一、油田交联剂注入设备腐蚀机理研究（论文文献综述）
李浩[1]（2021）在《高强度抗孔压新材料合成及酸压条件下岩体破裂行为研究》文中研究指明酸压是针对低渗-致密油藏增产的主要措施之一,而酸压压情况下造成的裂缝起裂位置与发展、分布方式是影响压裂效果的最主要因素。由于现有模拟实验方法的局限性,不能在综合考虑各因素的基础上,通过模拟实验得出可靠结论。故论文针对低渗透-致密油藏在三向围压、孔压、温度等地层条件下压裂裂缝扩展行为不明确的问题,采用制备高强度抗孔压新材料对全直径岩心三维包覆,进行全直径岩心尺度三维压裂物理模拟实验、优选适应鄂尔多斯盆地延长组低渗透-致密储层酸液体系、研发新型耐酸-耐温型增稠剂、压裂数值模拟等,研究了酸压条件下压裂缝起裂位置、扩展规律、破裂行为及酸岩反应、降低端口净压力、增加储层渗流能力与酸液侵蚀面积等问题,主要研究内容如下:（1）以纳米二氧化硅、碳纳米管为反应原料;以三氟丙基三甲基硅氧烷为偶联剂,通过脱水缩合反应,制备出一种直径10 μm,长度4-12μm的椭球形纳米二氧化硅-碳纳米管复合结构材料,进一步与超细硅酸盐水泥材料复合制备出高强度抗孔压新材料。力学性能测试表明该材料可抵抗15MPa的孔隙压力,通过核磁共振氢谱（1HNMR）,红外光谱（FT-IR）,X射线衍射（XRD）、扫描电子显微镜（SEM）、X射线光电子能谱（XPS）等对材料进行结构表征与性能分析。通过物理吸附脱附（BET）、热重（TG-DTG）、等温量热、抗冻融破坏实验、电化学腐蚀实验、接触角测试以及介电常数-电阻率分析等表征方法测定了高强度抗孔压新材料的性能。结果表明,该直径10 μm,长度4～12 μm的椭球形材料可以对水泥水化产物孔隙进行填充,且促进水泥基材料中Ca（OH）2的水化,以提高其物理-化学性能,从而达到满足实验所需的要求。（2）为选出适合鄂尔多斯盆地延长组岩心的酸液体系,针对该岩心进行酸液适配性试验,通过计算质量损失率以及力学性能测试得出最优酸液配比组合。利用BET、SEM、XRD、ICP-OES等表征分析方法进行机理表征。结果表明:适合鄂尔多斯盆地延长组岩心的酸液压裂液最优酸液体系为质量分数2.5%的盐酸（30%AR）与质量分数6%的乙酸（AR）复合,并发现柠檬酸单独使用情况下易析出规则的文石晶体,对酸岩反应起到副作用。（3）以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）与DMC（甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵）为原料,通过自由基聚合反应合成两种耐酸-耐温型增稠剂AMPS-AM-DMDAAC、DMC-AM-DMDAAC;优化实验条件得出AMPS-AM-DMDAAC最佳聚合条件为:温度45℃,单体质量分数27%,AMPS:AM:DMDAAC的质量比为1:3:1,引发剂V50用量0.6%、导向剂EDTA二钠0.15%、交联剂甲叉双丙烯酰胺（30%AR）0.3%、尿素1%;常温下测得的表观黏度为135mPa·s。DMC-AM-DMDAAC最佳聚合条件为:温度为65℃,单体质量分数27%,DMC:AM:DMDAAC的质量比为1:3:1,引发剂过硫酸铵0.6%、导向剂EDTA二钠0.15%、交联剂甲叉双丙烯酰胺（30%AR）0.3%、尿素1%;常温下测得的表观黏度为122mPa-s。耐酸实验表明:AMPS-AM-DMDAAC与20%HCl混合后,表观黏度为45 mPa-s,DMC-AM-DMDAAC与20%HCl混合后,表观黏度为31 mPa·s,证明其优良的耐酸性;耐温实验表明:在120℃时,AMPS-AM-DMDAAC表观黏度为99.7 mPa·s,DMC-AM-DMDAAC表观黏度为32.5 mPa·s,说明其具有优良的耐温性,但DMC-AM-DMDAAC热稳定性没有AMPS-AM-DMDAAC聚合物高。