减阻剂

摘要： 玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层。该井区大规模水力压裂面临3大难题,如压裂液减阻效果差、对储层伤害大;水资源匮乏,油田污水处理困难;缝间剩余油分布,采收率有待提高。针对这些问题,以羟甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、聚乙烯基苄基三甲基氯化铵等为原料,通过分散聚合法制备了减阻剂(JHFR),将其与多功能添加剂(JHFD)复配制得滑溜水压裂液。研究了目标区块的压裂水源、储层岩石的黏土矿物含量对黏土在滑溜水中水化膨胀性能的影响,评价了滑溜水对玛湖致密油藏储层的伤害情况。结果表明,减阻剂JHFR溶解时间(15 s)短,可实现免配直混。由0.1%JHFR和0.2%JHFD组成的滑溜水具有高效减阻(减阻率76.9%)、低油水界面张力(0.89 mN/m)、防膨效果好(防膨率81.12%)等特点,且与玛湖1井区的地层水和返排水的配伍性良好、对岩心渗透率损害程度低,适用于该井区的大规模连续压裂施工。

摘要： 滑溜水压裂液的减阻性能是滑溜水压裂液的研究重点。利用自主研发的压裂液摩阻测定仪研究了不同加量、排量及实验温度对滑溜水压裂液用减阻剂减阻性能的影响规律,进而对其减阻机理进行研究。实验结果表明:同一排量下,减阻率随着减阻剂浓度的增加而增加,当浓度增加到一定范围时,减阻率基本保持不变,最优的减阻剂浓度添加范围为0.15wt%~0.20wt%;在同一加量下,减阻率随着排量的增大先增大后减小,存在的最优排量为35 L/min;在同一排量下,减阻率随着温度的升高而减小,在25°C时,减阻率最高。该实验有助于学生了解滑溜水压裂液的减阻机理和流体的流动规律,激发学生的实验热情,提高学生动手实操能力和思维转换能力。

摘要： 在-10°C冷浴中,以一氯二乙基铝和四氯化钛为催化体系,以硅油为溶剂,采用淤浆法制备了减阻剂。在聚合完成后,以抽滤的方式将所得减阻剂悬浮液分离,得到聚α-烯烃粉末与硅油。采用机械搅拌将聚α-烯烃粉末与自制溶剂混合均匀,得到30%减阻剂悬浮液。考察了聚合时间、聚合温度、催化剂种类及用量、淤浆法溶剂种类对减阻率的影响。实验结果表明,优化的合成工艺条件为:聚合时间48 h、聚合温度-10°C、n(一氯二乙基铝)/n(四氯化钛)=60,在此条件下,减阻率最高为59.6%,硅油重复使用率达78.57%。

摘要： 采用谷氨酸二乙酸四钠(GLDA)与FeSO_(4)制备GLDA-Fe^(2+)配合物,作为类Fenton反应催化剂对减阻剂EM50溶液进行降黏处理,考察了EM50溶液降黏效果的影响因素。实验结果表明:在30°C、100 mL EM50溶液中加入0.5 mL H_(2)O_(2)溶液及n(GLDA)∶n(Fe^(2+))=1.0∶1、c(GLDA)=c(Fe^(2+))=0.10 mol/L的配合物溶液1.0 mL的条件下,反应30 min后黏度降低至0.85 mPa·s左右,降黏率达89.50%;溶液pH为6时降黏效果最佳,反应温度和溶液矿化度对溶液初始黏度有影响,但对反应最终黏度影响不大。

