采油采气用调剖剂 采油调剖剂 采油采气用化学剂 采油采气用调剖堵水 采油采气用调剖堵水剂 采油用调剖剂招标公告（中国石油天然气集团有限公司2026）
内容：
招标项目名称：中国石油天然气集团有限公司2026年度采油采气用调剖剂集中采购（定商定价）项目
招标编号：ZY26-Z308-JC012
1. 招标条件
中国石油物资有限公司受中国石油天然气集团有限公司委托，就以下所列物资进行定商定价集中采购招标，现在邀请中国石油天然气集团有限公司供应商库内相应准入产品范围内的一级物资供应商（制造商），参与此次投标。
2. 项目概况与招标范围
2.1招标产品范围
本项目涉及A14（原12）大类采油采气用化学剂中的采油采气用调剖堵水剂（A140802），年度采购总量约6万吨。本次定商定价集中采购结果有效期:自采购结果发布之日起至2028年3月31日。
表1采油采气用调剖剂集中采购品种
品种（旧）
物资 大类（新）
物资中类
物资小类
品类编码及名称（新）
12070201采油调剖剂
A14油田化学剂
A1408采油采气用化学剂
A140802
采油采气用调剖堵水剂
A14080201采油采气用调剖堵水剂表面活性剂泡沫类 A14080202采油采气用调剖堵水剂树脂类 A14080203采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 A14080209采油采气用调剖堵水剂颗粒类
2.2本次招标采油采气用调剖堵水剂划分31个包。具体分包情况详见附件1：2026年采油采气用调剖堵水剂分包一览表。
2.3实施或交货地点
以采购合同签约为准。
2.4交货期或供货周期
以采购合同签约为准。
2.5技术标准和要求
检测方法执行标准：PTS-A140802-04-2025《采油采气用调剖堵水剂采购技术规格书》（详见附件2）。
3. 投标人资格要求
3.1资格要求
3.1.1投标人须为有效的（有效的具体含义见备注）中国石油天然气集团有限公司供应商资源库中的一级物资制造商，且准入产品与招标产品一致。
备注：有效的是指资源库中供应商状态及拟投标的产品（以9位分类编码为准）状态均为正常（凡是在集团公司供应商库内显示中止、终止或冻结的均无效），状态以评标委员会查询结果为准。潜在投标人应自行确认资源库中状态是否符合招标文件要求，报名环节系统不对潜在投标人状态进行审核。
3.1.2投标人须具备有效的中国石油天然气集团有限公司油田化学剂调剖、堵水剂类产品质量认可证书，认可证中必须包含所投标包产品。
3.1.3投标人须提供一份具备CMA或CNAS认证质检机构2024年至招标公告发布之日前出具的第三方检测报告（提供检测机构资质有效证明文件），检验报告中指标需包含并符合所投标段要求的所有质量技术要求。
3.1.4采油采气用调剖堵水剂技术要求中参数检测时间大于10天的特殊性能评价指标，例如通用技术条件缓膨颗粒中吸水体膨倍数、专用技术条件2中膨胀周期、专用技术条件5中稳定时间、专用技术条件13中稳定性、专用技术条件24和25中成胶稳定时间、专用技术条件26和27中老化性能等类似条款，如无法在招标发布期间提供检测报告的，必须提供可达到该项指标要求的承诺书，并在中标后如期提供检测报告，取得检测报告后发出中标通知书。（承诺书模版详见附表）
3.2信誉要求
投标人存在情形投标将被否决：
（1）投标人被国家企业信用信息公示系统网站（www.gsxt.gov.cn）列入严重违法失信企业名单。
（2）投标人、法定代表人或者负责人被人民法院在信用中国网站（www.creditchina.gov.cn）列入失信被执行人。
（3）投标人、法定代表人或者负责人自2023年1月1日以来因行贿犯罪受到刑事处罚。（以判决生效日为准，查询结果以中国裁判文书网网站为准（wenshu.court.gov.cn）。
（4）投标人被中国石油招标投标网(www.cnpcbidding.com)暂停或取消投标资格。（根据《中国石油天然气集团有限公司投标人失信行为管理办法》的规定，失信分达到8分时，暂停投标人的投标资格半年；失信分达到9分时，暂停投标人的投标资格一年；失信分达到10分暂停投标人的投标资格两年；失信积分超过10分或在暂停期间再次发生失信行为的，取消投标资格三年。）
（5）投标人被纳入到集团公司三商黑名单（以中国石油招标投标网公示为准）。
3.3最高限价：本项目设定最高限价。
3.4其他要求
3.4.1单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位不得参加同一标段的投标。
3.4.2本项目不接受联合体投标。
4. 招标文件的获取
4.1本次招标文件采取线上发售的方式。
凡有意参加投标的潜在投标人，请于北京时间 2026年 2月3日至2026年 2月10日内完成以下两个步骤：
（1）投标登记
登录中国石油电子招标投标交易平台，搜索本项目，在拟投标标包处点击报名，网址：。
（2）支付标书费
登陆中国石油招标中心招标文件购买平台，在可购买的订单列表下按标包逐笔分别支付，网址：。
登陆账号和中国石油电子招标投标交易平台招标平台一致，建议使用Google Chrome浏览器登录，投标人首次登录需通过手机验证码登录，登录后设置登录密码，提交成功后可以同时使用户名密码或手机验证码登录。详见附件《中国石油招标中心投标商用户操作手册》。如有问题可致电400-8800-114转电子招标平台。
投标报名与支付标书费为两个独立平台，标书费付款支持个人账户汇款。
4.2招标文件按标包售卖，每标包售价200元人民币，请潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，标书售后不退，自负其责。
4.3潜在投标人按4.1规定，在指定时间内依次完成投标登记和支付标书费后，可在中国石油电子招标投标交易平台下载相应标包的招标文件。
4.4标书费发票为电子发票，潜在投标人在招标文件购买平台上付款成功后，我的订单中会生成一条购买记录，点击订单详情，即可自行下载电子发票。
4.5此次采购招标项目为全流程网上操作，需要使用U-key完成投标工作。
（1）U-key办理通知公告及操作手册下载方法如下：登录中国石油招标投标网首页：https://www.cnpcbidding.com通知公告栏目的操作指南中电子招投标平台Ukey办理通知公告及操作手册，即可下载Ukey办理通知公告及操作手册.zip。
（2）投标人应复核U-key证书是否处于有效期内，如证书失效，需按上述程序购买新的U-key。
5. 投标文件的递交
5.1本次招标采取网上递交电子投标文件的投标方式。
投标人应在5.2规定的投标截止时间前通过中国石油电子招标投标平台递交电子投标文件；（为避免受网速及网站技术支持工作时间的影响，建议于投标截止时间前24小时前完成网上电子投标文件的递交。）投标截止时间前未被系统成功传送的电子投标文件将不被接受，视为主动撤回投标文件。
5.2投标截止时间（开标时间）：2026年 3月5日09 时00 分（北京时间）。
5.3开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标平台，投标人可登录中国石油电子招标投标平台，在所有投标文件解密结束后，查看开标结果公示。
5.4投标保证金
（1）投标保证金金额： 壹拾万元人民币，投标保证金按项目收取，不论投标几个标包，只需支付一笔投标保证金。
（2）投标保证金形式：电汇或保险（不接受其他形式）。
（3）投标保证金电汇必须由投标人企业帐户单独汇出，账户名称需与投标人名称一致，且在投标截止时间24小时前到达指定帐户。
（4）投标保证金电汇账号：投标人在中国石油招标中心招标文件购买平台（http://www2.cnpcbidding.com/#/wel/index）支付标书费后，从订单列表中找到拟缴纳保证金的标包（投标多个标包的，任选一个），根据系统显示收款账号汇款（各投标人有唯一的汇款路径，汇款路径根据订单信息动态生成，未按照订单指定路径汇款的保证金无效）。
电汇投标保证金或购买投标保险的具体操作详见附件《中国石油招标中心投标商用户操作手册》。
6. 发布公告的媒介
本次招标公告在中国石油招标投标网(http://www.cnpcbidding.com)上发布。
7. 联系方式
招 标 人：中国石油天然气集团有限公司
地 址：北京市东城区东直门北大街9号 邮 编：100007
联 系 人：孙仲、张金晶
电 话：010-62065782、62065642
电子邮件：lh_sunzhong@cnpc.com.cn、zhangjinjing@cnpc.com.cn
招标机构：中国石油物资有限公司
地 址：北京市西城区鼓楼外大街5号 邮 编：100029
联 系 人：文艺、梁格熙
电 话：010-62065658
电子邮件：wenyi@cnpc.com.cn
技术支持团队：中油物采信息技术有限公司
咨询电话:4008800114
根据语音提示直接说出电子招标（系统将自动转接至人工座席）
如有疑问请在工作时间咨询。
招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。
建议潜在投标人微信关注能源一号网官方服务号，获取最新招标信息、咨询投标常见问题。
附件1：2026年采油用调剖剂分包一览表.xlsx
附件2：《采油采气用调剖堵水剂采购技术规格书》PTS-A140802-04-2025.doc
附件4：《中国石油天然气集团有限公司投标人失信行为管理办法（试行）》.pdf
附件1：2026年采油用调剖剂分包一览表（不要在此表报价，物料明细表是价格评审唯一依据）
序号
品名代码
物资品名
物资编码
*物资名称
*规格型号
现物料分类代码
现品名
现分类对应的15位编码
现物料描述
*特殊技术要求
（主要参数）
*质量标准
使用单位
*交货地点
标包名称
投标人名称
报价（元/吨）
最高限价（元/吨）
*包装方式
*运输方式
是否需要供应商设库
交货地点为库房还是现场，装卸方式及费用
备注
1
12070201
采油用调剖剂
10004709186
采油用调剖剂
KYKJ 抗盐抗碱颗粒
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 KYKJ
专用技术条件1
PTS-A140802-04-2025
大庆油田
现场
A
15000
25kg/袋
汽运
否
现场
2
12070201
采油用调剖剂
10004709163
采油用调剖剂
HP-Ⅰ 缓膨颗粒
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 HP-Ⅰ
专用技术条件2
PTS-A140802-04-2025
大庆油田
现场
B
15000
25kg/桶
汽运
否
现场
3
12070201
采油用调剖剂
10004709157
采油用调剖剂
GNJ 铬体系凝胶
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000045
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 GNJ
专用技术条件5
PTS-A140802-04-2025
大庆油田
大庆地区
C
11000
罐车
汽运
否
现场
4
12070201
采油用调剖剂
10004709151
采油用调剖剂
WDJ 复合离子聚合物类(稳定剂)
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000042
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 WDJ
专用技术条件8
PTS-A140802-04-2025
大庆油田
第七采油厂
D
124933
25kg/袋
汽运
否
现场，人工卸车
5
12070201
采油用调剖剂
10004709150
采油用调剖剂
LXLZ 复合离子聚合物类(两性离子型聚合物)
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000041
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 LXLZ
专用技术条件9
PTS-A140802-04-2025
大庆油田
第七采油厂
E
15276
25kg/袋
汽运
否
现场，人工卸车
6
12070201
采油用调剖剂
10004709150
采油用调剖剂
LXLZ 复合离子聚合物类(两性离子型聚合物)
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000041
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 LXLZ
专用技术条件9
PTS-A140802-04-2025
大港油田
大港油田
15000
25kg/袋
汽运
否
库房
7
12070201
采油用调剖剂
10004709149
采油用调剖剂
YJSZ 复合离子聚合物类(堵水用交联剂有机树脂类)
A14080202
采油采气用调剖堵水剂树脂类
A14080202000005
采油采气用调剖堵水剂树脂类 YJSZ ≥3h ≥10000MPa·s ≥1MPa
专用技术条件10
PTS-A140802-04-2025
大庆油田
第七采油厂
F
17955
25kg/袋
汽运
否
现场，人工卸车
8
12070201
采油用调剖剂
10004709156
采油用调剖剂
GW 固体颗粒类高温调剖剂
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 GW
专用技术条件20
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
G
4851
50kg/袋
汽运
否
现场
9
12070201
采油用调剖剂
10004709187
采油用调剖剂
CW 凝胶类常温堵水调剖剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000051
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 CW
专用技术条件20
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
H
238
固体 25kg/袋；
液体25kg/桶
汽运
否
交货现场，费用自理
10
12070201
采油用调剖剂
10004709155
采油用调剖剂
XWSM 纤维素醚类
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 XWSM
专用技术条件21
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
I
633
罐车
汽运
否
现场
11
12070201
采油用调剖剂
10004709154
采油用调剖剂
PAM 聚丙烯酰胺固体颗粒
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 PAM
专用技术条件22
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
J
10670
25kg/袋
汽运
否
现场
12
12070201
采油用调剖剂
10004709147
采油用调剖剂
SXPM 聚丙烯酰胺类三项泡沫
A14080201
采油采气用调剖堵水剂表面活性剂泡沫类
待审码
采油采气用调剖堵水剂聚合物颗粒类 SXPM
专用技术条件23
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
K
500
罐车
汽运
否
现场
13
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
采油采气用调剖堵水剂 预交联粘弹性颗粒 Ⅰ型
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒 Ⅰ
专用技术条件29-辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（预交联粘弹性颗粒）
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
L
22000
25kg/袋
汽运
否
现场
14
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
采油采气用调剖堵水剂 预交联粘弹性颗粒 Ⅱ型
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒 Ⅱ
专用技术条件29-辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（预交联粘弹性颗粒）
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
22000
25kg/袋
汽运
否
现场
15
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
采油采气用调剖堵水剂 预交联粘弹性颗粒 Ⅲ型
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒 Ⅲ
专用技术条件29-辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（预交联粘弹性颗粒）
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
