导读:本文包含了高温高盐论文开题报告文献综述、选题提纲参考文献及外文文献翻译，主要关键词:高温,聚合物,收率,交联,表面活性剂,凝胶,疏水。
高温高盐论文文献综述
敖明明,付美龙,徐传奇,李雪娇,孙晶[1]（2019）在《适用于高温高盐油藏的RX-颗粒堵剂注入参数优化》一文中研究指出为解决国内某油田生产过程中由于地层非均质性而引发的油井暴性水淹、产量递减严重等问题,选择了一种油藏适应性较强的新型深部堵剂RX-颗粒,并借助玻璃刻蚀模型微观驱替实验以及室内岩心物理模拟驱替实验,完成了RX-颗粒逆向卡封机理研究以及注入参数优化。研究表明,RX-颗粒可在地层条件下,通过粘连-架桥或粘连—堆积—挤压—变形—再运移等重复方式,逐步深入高渗地层,并形成暂堵带,迫使后续水体转向中、低渗地层,从而降低油井含水率,提高油井产量。此外,室内还优化了RX-颗粒堵剂的最佳注入参数,主要包括最佳转注时机、最佳粒径范围(0.5～1.0 mm)、最佳强度(老化24 h)、最佳固液质量比(8%)及最佳携带液GA质量分数(0.3%),对后续堵水作业具有一定的指导意义。(本文来源于《断块油气田》期刊2019年06期）
周玉霞,梁玉凯,宋吉锋,程利民,王佳伟[2]（2019）在《高温高盐极端油藏条件下新型调驱体系的研制和性能评价》一文中研究指出针对叁类高温高盐油藏环境,采用自制一种新型疏水缔合聚合物BY-1,通过对聚合物、交联剂、除氧剂质量浓度的优选合成了一种新型耐温抗盐聚合物交联调驱体系。在矿化度20×10~4 mg/L、钙镁离子总质量浓度2 000 mg/L、90℃条件下,考察了交联体系的剪切恢复性、长期稳定性、并联岩心改善吸水剖面以及岩心驱油效果。实验结果表明,研制的最优调驱体系在100 s~(-1)下剪切90 h,黏度保留率>53%;90℃,老化100 d,黏度保留率>90%;并联双管岩心吸水剖面改善率达80.6%,可分别提高低/高渗岩心水驱采收率26.98%和14.52%;具有较好的调剖调驱性能,可以满足高温高盐油藏调剖调驱需要。(本文来源于《承德石油高等专科学校学报》期刊2019年05期）
王敏,王斌,董俊艳[3]（2019）在《高温高盐油藏多段塞驱油技术的研究与应用》一文中研究指出针对濮城西区沙二上2+3油藏高温、高盐、高含水、非均质性强的特征,采用调剖-微球-表面活性剂多段塞驱油方式。段塞驱油方式中,调剖段塞可调整层内、层间强非均质性,改善地层优势渗流通道,而后注入的不同浓度的微球段塞,可利用微球的累加效应有效地封堵地层低渗透率,改善吸水剖面,从而提高表面活性剂的洗油效率,进而启动残余油,最终提高采收率。现场应用结果表明,首先注入0.1 PV的凝胶颗粒前置调剖段塞,再注入0.3 PV的0.3%微球+0.3%表面活性剂主段塞,可在提高原油采收率的同时降低生产成本,计算得出投入产出比为1∶1.73。(本文来源于《精细石油化工进展》期刊2019年04期）
许汇,夏燕敏,王兰,苏智青[4]（2019）在《HAPAM/NP-10复配溶液在高温高盐下的溶液性质及复配结构》一文中研究指出在总矿化度180 000 mg/L、温度85℃条件下,考察了自制疏水缔合聚丙烯酰胺(HAPAM)/非离子表面活性剂(NP-10)复配溶液的黏度与拉伸流变行为,并研究了NP-10对HAPAM溶液流变性能的影响及复配结构的变化。实验结果表明,NP-10的加入对溶液黏度几乎没有影响,但对溶液弹性影响很大,将疏水单体(AMCn)质量分数1%的HAPAM配制成为质量浓度1 000 mg/L的溶液,并逐步提高NP-10的浓度,在ρ(NP-10)≤1 000 mg/L时,溶液表现出假塑性流体的特性;ρ(NP-10)=500 mg/L时,弹性最大;ρ(NP-10)≥1 500 mg/L时,溶液的假塑性逐渐消失,流变性能更趋近于牛顿流体;NP-10与HAPAM复配溶液的结构变化主要与溶液中AMCn及NP-10的含量有关,当AMCn与NP-10的质量比在1∶50及1∶150附近时,HAPAM与NP-10的复配结构发生明显转变。(本文来源于《石油化工》期刊2019年08期）