摘要： 依托某长输成品油管道,利用SPS软件对注入减阻剂的管输量和减阻率进行分析,为长输管道加剂流程设计和减阻率预测提供依据。

摘要： 在闭式循环水系统中添加减阻剂能有效减小循环冷却水泵的能耗,但现有研究关于减阻剂对换热的影响认识不足。分析了减阻剂CCTDRA在闭式循环水系统中应用时浓度、雷诺数及进口水温对其减阻率和换热减少率的影响。研究结果表明:在Re=11817、体积分数为0.30%时能取得较大的减阻率及相对较小的换热减少率,在25~55°C进口水温范围内,减阻率为46.37%~48.27%,换热减少率为9.72%~13.76%;但通过加大流速至水泵功耗最大值(82 W)时,换热减少率仍有8.89%~12.34%,表明该减阻剂在水泵不节能的情况下也不能完全弥补对换热设备的换热影响,此时该减阻剂在闭式循环水系统应用不可行。

摘要： 以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)为聚合单体,引入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)功能单体,采用反相乳液聚合法合成了抗盐速溶型减阻剂。通过红外光谱、粒度分析及扫描电镜对聚合物分子结构进行了确证。性能评价结果表明:0.2%的减阻剂在清水和10%标准盐水中分别在20 s和40 s内可完全溶解;0.1%的减阻剂在清水中的降阻率达75.58%,同时在10%、20%、50%标准盐水中降阻率依然能保持在70%以上,满足行业标准要求;0.4%的减阻剂,170 s^(-1)下剪切1 h,减阻剂黏度基本维持在50 mPa·s,表现出良好的耐剪切性。

摘要： 滑溜水体系技术广泛用于油气开采领域中,滑溜水体系的核心技术为减阻添加剂,用于降低压裂施工摩阻。对比分析了滑溜水减阻剂的降阻机理,综述了滑溜水减阻剂的研究进展,介绍了高矿化度水质对滑溜水降阻效果的影响及作用机理,主要包括静电屏蔽、压缩双电层等,总结出通过引入耐盐基团、疏水缔合性基团等方法可以提高减阻剂的耐盐性能,提出未来可通过有针对性地设计减阻剂分子合成方案,进一步优化滑溜水体系,增强滑溜水体系压裂液技术的适用性。

摘要： 为发展新型滑溜水减阻剂,以丙烯酰胺(AM)、疏水单体十二烷基二甲基烯丙基氯化铵(C12DMAAC)、丙烯酸钠(NaAA)为原料,通过自制长链疏水引发剂2,2'-偶氮二异丁基十二脒盐酸盐(AIBL)制备了长链端基疏水缔合聚合物(HPAM-L),通过红外光谱仪、核磁共振波谱仪、乌氏黏度计、荧光分光光度计和旋转流变仪等对HPAM-L的结构与性能进行表征,利用压裂液摩阻测试仪测定了不同浓度HPAM-L溶液的减阻性能。结果表明,HPAM-L的相对分子质量为7.43×10^(6),临界缔合浓度为1~1.5 g/L,具有良好的耐温性和剪切稳定性。HPAM-L的水溶液具有较宽的线性黏弹区,且浓度越高弹性特征越明显。在溶液质量分数为0.075%、0.086%、0.1%、0.15%下的最大减阻率分别可达到71.6%、73.1%、73.3%和74.1%,减阻性能良好。

摘要： 针对龙凤山地区致密砂岩气藏采用常规滑溜水和胍胶压裂液施工时存在对储层伤害较严重的问题,通过高效减阻剂、助排剂以及黏土稳定剂的优选评价试验,开发出一种适合龙凤山地区致密砂岩气藏的高效低伤害压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该压裂液体系流变性能较稳定,减阻效果明显优于滑溜水压裂液体系,对天然岩心基质渗透率伤害率明显低于滑溜水压裂液体系和常规胍胶压裂液体系,具有较好的低伤害特性,能够满足致密砂岩气藏压裂施工对压裂液性能的要求。

摘要： 采用反相乳液聚合方法制备了一种用于滑溜水压裂液的耐盐速溶减阻剂.研究了单体比例、乳化剂用量、聚合温度和引发剂浓度等因素对减阻剂相对分子质量及减阻率性能影响.结果表明,当水化单体质量分数为0.2％～0.4％、耐盐单体质量分数为0.1％～0.15％、乳化剂用量为11％～15％、单体浓度为29％～30％、反应温度30～40°C时,制得减阻剂0.075％溶液运动黏度3.40mPa·s、减阻率78.38％、具有良好的抗盐性和溶解性,在Ca2+3000mg/L、C1-100000mg/L盐水溶液中的黏度保持率75.9％.