22000
25kg/袋
汽运
否
现场
16
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
采油采气用调剖堵水剂 预交联粘弹性颗粒 Ⅳ型
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒 Ⅳ
专用技术条件29-辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（预交联粘弹性颗粒）
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
22000
25kg/袋
汽运
否
现场
17
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 LY-Ⅰ
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
待审码
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 30~800mPa•s ≥90%
专用技术条件30-辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（聚合物凝胶类）
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
M
338
罐车
汽运
否
现场
18
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 高温自聚集柔性颗粒
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
专用技术条件31-辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（颗粒类高温自聚集柔性颗粒）
PTS-A140802-04-2025
辽河油田
辽河油田区域
N
21450
50kg/桶
汽运
否
现场
19
12070201
采油用调剖剂
10004709146
采油用调剖剂
PZ 膨胀颗粒 交联丙烯酰胺类
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 PZ
通用技术条件（膨胀型颗粒-常规体膨颗粒）
PTS-A140802-04-2025
吐哈油田/辽河油田
鄯善采油管理区
温米料场/辽河油田区域
O
15000
25kg/桶
汽运
否
交货地点为温米料场，供应商负责装卸及装卸费用/现场
20
12070201
采油用调剖剂
10004709153
采油用调剖剂
TP 体膨颗粒
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 TP
专用技术条件3
PTS-A140802-04-2025
大港油田
大港油田
P
8700
25kg/袋
汽运
否
库房
21
12070201
采油用调剖剂
10004709162
采油用调剖剂
YJL-Ⅰ 堵水预交联聚合物(<1mm)
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 YJL-Ⅰ
专用技术条件11
PTS-A140802-04-2025
大港油田
大港油田
Q
11900
25kg/袋
汽运
否
库房
22
12070201
采油用调剖剂
10004711502
采油用调剖剂
YJL-Ⅱ 堵水预交联聚合物 (1~3mm)
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂颗粒类 YJL-Ⅱ
专用技术条件11
PTS-A140802-04-2025
大港油田
大港油田
11900
25kg/袋
汽运
否
库房
23
12070201
采油用调剖剂
10004709161
采油用调剖剂
LY-Ⅰ 深部涂层复合凝胶 聚合物氯盐类 A剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000048
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 LY-Ⅰ
专用技术条件12
PTS-A140802-04-2025
大港油田
大港油田
R
11560
25kg/袋
汽运
否
库房
24
12070201
采油用调剖剂
10004709158
采油用调剖剂
LY-Ⅱ 深部涂层复合凝胶 聚合物氯盐类 B剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000046
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 LY-Ⅱ
专用技术条件12
PTS-A140802-04-2025
大港油田
大港油田
5780
25kg/袋
汽运
否
库房
25
12070201
采油用调剖剂
10004849561
采油用调剖剂
KY 抗盐凝胶
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000055
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 KY
专用技术条件25
PTS-A140802-04-2025
青海油田
青海省茫崖市青海油田诚信服务公司生产保障中心花土沟库
S
10300
抗盐凝胶B剂为液体产品，用塑料桶包装，应达到密封和不易破损的要求，每桶25Kg，其偏差应不超过±1%。抗盐凝胶A剂聚丙烯酰胺、抗盐凝胶C剂为固体产品，用外包装尼龙编织袋、内包装塑料袋，应达到密封、防潮防雨和不易破损的要求，每袋25Kg，其偏差应不超过±1%。(具体规格与中标供应商协商规定）
汽运
否
库房
投标人具备中国石油天然气集团有限公司油田化学剂采油用调剖剂聚丙烯酰胺类凝胶产品质量认可证书即可投标
26
12070201
采油用调剖剂
10004849560
采油用调剖剂
DW 聚丙烯酰胺类低温凝胶
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000054
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 DW
专用技术条件26
PTS-A140802-04-2025
青海油田
青海省茫崖市青海油田诚信服务公司生产保障中心花土沟库
T
11067
固体粉状产品采用全新牛皮纸袋进行包装，每袋25kg；液体产品采用全新聚乙烯塑料桶进行包装，每桶25kg，都应达到密封和不易破损的要求，其偏差应不超过±1%。(具体规格与中标供应商协商规定）
汽运
否
库房
投标人具备中国石油天然气集团有限公司油田化学剂采油用调剖剂聚丙烯酰胺类凝胶产品质量认可证书即可投标
27
12070201
采油用调剖剂
10004966147
采油用调剖剂
CLPAM 交联聚丙烯酰胺
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
A14080203000057
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类 CLPAM
专用技术条件18
PTS-A140802-04-2025
长庆油田
长庆区域
U
4500
200kg/桶
汽运
是
交货地点为库房和现场相结合，库房及现场均由乙方派专人负责发放，装卸方式及费用均由乙方承担。
28
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
待审码
采油采气用调剖堵水剂（聚合物凝胶类）
专用技术条件14
PTS-140802-04.14-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
V
10500
聚合物产品采用塑料三合一牛皮纸袋，每袋净含量25kg；
交联剂或助剂产品采用塑料桶包装，每桶净质量200kg或1000kg
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
29
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
待审码
采油用堵水调剖剂（ 铬醛类）
专用技术条件15
PTS-140802-04.15-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
W
13000
A剂是50或200公斤桶装，B剂和C剂是25公斤袋装
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
30
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
待审码
采油用堵水调剖交联剂（ 酚醛类）
专用技术条件16
PTS-140802-04.16-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
X
13000
A剂是50或200公斤桶装，B剂和C剂是25公斤袋装
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
31
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
待审码
采油用颗粒堵水调剖剂（ 聚合物类）
专用技术条件17
PTS-140802-04.17-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
Y
9000
40或50公斤桶装
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
32
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油采气用调剖堵水剂（粘弹性颗粒类）
专用技术条件18
PTS-140802-04.18-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
Z
20000
袋装/桶装(25kg/30kg)
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
33
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油用调剖剂（固体颗粒类）
专用技术条件19
PTS-140802-04.19-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
AA
13500
三合一牛皮纸袋，每袋净含量25kg
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
34
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油用调剖剂（缓膨颗粒类）
专用技术条件20
PTS-140802-04.20-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
BB
10000
25公斤 三合一牛皮纸袋包装
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
35
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080209
采油采气用调剖堵水剂颗粒类
待审码
采油用调剖剂（自交联颗粒类）
专用技术条件21
PTS-140802-04.21-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
CC
22700
25公斤 三合一牛皮纸袋包装
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
36
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080203
采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类
待审码
采油用调剖剂（活性微凝胶类）
专用技术条件22
PTS-140802-04.22-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
DD
9500
避光塑料桶40公斤/桶
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
37
12070201
采油用调剖剂
采油用调剖剂
A14080208
采油采气用调剖堵水剂硅铝酸盐类调节剂类
待审码
采油用堵水剂 （改性硅酸盐类）
专用技术条件23
PTS-140802-04.23-2025
新疆油田
新疆油田公司各二级单位现场
EE
4700
50公斤/袋
汽运
是
现场，供应商承担装卸费用
PTSPTS-A140802-04-2025采油采气用调剖堵水剂采购技术规格书PetroleumandnaturalgasproductionengineeringProcurementTechnicalSpecificationofprofilecontrolagentforoilrecovery采购技术规格书文件目录本文件为[封面文件名：采油采气用调剖堵水剂采购技术规格书，文件编号为[封面文件编号：PTS-A140802-04-2025]，共包括1份通用技术条件、27份专用技术文件、1份技术评分表，各部分详情如下： 通用技术条件\n\n 序号\n 名 称\n 编 号\n\n 1\n 采油采气用调剖堵水剂通用技术条件\n PTS-A140802-04.00-2025\n\n 专用技术条件\n\n 序号\n 名 称\n 编 号\n\n 1\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（抗盐抗碱颗粒）专用技术条件\n PTS-A140802-04.01-2025\n\n 2\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（缓膨颗粒）专用技术条件\n PTS-A140802-04.02-2025\n\n 3\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（体膨颗粒）专用技术条件\n PTS-A140802-04.03-2025\n\n 4\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（共聚物再交联颗粒）专用技术条件\n PTS-A140802-04.04-2025\n\n 5\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（铬体系交联聚合物）专用技术条件\n PTS-A140802-04.05-2025\n\n 6\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（改性有机铬类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.06-2025\n\n 7\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（辐照改性聚合物）专用技术条件\n PTS-A140802-04.07-2025\n\n 8\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（复合离子聚合物-稳定剂）专用技术条件\n PTS-A140802-04.08-2025\n\n 9\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（复合离子聚合物-两性离子型聚合物）专用技术条件\n PTS-A140802-04.09-2025\n\n 10\n 大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（复合离子聚合物-交联剂有机树脂类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.10-2025\n\n 11\n 大港油田-采油采气用调剖堵水剂（堵水预交联聚合物）专用技术条件\n PTS-A140802-04.11-2025\n\n 12\n 大港油田-采油采气用调剖堵水剂（深部涂层复合凝胶）专用技术条件\n PTS-A140802-04.12-2025\n\n 13\n 吐哈油田-采油采气用调剖堵水剂（聚丙烯酰胺凝胶类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.13-2025\n\n 14\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（聚合物凝胶类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.14-2025\n\n 15\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（粘弹性颗粒类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.15-2025\n\n 