两种增稠剂均可制成晶体或溶液,可有效缓解酸压时酸液运移过程中的损失率,加深迁移距离,大大提高酸压效率。通过对比两种增稠剂性能,本研究最终采用AMPS-AM-DMDAAC增稠剂用于物理模拟实验。（4）通过利用高强度抗孔压材料对全直径岩心进行三维包覆,继而进行全直径岩心尺度三维压裂物理模拟实验,分别设置普通水力压裂、酸压、含增稠剂酸压三组试验。利用X射线计算机断层扫描（CT）分析三组实验样品,清楚、直观地得到鄂尔多斯盆地延长组岩心水力裂缝起裂与延伸的基本形态:单纯水力压裂只造成了一条主裂缝;酸压在酸液与岩心进行酸岩反应之后,裂缝端口净压力降低,得到一条主裂缝以及2～3条微裂缝;含有增稠剂的酸压实验组可以明显看出在生成一条主裂缝的基础上,进而产生了不同平面的多条微裂缝,呈现出体积压裂模式。（5）建立三维数值仿真模拟三种压裂过程并研究三维裂缝形态。模拟鄂尔多斯盆地延长组水力压裂过程中裂缝起裂与发展、分布情况,通过模拟在三向围压存在压差时,在孔压作用下岩心破裂时不同的应力云分布图可知:单纯水力压裂只存在一处应力集中情况,即会产生一条主裂缝;酸化压裂存在2～3处应力集中情况,且集中区域波及面窄;含有增稠剂的酸压情况下,应力云图显示有一处较为明显的应力集中情况,伴随有多处微集中情况,集中区域波及面宽且呈现不规则平面分散状态,这一模拟结果也与物理模拟实验结果相吻合。本文为研究酸压条件下裂缝起裂位置、扩展规律,通过高强度抗孔压新材料对全直径岩心进行三维包覆,利用先导实验优选出的酸液、耐温-耐酸型增稠剂,在预先注入优选酸液24 h后（模拟闷井情况）,通过全直径岩心尺度三维压裂物理模拟实验设备进行实验,利用数值模拟实验进一步印证物理模拟实验可靠性。最终实验结果显示:该模拟实验在制备材料成功应用的前提下,已达到全直径岩心在压裂实验过之后裂缝以1～2条主裂缝为主,多条微裂缝为辅的体积压裂模式,并成功观察到聚合物（增稠剂）在岩心内的径流方式及侵蚀面积,实验结果对指导现场压裂施工具有一定意义。
郝伟[2]（2020）在《耐高温交联酸体系改性及破胶性能实验研究》文中研究表明酸压改造工艺作为碳酸盐岩储层增产、稳产的关键技术之一,现已发展出多种适用于不同储层条件的酸液体系。交联酸体系是一种高粘酸液体系,一般用在高温、深层碳酸盐岩储层的酸压改造中。这种液体体系具有粘度高、耐盐强、携砂能力强、有效作用距离长等特点。但是现有的交联酸体系也存在耐高温性能不足,抗剪切性能不稳定等问题,影响了交联酸对深储层的改造效果。此外,常规交联酸体系破胶不彻底、残渣率较高等缺陷,不仅会对地层造成二次伤害,还会降低裂缝导流能力,限制了交联酸的规模化应用。因此在提高交联酸耐温抗剪切性能的同时,需要优选破胶剂,并提高其破胶性能。论文针对提高交联酸耐温抗剪切性能方面,在团队前期研究的基础上,通过分析不同反应条件对交联性能的影响,合成出了适用于高温条件的有机锆交联剂GDJL-1,并确定了合成原料、反应温度与反应时间。对交联剂及其它添加剂种类与加量进行了优选。改进后的新配方测试发现:改性交联酸体系的流变性能、携砂性能和降滤失性能均好于一般的交联酸体系,论文研究确定了一套改性的交联酸配方。常规交联酸的破胶残渣较高是论文展开的重要工作。对破胶剂进行优选时发现,高温条件下过硫酸铵（APS）破胶剂接触到交联酸迅速被消耗,无法对优选出的高温交联酸配方进行有效彻底地破胶,减缓破胶剂有效成分的释放速度应该是提高破胶效果的重要切入点。