摘要： G级高抗硫酸盐油井水泥在与减阻剂共同使用时,可能会出现相容性不好的问题.为探讨影响G级高抗硫酸盐油井水泥与酮醛缩合物类减阻剂相容性的物理和化学因素,随机筛选了30批合格的油井水泥,并对样品进行全面的化学和物性检测,最后使用减阻剂测试了各个样品85°C条件下水泥浆的流变性能.通过试验和统计,发现了影响油井水泥与减阻剂相容性的重要物性因素是水泥样品的比表面积;化学组成影响的大小顺序是MgO＞C3A＞C4AF＞f-CaO＞SO3＞总碱量.

摘要： 阿拉山口—独山子原油管道(下称阿独原油管道)是我国第一条跨国进口原油管道哈中管道的国内部分,近几年来,随着上游输油量的不断增加,哈中管道国外部分阿塔苏—阿拉山口管线的最高输油量已达到1800m3/h,而国内部分阿独管道的最高输油量只有1650m3/h.无法与上游管线输送能力相匹配.本文根据LPTMAG减阻剂在阿拉山口原油首站现场的实验情况,通过对减阻剂注入前后实际运行参数的计算分析以及运行工况的变化比对,定量地说明了LPTMAG减阻剂在阿独管道应用的效果.

摘要： 本文介绍了减阻剂的组成和作用机理,对减阻剂在成品油管道中的各种用途进行了详细分析,阐述了减阻剂在实际应用中除了最基本的减阻性能之外的其他特性,以及减阻剂在应用中的各种注意事项,对于减阻剂的使用有一定借鉴作用.

摘要： 进行天然气管道减阻剂性能测试,筛选减阻剂样品并确定加注工艺,是其能够工业化应用的前提.设计了一套完善、合理的减阻剂室内性能测试流程,着重在减阻剂的泵送、雾化加注以及测试管段设计等方面进行了改进与创新.泵送装置采用分体式设计,极大程度地避免样品筛选时的掺混,流程简洁、灵活;雾化加注装置提供减阻剂溶液充分雾化的环境,极大程度地保障雾化加注方式的实现;测试管段可快速更换,极大程度减小了测量仪表的干扰因素,计量精度高.整套流程对完善管输天然气减阻剂性能测试体系,促进其工业化应用具有重要意义.

摘要： 在顺序输送管道现场试验中,首末站压力差取决于减阻剂的作用效果、管道中各品种原油所占管容比例两方面,不能简单沿用输送单种原油管道减阻率的计算方法对减阻剂效果进行评价.本文以乌鄯原油管道顺序输送北疆油、哈国油的运行实例为背景,对顺序输送过程中减阻剂作用效果提出了一种评价方法.管道首站注入的加剂油与末站排出的未加剂油为同种原油时,结合管道首末站压力差的变化、以及注入的加剂油管长条件下管道输送该品种原油时的摩阻,能够得到管道单独输送该原油条件下的减阻率.现场试验证明,乌鄯线单独输送哈国油条件下,添加减阻剂A(10ppm),在410～600 m3/h流量范围内,减阻率为31.4％～34.7％;添加减阻剂B,在550～933m3/h流量范围内,减阻率为15.8％～17.2％.

摘要： 在原油输送管道上进行减阻剂试验时,发现在大落差的管道上,控制点或者翻越点后有不满管流动现象,降低了加减阻剂运行管道的增输效果.本文结合两个案例指出了这种影响的存在,分析了产生影响的机制,提出了表观减阻率的概念.依据流体力学理论并结合生产实际,给出了应对这种不利影响,充分发挥减阻剂减阻、增输效果的对策.