16\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（固体颗粒类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.16-2025\n\n 17\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（无机固结类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.17-2025\n\n 18\n 长庆油田-采油采气用调剖堵水剂（交联聚丙烯酰胺）专用技术条件\n PTS-A140802-04.18-2025\n\n 19\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（体膨型聚丙烯酰胺颗粒）专用技术条件\n PTS-A140802-04.19-2025\n\n 20\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（堵水调剖剂）专用技术条件\n PTS-A140802-04.20-2025\n\n 21\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（纤维素醚类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.21-2025\n\n 22\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（聚丙烯酰胺类-固体颗粒2.0mm）专用技术条件\n PTS-A140802-04.22-2025\n\n 23\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（高温三相调剖剂）专用技术条件\n PTS-A140802-04.23-2025\n\n 24\n 青海油田-采油采气用调剖堵水剂（抗高温凝胶）专用技术条件\n PTS-A140802-04.24-2025\n\n 25\n 青海油田-采油采气用调剖堵水剂（抗盐凝胶）专用技术条件\n PTS-A140802-04.25-2025\n\n 26\n 青海油田-采油采气用调剖堵水剂（聚丙烯酰胺类低温凝胶）专用技术条件\n PTS-A140802-04.26-2025\n\n 27\n 青海油田-采油采气用调剖堵水剂（聚丙烯酰胺类中温凝胶）专用技术条件\n PTS-A140802-04.27-2025\n\n 28\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（固结类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.28-2025\n\n 29\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（颗粒类预交联粘弹性颗粒）\n PTS-A140802-04.29-2025\n\n 30\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（聚合物凝胶类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.30-2025\n\n 31\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（颗粒类高温自聚集柔性颗粒）专用技术条件\n PTS-A140802-04.31-2025\n\n 32\n 辽河油田-采油采气用调剖堵水剂（稠油类活化稠油）专用技术条件\n PTS-A140802-04.32-2025\n\n 33\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（铬醛类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.33-2025\n\n 34\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（酚醛类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.34-2025\n\n 35\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（聚合物类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.35-2025\n\n 36\n 新疆油田采油采气用调剖堵水剂（改性硅酸盐类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.36-2025\n\n 37\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（自交联颗粒类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.37-2025\n\n 38\n 新疆油田-采油采气用调剖堵水剂（活性微凝胶类）专用技术条件\n PTS-A140802-04.38-2025\n\n 技术评分表\n\n 序号\n 名 称\n 编 号\n\n 1\n 采油采气用调剖堵水剂技术评分表\n PTS-A140802-04.SS-2025\n\n前言为深化物资集约化管理，加强物资标准化建设，进一步提升集团化运作水平，集团公司工程和物装管理部自2015年4月起组织开展物资采购技术规格书编制工作。按照工作部署，从一级物资入手，全面推进采购需求标准化、物资系列化，进一步提高公司集中采购、集中招标比例，充分发挥集团规模优势，实现集团公司质量、效率、效益最大化。建立采购技术规格书制修订工作机制，持续优化规格书内容，使其尽可能服务集团所有采购业务需要。采购技术规格书分为通用技术条件、专用技术条件和技术评分表。其中：1．通用技术条件，给出通用并统一的技术要求。未经发布单位批准，采购实施中任何单位或个人不得对该部分进行修改。2．专用技术条件，给出实际使用情况和用于订货的相关参数，可根据实际需要进行补充。该部分可由采购方交业主或设计方填写。专用技术与通用技术条件合并后供采购实施用。3．技术评分表，给出采购中通用的技术评分标准。此部分使用时可根据项目特点进行调整、修改。本文件由中国石油天然气集团有限公司工程和物装管理部提出并归口管理。本文件起草单位：中国石油物资采购中心本文件主要起草人：张菊康、魏文婷本文件二次发布。 \n PTS\n\n 技术规格书编号：PTS-A140802-04-2025\n\n 第一部分\n采油采气用调剖堵水剂通用技术条件\nGeneral Technical Conditions of Profile Control Agent for Oil Recovery\n\n\n目次11范围12遵循的标准、规范13术语与定义14物资属性描述规范25总体要求36供货范围及界面37技术要求48材料要求49检验和测试410铭牌/标志411涂层、包装和运输512技术文件提交要求513技术服务514验收615售后服务616担保与保证617附表与附图范围本文件规定了采油采气用调剖堵水剂在设计、材料、制造、检验、测试、运输、验收和服务等方面的最低要求。本文件适用于注水井调整吸水剖面、注汽（气）井吸汽（气）剖面所用的采油采气用调剖堵水剂的采购。遵循的标准、规范2.1文件出版时，所有标准、规范都以其最新有效版本和原始语言为准。2.2其它未列出的与本产品有关的标准和规范，供货商有义务主动提供。2.3本文件指定采油采气用调剖堵水剂应遵循的标准和规范主要包括但不仅限于以下所列范围。GB/T4472-2011化工产品密度、相对密度的测定GB/T5195.9-2016萤石灼烧减量的测定重量法GB/T16483-2008化学品安全技术说明书内容和项目顺序GB30000.2～29-2013化学品分类和标签规范(2～29部分)HJ761-2015固体废物有机质的测定灼烧减量法SY/T6276-2014石油天然气工业健康、安全与环境管理体系SY/T5274-2016树脂涂敷砂技术要求Q/SY01026-2018油泥调剖工艺技术规范Q/SY17002-2016调剖堵水用吸水体膨颗粒技术规范Q/SY17229-2018颗粒类调堵剂主要控制指标及试验方法Q/SY17752-2019采油用冻胶型堵水调剖剂性能评价方法Q/SY13034物料主数据数字化描述规范术语与定义下列名词定义适用于本文件：业主：项目投资人或所采购物资最终物权所有方。采购方：业主或受业主委托采购物资的单位。设计方：受业主委托承担工程项目设计或对所采购物资技术性能、使用标准规范要求负责的单位。供货商：为业主设计、生产、提供物资的企业。质保期：按采购合同约定，供货商对所供物资因质量问题而出现故障时提供更换的时间段。物资属性描述规范4.1适用物资品种 分类编码\n 品名\n\n A140802\n 采油采气用调剖堵水剂\n\n4.2物资属性规则描述 品类编码\n 品类名称\n 特性1\n\n名称\n 特性2\n\n名称\n 特性3\n\n名称\n 特性4\n\n名称\n 特性5\n\n名称\n 特性6\n\n名称\n\n A14080201\n 采油采气用调剖堵水剂表面活性剂泡沫类\n 型号\n 成胶时间\n 成胶黏度\n 封堵性能\n \n \n\n A14080202\n 采油采气用调剖堵水剂树脂类\n 型号\n 成胶时间\n 成胶黏度\n 封堵性能\n \n \n\n A14080203\n 采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类\n 型号\n 凝胶黏度\n 岩心堵塞率\n 吸水膨胀倍数\n 抗压强度\n 初始粒径\n\n A14080204\n 采油采气用调剖堵水剂聚合物微球类\n 型号\n 封堵性能\n 初始粒径\n \n \n \n\n A14080205\n 采油采气用调剖堵水剂有机硅类\n 型号\n 成胶时间\n 成胶黏度\n 封堵性能\n \n \n\n A14080206\n 采油采气用调剖堵水剂氰凝类\n 型号\n 成胶时间\n 成胶黏度\n 封堵性能\n \n \n\n A14080207\n 采油采气用调剖堵水剂稠油类\n 型号\n 成胶时间\n 成胶黏度\n 封堵性能\n \n \n\n A14080208\n 采油采气用调剖堵水剂硅铝酸盐类调节剂类\n 型号\n 成胶时间\n 成胶黏度\n 封堵性能\n \n \n\n A14080209\n 采油采气用调剖堵水剂颗粒类\n 型号\n 成胶时间\n 成胶黏度\n 封堵性能\n \n \n\n A14080210\n 采油采气用调剖堵水剂固结类\n 型号\n \n \n \n \n \n\n4.39位物资分类编码采油采气用调剖堵水剂9位物料编码详情如下：采油采气用调剖堵水剂表面活性剂泡沫类分类代码为A14080201；采油采气用调剖堵水剂树脂类分类代码为A14080202；采油采气用调剖堵水剂聚合物凝胶类分类代码为A14080203；采油采气用调剖堵水剂聚合物微球类分类代码为A14080204；采油采气用调剖堵水剂有机硅类分类代码为A14080205；采油采气用调剖堵水剂氰凝类分类代码为A14080206；采油采气用调剖堵水剂稠油类分类代码为A14080207；采油采气用调剖堵水剂硅铝酸盐类调节剂类分类代码为A14080208；采油采气用调剖堵水剂颗粒类分类代码为A14080209；采油采气用调剖堵水剂固结类分类代码为A14080210。4.415位物料编码梳理结果详见附件1《15位物料编码梳理对照表》。总体要求本文件提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供货商应提供满足有关标准规范和本文件要求的全新产品。如果技术规格书和有关标准规范发生矛盾，应按下列顺序执行。（1）中国国家、地区的法律（2）本技术规格书（3）遵循的标准、规范（4）供货商的产品标准、规格书和资料其他不能根据文件的优先顺序确定的矛盾，供货商应以书面形式提交给采购方，用于澄清和决定。其它未列出的与所购物资相关的标准、规范，供货商有义务主动提供。所有标准、规范均应为采购期时的有效版本。如果所引用的标准之间不一致或本文件所列遵循的标准、规范与供货商所执行的标准不一致，则按要求较高的标准执行。如果供货商没有以书面形式对本文件的条文提出差异，则意味着提供的物资完全符合本文件要求。本文件经各方协商一致后可作为订货合同的技术附件，与合同具有同等的法律效力。本文件未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。本文件涉及对供货商有关商务方面的要求，如与实际谈判或招标文件中商务部分有矛盾，以后者为准。本文件通用技术条件各条款如与专用技术条件有冲突，则以专用部分为准。5.1供货商资质要求5.1.1供货商证书要求供货商及分包商应具有中华人民共和国或相应国际认证机构颁发的有效质量管理体系认证证书、环境管理体系认证证书、健康安全职业管理体系认证证书；具有有效的中国石油天然气集团公司一级物资供应商准入证书；具有有效的中国石油天然气集团有限公司石油石化用化学剂产品质量认可证书。供货商必须随货物提供《安全技术说明书》、《安全标签》。5.1.2供货商业绩和经验要求供货商应具有良好的商业信誉和供货有效业绩，近三年经营活动中无不良记录；近三年经营活动中无不良记录，包括但不限于：不得被《中国石油天然气集团有限公司投标人失信行为管理办法》处罚；不得被工商行政管理机关在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单或被最高人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）列入失信被执行人名单。5.2投标承诺5.2.1供货商职责供货商应对采油采气用调剖堵水剂的主要原材料、配方设计、材料采购、生产工艺、资料的提供和检验以及在指定场所进行的试验负有完全责任。供货商还应对采油采气用调剖堵水剂及其配套产品的性能、产品的正确使用、溶液的稀释配制、运输、现场施工指导、残液处理及现场提出的相关服务等内容负责。5.2.2提供资料供货商在投标技术文件中必须按照本文件中的要求提供相关技术资料。5.2.3质量承诺本文件意在指明该采油采气用调剖堵水剂采购的基本原则和最低要求，并不减轻供货商为其所提供的采油采气用调剖堵水剂的主要原材料、配方设计、材料采购、生产工艺、资料的提供、产品检验以及在指定场所进行的试验性能和安全所负的全部责任；供货商应对提供采油采气用调剖堵水剂的质量、可靠性、使用寿命、技术服务、相关责任等做出承诺；由业主或采购方签发的对采油采气用调剖堵水剂的提议或建议，并不能免除供货商认可本文件的所有要求或履行承诺时的任何责任。5.2.4进度承诺供货商所提供的采油采气用调剖堵水剂，其交货期必须满足项目总体进度的要求。5.2.5其他本通用技术条件应结合专用技术条件一起作为采购实施的依据。供货范围及界面供货商提供的采油采气用调剖堵水剂应包括但不限于：依据GB30000.2～29-2013出具的《化学品危险性分类报告》、符合GB/T16483-2008要求《安全技术说明书》、《产品合格证》、产品标准等要求的其他相关资料。技术要求本条不适用。（或按照SY/T5590-2004中，将调剖剂分为固体调剖剂一般性能和液体调剖剂一般性能）材料要求本条不适用。检验和测试本条不适用。（按照SY/T5590规定执行）7技术要求7.1固体颗粒类调剖剂7.1.1非膨胀型固体颗粒类非膨胀型固体颗粒类调剖剂技术要求见表1。表1非膨胀型固体颗粒类技术指标 项 目\n 指 标\n\n \n 有机颗粒\n 无机颗粒\n\n 外观\n 均匀固体颗粒\n 均匀固体颗粒\n\n 密度\n ≤1.6\n -\n\n 水分（质量分数），%\n ≤5\n ≤5\n\n 粒径符合率，%\n ≥95\n ≥95\n\n 无机物含量，%\n ≤5\n -\n\n 析水率，6h，%\n -\n ≤4.0\n\n 沉降速率，6h以内，mL/min\n -\n ≤0.003\n\n 沉降量，6h，mL\n -\n ≤1.0\n\n 悬浮液读值（养护16h后ф600）\n -\n ≥20\n\n7.1.2吸水体膨颗粒类吸水体膨颗粒类技术指标见表2。表2膨胀型颗粒类技术指标 项 目\n 指 标\n\n \n 常规体膨颗粒\n 缓膨颗粒\n\n \n \n Ⅰ型\n Ⅱ型\n\n 固相含量，%\n ≥90\n\n 粒径符合率，%\n 符合粒径颗粒\n ≥80\n\n \n 超粒径大颗粒\n ≤5\n\n 颗粒密度（室温），g/cm3\n 1～1.7\n\n 吸水体膨倍数，倍\n 24h\n ≥7\n ≤4\n 4-10\n\n \n 30d\n -\n ≥7\n ≥20\n\n 抗压强度，MPa\n ≥1\n\n 形变因子\n ≤1.5\n\n7.1.3凝胶微粒类凝胶微粒类技术要求见表3。表3凝胶微粒类技术要求 项 目\n 指 标\n\n 凝胶微粒径符合率，%\n ≥80\n\n 粘度，MPa·s\n ≤1000\n\n 可分离固形物，%\n ≥20\n\n 可分离固形物形态\n 可分离固形物不成团\n\n 分散性能 \n 在水中完全分散，无絮状物，无凝胶\n\n 灼烧残渣含量，%\n ≤0.1\n\n 初始堵塞率，% \n ≥70\n\n 堵塞率，目的油藏温度，168h后，% \n ≥60\n\n7.2聚合物凝胶类聚合物凝胶类技术要求见表3。表4聚合物凝胶类技术要求 项 目\n 指 标\n\n 溶液初始粘度，mPa·s\n 10～1000\n\n 初凝时间，h\n 2～72\n\n 凝胶黏度，mPa·s\n ≥5000\n\n 凝胶黏度保留率,90d后，%\n ≥60\n\n 初始堵塞率，%\n ≥95\n\n 岩心堵塞率，目的油藏温度，7d 后，% \n ≥80\n\n7.3耐高温泡沫类耐高温泡沫类技术要求见表5。