实验中从这个机理出发,分别研究了APS胶囊和促进APS胶囊有效成分分解的激活剂,实验发现当亚硫酸钠（Na2SO3）、无机盐RA、APS胶囊浓度比为0.4:1.6:2.0时,破胶时间大幅缩短,残渣量较低。为了进一步提高交联酸体系破胶性能,实验又在破胶剂中添加了螯合剂,其原理是利用螯合作用与交联剂金属离子发生螯合,使其钝化,在一定程度破坏交联酸空间结构,降低交联酸粘度。通过螯合剂组合使用,破胶时间明显缩短,破胶效果得到明显改善。改性后的交联酸体系,其耐温抗剪切性能得到改善,同时配合复配的新型破胶剂,缩短了破胶时间,降低了破胶液残渣,使交联酸在高温、深储层压裂施工应用中具有更好的适应性与应用效果。
白小芳[3]（2019）在《深部调驱剂聚合物微球的制备及应用研究》文中研究说明鄂尔多斯盆地某油田受储层裂缝和高渗透带渗流等影响,导致油井含水上升速度加快,稳产难度逐年增加。为提高油田原油采收率,本论文根据该油田的储层条件,合成了适用于该油田的聚合物微球调驱剂,通过表征手段对其结构和性能进行了研究,并开展了现场应用试验。研究成果如下:（1）通过反相悬浮聚合法制备了聚合物微球,以植物油为分散介质,Span80/Tween80为分散稳定剂,丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸等为聚合单体,过硫酸铵-亚硫酸氢钠为氧化还原引发剂,N,N′-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂。以单体转化率和产物平均粒径分布为判定指标,对合成工艺参数进行了优化研究,结果表明:当Span80/Tween80质量比3:1、油水体积比3.5:1、引发剂浓度0.06%、单体浓度9%、交联剂浓度0.20%、搅拌转速400r·min-1和反应温度70℃时,可获得平均粒径为10.12μm的聚合物微球。（2）利用红外光谱仪、扫描电镜、光学显微镜等仪器对聚合物微球进行了表征和性能评价。结果表明:研制的微球含有酰胺基、羧基和磺酸基团,表征结果符合目标产物的特征基团;形状为球形且表面附着了很多小颗粒;理论上抗温性达205℃,热稳定性较好;其溶液的pH在6.08.4之间,基本不会对注入设备造成腐蚀;具有良好的水化膨胀性和粘弹性。（3）利用LDY-III型岩心流动实验装置对聚合物微球的运移、剖面改善及封堵性能进行了室内评价。结果表明:微球在多孔介质运移时,会使得各测压点的压力出现较大的波动,表明其运移性能良好;微球会优先进入高渗层并对其进行封堵,使后续液流转向低渗层,剖面改善率达93.30%,说明微球对非均质油藏具有很好的剖面改善性能;封堵性能受微球注入浓度和速度因素的影响,当微球注入浓度越高,其对多孔介质的阻力系数和封堵率会越大;当注入微球的速度增大时,其对多孔介质的阻力系数和封堵率会减小。（4）聚合物微球在现场应用试验结果表明,注入微球调驱后,实施区域平均单井产油由1.30t/d增至1.50t/d,日产油量由66.3t增至76.5t,在微球调驱5个月后,区域累计增油1530t,累计降水1100m3,含水率下降了3.6%,降水增油趋势明显。
原琳[4]（2019）在《高温碳酸盐岩储层酸化自生酸体系研究》文中指出酸化技术是进行低渗碳酸盐岩油气藏储层改造的重要方式,酸液在酸化施工中发挥至关重要的作用。常规盐酸（HCl）存在高的滤失率,快的溶蚀速率,以及在高温/高压下强的腐蚀性而需要高效缓蚀剂等缺点。现有的基于HCl的缓速酸,如交联酸、乳化酸等也无法满足150℃及以上高温储层的酸化施工要求,限制了此类油气藏的高效增产。因此,开发新的兼具高的溶蚀率、弱的腐蚀性和较慢的溶蚀速率等特点的酸液体系具有重要的现实意义。本文首先研制了一种用于120℃及以下储层酸化的酸可控释放的自生盐酸骨架片。