摘要： 介绍了中石化管道储运有限公司管道科学研究院下属金桥石化管道技术有限公司在原油流动性改进剂(减阻剂、降凝剂)的研究及应用领域做出的成果.

摘要： 北美页岩气的进步带动了中国页岩气的发展,西南页岩气储层开发在中国占有举足轻重的地位.压裂液的开发、评价与应用关系到页岩气压裂施工的成败.从西南地区页岩储层特征和岩性特点出发,调研对比分析了我国西南页岩气压裂液应用要求,评价了西南页岩气常用压裂液速溶性能、减阻效果、润湿吸附性能、残渣含量等压裂液综合性能.对比分析了植物胶交联体系、线性胶体系、滑溜水体系等不同类型页岩气压裂液体系的性能及压裂效果.西南页岩气压裂液经过借鉴国外压裂液技术到自主研发,已实现添加剂1～5min内溶解90％,平均摩阻大于70％,基本满足了西南页岩气连续混配大规模体积压裂的技术需求.对比分析页岩气压裂液中不同分子量的降阻剂残渣含量和返排液重复利用效果,基于降阻剂分子量越低残渣含量越小,提出了降低减阻剂分子量来减小储层损害观点.现场重复利用返排液,压裂液黏度存在黏度降低现象,提出提高减阻剂耐盐性能,重复利用高矿化返排液等建议及方法.综合分析对比北美与我国西南页岩的差异及实验阶段压裂液应用效果,提出了体积改造产生缝网的同时要尽量产生油气运移主通道等几点压裂液选择及应用的结论和建议.

摘要： 在矿山充填系统中,通过添加减水剂可以改变充填料浆流变特性,改善其在管道输送中的流动性能,是地下矿山实现高浓度大倍线自流充填的有效途径.针对安庆铜矿马头山矿段充填倍线大无法实现高浓度自流输送开展充填料浆减阻试验.结果表明,在高浓度料浆中添加减水剂能够有效改善充填料浆的流动性,扩散直径提高10％～30％,流动过程中的黏聚力大幅降低,降低10～30 Pa.

摘要： 本发明公开了一种压裂用减阻剂组合物，该组合物中含有丙烯酰胺、式(I)所示的结构单体和2‑丙烯酰胺基‑2‑甲基丙磺酸或其盐，其中，在式(I)中，R

摘要： 本发明公开了一种压裂用减阻剂组合物，该组合物中含有丙烯酰胺、式(I)所示的结构单体和2‑丙烯酰胺基‑2‑甲基丙磺酸或其盐，其中，在式(I)中，R

摘要： 本发明公开了一种无油相液体减阻剂及全程滑溜水压裂液，减阻剂由以质量分数计的30％～40％的分子量为1200万～1800万的阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物、0.4％～5％的悬浮剂、0.05％～0.2％的活化剂和余量的分散剂构成的非水非油悬浮体系；全程滑溜水压裂液由用于形成复杂分支缝网的滑溜水压裂液A和用于形成主缝的滑溜水压裂液B组成；滑溜水压裂液A由以质量分数计的0.05％～0.1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；滑溜水压裂液B由以质量分数计的0.2％～1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；该无油相液体减阻剂既可起均匀分散减阻剂分子的作用，且能速溶于水，配制成滑溜水后可起破乳助排作用，加量仅为0.05～0.1％即可表现出≥75％的减阻率，减阻效果好。

摘要： 本发明涉及一种用于缩短减阻剂起效时间的聚合物减阻剂溶胀处理方法。其技术方案是包括以下：第一步，将聚合物固体剪碎，置于反应釜；第二步，在反应釜中充入二氧化碳，使其达到超临界状态；第三步，待聚合物发生溶胀后，卸去釜内二氧化碳并取出样品；第四步，称量后放入冷冻桶中，低温处理；第五步，转入破碎机进行粗碎，研磨；第六步，加入隔离剂，经过球磨和混合后，得到起效快的浆状油品减阻剂产品。有益效果是：本发明在低温粉碎之前通过超临界流体进行处理，使聚合物产生溶胀效果，再进行低温粉碎和研磨，并达到充分隔离和悬浮工艺的要求，该处理方法能够缩短减阻剂在油品中的溶胀、溶解和分散时间，使其能够更加快速的显示出减阻增输效果。

