,反应7h结束。     

适用特低渗透油藏降压增注复合表面活性剂体系及降压因素分析

针对吉林新木油田特低渗透油藏储层物性差、水井注水压力高、部分水井压力接近地层破裂压力、欠注问题严重,研制了一种复合表面活性剂驱降压增注体系并对体系的界面张力、润湿性、防膨性、防垢性和吸附性进行了评价。结果表明,该体系把亲油石英片接触角由90.39°降低至31.38°,防膨率达60.01%,防垢率达77.14%,动态吸附量为0.13 mg/g。选取注入时机、注入段塞及界面张力设计L9(43)正交实验,利用油藏数值模拟技术预测不同方案的降压率;并对实验指标进行极差分析和方差分析。结果表明,影响降压效果的主次因素顺序为界面张力、注入段塞、注入时机,其中界面张力和注入段塞体积对降压效果具有显著性影响。该体系为特低渗透油田水井降压提供了技术支持。     

刚果红光度法测定微量阳离子表面活性剂

采用光度法研究了阳离子表面活性剂(CS)溴化十六烷基三甲铵(CTAB)、溴化十六烷基吡啶(CPB)与刚果红(CR)的显色反应。结果表明:在pH2.37的B-R缓冲液中,溴化十六烷基三甲铵(CTAB)、溴化十六烷基吡啶(CPB)均能与刚果红(CR)生成离子缔和物,最大吸收波长465nm,摩尔吸光系数分别为5.4×103 L.mol-1.cm-1(CTAB)、5.7×103 L.mol-1.cm-1(CPB),方法简便、快速,可用于水相中直接测定阳离子表面活性剂。探讨了酸度、温度、时间等反应条件对测定结果的影响,并应用于合成水样中进行微量阳离子表面活性剂的测定,取得满意的结果。     

阴阳离子表面活性剂混合溶液的表面活性

阴阳离子表面活性剂混合溶液的表面活性王仲妮，邹志琛，周武，张万泉，李晓林（山东师范大学化学系，２５００１４，济南；第一作者３０岁，女，讲师）自六十年代初，Ｃｏａｋｉｌｌ（英）及Ｈｏｙｅｒ［１］（美）从不同的角度研究了阴－阳离子表面活性剂，并发现了其极...     

阳离子表面活性剂用于消除涤纶纤维静电

简要分析了可用于涤纶纤维的抗静电剂 ,详细阐述了阳离子表面活性剂的抗静电原理 ,并讨论通过几种添加成分以改善季胺盐类抗静电剂的性能。     

赤藓红或曙红直接分光光度测定阳离子表面活性剂

基于在乳化剂OP存在下的水溶液中赤藓红和曙红等酸性咕吨染料与阳离子表面活性剂(CS)的离子缔合反应,发展了一种分光光度测定阳离子表面活性剂的新方法.反应的适宜pH值为1.6—2.1(赤藓红体系)和1.4—1.8(曙红Y体系),离子缔合物的组成为(CS)(HR).显色反应有较高的灵敏度和良好的选择性,可用于水中阳离子表面活性剂的测定.     

低渗油藏表活剂降压增注性能评价研究

为提高纯17-1块低渗油藏注水开发效果,设计耐特高温表活剂,针对表活剂油水界面张力、注入速度、段塞大小及不同渗透率岩心对表活剂降压增注效果的影响进行室内驱替实验研究,并利用多元非线性回归得出上述因素对降压率的影响程度.研究表明,降压率随界面张力及注入速度的增大而减小,随段塞及渗透率的增大而增大;1#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、段塞长度、界面张力、注入速度;2#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、注入速度、段塞长度、界面张力.研究结果可为低渗油藏表活剂驱注入参数的优选提供有力依据.     

低渗透油田强化注水压力界限研究

低渗透油藏开发的难点就是注水不足,地层能量得不到有效补充,油井产量下降迅速。提高注水压力是解决此问题的最直接的办法,但不可能无限制地提高注水压力,还应该充分考虑地层、套管、地面设备的承受能力,因此有必要开展强化注水压力界限的研究。本文针对低渗透油田的地质特点,提出了合理注水压力的确定原则;依据材料力学理论,建立了套管承压能力计算数学模型,结合压裂施工参数,研究了油层破裂压力的计算方法,针对朝阳沟油田某区块的具体情况,确定了强化注水压力界限。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