李海生[5]（2019）在《特殊施工场地的粉喷桩软基处理质量控制要点——以非洲高温高盐滨海地区为例》一文中研究指出结合非洲吉布提港区铁路连接线地基处理工程,针对高温高盐软土等特殊工况,研究采用粉喷桩施工技术控制要点,即:严格把控泥土的合理配比、施工工艺参数的确定、作业时间的有效选择等。(本文来源于《福建建筑》期刊2019年08期）
黄雪[6]（2019）在《高温高盐石油采出水中石油烃的生物降解及嗜油功能微生物特性研究》一文中研究指出微生物在全球石油烃类污染物的降解过程中起着非常重要的作用。对于油田富含石油烃的石油采出水(OPW),生物技术被认为是一种绿色环保,且具有广阔应用前景的治理技术。OPW往往具有高温、高盐及难降解等特点。然而,在现有相关生物技术研究中,无论是生化工艺、菌群或单一菌株,反应条件均以室温为主,而在实际OPW高温条件下(≥45℃)的生物技术研究鲜有报告,这直接限制了培养高温耐盐嗜油微生物降解OPW的生化技术在油田领域的推广和应用。因此,研究高温条件下生化工艺运行情况、菌群分布特征及高效嗜油菌株性能和机理是非常重要且必要的。首先,本研究以华北油田和辽河油田两个采用培养高温耐盐嗜油微生物直接处理OPW的污水处理厂为研究对象,系统分析了它们的水质特征、各工艺单元污染物降解性能及菌群分布特征。相比于华北油田污水处理厂采用的O1/O2活性污泥法,辽河油田采用的An/O1/O2生物膜法对OPW中的污染物去除性能更优。结合两厂各工艺段常规指标变化、气相色谱-质谱(GC-MS)分析、高通量测序及菌群多样性分析等手段,本研究从各工艺段的作用、各功能区菌群分布特征及石油烃降解机理等角度揭示了不同污水处理厂石油降解性能差异产生的机理,并通过基于距离的冗余分析(db-RDA)初步研究了不同工艺段的温度、DO、Cl-及石油烃组分与微生物菌群分布之间的相关性。其次,为了准确探究单一环境因子对菌群的影响,本研究开展了不同运行工况及碳源下,菌群的演变试验研究。通过菌群分布、占比前五属水平微生物变化追踪、db-RDA分析、Spearman相关性热图、系统发生进化树及16S功能预测等分析,研究了环境因子影响菌群分布及功能的机制。试验结果表明,不同培养条件及碳源对各组微生物菌群的数量(OD600、MLSS)、性状指标(SV30、SVI、CSH、EPS)、性能指标(酶活性及酶分布、TPH或COD去除、石油烃降解)、菌群分布及同源蛋白簇(COG)代谢功能均会造成不同程度的影响;各环境因子对菌群的分布影响程度为:Cl->温度≈芳香烃>DO>BFC>烷烃>H2O2,其中,Cl-和菌属之间表现出较为平均的正负相关性,温度与大多数菌属为负相关,而碳源(烷烃或芳香烃)、DO、H2O2及BFC和大多数菌属为正相关。再次,从两个高温高盐油田环境中筛选出叁株可在45℃下利用OPW中石油烃作为碳源的革兰氏阳性菌株:微小杆菌HPB-1、栗褐芽孢杆菌HPB-2和类芽孢杆菌HPB-3,并分析对比了它们的生理生化指标、耐温耐盐性、细胞表面亲疏水性、石油烃吸附及降解性能。研究表明,具有不同菌落及单一细胞形态的叁株菌株对两个油田OPW中的石油烃均具有较好的降解效果。