表5耐高温泡沫类技术要求 项 目\n 指 标\n\n 粘度，mPa·s\n ≤50\n\n 耐高温后发泡体积，200mL，目的油藏温度，24h，mL\n ≥600\n\n 耐高温后泡沫半析水期，s\n ≥120\n\n 封堵率，目的油藏温度，24h，%\n ≥70\n\n 堵塞率，目的油藏温度，7d 后，%\n ≥50\n\n8材料要求本技术规格书不适用。9检验和测试外观在非直射自然光线下用肉眼观察。密度按GB/T4472-2011规定执行。水分按Q/SY17229-2018中附录A的A.2的规定执行。粒径符合率按Q/SY17002-2016中附录B的规定执行。无机物含量按HJ761-2015的规定执行。析水率称取3g固体颗粒，精确至O.Olg，加入97g现场用水，人工摇匀。取25.0mL，记为v1,加入到25mL的酸式滴定管中，每10min记录一次析出清液的体积，记录6小时固相析出清液体积v2。析水率按式（1）计算：v2Y=──×100%………………………………………………（1）v1式中：Y一一析水率，用百分数表示；v1一一加入到酸式滴定管中液体体积，mL；v2一一6小时析出清液体积，mL。沉降速率读取9.6中的v2，沉降速率按公式（3）计算：v2P=──×100%………………………………………………（2）360式中：P一一沉降速率，用百分数表示；v2一一6小时析出清液体积，mL；v1一一降沉时间360，min。沉降量读取9.6中的6h的酸式滴定管中的下部沉降出的沉降物的体积。悬浮液读值将搅拌杯中加入350mL蒸馏水，开启搅拌器，再加入22.5g试样，搅拌5min；用刮刀刮下粘在杯壁上的所有固体颗粒于杯中，继续搅拌；每搅拌5min重复用刮刀刮杯壁固体颗粒于杯中，重复4次，在室温下，将悬浮液置于密闭容器中，养护16h，制备成悬浮液。将养护后的悬浮液摇匀倒入搅拌杯中，置于搅拌器上搅拌5min；停止搅拌，倒入配备直读式黏度计的样品杯中，按仪器操作要求测试黏度计在600r/min时的读值。固相含量按Q/SY17002-2016中附录A的规定执行。颗粒密度按Q/SY17229-2018中附录A的A.2.3或GB/T4472-2011的规定执行。吸水体膨倍数按Q/SY17229-2018中附录A的A.2.4的规定执行。抗压强度按Q/SY17002-2016中附录E的规定执行。形变因子按Q/SY17002-2016中附录E的规定执行。凝胶微粒径符合率原理试样为均匀、稳定的水基乳状液，用正已烷进行抽提表面活性剂、油基介质，在水相中剩余的物质即为产品颗粒，用激光光散射粒度分析仪测定水相中的固体颗粒粒径分布范围。试剂与材料a)正己烷；b)蒸馏水；c)试样。仪器与设备a)激光光散射粒度分析仪：测量范围1nm～9500nm；b)磁力搅拌器；c)水浴恒温振荡器：转速范围是0～280r/min；d)电子天平：量程为200g，感量为0.01g；e)密闭耐压容器；f)分液漏斗；g)烧杯：500mL；h)一次性滴管：若干；i)三角瓶：500mL。程序9.15.4.1取500mL烧杯称量蒸馏水100g（精确至0.01g），在烧杯中放入磁子，并将其置于磁力搅拌器上，转速500r/min。称量0.2g（精确至0.01g）试样，缓慢滴加到烧杯中，持续搅拌30min，配制成浓度2000mg/L的分散溶液。9.15.4.2用锥形瓶称量100g（精确至0.01g）正己烷，加入到烧杯中，持续搅拌60min。用分液漏斗将烧杯中混合液进行油水分离，保留底部水相部分，重复上述操作步骤2次。9.15.4.3将水相溶液放置于密闭耐压容器中，将密闭容器放置于25℃水浴恒温振荡器中，振荡速度调整为100r/min，振荡30min。9.15.4.4量取10mL溶液于激光光散射粒度分析仪专用液槽中，进行粒度测量（可根据仪器需要输入相关实验参数，如样品折射率为1.5，分散介质折射率1.333，粘度为1mPa·s）。粘度按Q/SY17752-2019中6.1的规定执行。可分离固形物9.17.1用玻璃棒将试样经过充分搅拌后，用10mL的注射器抽取10mL试样并称量质量，记为m1；9.17.2取一个洁净的250mL烧杯中，加入150mL无水乙醇，在磁力搅拌下，将试样缓慢滴加到烧杯中（2~3min内滴加完毕），滴加完后继续搅拌10min，称量注射器和残余的试样的质量，记为m2。9.17.3将烧杯中液体用布氏漏斗抽滤，用无水乙醇冲净烧杯内残余的固体到布氏漏斗中抽滤；9.17.4另取一洁净的称量瓶，将烧杯中基本抽干的固体移至称量瓶中，称重称量瓶质量，记为m0，不盖瓶盖，放入恒温烘箱中，于75℃烘1.5h后取出，盖紧瓶盖置于干燥器中，冷确至室温，称量称量瓶和烘干沉淀固体的质量，记为m。9.17.5结果计算可分离固形物按式（3）计算：m-m0C=————×100%………………………………………………（3）m1-m21式中：C——固体沉淀析出物的质量分数，用百分数表示；m——烘干沉淀固体加称量瓶的质量，单位为克（g）；m0——空称量瓶的质量，单位为克（g）；m1——滴加前注射器加试样的质量，单位为克（g）；m2——滴加后注射器加试样的质量，单位为克（g）。同时做三组平行实验，取三组实验的算术平均值作为检测结果。可分离固形物形态称取10.0g样品，加入到一个洁净的250mL烧杯中，在玻璃捧搅拌下缓慢加入20mL无水乙醇，观察析出固形物是否成松散状态，可分离固形物不成团积聚即为合格分散性能在测试前，摇动试样20次以上至试样均匀。量取100mL模拟地层水于250mL烧杯中，在磁力搅拌器搅拌下使溶液形成旋涡，然后缓慢滴加0.2mL试样，搅拌5分钟后停止搅拌。目测观察若完全分散，无絮状物、凝胶即为合格。溶液初始粘度按Q/SY17752-2019中6.1的规定执行。初凝时间按Q/SY17752-2019中6.2的规定执行。凝胶黏度按Q/SY17752-2019中6.3的规定执行。凝胶黏度保留率从凝胶终凝时间开始计时，相同条件下，在恒温箱中继续保持恒温90d，按Q/SY17752-2019中6.3的规定测定冻胶粘度。凝胶黏度保留率按公式（4）计算：ƞ2X=×100…………………………………………(4)ƞ1式中：X——凝胶黏度保留率，%；ƞ2——90d后凝胶黏度，mPa·s；ƞ1——凝胶黏度，mPa·s。初始堵塞率原理岩心通入试样后渗透率会降低，通过测定试样前后岩心的水相渗透率，可计算出初始堵塞率。试剂与材料a)目的层砂样；设备和仪器a)装置：岩心流动试验仪（或同类产品）；b)恒温水浴，室温~100℃，控温精度±1℃；c)广口瓶。岩心制备a)取目的油层的砂样，代替SY/T5274-2016中附录A的树脂涂敷砂，并制作岩心；b)按SY/T5274-2016规定中5.8测定人造岩心的水相渗透率K1备用，用同样方法制定3块岩心试样；c)制定3块岩心试样中，当单个岩心的水相渗透率与3块岩心渗透率的平均值相差超过20%时，应重新制定。程序:a)取9.24.4的b）中制备的岩心，注入试样3PV；b)将注入试样的岩心放入广口瓶中，再用试样浸没；c)将广口瓶放入已恒温60℃的恒温水浴中，恒温72h；d)取出岩心试样，去除试样两端留存的试样；e)按SY/T5274-2016规定中5.8测试样处理后岩心的水相渗透率；初始堵塞率按公式（4）计算：k1-k2δ1=×100…………………………………………(4)k1式中：δ1——初始堵塞率，%；k1——空白岩心的水相渗透率，μm2；k2——岩心通入试样后的水相渗透率，μm2。平行测定结果的相对差值不大于5%，取三次平行测定结果的算术平均值作为测定结果。堵塞率设备和仪器a)陈化釜：不锈钢材质,容积500mL；b)恒温干燥箱,温度范围为室温~400℃,控温精度±1℃。程序a)在陈化釜中加入100mL自来水；b)将9.24.5已测试完的岩心放入陈化釜中；c)将装有岩心的陈化釜放入已恒温为目的温度的干燥箱中；d)恒温168h后，取出；e)按照SY/T5274-2016规定中5.8测岩心水相渗透率。堵塞率按公式（5）计算：k1-k3δ2=×100…………………………………………(5)k1式中：δ2——岩心堵塞率，单位为百分比(%);k3——岩心注试样恒温目的温度，148h后水相渗透率，μm2。平行测定结果的相对差值不大于5%，取三次平行测定结果的算术平均值作为测定结果。10铭牌/标志在包装明显部位标明:产品名称、规格型号、批号、生产日期、安全标签、净含量、生产厂名、厂址、保质期、产品标准编号。11包装和运输液体类调剖剂采用槽车包装或按用户要求包装，单井需求量过大，过磅次数过多，可视情况折算成干剂过磅。固体颗粒类高温调剖剂采用袋装包装，每袋净含量50kg，或按用户要求包装，计量偏差应符合JJF1070要求。具有危险化学品特性的采油采气用调剖堵水剂，从事危险化学品道路运输的所属单位，应当取得危险货物道路运输许可，并向政府有关部门办理登记手续。委托危险化学品道路运输的单位，应当委托依法取得危险货物道路运输相应资质的单位承运。危险化学品的包装、运输、储存、使用等方面未尽事宜，应满足《危险化学品安全管理条例》中相关要求。12技术文件提交要求12.1投标文件投标时，供货商应向业主提供如下的文件：公正权威机构颁发的相关资质证书；业绩表/跟踪报告；产品执行标准；生产、检测时间计划及内容；与设计、制造、测试和检测相关的技术标准规范名称；供货范围及界面、详细的供货清单，包括生产厂商、规格及型号等；《安全技术说明书》、《安全标签》其它。12.2订货后提交文件订货合同签订后按用户规定，供货商向业主按照合同提供相应技术资料。12.3供货时提交文件供货时，供货商应向业主提供《安全技术说明书》、《产品合格证》、产品标准等资料。13技术服务13.1技术支持根据采油采气用调剖堵水剂的特殊性，供应商按合同要求送货后，应提供相应的技术服务，包括产品的正确使用、溶液的稀释配制、现场施工指导、残液处理及现场提出的相关服务等内容。供应商提供现场服务时，要求供应商应遵守买方单位的QHSE相关规定，并与具使用单位另行签订QHSE协议，满足QHSE管理要求。13.2培训订货合同签订后按用户规定，供货商向业主提供必要的培训，包括安全、法律方面注意事项。14验收14.1到货数量验收货物到达业主指定库房（或现场）后，由业主方应用指定库房（或现场）的计量器具进行货物数量验收。若货物数量验收不合格，应共同指定第三方进行数量验证。14.2到货质量验收货物到达业主指定库房（或现场）后，由业主方随机抽样、检测，到货质量必须满足合同签订的执行标准要求，同时必须满足本技术规格书进行质量，当任一项检测结果不符合第7章对应表格的技术指标要求时，应共同指定第三方进行货物质量验收。15售后服务供应商应提供足够的技术服务；当业主需要供货商提供服务时，供货商应做出答复，需要时派工程师到现场；出现质量问题，供货商应负责采取措施并免费更换。 \n PTS\n\n 技术规格书编号： PTS-A140802-04.01-2025\n\n 第二部分\n大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（抗盐抗碱颗粒）专用技术条件\nSpecial Technical Conditions of Profile Control Agent for Oil Recovery\n\n\n1项目概况采油用抗盐抗碱颗粒调剖剂具有遇水膨胀和有良好的抗盐抗碱性等特点，可对具有高盐高碱环境的高渗层和大孔道形成封堵。2现场条件采购商品存储于指定库房、井场、材料房及相关场所，在完成产品质检后，送达施工场所，进行现场配制与注入。3专用技术要求3.1技术要求采油用抗盐抗碱颗粒调剖剂技术要求应符合表4规定。表1采油用抗盐抗碱颗粒调剖剂技术要求 序号\n 项目\n 指标\n\n 1\n 外观\n 颗粒状固态物\n\n 2\n 固含量，%\n ≥90\n\n 3\n 无机物含量，%\n ≤20\n\n 4\n 粒径符合率，%\n ≥90\n\n 5\n 颗粒密度（室温），g/cm3\n 1.0≤-≤1.7\n\n 6\n 使用模拟油田盐水配制的1.2% Na2CO3溶液浸泡\n 24h体积膨胀倍数，倍\n 10.0≤-≤30.0\n\n 7\n \n 抗压强度，MPa\n ≥1.0\n\n 8\n \n 弹性因子\n ≥1.5\n\n 9\n *7d热稳定性（目标油藏温度），MPa\n ≥0.8\n\n 10\n *配伍性\n 三元液界面张力，mN/m\n ＜10-2\n\n 11\n \n 三元液粘度损失，%\n ≤10\n\n 12\n *封堵率，%\n ≥90\n\n备注：带“*”指标为性能评价指标，其它为常规检测指标。3.2检测方法3.2.1外观取约5g试样，置于干燥洁净的表面皿上，在非直射自然光下目测。3.2.2固含量3.2.2.1仪器a)恒温烘箱；b)干燥器；c)干燥盘（直径为55mm的铝盘）；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)镊子。3.2.2.2测定步骤3.2.2.2.1接通恒温烘箱电源，设置烘干温度为(105±2)℃，并恒温。3.2.2.2.2将干燥盘放在恒温烘箱内，在(105±2)℃条件下烘干1h。3.2.2.2.3用镊子将干燥盘从恒温烘箱中取出，放入干燥器内冷却30min至室温。3.2.2.2.4在精密电子天平上称干燥盘质量，准确至0.0001g，视为m0。3.2.2.2.5在干燥盘上均匀撒入3g左右试样，在精密电子天平称得干燥盘与试样总质量，准确至0.0001g，视为m1。置于烘箱内烘干4h。3.2.2.2.6将烘干后的试样移至干燥器内，冷却30min至室温。3.2.2.2.7在精密电子天平上称烘干后试样与干燥盘的总质量，准确至0.0001g，视为m2。3.2.2.2.8该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值修约至小数点后第二位，取其平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.2.3结果表示固含量质量百分数按式（2）计算：………………………………………………（2）式中：S—试样的固含量，%；m0—恒重后干燥盘的质量，g；m1—烘干前试样与干燥盘的总质量，g；m2—烘干后试样与干燥盘的总质量，g。3.2.3无机物含量3.2.3.1仪器a)箱式电阻炉；b)干燥器；c)φ30坩埚；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)坩埚钳。3.2.3.2测定步骤3.2.3.2.1接通电阻炉电源，设置烘干温度为(800±10)℃，并恒温。3.2.3.2.2用坩埚钳将φ30坩埚放在电阻炉内，在(800±10)℃条件下烘干1h。3.2.3.2.3用坩埚钳将φ30坩埚从电阻炉内取出，放入干燥器内冷却1h至室温。3.2.3.2.4在精密电子天平上称得坩埚重，精确至0.0001g，视为m3。3.2.3.2.5用精密电子天平称量0.5000g(精确至0.0001g)试样，视为m4，放于坩埚内。3.2.3.2.6将装有试样的坩埚放置在电阻炉内，以(800±10)℃的温度进行灼烧3h。3.2.3.2.7用坩埚钳将坩埚由电阻炉内取出，放于干燥器内冷却1h至室温。3.2.3.2.8在精密电子天平上称烘干后试样与坩埚的总质量，准确至0.0001g，视为m5。3.2.3.2.9该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值修约至小数点后第二位，取其平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.3.3结果表示无机物含量质量百分数按式（3）计算：………………………………………………（3）式中：M—试样的无机物含量，%；m3—恒重后坩埚的质量，g；m4—灼烧前试样的质量，g；m5—灼烧后试样与坩埚的总质量，g。3.2.4粒径符合率3.2.4.1仪器a)筛分仪；b)电子天平：感量0.01g；c)标准筛。3.2.4.2环境条件3.2.4.2.1筛分仪必须安装在稳固的实验台上。3.2.4.2.2实验室湿度要求小于70%。3.2.4.3测定步骤3.2.4.3.1选取目标粒径范围的上限和下限要求目数的两个洁净干燥的实验标准筛（例如：要求粒径为0.9mm-0.2mm，则所选下筛为20目标准筛，上筛为10目标准筛），在电子天平上称取下限筛质量，准确至0.01g，记为m6。将两个筛子叠放，上限目数的筛子在上，下限目数的筛子在下，并在上筛上放置上盖，同时为下筛套上托盘。3.2.4.3.2在电子天平上称取100g左右试样，准确至0.01g，记为m7，置于上层的上层实验筛中。3.2.4.3.3将筛堆固定在筛分仪上，启动筛分仪，调节定时器，振筛10min。3.2.4.3.4振筛结束，称量载有筛留物的下限实验筛质量，准确至0.01g，记为m8。3.2.4.3.5当目标粒径范围为小于或等于规定值时（例如：要求粒径为≤0.45mm），选取目标粒径范围上限要求目数的洁净干燥的实验标准筛，在电子天平上称取实验筛质量，准确至0.01g，记为m9。为选取的实验筛放置上盖和托盘。在电子天平上称取100g左右试样，准确至0.01g，记为m10，置于实验筛中。按照3.2.4.3.3实验步骤操作。振筛结束，称量载有筛留物的下限实验筛质量，准确至0.01g，记为m11。3.2.4.3.6该实验平行进行三次，实验结果取平均值，保留小数点后两位。若单个测定值相对偏差大于10%时，重新取样测定。3.2.4.4结果计算产品粒径型号有上限、下限要求的粒径符合率按式（4）计算：………………………………………………（4）式中：E—粒径符合率，%；m7—试样的质量，g；m6—下限实验筛的质量，g；m8—载有符合粒径要求颗粒的下限实验筛质量，g。