摘要： 本发明公开了一种压裂用减阻剂组合物，该组合物中含有丙烯酰胺、式(I)所示的结构单体和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸或其盐，其中，在式(I)中，R

摘要： 本发明公开了一种压裂用减阻剂组合物，该组合物中含有丙烯酰胺、式(I)所示的结构单体和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸或其盐，其中，在式(I)中，R

摘要： 本发明提供了一种抗磨减阻剂主剂及其制备方法、抗磨减阻剂及其制备方法和应用，属于油气田勘探开发钻完井技术领域。本发明提供了一种抗磨减阻剂主剂的制备方法，使用本发明制备方法制备的抗磨减阻剂主剂同时含有异硬脂酸异辛酯的亲油酯基和脂肪酸羟乙基二酰胺的亲水酰胺基，从而使由抗磨减阻剂主剂制备的抗磨减阻剂能够同时适用于油基钻井液、水基钻井液和完井液中。

摘要： 本发明公开了一种减阻剂的制备方法和减阻剂，属于石油化工领域。该方法包括将烯烃单体泵入预冷釜内，将烯烃单体预冷至设定温度；在低于‑5°C的温度下，向反应釜内加入一氯二乙基铝和催化剂进行反应，得到的第一反应产物封装于塑料袋容器中，并整体置于‑15°C～5°C的水柜中，继续反应得到第二反应产物；去除第二反应产物外部的塑料袋容器，在10°C～25°C下继续反应，得到的第三反应产物进行切块处理和粉碎处理，冷却至玻璃化转变温度以下后进行低温研磨，获得粒径小于或等于60目的聚合物粉末；将聚合物粉末、第一分散剂、溶剂配制减阻剂粗浆液，使减阻剂粗浆液静置处理后，继续加入第二分散剂和表面活性剂，搅拌均匀，得到减阻剂。

摘要： 本发明公开了一种无油相液体减阻剂及全程滑溜水压裂液，减阻剂由以质量分数计的30％～40％的分子量为1200万～1800万的阴离子型聚丙烯酰胺类衍生物、0.4％～5％的悬浮剂、0.05％～0.2％的活化剂和余量的分散剂构成的非水非油悬浮体系；全程滑溜水压裂液由用于形成复杂分支缝网的滑溜水压裂液A和用于形成主缝的滑溜水压裂液B组成；滑溜水压裂液A由以质量分数计的0.05％～0.1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；滑溜水压裂液B由以质量分数计的0.2％～1％无油相液体减阻剂、0.2％～2％粘土稳定剂、1％～3％氯化钾和余量为水构成；该无油相液体减阻剂既可起均匀分散减阻剂分子的作用，且能速溶于水，配制成滑溜水后可起破乳助排作用，加量仅为0.05～0.1％即可表现出≥75％的减阻率，减阻效果好。

摘要： 本实用新型提供了一种成品油管道减阻剂添加系统的减阻剂存储搅拌装置，其设有减阻剂储罐和上料泵，上料泵的入口连接有万向抽吸管，上料泵的出口连接减阻剂储罐；减阻剂储罐的顶盖架设有向下伸出并可轴向旋转的搅拌器，减阻剂储罐底的出口管路设有可电动切换工位的滤网装置，出口管路的末端依次连接电控截止阀和电控流量控制阀后再通过减阻剂输出管路连接至后级。本装置在存储减阻剂的同时能够维持低速持续搅拌状态，防止减阻剂沉淀结块，可有效避免后端的减阻剂输出管路堵塞。由于采用万向抽吸管来对减阻剂原料包装桶内的减阻剂进行抽吸上料，可避免减阻剂原料的浪费。另外本装置自动化程度高，可使用遥控器来对其进行远程操控，操控非常方便。