低渗透油藏水锁伤害机理及解水锁实验研究*

针对地层压力低（压力系数小于1）、油井含水率低（小于50%）的低渗油井，水锁伤害普遍存在的问题，研究了毛细管效应和贾敏效应对产生水锁现象的机理认识。通过实验数据结果分析，得到了水锁现象与渗透率的关系，即：渗透率越低，水锁程度越严重，10.00 mD以下的岩芯，压力升高值基本在25%左右，而大于10.00 mD的岩芯压力升高值在15%左右。注入表面活性剂后，解除水锁效果非常明显，特别是渗透率越低，效果越明显，最高驱替压力值下降幅度达到了近50%。说明表面活性剂对解水锁具有很好的效果。     

特低渗非均质油藏水窜后提高波及效率研究

针对特低渗油藏水驱开发易窜流、调剖治理效果差等问题,开展了特低渗非均质油藏治理窜流、提高波及效 率的室内模拟实验。层内非均质储层模型调剖驱油实验表明,特低渗非均质油藏调剖后水驱与中高渗油藏相比后续 注入压力高,难以提高波及效率;水驱后直接转注天然气,气体继续沿水窜通道流动;但采用调剖后天然气驱,不仅后 续注入压力低,且能够提高采收率约7.8%,气驱后还可间歇注气进一步提高采收率约9.6%。因此,特低渗油藏水窜后 应采用调剖后气驱的调剖驱油方式,可有效扩大驱油剂的波及体积,提高采收率。     

鄂尔多斯盆地长7页岩储层长岩心注水实验

为了探索页岩储层有效注水方式,采用鄂尔多斯盆地长7页岩露头分别制作长度近100 cm、直径近10 cm长岩心12个,通过室内实验研究了长岩心连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井注水吞吐及常规井注水吞吐的采出情况。结果表明,在相同的采出程度下,连续驱替含水率最高,间注间采的周期注水方式含水率最低;最终采出程度间注间采的周期注水方式最高,为35.24%,连续注水最低,为28.35%。在相同轮次下,注入压力越高,注水吞吐采出程度越高,最高值为5.08%;在一定吞吐压力下,第一轮次采出程度最高,随着轮次增加,单轮次采出程度大幅下降,第三轮次降幅可达82.61%;水平井注水吞吐效果优于常规井注水吞吐。较高的注水压力,有利于获得较高的采出程度;压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油,提高原油采收率。注水吞吐由于缺乏能量连续补充,采出程度比周期注水低约30%。     

低渗致密油藏适度温和注水技术研究与矿场实践

为解决低渗致密油藏注水过程中,水相沿着裂缝水窜水淹、基质原油难采出、水驱采收率低等技术难题,以鄂尔多斯盆地延长组长₆储层为研究对象,开展驱替速度对水驱采收率影响的驱替实验并进行核磁测试分析,建立考虑毛管力的非稳态油-水两相水驱前缘推进数学模型,形成适度温和注水强度优化图版。结果表明,水驱油过程存在最佳驱替速度使得水驱采收率最大,实验中最佳驱替速度为0.06~0.08 mL/min。以延长油田ZC区块为例,调整注水强度为0.85~1.20 m³/（d·m）,采油泵沉没度控制在100~150 m,技术应用后水驱采收率从20%提高到24%。适度温和注水技术对低渗致密油藏提高采收率效果显著,研究成果为类似油藏高效注水开发提供了借鉴。     

低渗非均质油藏注气提高采收率实验研究

针对长庆油田某区块低渗透裂缝性油藏裂缝发育、非均质性严重的特点,通过实验研究了注入时机对氮气驱油效率的影响,优选氮气驱注入方式并对气液比和段塞大小进行了优化。实验结果表明:N2注入时机对原油采收率有较大影响,N2注入时机应尽早。气液交替注入方式更有利于低渗油藏特别是非均质油藏的开发。气液比和段塞大小对氮气驱开发效果均有显著影响,优选结果是气液比1∶1,氮气段塞个数为5。     

注入时机对低矿化度表面活性剂驱油的影响

近年来,针对低矿化度水为注入液的研究结果表明,低矿化度水在一定程度上有提高采收率的作用。相比于低矿化度水驱,低矿化度表面活性剂驱在提高采收率方面具有更大的优势。然而,低矿化度表面活性剂注入时机对驱油的影响缺乏相关研究。选择一种能在低盐度环境下获得油水超低界面张力的阴离子表面活性剂KPS,在不同转注时机下进行低矿化度表面活性剂驱油实验。结果表明,注入时机对采收率、含水率、注入压力及降压率都有较大影响。注入时机越早,最终采收率越高,当高矿化度水驱至含水率分别为60. 5%、81. 5%、98. 1%后转注低矿化度表面活性剂,采收率增值为38. 9%、25. 3%、15. 7%,最终采收率为74. 3%、67. 8%、65. 1%;注入时机越早降压率越低,降压率最大差值为33. 1%。