产品粒径型号仅有上限要求的粒径符合率按式（5）计算：………………………………………………（5）式中：E-粒径符合率，%m9–选取实验筛的质量，g；m10–试样的质量，g；m11–载有筛留物的实验筛质量，g。3.2.5颗粒密度3.2.5.1仪器a)25mL量筒；b)精密电子天平：感量0.0001g；c)恒温烘箱；d)干燥盘：直径55mm的铝盘；e)干燥器；f)镊子；g)标准筛。3.2.5.2试剂航空煤油。3.2.5.3测定步骤3.2.5.3.1用标准筛筛出样品标注目数的颗粒约100g。3.2.5.3.2接通恒温烘箱电源，设置烘干温度为（105±1）℃，并恒温。3.2.5.3.3在干燥盘上均匀撒入20.0g左右试样，置于烘箱内烘干4h。3.2.5.3.4用镊子将干燥盘从恒温烘箱中取出，放入干燥器内冷却30min至室温。3.2.5.3.5称取约5g干燥后体膨颗粒试样，精确至0.0001g，准确记录质量m12。3.2.5.3.6取约15mL航空煤油置于25mL量筒中，准确记录体积V1。3.2.5.3.7将体膨颗粒试样缓慢倾倒至量筒中，使其完全沉没，准确记录此时体积V2。3.2.5.4结果表示颗粒密度（室温）按式（6）计算：…………………………………………………………（6）式中：ρ—试样的密度，g/cm3；m12—试样的质量，g；V1—初始航空煤油的体积，mL；V2—加入试样后航空煤油的体积，mL。3.2.624h体积膨胀倍数3.2.6.1仪器a)具塞量筒：250mL；b)量筒：250mL；c)精密电子天平：感量0.0001g；d)镊子；e)标准筛：100目；f)恒温烘箱；g)干燥盘：直径55mm的铝盘；h)干燥器。3.2.6.2测定步骤3.2.6.2.1接通恒温烘箱电源，设置烘干温度为（105±1）℃，并恒温。3.2.6.2.2在干燥盘上均匀撒入5.0g左右试样，置于烘箱内烘干4h。3.2.6.2.3用镊子将干燥盘从恒温烘箱中取出，放入干燥器内冷却30min至室温。3.2.6.2.4在精密电子天平上利用减量法称取烘干后的试样质量，准确至0.0001g，视为m13。3.2.6.2.5将烘干后的试样放入250mL具塞量筒中。3.2.6.2.6用250mL量筒量取240mL1.2%Na2CO3溶液（配制方法见3.2.13），记为H0，加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒塞子，常温放置24h。3.2.6.2.7取100目标准筛对具塞量筒中浸泡后的试样过滤，用250mL量筒量取具塞量筒中剩余水的体积，记为H1。3.2.5.2.8该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.05时，重新取样测定。3.2.6.3结果表示24h体积膨胀倍数按式（7）计算：…………………………………………………………（7）式中：C—试样的体积膨胀倍数；m13—干燥后试样的质量，g；ρ—试样的密度，g/cm3；H0—具塞量筒中加入水的初始体积，mL；H1—具塞量筒中试样膨胀后剩余水的体积，mL。3.2.7抗压强度3.2.7.1仪器a)具塞量筒：250mL；b)量筒：250mL；c)颗粒参数测定仪；d)孔径为0.3mm孔板；（孔板直径42mm，孔板厚度8mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）e)高压手动计量泵；f)精密电子天平，感量0.01g；g)压力表精度0.4级。3.2.7.2测定步骤3.2.7.2.1用精密电子天平称量5.0g试样，精确至0.01g，放入250mL具塞量筒中。3.2.7.2.2用250mL量筒量取240mL1.2%Na2CO3溶液，加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒塞子，常温放置24h。3.2.7.2.3将充分膨胀好的试样放入颗粒参数测定仪中，安装上φ0.3mm孔板，调整装置使其密封。3.2.7.2.4用高压手动计量泵慢慢给装置加压，加压速度为20转/分匀速加压，并注意观察装置下面由孔板内流出物质的状态。3.2.7.2.5当装置中的试样由孔板中刚一被压出时，记录下该时刻给装置所加的压力P，即为抗压强度值。3.2.7.2.6该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.01时，重新取样测定。3.2.8弹性因子3.2.8.1仪器a)具具塞量筒：250mL；b)量筒：250mL；c)烧杯：150mL；d)称量盘：直径55mm；e)颗粒参数测定仪；f)孔径为0.3mm孔板；（孔板直径42mm，孔板厚度8mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）g)高压手动计量泵；h)激光粒度分析仪；i)电子天平：感量0.01g；j)压力表：量程（0～2）MPa，精度0.4级；k)标准筛：100目。3.2.8.2测定步骤3.2.8.2.1用称量盘在电子天平称量5g试样，精确至0.01g，放入250mL具塞量筒中。3.2.8.2.2用250mL量筒量取240mL1.2%Na2CO3溶液，加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒的塞子，常温下放置24h。3.2.8.2.3用100目标准筛对具塞量筒中充分膨胀好的颗粒试样进行过滤，将过滤后的颗粒试样移入颗粒参数测定仪中，安装上Ф0.3mm孔板，调整装置使其密封。3.2.8.2.4用高压手动计量泵慢慢给装置加压，加压速度为20r/min，使装置内的试样经过Ф0.3mm孔板剪切后全部流入150mL烧杯中。挤压过程中注意观测压力变化，当压力表读数突然急剧上升，立刻停止实验并泄压以防损坏孔板。3.2.8.2.5利用激光粒度分析仪测定经Ф0.3mm孔板剪切后试样的粒度中值。3.2.8.2.6该实验平行进行三次，实验结果取平均值，保留小数点后两位。若单个测定值相对偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.8.3结果表示弹性因子按式（8）计算：弹性因子=经孔板剪切后的试样粒度中值/孔板直径……………………………………（8）3.2.97d热稳定性3.2.9.1仪器a)电子天平：感量0.01g；b)称量盘：直径55mm；c)具塞量筒：250mL；d)量筒：250mL；e)颗粒参数测定；f)孔径为0.3mm孔板；（孔板直径42mm，孔板厚度8mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）g)高压手动计量泵；h)压力表精度0.4级；i)标准筛：200目；j)恒温烘箱。3.2.9.2测定步骤3.2.9.2.1用称量盘在电子天平称量5g试样，精确至0.01g，放入250mL具塞量筒中。3.2.9.2.2用250mL量筒量取240mL三元液（0.15%聚合物+1.2%碱+0.3%表面活性剂），加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒的塞子，在目标油藏温度条件下放置7天。3.2.9.2.3用200目标准筛对具塞量筒中的颗粒试样进行过滤，将过滤后的试样移入颗粒参数测定仪中，安装上φ0.3mm孔板，调整装置使其密封。3.2.9.2.4用高压手动计量泵慢慢给装置加压，加压速度为20r/min匀速加压，并注意观察装置下面由孔板内流出物质的状态。3.2.9.2.5当装置中的试样由孔板中刚一被压出时，记录下该时刻给装置所加的压力P1，即为7天热稳定性值。3.2.10三元液界面张力3.2.10.1仪器a)电子天平：感量0.001g；b)烧杯：1000mL；c)界面张力仪；d)试剂瓶：500mL；e)量筒：500mL；f)立式搅拌器；g)恒温烘箱。3.2.10.2试剂a)聚合物；b)碱；c)表面活性剂。3.2.10.3试样溶液的配制3.2.10.3.1配制500mL三元液，各组分浓度分别为聚合物0.15%、碱1.2%、表面活性剂0.3%。3.2.10.3.2用称量盘在电子天平称量5g试样，精确至0.01g，放入500mL试剂瓶中。3.2.10.3.3用500mL量筒量取400mL配制的三元液，加入已装有试样的试剂瓶中，在45℃条件下放置30天。3.2.10.4测定步骤3.2.10.4.1用界面张力仪测量配制三元液的界面张力。3.2.10.4.2接通恒温箱电源，设置温度为45℃，并恒温。3.2.10.4.3将3.2.10.3.3的500mL试剂瓶放入恒温箱内。3.2.10.4.4按照5d、10d、20d、30d的时间间隔，取出试剂瓶，用界面张力仪对浸泡试样的三元液的界面张力进行测定，并记录测定值。3.2.10.4.5每个样品测定三次，测试值保留小数点后一位有效数字，取平均值为测定结果。3.2.11三元液粘度损失3.2.11.1仪器a)电子天平：感量0.001g；b)烧杯：1000mL；c)布氏粘度计，带UL和LV转子；d)试剂瓶：500mL；e)量筒：500mL；f)立式搅拌器；g)恒温烘箱。3.2.11.2试剂a)聚合物；b)碱；c)表面活性剂。3.2.11.3试样溶液的配制3.2.11.3.1配制500mL三元液，各组分浓度分别为聚合物0.15%、碱1.2%、表面活性剂0.3%。3.2.11.3.2用称量盘在电子天平称量5g试样，精确至0.01g，放入500mL试剂瓶中。3.2.11.3.3用500mL量筒量取400mL配制的三元液，加入已装有试样的试剂瓶中，在45℃条件下放置30天。3.2.11.4测定步骤3.2.11.4.1用布氏粘度计测量配制三元液的粘度。3.2.11.4.2接通恒温箱电源，设置温度为45℃，并恒温。3.2.11.4.3将3.2.11.3.3的500mL试剂瓶放入恒温箱内。3.2.11.4.4按照5d、10d、20d、30d的时间间隔，取出试剂瓶，用布氏粘度计对浸泡试样的三元液的粘度进行测定，并记录测定值。3.2.11.4.5每个样品测定三次，测试值保留小数点后一位有效数字，取平均值为测定结果。3.2.12封堵率3.2.12.1仪器a)岩心驱替装置；b)岩心夹持器；c)真空泵；d)人造岩心：根据实验区块的平均渗透率，选用相应的岩心。岩心直径2.5cm，长度10cm。3.2.12.2测定步骤3.2.12.2.1将岩心放置在岩心夹持器中，连接真空泵管线，使用真空泵对岩心抽真空4h。3.2.12.2.2连接管线，使用现场地层水或模拟水饱和岩心，在应用地层温度下恒温24h。3.2.12.2.3连接驱替流程，设置实验应用地层温度，使用现场地层水或模拟水驱替岩心，记录压力、岩心流出的液量，直至压力平稳，记录压力差为ΔP。封堵前岩心水相渗透率按式（9）计算：…………………………………………（9）式中：K—封堵前岩心水相渗透率，10-3μm2；Q—注入液流量，mL/s；L—岩心长度，cm；A—岩心横截面积，cm2；μ—实验温度下注入水黏度，mPa·s；ΔP—水驱岩心压力平稳时的压力差，MPa。3.2.12.2.4使用现场地层水或模拟水配制0.5%的颗粒溶液，将颗粒注入岩心0.5PV，转注现场地层水或模拟水，记录压力、岩心流出的液量，直至压力平稳，记录压力差为ΔP1。封堵后岩心水相渗透率按式（10）计算：…………………………………………（10）式中：K1—封堵后岩心水相渗透率，10-3μm2；Q—注入液流量，mL/s；L—岩心长度，cm；A—岩心横截面积，cm2；μ—实验温度下注入水黏度，mPa·s；ΔP1—水驱岩心压力平稳时的压力差，MPa。3.2.12.2.5注入颗粒后封堵率计算注入颗粒后封堵率按式（11）计算：……………………………………………（11）式中：D—封堵率，%；K—封堵前岩心水相渗透率，10-3μm2；K1—封堵后岩心水相渗透率，10-3μm2。3.2.131.2%Na2CO3溶液的配制3.2.13.1仪器a)1L磨口细口瓶；b)磁力搅拌器；c)精密电子天平：感量0.0001g；d)电子天平：感量0.01g(最大量程10kg)；e)烧杯：150mL、500mL；f)容量瓶：1000mL；g)玻璃棒：Ф6mm。3.2.13.2试剂和溶剂a)NaCl：分析纯；b)NaHCO3：分析纯；c)Na2CO3：分析纯；d)Na2SO4：分析纯；e)CaCl2：分析纯；f)MgCl2•6H2O：分析纯；g)蒸馏水或去离子水；h)上述Na2SO4、CaCl2、MgCl2•6H2O预先用蒸馏水或去离子水分别配成1%的水溶液。3.2.13.3模拟油田盐水的配方模拟油田盐水配方见表5。表5模拟油田盐水配方 成分\n 含量，mg/L\n\n NaCl\n 3977\n\n NaHCO3\n 2634\n\n Na2SO4\n 93\n\n CaCl2\n 28\n\n MgCl2•6H2O\n 46\n\n3.2.13.4模拟油田盐水的配制方法3.2.14.4.1按下列次序依次向150mL烧杯中加入下列盐（准确至0.0001g），每加入一种盐，用蒸馏水或去离子水将其溶解，移入500mL烧杯中，混合均匀移入1000mL容量瓶中，并用蒸馏水或去离子水反复冲洗烧杯，将冲洗后的溶液倒入容量瓶中。a)NaCl：3.9770g；b)NaHCO3：2.6340g；c)Na2SO4水溶液:9.30g；d)CaCl2水溶液：2.80g；e)MgCl2•6H2O水溶液：4.60g。3.2.14.4.2继续向1000mL容量瓶中加蒸馏水或去离子水至刻度，定容摇匀即得模拟油田盐水。3.2.13.51.2%Na2CO3溶液的配制方法3.2.13.5.1准确称取12.00gNa2CO3于烧杯中，加适量3.2.13.4配制的模拟油田盐水，移于1000mL的容量瓶中，用模拟油田盐水反复冲洗烧杯三次，将冲洗后的溶液倒入容量瓶中。3.2.13.5.2继续加蒸馏水或去离子水至刻度，定容摇匀。3.2.13.5.3将配制好的1.2%Na2CO3溶液移入1L磨口细口瓶中。3.2.13.5.41.2%Na2CO3溶液的保存期为7天。 \n PTS\n\n 技术规格书编号： PTS-A140802-04.02-2025\n\n 第二部分\n大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（缓膨颗粒）专用技术条件\nSpecial Technical Conditions of Profile Control Agent for Oil Recovery\n\n\n1项目概况采油用缓膨颗粒调剖剂具有初始膨胀倍数低，完全吸水膨胀时间长和耐冲刷性等特点，可对高渗层和大孔道形成封堵。2现场条件采购商品存储于指定库房、井场、材料房及相关场所，在完成产品质检后，送达施工场所，进行现场配制与注入。3专用技术要求3.1技术要求采油用缓膨颗粒调剖剂的技术要求应符合表6的规定。表1采油用缓膨颗粒调剖剂的技术要求 序号\n 检测项目\n 性能指标\n\n 1\n 外观\n 固态物软颗粒\n\n 2\n 固含量，%\n ≥30\n\n 3\n 无机物含量，%\n ≤0.5\n\n 4\n 抗压强度，MPa\n ≥1.0\n\n 5\n 密度（室温），g/cm3\n 1.0≤—≤1.3\n\n 6\n 24h体积膨胀倍数，倍\n ≤3\n\n 7\n 7d体积膨胀倍数，倍\n ≤5\n\n 8\n 最终体积膨胀倍数*，倍\n ≥7\n\n 9\n 膨胀周期*，天\n 15-60\n\n 10\n 弹性因子\n ≥1.2\n\n 11\n 封堵率*，%\n ≥98\n\n 12\n 粒径符合率，%\n ≥60\n\n备注：带“*”项目常规检验及监督检验中不检测，在初次进入矿场应用前作为评价指标进行评价。3.2检测方法3.2.1外观取约5g试样，置于干燥洁净的表面皿上，在非直射自然光下目测。3.2.2固含量3.2.2.1仪器a)恒温烘箱；b)干燥器；c)干燥盘（直径为55mm的铝盘）；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)镊子。3.2.2.2测定步骤3.2.2.2.1接通恒温烘箱电源，设置烘干温度为(105±2)℃，并恒温。3.2.2.2.2将干燥盘放在恒温烘箱内，在(105±2)℃条件下烘干1h。3.2.2.2.3用镊子将干燥盘从恒温烘箱中取出，放入干燥器内冷却30min至室温。3.2.2.2.4在精密电子天平上称干燥盘质量，准确至0.0001g，视为m0。3.2.2.2.5在干燥盘上均匀撒入3g左右试样，在精密电子天平称得干燥盘与试样总质量，准确至0.0001g，视为m1。置于烘箱内烘干4h。3.2.2.2.6将烘干后的试样移至干燥器内，冷却30min至室温。3.2.2.2.7在精密电子天平上称烘干后试样与干燥盘的总质量，准确至0.0001g，视为m2。3.2.2.2.8该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值修约至小数点后第二位，取其平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.2.3结果表示固含量质量百分数按式（12）计算：式中：S—试样的固含量，%；m0—恒重后干燥盘的质量，g；m1—烘干前试样与干燥盘的总质量，g；m2—烘干后试样与干燥盘的总质量，g。3.2.3无机物含量3.2.3.1仪器a)SX-25-10型箱式电阻炉；b)干燥器；c)φ30坩埚；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)坩埚钳。3.2.3.2测定步骤3.2.3.2.1接通SX-25-10型箱式电阻炉电源，设置烘干温度为(800±10)℃，并恒温。3.2.3.2.2用坩埚钳将φ30坩埚放在电阻炉内，在(800±10)℃条件下烘干1h。3.2.3.2.3用坩埚钳将φ30坩埚从电阻炉内取出，放入干燥器内冷却1h至室温。