采用滴定法、失重法和p H计法确定了自生盐酸的配方。利用失重法和p H计法探究了温度、浓度、无机盐等因素对溶蚀性能的影响。利用挂片失重法研究了其对N80钢的腐蚀影响,并探讨了低腐蚀机理。采用药剂学中直接压片法制备了自生盐酸骨架片,研究了骨架片的稳定性和滤失性,并考察了骨架材料、温度、搅拌速率、携带液等因素对其溶出性的影响,提出了酸可控释放机理。其次构建了用于150℃及以上储层酸化的自生羧酸体系。利用挂片失重法研究了自生羧酸的腐蚀性,利用失重法和酸蚀裂缝导流仪考察了温度、浓度、催化剂等因素对其溶蚀性的影响,利用旋转岩盘仪探究了温度、浓度、旋转速度对其溶蚀速率的影响。对比其他羧酸,提出缓速机理。研究结果表明,自生盐酸配方为NH4Cl和CH2O,摩尔比为1:1.9。二者反应中存在铵离子的水解和氨与甲醛的亲核加成两种平衡。升温提高自生盐酸的溶蚀能力,170℃溶蚀碳酸钙达95%,而增加浓度和无机盐有轻微的抑制作用。因CH2O和产物HMTA在N80钢片表面形成吸附膜而有高达96%的缓蚀率。此配方还有黏土稳定（NH4Cl）、铁离子稳定（CH2O）等功能,因此体系仅需主剂自生盐酸。骨架片中酸的释放需经凝胶化、酸扩散、骨架侵蚀等过程,使酸的释放速率可控。120℃,骨架片需150 min才完全溶解。骨架片呈固态而显着减少酸的滤失。130℃,盐酸腐蚀速率是同摩尔浓度自生羧酸即羧酸甲酯的4-5倍。150℃,15 wt%自生羧酸刻蚀岩板明显,提高了裂缝导流能力。130℃时其溶蚀率达83%,远高于未加催化剂1时40%的溶蚀率。130℃时其溶蚀速率比盐酸和有机酸慢了2-3个数量级。其缓速原理为在减慢了传质和表面反应过程基础上增加了酯先水解为酸和醇的步骤。其与葡萄糖酸组成自生羧酸体系,摩尔比为50:1。
胡智元[5]（2019）在《天然气长输管道封堵可降解凝胶实验研究》文中认为管道快速封堵技术在天然气长输管道维修抢修工作中起着重要作用,传统的管道快速封堵技术存在施工过程复杂、设备体积大、通用性差、费时费力、成本高昂等问题。针对传统管道封堵技术中的技术缺陷,本文基于高聚物反应膨胀和降解原理,提出一种可降解凝胶管道封堵技术。利用注入管内特殊材料的化学反应,使材料在管道内可控膨胀,形成高强度、高粘弹性高聚物,实现天然气管道的密封与封堵。管道维修抢修作业完成后,在管道中注入特殊的降解剂,将封堵高聚物分解成液体,实现解堵,恢复管线正常运行。从而极大地缩短快速封堵的时间,降低封堵成本。基于化学封堵原理,设计了丙烯酰胺-丙烯酸体系凝胶配方和凝胶强度及凝胶与管道壁黏附力的评价方法与评价指标;在自制的实验装置上,设计四因素三水平正交试验,研究了凝胶体系配方对黏附特性的影响规律;实验结果表明,当单体质量分数配比（AM:AA）为1:1、引发剂浓度为0.3%、交联剂浓度为0.05%、中和度为65%时凝胶粘附力特性达到最大,为284.8N;当单体质量分数配比（AM:AA）为5:1、引发剂浓度为0.31%、交联剂浓度为0.25%、中和度为65%时凝胶强度特性达到最大,为61.5N。为了研究凝胶体系中单体质量分数配比、引发剂浓度、交联剂浓度、中和度四个因素对凝胶粘附力的影响机理及影响规律,利用多元线性回归方程的方法建立了丙烯酰胺—丙烯酸体系凝胶与管道之间黏附力的数学模型;为了验证凝胶的封堵效果,进行了模拟实验研究;实验结果表明,该体系凝胶封堵最佳效果为0.2Mpa,实验表明该体系凝胶具有较好的效果。基于高锰酸钾能有效攻击有机物-C=C-键而降解高分子有机物,分别研究了高锰酸钾在不同ph值、不同浓度、不同时间、不同温度下对丙烯酰胺（AM）-丙烯酸（AA）体系凝胶的降解效率。实验结果表明,当ph值为3、浓度为60℃、时间为10h、浓度为0.4mol/L时凝胶试样被完全降解,高锰酸钾降解液具有较高效的降解效率。分析讨论了高锰酸钾降解凝胶的作用机理。