相比较而言,本土菌株可更好地吸附和降解对应OPW中的石油烃。各菌株细胞生长速度、表面活性剂产量及乳化性、酶活性与石油烃的去除率之间明显正相关,且为:HPB-2>HPB-3 HPB-1。和表面活性剂及胞内酶在降解过程中的作用相比,微生物本身在TPH降解过程中起主导作用。混合菌株(HPB-2和HPB-3)具有协同效应,TPH去除率较各单一菌株提高了6.5%-43.8%。最后,通过全基因扫描图测序分析了叁株菌株的全编码基因组成,并将各菌株所有编码基因分别在NR、Swiss-Prot及KEGG数据库中进行检索比对,从基因的角度解释了:(1)叁株菌株均对富含烷烃类物质的华北油田OPW具有较好的降解效果;(2)处理富含芳香烃的辽河油田实际OPW时降解效果HPB-2>HPB-3 HPB-1及(3)它们均可适应高温高盐OPW环境。在叁株菌株全基因测序及石油烃代谢相关编码基因检索的基础上,结合它们对石油采出水中石油烃降解的GC-MS分析结果及它们关键酶活性和分布分析结果,建立了一种可能的高温高盐石油采出水中,嗜油菌石油烃降解-关键酶-编码基因模型,阐明了编码基因控制关键酶产生,并将其进行胞内、周质转移或释放至胞外位置,作用于石油烃及其代谢中间产物的机制。(本文来源于《北京交通大学》期刊2019-05-29）
任波,敬加强[7]（2019）在《高温高盐高钙镁高效堵水冻胶研究》一文中研究指出塔河油田温度(110℃)高、矿化度(20×104mg/l)大、钙镁离子(>1.0×10 4mg/l)P)/g 含量远超常规油田,常规冻胶体系难以满足油藏条件。针对塔河油田高温高盐高钙镁条件下常规冻胶体系稳定性差的问题,制备了高效冻胶体系,其配方为:0.5%AMS-2聚合物+0.4%AMS-A交联剂+0.4%AMS-B交联剂;冻胶性能:成胶时间9 h,成冻级别G级,稳定性为15 d未脱水。吸水后冻胶中分子之间产生较强的化学交联作用,形成致密规则的网络结构。交联体系中聚合物和交联剂浓度越大,冻胶强度、封堵程度越大。(本文来源于《内江科技》期刊2019年05期）
王闯,周玉霞,杨仲涵,宋吉锋,李彦闯[8]（2019）在《涠洲油田高温高盐油藏组合调驱技术研究及应用》一文中研究指出针对涠洲11-1N油田高温高盐、大井距的特点,研发了以AMPS共聚物为主剂的冻胶与微凝胶SMG组合使用的调驱体系。通过流动性实验评价了冻胶体系的注入性、耐冲刷性,其中成胶液最大注入压力仅1.1MPa左右,静置3天后续水驱8～10PV后,残余阻力系数趋于平稳,说明有较好的注入性和耐冲刷性;微凝胶体系注入压力低于冻胶体系,并表现出了封堵、突破、运移后再封堵、再突破的现象。冻胶与微凝胶SMG的最优段塞组合顺序为低强度冻胶、中等强度冻胶、微凝胶SMG、高强度冻胶,与水驱相比采收率增值达到15.5%。该体系在为涠洲11-1N油田X1井现场应用后,6个月内井组增油1.06万方,预测累增油1.54万方。(本文来源于《化学工程与装备》期刊2019年04期）
张瑶,付美龙,侯宝峰,吴海俊[9]（2019）在《叁次采油高温高盐油藏用表面活性剂的研究进展》一文中研究指出随着油田的逐步开发,高温高盐油藏所存在的采出速度和程度低的问题日益凸显,而对耐温抗盐表面活性剂体系的研发有利于提高原油采收率。针对上述问题,通过文献调研,综述了阴-非两性离子型、甜菜碱型、α-烯烃磺酸盐型、氟碳型、双子型和改性表面活性剂等5种叁次采油用耐温抗盐表面活性剂体系,并对各类表面活性剂的结构和性能进行了阐述,其中SH系列表面活性剂和双子表面活性剂的耐盐性能可达26×104mg/L,α-烯烃磺酸盐和WPS-2改性表面活性剂耐温性能可达120℃, SDB-7和氟碳表面活性剂耐温抗盐性能均可达到140℃和22.6×104mg/L。(本文来源于《当代化工》期刊2019年02期）