3.2.3.2.4在精密电子天平上称得坩埚重，精确至0.0001g，视为m3。3.2.3.2.5用精密电子天平称量0.5000g(精确至0.0001g)试样，视为m4，放于坩埚内。3.2.3.2.6将装有试样的坩埚放置在电阻炉内，以(800±10)℃的温度进行灼烧3h。3.2.3.2.7用坩埚钳将坩埚由电阻炉内取出，放于干燥器内冷却1h至室温。3.2.3.2.8在精密电子天平上称烘干后试样与坩埚的总质量，准确至0.0001g，视为m5。3.2.3.2.9该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值修约至小数点后第二位，取其平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.3.3结果表示无机物含量质量百分数按式（13）计算：式中：M—试样的无机物含量，%；m3—恒重后坩埚的质量，g；m4—灼烧前试样的质量，g；m5—灼烧后试样与坩埚的总质量，g。3.2.4抗压强度3.2.4.1仪器a)具塞量筒：250mL；b)量筒：250mL；c)颗粒参数测定仪；d)孔径为0.3mm孔板；（孔板直径42mm，孔板厚度8mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）e)高压手动计量泵；f)精密电子天平，感量0.01g；g)压力表精度0.4级；h)恒温烘箱。3.2.4.2测定步骤3.2.4.2.1用精密电子天平称量5.0g试样，精确至0.01g，放入250mL具塞量筒中。3.2.4.2.2用250mL量筒量取200mL标准盐水，加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒塞子，45℃下放置24h。3.2.4.2.3将充分膨胀好的试样放入颗粒参数测定仪中，安装上φ0.3mm孔板，调整装置使其密封。3.2.4.2.4用高压手动计量泵慢慢给装置加压，加压速度为20转/分匀速加压，并注意观察装置下面由孔板内流出物质的状态。3.2.4.2.5当装置中的试样由孔板中刚一被压出时，记录下该时刻给装置所加的压力P，即为抗压强度值。3.2.4.2.6该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.01时，重新取样测定。3.2.5密度3.2.5.1仪器a)量筒：25mL；b)天平：感量0.001g。3.2.5.2试剂和溶剂航空煤油。3.2.5.3测定步骤量取15mL航空煤油于25mL量筒中，记为V0，称取5.0g样品（精确至0.001g）记为m，将称量好的样品加入到量筒中，读取航空煤油和样品的总体积，记为V1，试样的体积为V1-V0，记为v。3.2.5.4结果计算密度按公式（14）计算：…………………………………………………（14）式中：ρ—试样的密度，g/cm3；m—试样的质量，g；v—试样的体积，mL。3.2.5.5结果表示重复测定两次结果的相对偏差不应大于5%，取其算术平均值作为测定结果。3.2.6体积膨胀倍数3.2.6.1仪器a)具塞量筒：250mL；b)量筒：250mL；c)精密电子天平，感量0.0001g；d)镊子；e)标准筛；f)恒温烘箱。3.2.6.2测定步骤3.2.6.2.1在精密电子天平上称取5g试样，准确至0.0001g，记为m。3.2.6.2.2将试样放入250mL具塞量筒中。3.2.6.2.3用250mL量筒量取240mL标准盐水（标准盐水的配制见3.2.10），记为H0，加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒塞子，45℃下放置24h，7d，15d，30d，45d，60d，75d。3.2.6.2.4取标准筛对具塞量筒中浸泡后的试样过滤，用250mL量筒量取具塞量筒中剩余水的体积，记为H1。3.2.6.2.5该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.05时，重新取样测定。3.2.6.2.6自第15天测得结果开始，连续2次测得结果ΔC为0~0.2时，即确定为试样不再膨胀，前一次测得的膨胀倍数即为最终膨胀倍数，前一次的测试天数即为膨胀周期。3.2.6.3结果表示体积膨胀倍数按式（15）计算：膨胀倍数差值按式（16）计算：式中：Cn—试样的体积膨胀倍数；ΔC—试样膨胀倍数差值，倍Cn+15—后次试样膨胀倍数，倍；Cn—当次试样膨胀倍数，倍；m—试样的质量，g；ρ—试样的密度（测定方法见3.2.5），g/cm3；H0—具塞量筒中加入水的初始体积，mL；H1—具塞量筒中试样膨胀后剩余水的体积，mL。3.2.7弹性因子3.2.7.1仪器a)颗粒参数测定仪；b)高压手动计量泵；c)电子天平：感量0.01g；d)粒度分析仪；e)孔径为0.3mm孔板。（孔板直径42mm，孔板厚度8mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）3.2.7.2测定步骤3.2.7.2.1将3.2.6.2.3中充分膨胀好的试样放入颗粒参数测定仪中，安装孔板，调整装置使其密封。3.2.7.2.2用高压手动计量泵慢慢给装置加压，使装置内的试样经过孔板剪切后流入100mL烧杯中。利用粒度分析仪测定经孔板剪切后试样的粒度中值，记为φ1。3.2.7.2.3该试验须平行进行三次，将三个平行试样测定值取平均值。3.2.7.3结果表示弹性因子按式（17）计算：式中：η—弹性因子；φ1—样品经孔板剪切后的粒度中值，mm；φ2—孔板孔径，mm。3.2.8封堵率3.2.8.1仪器a)岩心驱替装置；b)岩心夹持器；c)真空泵；d)人造岩心：根据实验区块的平均渗透率，选用相应的岩心（岩心直径2.5cm，长度10cm）。3.2.8.2测定步骤3.2.8.2.1将岩心放置在岩心夹持器中，连接真空泵管线，使用真空泵对岩心抽真空4h。3.2.8.2.2连接管线，使用现场地层水或模拟水饱和岩心，在应用地层温度下恒温24h。3.2.8.2.3连接驱替流程，设置实验应用地层温度，使用现场地层水或模拟水驱替岩心，记录压力、岩心流出的液量，直至压力平稳，记录压力差为(P。封堵前岩心水相渗透率按式（18）计算：式中：K—封堵前岩心水相渗透率，10-3μm2；Q—注入液流量，mL/s；L—岩心长度，cm；A—岩心横截面积，cm2；μ—实验温度下注入水黏度，mPa·s；(P—水驱岩心压力平稳时的压力差，MPa。3.2.8.2.4使用现场地层水或模拟水配制2%的颗粒溶液，将颗粒注入岩心，记录压力、岩心流出的液量，直至压力平稳，记录压力差为(P1。封堵后岩心水相渗透率按式（19）计算：式中：K1—封堵后岩心水相渗透率，10-3μm2；Q—注入液流量，mL/s；L—岩心长度，cm；A—岩心横截面积，cm2；μ—实验温度下注入水黏度，mPa·s；(P1—水驱岩心压力平稳时的压力差，MPa。注入颗粒后封堵率按式（20）计算：式中：D—封堵率，%；K—封堵前岩心水相渗透率，10-3μm2；K1—封堵后岩心水相渗透率，10-3μm2。3.2.9粒径符合率3.2.9.1仪器a)循环水真空泵；b)电子天平：感量0.01g；c)标准试验筛。3.2.9.2试剂研磨油。3.2.9.3测定步骤3.2.9.3.1在电子天平上称取100g左右待测试样（准确至0.01g），质量视为m6。3.2.9.3.2将目标粒径范围的上限和下限标准试验筛叠套起来。（例如：要求粒径为0.9mm-2.0mm，则所选下筛为20目标准筛，上筛为10目标准筛）。取待测试样置于上层试验筛，将两层试验筛放入研磨油中，以油面没过上筛中颗粒上缘为宜，晃动试验筛，至两层试验筛中的颗粒均不再落下为止，筛分结束。将下层试验筛中筛余试样倒出置于带有定性中速滤纸的布氏漏斗中，使用循环水真空泵，抽滤至漏斗下部不再有液体流出为止，在电子天平上称量抽滤后的颗粒质量（准确至0.01g），视为m7。3.2.9.3.3当试样颗粒粒径小于或等于0.9mm时，将装有试样的试验筛放入研磨油中，以油面没过筛中颗粒上缘为宜，晃动试验筛，至试验筛中的颗粒均不再落下为止，筛分结束。将试验筛中筛余试样倒出置于带有定性中速滤纸的布氏漏斗中，使用循环水真空泵，抽滤至漏斗下部不再有液体流出为止。在电子天平上称量抽滤后的颗粒质量（准确至0.01g），视为m8。3.2.9.3.4该试验取三个平行样同时测定，将三个平行试样测定值修约至小数点后两位，取其平均值为测定结果。单个测定值与平均值偏差应不大于0.5，否则重新取样测定。3.2.9.4结果表示粒径大于0.9mm时粒径符合率按式（21）计算：式中：W—粒径符合率，%；m6—样品总质量，g；m7—目标粒径范围产品质量，g。粒径小于或等于0.9mm时粒径符合率按式（22）计算：式中：W’—粒径符合率，%；m6—样品总质量，g；m8—非目的粒径样品质量，g。3.2.10标准盐水的配制3.2.10.1仪器a)磁力搅拌器；b)精密电子天平：感量0.0001g；c)电子天平：感量0.01g（最大量程6kg）；d)5L磨口细口瓶。3.2.10.2试剂氯化钠(分析纯)。3.2.10.3标准盐水的配制方法3.2.10.3.1取一个洁净的5L磨口瓶，放一个磁力搅拌子在其中，并在最大量程6kg、感量0.01g的电子天平上归零。3.2.10.3.2加入大约4kg的去离子水或蒸馏水，然后放到磁力搅拌器上搅拌。3.2.10.3.3加入氯化钠4.7500g，并搅拌15min。3.2.10.3.4加完氯化钠后，在最大量程6kg，感量0.01g的电子天平上准确加去离子水或蒸馏水至5000.00g。3.2.10.3.5搅拌15min后，盖上磨口盖。3.2.10.3.6标准盐水的保存期为7天。 \n PTS\n\n 技术规格书编号：PTS-A140802-04.03-2025\n\n 第二部分\n大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（体膨颗粒）专用技术条件\nSpecial Technical Conditions of Profile Control Agent for Oil Recovery\n\n\n1项目概况体膨颗粒调剖剂遇水膨胀，具有膨胀度适宜可调和耐冲刷性等特点，可对优势渗流通道形成封堵。2现场条件采购商品存储于指定库房、井场、材料房及相关场所，在完成产品质检后，送达施工场所，进行现场配制与注入。3专用技术要求3.1技术要求体膨颗粒调剖剂的技术要求应符合表8的规定。表1体膨颗粒调剖剂的技术要求 序号\n 检测项目\n 性能指标\n\n 1\n 固含量，%\n ≥90\n\n 2\n 无机物含量，%\n ≤30\n\n 3\n 抗压强度，MPa\n 0.8≤P≤2.0\n\n 4\n 体积膨胀倍数，倍\n ≥15\n\n 5\n 弹性因子\n ≥1.0\n\n 6\n 粒径符合率，%\n ≥80\n\n 7\n 杂质含量，%\n ≤0.05\n\n3.2检测方法3.2.1固含量3.2.1.1仪器a)恒温烘箱；b)干燥器；c)干燥盘（直径为55mm的铝盘）；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)镊子。3.2.1.2测定步骤3.2.1.2.1接通恒温烘箱电源，设置烘干温度为(105±2)℃，并恒温。3.2.1.2.2将干燥盘放在恒温烘箱内，在(105±2)℃条件下烘干1h。3.2.1.2.3用镊子将干燥盘从恒温烘箱中取出，放入干燥器内冷却30min至室温。3.2.1.2.4在精密电子天平上称干燥盘质量，准确至0.0001g，视为m0。3.2.1.2.5在干燥盘上均匀撒入3g左右试样，在精密电子天平称得干燥盘与试样总质量，准确至0.0001g，视为m1。置于烘箱内烘干4h。3.2.1.2.6将烘干后的试样移至干燥器内，冷却30min至室温。3.2.1.2.7在精密电子天平上称烘干后试样与干燥盘的总质量，准确至0.0001g，视为m2。3.2.1.2.8该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值修约至小数点后第二位，取其平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.1.3结果表示固含量质量百分数按式（28）计算：式中：S—试样的固含量，%；m0—恒重后干燥盘的质量，g；m1—烘干前试样与干燥盘的总质量，g；m2—烘干后试样与干燥盘的总质量，g。3.2.2无机物含量3.2.2.1仪器a)SX-25-10型箱式电阻炉；b)干燥器；c)φ30坩埚；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)坩埚钳。3.2.2.2测定步骤3.2.2.2.1接通SX-25-10型箱式电阻炉电源，设置烘干温度为(800±10)℃，并恒温。3.2.2.2.2用坩埚钳将φ30坩埚放在电阻炉内，在(800±10)℃条件下烘干1h。3.2.2.2.3用坩埚钳将φ30坩埚从电阻炉内取出，放入干燥器内冷却1h至室温。3.2.2.2.4在精密电子天平上称得坩埚重，精确至0.0001g，视为m3。3.2.2.2.5用精密电子天平称量0.5000g(精确至0.0001g)试样，视为m4，放于坩埚内。3.2.2.2.6将装有试样的坩埚放置在电阻炉内，以(800±10)℃的温度进行灼烧3h。3.2.2.2.7用坩埚钳将坩埚由电阻炉内取出，放于干燥器内冷却1h至室温。3.2.2.2.8在精密电子天平上称烘干后试样与坩埚的总质量，准确至0.0001g，视为m5。3.2.2.2.9该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值修约至小数点后第二位，取其平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.2.3结果表示无机物含量质量百分数按式（29）计算：式中：M—试样的无机物含量，%；m3—恒重后坩埚的质量，g；m4—灼烧前试样的质量，g；m5—灼烧后试样与坩埚的总质量，g。3.2.3抗压强度3.2.3.1仪器a)具塞量筒：250mL。；b)量筒：250mL；c)颗粒参数测定仪；d)孔径为0.3mm孔板；（孔板直径42mm，孔板厚度8mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）e)高压手动计量泵；f)精密电子天平，感量0.01g；g)压力表精度0.4级；h)恒温烘箱。3.2.3.2测定步骤3.2.3.2.1用精密电子天平称量5.0g试样，精确至0.01g，放入250mL具塞量筒中。3.2.3.2.2用250mL量筒量取200mL标准盐水（标准盐水的配制见3.2.9），加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒塞子，45℃下放置24h。3.2.3.2.3将充分膨胀好的试样放入颗粒参数测定仪中，安装上φ0.3mm孔板，调整装置使其密封。3.2.3.2.4用高压手动计量泵慢慢给装置加压，加压速度为20转/分匀速加压，并注意观察装置下面由孔板内流出物质的状态。3.2.3.2.5当装置中的试样由孔板中刚一被压出时，记录下该时刻给装置所加的压力P，即为抗压强度值。3.2.3.2.6该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.01时，重新取样测定。3.2.4体积膨胀倍数3.2.4.1仪器a)具塞量筒：250mL；b)量筒：250mL；c)精密电子天平，感量0.0001g；d)镊子；e)标准筛；f)恒温烘箱；g)干燥盘：直径55mm的铝盘；h)干燥器。3.2.4.2测定步骤3.2.4.2.1接通恒温烘箱电源，设置烘干温度为（105±1）℃，并恒温。3.2.4.2.2在干燥盘上均匀撒入5.0g左右试样，置于烘箱内烘干4h。3.2.4.2.3用镊子将干燥盘从恒温烘箱中取出，放入干燥器内冷却30min至室温。3.2.4.2.4在精密电子天平上利用减量法称取烘干后的试样质量，准确至0.0001g，视为m6。3.2.4.2.5将烘干后的试样放入250mL具塞量筒中。3.2.4.2.6用250mL量筒量取240mL标准盐水，记为H0，加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒塞子，45℃下放置24h。3.2.4.2.7取标准筛对具塞量筒中浸泡后的试样过滤，用250mL量筒量取具塞量筒中剩余水的体积，记为H1。3.2.4.2.8该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.05时，重新取样测定。3.2.4.3结果表示体积膨胀倍数按式（30）计算：………………………………………………（30）式中：C—试样的体积膨胀倍数；m6—干燥后试样的质量，g；ρ—试样的密度（测定方法见3.2.8），g/cm3；H0—具塞量筒中加入水的初始体积，mL；H1—具塞量筒中试样膨胀后剩余水的体积，mL。3.2.5弹性因子3.2.5.1仪器a)颗粒参数测定仪；b)高压手动计量泵；c)电子天平：感量0.01g；d)粒度分析仪；e)孔径为0.3mm孔板；（孔板直径42mm，孔板厚度8mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）f)烧杯：100mL。3.2.5.2测定步骤3.2.5.2.1将3.2.4.2.6中充分膨胀好的试样放入颗粒参数测定仪中，安装孔板，调整装置使其密封。3.2.5.2.2用高压手动计量泵慢慢给装置加压，使装置内的试样经过孔板剪切后流入100mL烧杯中。利用粒度分析仪测定经孔板剪切后试样的粒度中值，记为φ1。3.2.5.2.3该试验须平行进行三次，将三个平行试样测定值取平均值。