刘鹏[6]（2019）在《埕岛油田暂堵酸化工艺研究》文中研究指明埕岛油田主体馆陶组油藏是胜利油田海上主要产油阵地,目前采油速度偏低,无法达到高效开发的要求,与经济高速发展的需求不相匹配,如何进一步提升采油速度是当前海上开发活动面对的主要难题;制约提液的主要问题是油井普遍存在污染,地层压力保持水平低,但由于埕岛油田馆陶组油藏层间非均质性较强,常规酸化往往会造成酸化过程中酸液很少进入或无法进入低渗透层,或被堵塞及污染的出油孔道中,而高渗层、大孔道或裂缝却得到进一步酸化,导致非均质性加剧,未能达到解除中低渗层伤害的目的。基于此,开展海上油田暂堵酸化工艺研究,既能有效地封堵高渗层,同时又可以解除低渗层污染的综合工艺措施是非常必要的,本文利用实验手段分析了埕岛海上油田堵塞物的组成成分,总结了堵塞物的特点,探究了堵塞物的形成原因,为优化解堵液配方和制定工艺方案提供依据;根据油藏特点筛选出合适的暂堵剂配方;根据埕岛油田堵塞形成机理、堵塞物物理化学性质筛选合适的解堵液配方;通过化学模拟和物理模拟研究解堵液和暂堵剂与地层流体、地层岩石颗粒及胶结物的配伍性,并筛选出合适的助剂;采用室内物模装置,考察了暂堵剂在地层多孔介质中的封堵性能和渗透率恢复情况,研究了单一酸液体系对地层的解堵性能,并证实了整体暂堵酸化工艺对目的层（低渗透层）具有良好的改造效果;最后通过现场应用表明,暂堵酸化技术在埕岛油田取得了较好的效果,应进一步推广应用。
巩锦程[7]（2019）在《环境友好型交联酸高温流变性及其酸岩反应动力学研究》文中进行了进一步梳理碳酸盐岩地层的酸化压裂施工中,交联酸以其粘度高、滤失低、摩阻低、易泵送的优点得到广泛应用。主体酸的性能将影响最终酸化压裂效果。目前常用的主体酸为盐酸和以甲酸、乙酸为主的有机酸,然而盐酸存在酸岩反应速度快、腐蚀性强等问题;部分有机酸存在溶蚀能力较差、二次沉淀较多等问题。针对现有酸压液体体系存在的不足,研制了一种环境友好型交联酸,能够提高对岩石的溶蚀能力,并减少二次伤害、降低腐蚀性,降低酸化压裂施工风险,提高酸化压裂增产效果。基于可降解有机酸A与有机酸B溶蚀碳酸盐岩的协同效应,将两种酸复配,利用单因素法考察混合摩尔比、酸浓度、温度对溶蚀率和溶蚀速率的影响,优选出主体酸的配方:有机酸A与有机酸B的摩尔比为1:1、酸浓度为17%,并命名为EF酸;选用与主体酸适配的稠化剂、交联剂与添加剂,按照标准优选其加量,确定环境友好型交联酸配方为:17%EF酸+1.0%TP0509+0.12%PEI-A+1.5%HLS-1+1.0%CA-1+2.0%COP-1,并命名为EFJL酸。采用流变测试的方法,研究了不同交联比对EFJL酸耐温能力、流变参数以及粘弹性的影响。并通过旋转岩盘实验,建立了盐酸交联酸、EF酸、EFJL酸与碳酸盐岩的反应动力学方程,并在50、70、90、110℃下确定了三种酸的反应活化能。实验结果表明,交联剂的加入能够显着提高体系的耐温能力,EFJL酸的耐温可达110℃;随着交联比的增大,体系的稠度系数K增大,流变参数n减小,耐剪切能力略微提高;60℃下,随着交联比的增大,弹性模量逐渐大于粘性模量并占据主导地位。90℃下三种酸液的反应速率常数K分别为1.80×10-6、3.37×10-7、1.87×10-7（mol/L）-m/（cm2·s）,反应级数m分别为0.76、0.70、0.34。说明EFJL酸的缓速性优良;三种酸的反应活化能分别为1.97×104、1.44×104、1.25×104 J/mol,说明EFJL酸更易于发生酸岩反应。