刘旭超,刘长龙,赵文森,王成胜,兰夕堂[10]（2019）在《高温高盐碳酸盐油藏弱凝胶调驱体系实验研究》一文中研究指出针对印尼K油田碳酸盐高温高盐油藏条件,优选出具有良好耐温抗盐性能的弱凝胶调驱体系,并考察了聚合物的剪切作用以及岩心粉的吸附作用对弱凝胶体系成胶性能的影响。研究结果表明,聚合物受剪切作用后其成胶时间延长,且成胶强度有所下降,岩心粉的吸附作用也会使弱凝胶的成胶强度略有降低,但对成胶时间影响不明显。通过优选,适合K油田的弱凝胶体系最佳配方为:P1(1 500 mg/L)+JLJ(750 mg/L)+WDJ(100 mg/L),物理模拟驱油实验表明,该体系具有良好的驱油效率,在水驱基础上可以提高8.17个百分数。弱凝胶体系的SEM照片显示,在溶液中存在致密的叁维交联网络结构,从而使得体系具有良好的耐温抗盐性能。(本文来源于《石油化工应用》期刊2019年02期）
高温高盐论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
针对叁类高温高盐油藏环境,采用自制一种新型疏水缔合聚合物BY-1,通过对聚合物、交联剂、除氧剂质量浓度的优选合成了一种新型耐温抗盐聚合物交联调驱体系。在矿化度20×10~4 mg/L、钙镁离子总质量浓度2 000 mg/L、90℃条件下,考察了交联体系的剪切恢复性、长期稳定性、并联岩心改善吸水剖面以及岩心驱油效果。实验结果表明,研制的最优调驱体系在100 s~(-1)下剪切90 h,黏度保留率>53%;90℃,老化100 d,黏度保留率>90%;并联双管岩心吸水剖面改善率达80.6%,可分别提高低/高渗岩心水驱采收率26.98%和14.52%;具有较好的调剖调驱性能,可以满足高温高盐油藏调剖调驱需要。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
高温高盐论文参考文献
[1].敖明明,付美龙,徐传奇,李雪娇,孙晶.适用于高温高盐油藏的RX-颗粒堵剂注入参数优化[J].断块油气田.2019
[2].周玉霞,梁玉凯,宋吉锋,程利民,王佳伟.高温高盐极端油藏条件下新型调驱体系的研制和性能评价[J].承德石油高等专科学校学报.2019
[3].王敏,王斌,董俊艳.高温高盐油藏多段塞驱油技术的研究与应用[J].精细石油化工进展.2019
[4].许汇,夏燕敏,王兰,苏智青.HAPAM/NP-10复配溶液在高温高盐下的溶液性质及复配结构[J].石油化工.2019
[5].李海生.特殊施工场地的粉喷桩软基处理质量控制要点——以非洲高温高盐滨海地区为例[J].福建建筑.2019
[6].黄雪.高温高盐石油采出水中石油烃的生物降解及嗜油功能微生物特性研究[D].北京交通大学.2019
[7].任波,敬加强.高温高盐高钙镁高效堵水冻胶研究[J].内江科技.2019
[8].王闯,周玉霞,杨仲涵,宋吉锋,李彦闯.涠洲油田高温高盐油藏组合调驱技术研究及应用[J].化学工程与装备.2019
[9].张瑶,付美龙,侯宝峰,吴海俊.叁次采油高温高盐油藏用表面活性剂的研究进展[J].当代化工.2019
[10].刘旭超,刘长龙,赵文森,王成胜,兰夕堂.高温高盐碳酸盐油藏弱凝胶调驱体系实验研究[J].石油化工应用.2019
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