3.2.5.3结果表示弹性因子按式（31）计算：式中：η—弹性因子；φ1—样品经孔板剪切后的粒度中值，mm；φ2—孔板孔径，mm。3.2.6粒径符合率3.2.6.1仪器a)筛分仪；b)电子天平：感量0.01g；c)标准筛；d)干燥器。3.2.6.2环境条件3.2.6.2.1筛分仪必须安装在稳固的实验台上。3.2.6.2.2实验室湿度要求小于70%。3.2.6.3试样颗粒状体膨颗粒调剖剂约500g，贮存于干燥器中。3.2.6.4测定步骤3.2.6.4.1选取符合粒径上限和下限要求目数的两个洁净干燥的实验标准筛，在电子天平上准确称取上限筛和下限筛的质量，准确至0.01g，分别记为W上和W下。将两个筛子叠放，上限目数的筛子在上，下限目数的筛子在下，并在上筛上放置上盖，同时为下筛套上托盘。3.2.6.4.2在电子天平上称取100g左右试样，准确至0.01g，记为W，置于上层的实验筛中。3.2.6.4.3将筛堆固定在筛分仪上，启动筛分仪，调节定时器，振筛10min。3.2.6.4.4振筛结束，迅速称量载有筛留物的上限和下限实验筛质量，准确至0.01g，记为W’上和W’下。3.2.6.4.5仔细清理每个实验筛，若筛孔严重堵塞难于清理时，则用水冲洗干净，并自热干燥。3.2.6.4.6该实验平行进行三次，分别求取相同规格实验筛中筛留物及筛出物质量百分数的平均值，保留小数点后两位，即为试样中不同粒度的粉末之质量百分数。3.2.6.5结果计算高于上限和低于下限的试样所占总质量的百分数按式（32）、式（33）计算：………………………………………………（32）…………………………（33）式中：W—试样的质量，g；W上—上限实验筛的质量，g；W’上—载有筛留物的上限实验筛的质量，g；W下—下限实验筛的质量，g；W’下—载有筛留物的下限实验筛质量，g。3.2.6.6允许差同一试验的三次测定结果应满足下列条件，否则应重新取样进行测定：a)筛留物质量百分数小于5%，单个测定值与平均值的绝对误差应小于2%；b)筛留物质量百分数大于或等于5%而小于20%时，单个测定值与平均值的绝对误差应小于3%；c)筛留物质量百分数大于或等于20%时，单个测定值与平均值的绝对误差应小于4%；d)各试验筛中筛留物中底盘中筛出物质量百分数之和应在100±1%范围内。3.2.7杂质含量3.2.7.1仪器a)恒温烘箱；b)电子天平：感量0.01g；c)烧杯：1000mL,2000mL；d)干燥器；e)试验筛：1000μm；f)不锈钢筛网（500目）。3.2.7.2试样颗粒状体膨颗粒调剖剂约500g，贮存于干燥器中。3.2.7.3测定步骤3.2.7.3.1称取10g试样准确至0.01g，记为W，置于1000mL烧杯中。3.2.7.3.2向烧杯中加自来水约500mL，放置30min。3.2.7.3.3将膨胀好的试样用孔径1000μm试验筛过滤，并将试验筛置于收集液液面下摇动，收集滤液及筛出物，用清水冲洗膨胀试样，并冲洗试验筛，滤液及筛出物一并收集。3.2.7.3.4将2000mL烧杯中的滤液静止30min；然后将滤液及悬浮的细小体膨颗粒轻轻倒出（注意不要将烧杯底部的沉淀物倒出）。3.2.7.3.5向烧杯中加入500mL清水，轻摇烧杯，将淋洗液及悬浮的细小体膨颗粒轻轻倒出（注意不要将烧杯底部的沉淀物倒出）。3.2.7.3.6重复3.2.7.3.5的操作，直到淋洗液及沉淀物中无体膨颗粒为止；用孔径500目不锈钢筛网收集沉淀物。3.2.7.3.7将沉淀物放置于（105±2）℃烘箱中，干燥4h后，利用减量法称量质量准确至0.01g，记为W1。3.2.7.3.8该实验平行进行三次，实验结果取平均值，保留小数点后两位。若单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.7.4结果表示杂质含量按式（34）计算：………………………………………………………………（34）式中：Z——杂质含量，用百分数表示；W1——沉淀物的质量，单位为克（g）；W——称取的颗粒的质量，单位为克（g）。3.2.8密度3.2.8.1仪器a)量筒：25mL；b)天平：感量0.001g；c)恒温烘箱；d)干燥盘：直径55mm的铝盘；e)干燥器；f)镊子。3.2.8.2试剂和溶剂航空煤油。3.2.8.3测定步骤3.2.8.3.1接通恒温烘箱电源，设置烘干温度为（105±1）℃，并恒温。3.2.8.3.2在干燥盘上均匀撒入10.0g左右试样，置于烘箱内烘干4h。3.2.8.3.3用镊子将干燥盘从恒温烘箱中取出，放入干燥器内冷却30min至室温。3.2.8.3.4称取约0.5g体膨颗粒试样，精确至0.0001g，准确记录质量m。3.2.8.3.5量取15mL航空煤油于25mL量筒中，记为V0，将称量好的样品加入到量筒中，读取航空煤油和样品的总体积，记为V1，试样的体积为V1-V0，记为v。3.2.8.4结果计算密度按式（35）计算：………………………………………………………………（35）式中：ρ—试样的密度，g/cm3；m—试样的质量，g；v—试样的体积，mL。3.2.8.5结果表示重复测定两次结果的相对偏差不应大于5%，取其算术平均值作为测定结果。3.2.9标准盐水的配制3.2.9.1仪器a)磁力搅拌器；b)精密电子天平：感量0.0001g；c)电子天平：感量0.01g（最大量程6kg）；d)5L磨口细口瓶。3.2.9.2试剂氯化钠(分析纯)。3.2.9.3标准盐水的配制方法3.2.9.3.1取一个洁净的5L磨口细口瓶，放一个磁力搅拌子在其中，并在最大量程6kg、感量0.01g的电子天平上归零。3.2.9.3.2加入大约4kg的去离子水或蒸馏水，然后放到磁力搅拌器上搅拌。3.2.9.3.3加入氯化钠4.7500g，并搅拌15min。3.2.9.3.4加完氯化钠后，在最大量程6kg，感量0.01g的电子天平上准确加去离子水或蒸馏水至5000.00g。3.2.9.3.5搅拌15min后，盖上磨口盖。3.2.9.3.6标准盐水的保存期为7天。 \n PTS\n\n 技术规格书编号： PTS-A140802-04.04-2025\n\n 第二部分\n大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（共聚物再交联颗粒）\n\n专用技术条件\nSpecial Technical Conditions of Profile Control Agent for Oil Recovery\n\n\n1项目概况采油用共聚物再交联颗粒调剖剂遇水缓慢溶胀，最终形成具有一定强度的均一凝胶体系，可以对目标地层起到封堵作用。2现场条件采购商品存储于指定库房、井场、材料房及相关场所，在完成产品质检后，送达施工场所，进行现场配制与注入。3专用技术要求3.1技术要求采油用共聚物再交联颗粒调剖剂的技术要求应符合表7的规定。表1采油用共聚物再交联颗粒调剖剂的技术要求 序号\n 检测项目\n 技术指标\n\n 1\n 外观\n 颗粒状固态物\n\n 2\n 无机物含量，%\n ≤5.0\n\n 3\n 抗压强度，MPa\n 0.5≤—≤2.0\n\n 4\n 体积膨胀倍数，倍\n 5.0≤—≤20.0\n\n 5\n 粒径符合率，%\n ≥80.0\n\n 6\n 密度（25℃），g/cm3\n 1.00≤—≤1.30\n\n 7\n 初始粘度（2h以内），mPa.s\n ≤2.00\n\n 8\n 再交联时间，d\n 0.5≤—≤7\n\n 9\n 再交联强度，Pa\n 10≤—≤4000\n\n3.2检测方法3.2.1外观取约5g试样，置于干燥洁净的表面皿上，在非直射自然光下目测。3.2.2无机物含量3.2.2.1仪器a)SX-25-10型箱式电阻炉；b)干燥器；c)φ30坩埚；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)坩埚钳。3.2.2.2测定步骤3.2.2.2.1接通SX-25-10型箱式电阻炉电源，设置烘干温度为(800±10)℃，并恒温。3.2.2.2.2用坩埚钳将φ30坩埚放在电阻炉内，在(800±10)℃条件下烘干1h。3.2.2.2.3用坩埚钳将φ30坩埚从电阻炉内取出，放入干燥器内冷却1h至室温。3.2.2.2.4在精密电子天平上称得坩埚重，精确至0.0001g，视为m0。3.2.2.2.5用精密电子天平称量0.5000g(精确至0.0001g)试样，视为m1，放于坩埚内。3.2.2.2.6将装有试样的坩埚放置在电阻炉内，以(800±10)℃的温度进行灼烧3h。3.2.2.2.7用坩埚钳将坩埚由电阻炉内取出，放于干燥器内冷却1h至室温。3.2.2.2.8在精密电子天平上称烘干后试样与坩埚的总质量，准确至0.0001g，视为m2。3.2.2.2.9该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值修约至小数点后第二位，取其平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.5%时，重新取样测定。3.2.2.3结果表示无机物含量质量百分数按式（23）计算：式中：M—试样的无机物含量，%；m0—恒重后坩埚的质量，g；m1—灼烧前试样的质量，g；m2—灼烧后试样与坩埚的总质量，g。3.2.3抗压强度3.2.3.1仪器a)颗粒参数测定仪；b)孔板：孔径为0.3mm孔板（孔板直径42mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）或0.1mm孔板（孔板直径42mm，孔隙数量315个，孔板材质为不锈钢）；c)高压手动计量泵；d)精密电子天平，感量0.01g；e)压力表精度0.4级。3.2.3.2测定步骤3.2.3.2.1用电子天平称取5.00g~8.00g试样，精确至0.01g。3.2.3.2.2将试样放入颗粒参数测定仪中，安装上对应的孔板，调整装置使其密封。3.2.3.2.3用高压手动计量泵慢慢给装置加压，加压速度为20转/分匀速加压，并注意观察装置下面由孔板内流出物质的状态。3.2.3.2.4当装置中的试样由孔板中被大量压出时，记录下该时刻给装置所加的压力P，即为抗压强度值。3.2.3.2.5该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.01时，重新取样测定。3.2.4体积膨胀倍数3.2.4.1仪器a)具塞量筒：250mL；b)量筒：250mL；c)恒温烘箱；d)精密电子天平，感量0.0001g；e)标准筛：0.1mm—3.0mm；f)滤布：400目~200目；g)漏斗：300-500mL。3.2.4.2测定步骤3.2.4.2.1在精密电子天平上称取5g试样，准确至0.0001g，视为m。3.2.4.2.2将称取的试样放入250mL具塞量筒中。3.2.4.2.3用250mL量筒量取240mL大庆盐水，视为H0，加入已装有试样的具塞量筒中，盖上具塞量筒塞子，常温放置24h。3.2.4.2.4取合适的标准筛或使用滤布+漏斗组合的方式对具塞量筒中浸泡后的试样过滤，用250mL量筒量取具塞量筒中剩余水的体积，视为H1。3.2.4.2.5该试验必须平行进行三次，将三个平行试样测定值求和后取平均值。当试样单个测定值与平均值偏差大于0.05时，重新取样测定。3.2.4.3结果表示体积膨胀倍数按式（24）计算：式中：C—试样的体积膨胀倍数；m—试样的质量，g；ρ—试样的密度，g/cm3；H0—具塞量筒中加入水的初始体积，mL；H1—具塞量筒中试样膨胀后剩余水的体积，mL。3.2.5粒径符合率3.2.5.1仪器a)电子天平：感量0.01g；b)循环水真空泵；c)标准试验筛；d)布氏漏斗：300mL-500mL；e)抽滤瓶；f)研磨油。3.2.5.2测定步骤3.2.5.2.1在电子天平上称取100g左右待测试样（准确至0.01g），质量视为m4，置于上层试验筛中。3.2.5.2.2当试样颗粒粒径大于0.9mm时，将目标粒径范围的上限和下限标准试验筛叠套起来。（例如：要求粒径为0.9mm-2.0mm，则所选下筛为20目标准筛，上筛为10目标准筛）。将两层试验筛放入研磨油中，以油面没过上筛中颗粒上缘为宜，晃动试验筛，至两层试验筛中的颗粒均不再落下为止，筛分结束。将下层试验筛中筛余试样倒出置于带有定性中速滤纸的布氏漏斗中，使用循环水真空泵，抽滤至漏斗下部不再有液体流出为止，在电子天平上称量抽滤后的颗粒质量（准确至0.01g），视为m5。3.2.5.2.3当试样颗粒粒径小于或等于0.9mm时，将装有试样的试验筛放入研磨油中，以油面没过筛中颗粒上缘为宜，晃动试验筛，至试验筛中的颗粒均不再落下为止，筛分结束。将试验筛中筛余试样倒出置于带有定性中速滤纸的布氏漏斗中，使用循环水真空泵，抽滤至漏斗下部不再有液体流出为止。在电子天平上称量抽滤后的颗粒质量（准确至0.01g），视为m6。3.2.5.2.4该试验取三个平行样同时测定，将三个平行试样测定值修约至小数点后两位，取其平均值为测定结果。单个测定值与平均值偏差应不大于0.5，否则重新取样测定。3.2.5.3结果表示粒径大于0.9mm时粒径符合率按式（25）计算：式中：W—粒径符合率，%；m4—样品总质量，g；m5—目标粒径范围产品质量，g。粒径小于或等于0.9mm时粒径符合率按式（26）计算：式中：W＇—粒径符合率，%；m4—样品总质量，g；m6—非目的粒径样品质量，g。3.2.6密度3.2.6.1仪器a)量筒：5mL；b)天平：感量0.001g。3.2.6.2试剂和溶剂航空煤油。3.2.6.3测定步骤量取3mL航空煤油于5mL量筒中，记为V0，称取0.5g样品（精确至0.001g）记为m，将称量好的样品加入到量筒中，读取航空煤油和样品的总体积，记为V1，试样的体积为V1-V0，记为v。3.2.6.4结果计算密度按式（27）计算：………………………………………（27）式中：ρ—试样的密度，g/cm3；m—试样的质量，g；v—试样的体积，mL。3.2.6.5结果表示重复测定两次结果的相对偏差不应大于5%，取其算术平均值作为测定结果。3.2.7初始粘度3.2.7.1仪器a)广口瓶：250mL；b)量筒：25mL250mL；c)布氏DVⅡ型粘度仪，带UL和LV转子；d)恒温水浴，控温精度±0.1℃；e)温度计；f)玻璃棒。3.2.7.2测定步骤3.2.7.2.1按调剖方案要求的浓度用大庆盐水配制好待测溶液，放置2小时，用玻璃棒搅拌均匀。3.2.7.2.2将布氏DVⅡ型粘度仪调平，接通电源。3.2.7.2.3将恒温水浴加热至45℃。3.2.7.2.4设置转速为6转/分。3.2.7.2.5粘度计安装上UL转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致。3.2.7.2.6用25mL量筒准确量取16mL待测样品溶液中的清液部分加入测量杯中（加入测量杯中的清液要保证不含有颗粒），将测量杯装在粘度计上。3.2.7.2.7装有试样的测量杯在恒温水浴中预热15min。3.2.7.2.8合上粘度计测量开关，读数。3.2.7.2.9如果3.2.7.2.8步骤中粘度计读数超出量程范围，停止本次测量。3.2.7.2.10将UL转子自粘度计上取下，安装上2号转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致，设置转速为30转/分。3.2.7.2.11用250mL量筒准确量取150mL待测样品溶液中的清液部分置于250mL广口瓶中（加入的清液要保证不含有颗粒），在恒温水浴中预热至45℃。（根据测量习惯与使用的测量容器调整）3.2.7.2.12将2号转子放入待测样品溶液中，合上粘度计测量开关，读数。3.2.7.2.13如果3.2.7.2.12步骤中粘度计读数超出量程范围，停止本次测量。3.2.7.2.14将2号转子自粘度计上取下，安装上4号转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致，设置转速为30转/分。3.2.7.2.15重复3.2.7.2.11至3.2.7.2.12步骤。3.2.7.2.16每个样品测定三次，有效数字取一位，取平均值为测定结果。3.2.8再交联时间3.2.8.1仪器a)电热恒温箱：控温精度±0.5℃；b)精密电子天平：感量0.001g；c)玻璃棒；d)样品瓶。3.2.8.2测定步骤3.2.8.2.1试验进行前先按3.2.4的要求测得该批样品的体积膨胀倍数。3.2.8.2.2在精密电子天平上用样品瓶准确称取已测得体积膨胀倍数5倍质量的实验用水（精确至0.001g）。3.2.8.2.3在精密电子天平上称取试样5g（准确至0.001g）加入至装有实验用水的样品瓶内。3.2.8.2.4向样品瓶内通氮气15min，盖上盖子，震荡摇晃样品瓶，直至瓶内颗粒与水完全混合均匀为止。3.2.8.2.5将装有颗粒与水的样品瓶密封好，放入设置为地层温度条件下的电热恒温箱内，根据产品性能定期观察瓶内颗粒状态。观察时，取出样品瓶，采取用玻璃棒挑起体系的方式进行观察。当观察到颗粒开始拉丝或有桥联现象时说明颗粒已开始交联，将装有试样的样品瓶继续放入电热恒温箱内观察体系的交联情况，当交联体系完全交联成均一体系时的时间即为再交联时间。3.2.8.2.6该试验应取三个平行样同时测定，取平均值为测定结果。3.2.9再交联强度再交联强度采用储能模量G′表示。取3.2.8.2.5中成胶后试样，根据SY/T6296-2013中6.2储能模量的测定方法进行测定。 \n PTS\n\n 技术规格书编号： PTS-A140802-04.05-2025\n\n 第二部分\n大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（铬体系交联聚合物）\n\n专用技术条件\nSpecial Technical Conditions of Profile Control Agent for Oil Recovery\n\n\n1项目概况铬体系交联聚合物调剖剂是通过分子间交联反应，形成具有一定强度的胶体，对目标地层起到封堵作用。