EFJL酸的综合性能评价显示:EFJL酸体系的腐蚀速率仅为0.9455 g/（m2·h）,缓蚀率高达99.15%;与盐酸交联酸相比,该交联酸体系酸岩反应速度较慢,且最终溶蚀率为73.62%;同时具有良好的降滤失能力及携砂能力,滤失系数为1.64×10-4 m/（min）0.5,初滤失量为3.79×10-2 m3/m2,支撑剂沉降速度为0.75 cm/min;该交联酸体系90℃下与碳酸盐岩反应后可自动破胶,破胶液粘度为4.2 m Pa·s,易于返排,有助于减少对油气层的污染和伤害;90℃下降解时间为49 h,各项评价结果均满足行业要求。
马鑫[8]（2019）在《储层压裂液伤害的微生物及酶修复机理研究》文中提出随着油气勘探开发的不断深入以及对能源需求的日益增加,低渗、致密油气等非常规油气资源已成为当前勘探开发的新热点。目前,压裂改造是非常规油气资源开发的必备手段,通过压裂改造可以增强非常规油气储层的渗流能力,使油气井能够达到工业油气流标准,从而提高油气井的生产能力。但是,压裂液及其残留物极易引起储层的严重污染和堵塞,极大地影响压裂效果和油气产量。储层压裂液伤害的微生物及其酶修复技术是本文提出的一种新型压裂液伤害治理技术,其原理是针对胍胶压裂液的易生物降解特征,利用微生物自身的繁殖、运移和代谢,通过微生物及其酶在裂缝中对胶团、残渣、滤饼等不溶性压裂液残留物的降解作用,促进压裂液残留物降解和返排,从而提高裂缝和基质的渗流能力,最终达到改善压裂开发效果和提高油气产量的目的。微生物对储层多孔介质的修复技术非常复杂,合理认识和科学描述其技术方法和修复机制是决定微生物修复储层压裂液伤害技术应用前景的关键。本文首先系统地研究分析了胍胶压裂液的理化性质,探索出提高胍胶压裂液热稳定性的新方法,并依此设计出以胍胶为唯一碳源的耐温型微生物培养基进行胍胶降解菌的分离和分子生物学鉴定,建立起胍胶降解菌的菌种体系,并结合储层环境特征深入研究了储层环境因素对微生物生长的影响,通过在不同培养基中的生长曲线研究了微生物以胍胶为唯一碳源时的生长特征;其次,通过胍胶降解菌的产酶曲线筛选胍胶降解酶的高产菌株,分离制取粗酶制剂,研究其酶促反应的动力学特征,优化产酶菌的产酶条件,再结合储层环境特征深入研究了储层环境因素对酶促反应的影响;然后,通过微生物降解过程中胍胶的理化性质的变化揭示了微生物降解胍胶压裂液的生化机理,并通过酶降解过程中胍胶的理化性质的变化阐述了酶降解胍胶压裂液的生化机理,根据压裂液伤害形成的主要成因,通过对微生物及其酶降解胍胶残渣过程中残渣总量和残渣粒径的变化研究微生物及酶对胍胶压裂液残渣储层伤害的修复机理,并通过微生物及酶降解胍胶滤饼的过程中胍胶滤饼厚度和滤饼脱附的分析,研究微生物及酶对胍胶压裂液滤饼储层伤害的修复机理;最后,构建PDMS微流控微观模型,通过有无胍胶降解酶时微观模型上注入压力变化研究胍胶降解酶在孔隙中对胍胶压裂液的降解作用,通过人造岩心实验模拟压裂液伤害的形成过程和微生物及酶的修复过程,评价微生物及酶对储层压裂液伤害的修复效果。研究结果表明,胍胶溶液为剪切变稀的假塑性流体,随胍胶浓度的增加溶液粘度呈指数增长,其胍胶具有可生物降解、易热降解的特点;胍胶具有热不稳定性,温度超过85℃胍胶迅速降解,研究发现低浓度的磷酸盐可显着提高胍胶的热稳定性,使高温处理后的胍胶保持较高的平均分子量,且晶型结构、化学结构、交联性能等理化性质不发生变化。分离获得27株胍胶降解菌,筛选其中5株作为高效胍胶降解菌分别为Bacillus aerius（3-2）、Bacillus paralicheniformis（CGS）、Bacillus sonorensis（XSJ）、Anoxybacillus rupiensis（M1）、和Geobacillus stearothermophilus（S1）,胍胶可作为其唯一碳源进行生长,其最适温度和p H值可为50-70℃和4.84-11.00之间;细菌在胍胶中的生长曲线显示微生在胍胶中具有较高的生长量和较长的延滞期。筛选Bacillus aerius（3-2）为高效胍胶降解酶产酶菌,其最高产酶活性可达到3.4 U,最佳产酶时间为22 h;胍胶底物浓度和酶浓度可显着影响酶促反应速率;胍胶降解酶为典型的胞外诱导酶,胍胶、淀粉等均可作为产酶碳源,有机氮源的产酶量较高,最佳产酶p H为6.0-7.0;该酶适应于30-80℃、p H值4.0-8.0的应用环境中,对胍胶及其衍生物具有催化专一性;Ba2+对该酶具有激活作用,而对高浓度的地层水、高浓度的戊二醛杀菌剂和高浓度的交联剂较敏感。微生物和酶均可显着降低胍胶的表观粘度和平均分子量;胍胶的微生物降解产物为小分子胍胶、少量的还原糖以及CO2等气体;酶逐级降解胍胶为小分子胍胶、寡糖、二糖直至还原糖;微生物及酶可有效降解胍胶残渣,残渣总质量和残渣粒径显着下降;微生物及酶可有效降解胍胶滤饼,滤饼厚度显着下降,滤饼的脱附效果明显;胍胶降解酶可有效降解孔隙中的胍胶压裂液以及清除残留在孔隙中的压裂液;5种细菌的对压裂液伤害后的岩心均具有较好的修复作用,岩心的恢复率为43.46%-96.57%。其中菌株Bacillus paralicheniformis（CGS）修复效果最高,其恢复率在85%以上,酶3-2的岩心恢复率为73.93%-94.18%,验证了微生物及酶修复储层压裂液伤害的科学合理性和技术可行性。
穆代峰[9]（2019）在《高温压裂液的配方与性能优化研究》文中指出随着油气田勘探开发转向深井、超深井油气储层,储层地质条件变得更加复杂,油井往往产能低下。压裂已成为储层增产改造的重要技术措施之一,而选择性能良好的高温压裂液体系是实现深井压裂改造的关键。目前国内油田（尤其是中西部油田地区）主要存在储层岩石致密、地层压力难以预测等问题;同时,压裂液体系不能满足现场实际需求,主要问题包括耐温耐剪切性能差、滤失严重、配伍性差、成本高等。本文研究了高温压裂液体系的交联性能、配伍性能及流变性能,优选并综合评价出了一种160℃的高温压裂液体系,并成功在新疆塔里木盆地顺北某井酸化压裂中成功应用。本文通过实验研制出了一种一体化耐高温缓速酸压裂液体系,交联酸基液可作为胶凝酸使用,加入交联剂作为交联酸使用,实现多级交替酸压。交联酸压裂液配方:20%盐酸+1%稠化剂SRAP-1+2.5%高温缓蚀剂主剂SRAI-1+0.5%增效剂+1%酸压用铁离子稳定剂SRAF-1+1%酸压用破乳剂SRAD-1+0.8%交联剂SRAC-2A和延迟交联剂SRAC-2B（2:10）。综合性能评价研究表明,该体系具有良好的挑挂性,静置10天无脱酸现象,粘度有比较好的稳定性,有利于现场泵注。胶凝酸在160℃、170 s-1条件下恒温剪切,120分钟后黏度维持在30m Pa?s左右。交联酸的交联时间为93s左右,具有良好的延迟交联特性;在160℃、170 s-1条件下,恒温剪切90分钟后,黏度为65m Pa?s,无脱酸情况,交联状态仍良好,加入破胶剂,交联酸压裂液快速破胶,有利于返排,降低对地层的污染,可满足高温储层对缓速酸压裂液的要求,实现酸液体系一体化,大大方便现场施工。本文还优选了耐120℃高温酸性压裂液,对压裂液中盐酸的加量、交联剂的的加量及比例、缓蚀剂的加量及比例和加重剂进行了优选,得出耐120℃酸性压裂液配方,其配方为:5%HCl+0.6%稠化剂+0.3%缓蚀剂+0.3%SRAC-2A和SRAC-2B（1:3）。综合评价了其性能,其耐温耐剪切性能良好、配伍性良好,可以快速破胶,对高温储层压裂现场施工有一定的指导意义。