2现场条件采购商品存储于指定库房、井场、材料房及相关场所，在完成产品质检后，送达施工场所，进行现场配制与注入。3专用技术要求3.1技术要求堵水调剖用聚丙烯酰胺的技术要求应符合表1的规定。铬离子交联剂的技术要求应符合表2的规定。铬体系交联聚合物调剖剂的技术要求应符合表3的规定。稳定剂按《工业用硫脲》（HG/T3266-2019）进行检测。表1堵水调剖用聚丙烯酰胺的技术要求 序号\n 粘均相对分子质量M，106\n 16≤M≤19\n\n \n \n 合格\n 降级\n 不合格\n\n 1\n 外观\n 白色粉末\n -\n 非白色\n\n 2\n 固含量，%\n ≥88\n ≥85～<88\n <85\n\n 3\n 粒度，%\n ≥1.00mm\n ≤5\n >5～≤10\n >10\n\n \n \n ≤0.20mm\n ≤5\n >5～≤10\n >10\n\n 4\n 水解度，%\n ≥23～≤27\n ≥20～<23\n <20或>27\n\n 5\n 黏均相对分子质量，106\n ≥16\n -\n <16\n\n 6\n 盐水I黏度， mPa·s\n ≥45\n ≥44～<45\n <44\n\n 7\n 过滤因子\n ≤1.5\n >1.5～≤3\n >3\n\n 8\n 水不溶物，%\n ≤0.2\n -\n >0.2\n\n 9\n 溶解速度，h\n ≤2\n -\n >2\n\n注：堵水调剖用聚丙烯酰胺检测方法全部参照中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY17119-2019《驱油用部分水解聚丙烯酰胺技术规范》中相关规定执行。表2铬离子交联剂的技术要求 序号\n 项目\n 指标\n\n 1\n 铬离子含量，%\n ≥2.15\n\n 2\n 凝固点，℃\n ≤-5℃\n\n 3\n 溶液均匀度\n 上层样品与上中下层混合液的铬离子含量相对偏差＜5％\n\n 4\n pH值\n 6.0≤～＜7.5\n\n 5\n 密度，g/cm3\n 1.12≤～＜1.18\n\n 6\n HSE\n 符合HSE使用标准\n\n表3铬体系交联聚合物调剖剂的技术要求 \n序号\n\n\n 产品系列\n\n指标 （分子量）\n\n项目\n 16~19（×106）\n\n 1\n 初始粘度，mPa·s\n ≥20\n\n 2\n 成胶时间\n 5h～7d\n\n 3\n 成胶粘度，mPa·s\n ≥5000\n\n 4\n *稳定时间，d\n ≥90\n\n 5\n 抗剪切性(粘度保留率80%)\n 剪切后成胶时间5h-7d，成胶粘度≥3500 mPa·s\n\n注：1、聚合物浓度1500mg/L，稳定剂浓度800mg/L，聚铬比30：1，成胶温度45℃。2、带“*”的技术指标为性能评价指标，常规质量检测中不检测。3、现场应用中，按照实际方案执行。3.2检测方法3.2.1铬离子含量3.2.1.1比色法测定铬离子含量3.2.1.1.1仪器a)分光光度计；b)比色皿（1cm、3cm）；c)50mL具塞比色管；d)移液管；e)容量瓶；f)锥形瓶；g)烧杯。3.2.1.1.2测定步骤3.2.1.1.2.1一般清洁地面水可直接用高锰酸钾氧化后测定:取50.0mL或适量（铬含量少于50μg）清洁水样或经预处理的水样（如不到50.0mL，用水补充至50.0mL）于150mL锥形瓶中，用氢氧化铵和硫酸溶液调至中性，加入几粒玻璃珠，加入1＋1硫酸和1＋1磷酸各0.5mL，摇匀。加入4％高锰酸钾溶液2滴，如紫色消退，则继续滴加高锰酸钾溶液至保持紫红色。加热煮沸至溶液剩约20mL。冷却后，加入1mL20％的尿素溶液，摇匀。用滴管加2％亚硝酸钠溶液，每加一滴充分摇匀，至紫色刚好消失。稍停片刻，待溶液内气泡逸尽，转移至50mL比色管中，稀释至标线，供测定。3.2.1.1.2.2如果水样有色但不深，可进行色度校正。即另取一份试样，加入除显色剂以外的各种试剂，以2mL丙酮代替显色剂，用此溶液为测定试样溶液吸光度的参比溶液。3.2.1.1.2.3对浑浊、色度较深的水样，应加入氢氧化锌共沉淀剂并进行过滤处理。3.2.1.1.2.4水样中存在次氯酸盐等氧化性物质时，干扰测定，可加入尿素和亚硝酸钠消除。3.2.1.1.2.5水样中存在低价铁、亚硫酸盐、硫化物等还原性物质时，可将Cr6+还原为Cr3+，此时，调节水样pH值至8，加入显色剂溶液，放置5分钟后再酸化显色，并以同法作标准曲线。3.2.1.1.2.6对含大量有机物的水样，需进行消解处理。即取50mL或适量（含铬少于50μg）水样，置于150mL烧杯中，加入5mL硝酸和3mL硫酸，加热蒸发至冒白烟。如溶液仍有色，再加入5mL硝酸，重复上述操作，至溶液清澈，冷却。用水稀释至10mL，用氢氧化铵溶液中和至pH1—2，移入50mL容量瓶中，用水稀释至标线，摇匀，供测定。3.2.1.1.2.7如果水样中钼、钒、铁、铜等含量较大，先用铜铁试剂-三氯甲烷萃取除去，然后再进行消解处理。3.2.1.2原子吸收法测定铬离子含量3.2.1.2.1仪器a)万分之一电子天平：感量0.0001g；b)磁力搅拌器：0～250转/分；c)原子吸收仪；d)乙炔钢瓶；e)容量瓶：1000mL、500mL、100mL；f)刻度移液管：10mL、5mL、1mL；g)烧杯：500mL、250mL；h)锥形瓶：250mL；i)电热恒温干燥箱：0～200℃。3.2.1.2.2试剂与溶液a)二次蒸馏水；b)盐酸溶液：2%；c)重铬酸钾：优级纯。3.2.1.2.3铬标贮备液：含铬100mg/L将重铬酸钾（K2Cr2O7）在110℃干燥2h以上，准确称取干燥后的重铬酸钾0.2829±0.0001g，用二次蒸馏水溶解后移入1000mL容量瓶中，用二次蒸馏水稀释至标线、定容。3.2.1.2.4铬标准液的配制：含铬5mg/L用刻度移液管吸取25mL铬贮备液于500mL容量瓶中，用二次蒸馏水稀释至标线，当天使用当天配制。3.2.1.2.5标准曲线的绘制用移液管分别吸取0mL、20mL、40mL、60mL、80mL、100mL标准溶液置于100mL容量瓶中，用二次水稀释至刻度并摇匀，以二次蒸馏水为空白，用原子吸收仪检测铬离子含量，根据测得的数值和对应的铬含量绘制标准曲线。3.2.1.2.6分析步骤3.2.1.2.6.1打开电源、启动空气泵。3.2.1.2.6.2打开原子吸收仪主机、计算机、预热30分钟。3.2.1.2.6.3将待测水样吸取10mL于锥形瓶中，用二次蒸馏水稀释10倍（视铬离子浓度高低来定），用磁力搅拌器搅拌10分钟。3.2.1.2.6.4用二次蒸馏水测空白。3.2.1.2.6.5测定样品（每测一个样品后必须清洗1～2分钟再测下一个样）。3.2.1.2.6.6测完样品后先用二次蒸馏水冲洗2～3分钟，然后用2%HCl清洗2～3分钟，再用纯净的二次蒸馏水清洗2～3分钟。3.2.1.2.6.7测定完毕后，关闭计算机、主机、空气泵、所有电源及乙炔气阀。3.2.1.2.7计算铬离子含量按式（1）计算：铬离子含量=3.048×稀释倍数×修正系数………………………………………………（1）式中：稀释倍数—待测样品的稀释倍数；修正系数—从标线上查得的铬离子浓度mg/L。3.2.1.2.8注意事项3.2.1.2.8.1乙炔气用到0.15兆帕即不能再用。3.2.1.2.8.2铬标准液必需是当天使用当天配。3.2.1.2.8.3做完样后必须用2%的HCl清洗，不能只用蒸馏水冲洗，以防毛细管堵塞影响下次样品检测。3.2.2凝固点3.2.2.1仪器a)广口瓶：250mL；b)凝固点测定仪；c)玻璃搅拌棒；d)恒温水浴，控温精度±0.1℃；e)温度计。3.2.2.2测定步骤3.2.2.2.1将待测样注入2-4支试管内至环形标线处，迅速将带凝点温度计的塞子插入试管中，并使温度计垂直于试管的中央。3.2.2.2.2平稳、迅速地将盛有待测样的试管放入冷却浴中的套管内，使其静置冷却。此时试样与冷却液的温差应在10-25℃之间。若试样与冷却液温差小于10℃，试样仍未凝结，则应转移试管至下一级冷却浴中。转移试管时，应连同套管整体转移，且避免晃动。3.2.2.2.3观测方法：当试样的温度已降至比预期凝点高8℃时，即开始从套管中取出试管使之微微倾斜，并观察液面是否有移动的迹象。若液面移动，则平稳、迅速地将试管放回到套管内继续冷却，取出和放回套管内的时间不应超过3s。以后待测样温度每下降2℃观察一次，直到液面无移动的迹象时，立即将试管水平放置5s。如液面不发生移动，记录该温度为试样的凝点。3.2.2.2.4如果在5s内液面还有移动的迹象时，则应平稳、迅速地将试管放回套管内，待再降温1℃或2℃后，再取出试管水平放置5s。若液面已不移动，则该温度为凝点。3.2.2.3精确度由同一操作者，在同一实验室，使用同一设备，按方法规定的步骤，在连续时间里对相同样品进行重复测定，所得两次结果之差不得超过2℃。3.2.3溶液均匀度在装铬交联剂的容器的上、中、下部取样，分别测定上层溶液与上、中、下层混合溶液中的铬离子含量，按3.2.1铬离子含量规定方法，测定所取样品的铬离子含量，比较其相对误差。3.2.4pH值3.2.4.1仪器a)烧杯：50mL；b)精密pH计，测量精度0.01；c)pH电极；d)玻璃棒；e)洗瓶：500mL。3.2.4.2精密pH计的标定打开精密pH计电源开关，预热30分钟，然后对pH计进行标定。3.2.4.3测定步骤3.2.4.3.1取试样40mL加入50mL烧杯中。3.2.4.3.2用洗瓶内的蒸馏水对已标定完成的pH计的电极进行清洗，然后将电极擦干。3.2.4.3.3再用被测试样对复合电极进行清洗，然后将复合电极擦干。3.2.4.3.4将冲洗后的复合电极放入50mL烧杯中，使试样浸没过敏感玻璃球泡，用玻璃帮搅拌试样，使试样均匀，在显示屏上读出试样的pH值。3.2.4.3.5将电极由试样中取出，用蒸馏水对使用后的电极进行清洗，然后擦干。3.2.4.3.6重复测定三次，取平均值。3.2.4.3.7套上电极前端的电极套。3.2.5密度3.2.5.1仪器a)密度计量筒；b)量筒：20mL；c)标准密度计；d)恒温水浴，控温精度±0.1℃；e)温度计。3.2.5.2测定步骤3.2.5.2.1将恒温水浴加热至20℃。3.2.5.2.2在试验温度下把试样转移到温度稳定、清洁的密度计量筒中，避免试样飞溅和生成空气泡。3.2.5.2.3用一片清洁的滤纸除去试样表面上形成的所有气泡。3.2.5.2.4把装有试样的量筒垂直地放在没有空气流动的地方。在整个试验期间，环境温度变化应不大于2℃。当环境温度变化大于±2℃时，应使用恒温浴，以免温度变化太大。3.2.5.2.5用合适的温度计作垂直旋转运动搅拌试样，如果使用电阻温度计，要用搅拌棒，使整个量筒中试样的密度和温度达到均匀。记录温度接近到0.1℃。从密度计量筒中，取出温度计或搅拌棒。3.2.5.2.6把合适的密度计放入液体中，达到平衡位置时放开，让密度计自由地漂浮，要注意避免弄湿液面以上的干管。把密度计按到平衡点以下1mm或2mm,并让它回到平衡位置，观察弯月面形状，如果弯月面形状改变，应清洗密度计干管，重复此项操作直到弯月面形状保持不变。3.2.5.2.7在放开时，要轻轻地转动一下密度计，使它能在离开量筒壁的地方静止下来自由漂浮。要有充分的时间让密度计静止，并让所有气泡升到表面，读数前要除去所有气泡。3.2.5.2.8当密度计离开量筒壁自由漂浮静止时，读取密度计刻度值，读到最接近刻度间隔的1/5。3.2.5.2.9测定透明液体，先使眼睛稍低于液面的位置，慢慢地升到表面，先看到一个不正的椭圆，然后变成一条与密度计刻度相切的直线。密度计读数为液体下弯月面与密度计刻度相切的那一点。3.2.5.2.10测定不透明液体，使眼睛稍高于液面的位置观察。密度计读数为液体上弯月面与密度计刻度相切的那一点。3.2.5.2.11记录密度计读数后，立即小心地取出密度计，并用温度计垂直地搅拌试样。记录温度接近到0.1℃，如这个温度与开始试验温度相差大于0.5℃，应重新读取密度计和温度计读数，直到温度变化稳定在±0.5℃以内。如果不能得到稳定的温度，把密度计量筒及其内容物放在恒温浴内，再重新操作。3.2.5.3计算观察到的温度计读数作有关修正后，记录到接近0.1℃。3.2.6初始粘度3.2.6.1仪器a)广口瓶：250mL；b)量筒：20mL；c)布氏DVⅡ型粘度仪，带UL和LV转子；d)恒温水浴，控温精度±0.1℃；e)温度计。3.2.6.2测定步骤3.2.6.2.1配制聚合物相对分子质量为1600万-1900万、聚合物浓度1500mg/L，聚铬比30：1，稳定剂浓度800mg/L的铬交联聚合物调剖剂，配制好的待测溶液，放置1小时。3.2.6.2.2将布氏DVⅡ型粘度仪调平，接通电源。3.2.6.2.3将恒温水浴加热至45℃。3.2.6.2.4设置转速为6转/分。3.2.6.2.5粘度计安装上UL转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致。3.2.6.2.6用20mL量筒准确量取16mL待测样品溶液加入测量杯中，将测量杯装在粘度计上。3.2.6.2.7装有试样的测量杯在恒温水浴中预热15分钟。3.2.6.2.8合上粘度计测量开关，读数。3.2.6.2.9如果3.2.6.2.8步骤中粘度计读数超出量程范围，停止本次测量。3.2.6.2.10将UL转子自粘度计上取下，安装上2号转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致，设置转速为30转/分。3.2.6.2.11在250mL广口瓶中加满待测样品溶液，在恒温水浴中预热至45℃。3.2.6.2.12将2号转子放入待测样品中，合上粘度计测量开关，读数。3.2.6.2.13如果3.2.6.2.12步骤中粘度计读数超出量程范围，停止本次测量。3.2.6.2.14将2号转子自粘度计上取下，安装上4号转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致，设置转速为30转/分。3.2.6.2.15重复3.2.6.2.11至3.2.6.2.12步骤。3.2.6.2.16每个样品测定三次，有效数字取一位，取平均值为测定结果。3.2.7成胶粘度3.2.7.1仪器a)广口瓶：250mL；b)量筒：20mL；c)布氏DVⅡ型粘度仪，带UL和LV转子；d)恒温水浴，控温精度±0.1℃；e)温度计。3.2.7.2样品制备3.2.7.2.1配制聚合物相对分子质量为1600万-1900万、聚合物浓度1500mg/L，聚铬比30：1，稳定剂浓度800mg/L的铬交联聚合物调剖剂。3.2.7.2.2样品配制完成后，在45℃烘箱中保存，定期检测粘度变化。3.2.7.3测定步骤3.2.7.3.1将布氏DVⅡ型粘度仪调平，接通电源。3.2.7.3.2将恒温水浴加热至45℃。3.2.7.3.3设置转速为6转/分。3.2.7.3.4粘度计安装上UL转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致。3.2.7.3.5用20mL量筒准确量取16mL待测样品溶液加入测量杯中，将测量杯装在粘度计上。3.2.7.3.6装有试样的测量杯在恒温水浴中预热15分钟。3.2.7.3.7合上粘度计测量开关，读数。3.2.7.3.8如果3.2.7.3.7步骤中粘度计读数超出量程范围，停止本次测量。3.2.7.3.9将UL转子自粘度计上取下，安装上2号转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致，设置转速为30转/分。3.2.7.3.10在250mL广口瓶中加满待测样品溶液，在恒温水浴中预热至45℃。3.2.7.3.11将2号转子放入待测样品中，合上粘度计测量开关，读数。3.2.7.3.12如果3.2.7.3.11步骤中粘度计读数超出量程范围，停止本次测量。3.2.7.3.13将2号转子自粘度计上取下，安装上4号转子，调节粘度计上显示的转子型号与实际相一致，设置转速为30转/分。3.2.7.3.14重复3.2.7.3.10至3.2.7.3.11步骤。3.2.7.3.15每个样品测定三次，有效数字取一位，取平均值为测定结果。3.2.8抗剪切性3.2.8.1仪器a)T18高速搅拌器；b)布氏DVⅡ型粘度仪，带UL和LV转子；c)恒温水浴，控温精度±0.1℃。3.2.8.2测定步骤3.2.8.2.1配制200mL聚合物相对分子质量为1600万-1900万、聚合物浓度1500mg/L，聚铬比30：1，稳定剂浓度800mg/L的铬交联聚合物调剖剂。3.2.8.2.2按3.2.6初始粘度规定方法，测定调剖剂溶液初始粘度。3.2.8.2.3利用T18高速搅拌器对200mL调剖剂原溶液进行剪切，剪切后溶液粘度为原溶液粘度的80％。3.2.8.2.4按3.2.7成胶粘度规定方法，测定经剪切后调剖剂溶液的成胶粘度及成胶时间。3.2.9配制用水拟调剖区块聚合物凝胶配制用水，污水：矿化度3500-6500mg/L，PH值范围7.0-8.8，污水的保存期为7天，配制溶液前充分暴氧20分钟。清水：1000mL加入NaHCO33g，清水的保存期为7天。 \n PTS\n\n 技术规格书编号： PTS-A140802-04.06-2025\n\n 第二部分\n大庆油田-采油采气用调剖堵水剂（改性有机铬类）专用技术条件\nSpecial Technical Conditions of Profile Control Agent for Oil Recovery\n\n\n1项目概况该产品是一种改性有机铬类调剖剂。2现场条件采购商品存储于指定库房、井场、材料房及相关场所，在完成产
投标 / 标书制作要点（原创）
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