刘博[10]（2019）在《废弃钻井液的稳定性和杀菌剂研究》文中指出废弃钻井液成分复杂,由大量的水,油,粘土颗粒和一些其他化学品组成,含有很多有毒有害成分,不仅危害人体健康,破坏生态环境,污染水资源,还可以导致土壤板结等,目前国内外已经有许多处理废弃钻井液的方法,然而,都无法从根本上解决污染问题。同时由于废弃钻井液又含有大量可利用的活性组分,因此,近年来废弃钻井液的资源化再利用技术被认为是废弃钻井液处理最有前景的方法之一。然而,在应用之前,我们需要首先保证废弃钻井液的稳定性。废弃钻井液在放置过程中容易产生大量的硫酸还原菌和铁细菌,使废弃钻井液变质失稳,严重影响了废弃钻井液的再利用,因此必须加入杀菌剂杀灭细菌。针对长时间使用单一的传统油田杀菌剂,细菌产生了抗药性,加入量比较大等问题,本文在研究废弃钻井液基本性质的基础上,合成了一种聚季铵盐杀菌剂。对取自中国胜利油田的废弃钻井液的基本性质及稳定存放条件等进行了研究,开发了一种准确便捷的测定废弃钻井液稳定性的方法。通过全能稳定性分析方法和Zeta电位探索了适合废弃钻井液稳定存放的条件。结果表明:较适合废弃钻井液稳定存放的粒径范围应小于21μm,电解质含量小于1%。同时全能稳定分析仪可以用于测定废弃钻井液的稳定性,减少了实验误差。以环氧氯丙烷、二甲胺为单体,二乙烯三胺为交联剂,合成了一种聚季铵盐杀菌剂,研究了单体摩尔比、交联剂用量、反应温度、反应时间等对聚合物杀菌性能的影响。结果表明最佳合成条件是:n（环氧氯丙烷）:n（二甲胺）=1.5:1,交联剂二乙烯三胺用量为4%,反应温度为70℃,反应时间为5 h。用绝迹稀释法对新合成的聚季铵盐杀菌剂与常用杀菌剂十二烷基二甲基苄基氯化铵进行单剂和复配实验,测定加药前后废弃钻井液中细菌的数量,并计算杀菌率,用单因素法和正交实验探究复配杀菌剂对废弃钻井液中硫酸还原菌、铁细菌的最佳杀菌条件。结果表明:复配杀菌剂中聚季铵盐杀菌剂和十二烷基二甲基苄基氯化铵的最佳配比是3:2,浓度为80 mg/L、杀菌温度为35℃、药菌接触时间为24 h、p H值为9时,对废弃钻井液中硫酸还原菌的杀菌率达99%以上,对铁细菌的杀菌率达97%以上。
二、油田交联剂注入设备腐蚀机理研究（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：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（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。
三、油田交联剂注入设备腐蚀机理研究（论文提纲范文）
（1）高强度抗孔压新材料合成及酸压条件下岩体破裂行为研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 英文缩写符号说明 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 水力压裂提高采收率的研究概况 |
| 1.2.1 水力压裂提高采收率机理 |
| 1.2.2 水力压裂技术的发展概况 |
| 1.3 物理模拟和酸压及增稠剂国内外研究现状 |
| 1.3.1 高强度抗孔压材料研究现状 |
| 1.3.2 酸压国内外研究现状 |
| 1.3.3 增稠剂国内外研究现状 |
| 1.3.4 物理压裂模拟实验国内外研究现状 |
| 1.3.5 数值模拟国内外研究现状 |
| 1.3.6 目前存在问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究技术路线及预期目标 |
| 2 高强度抗孔压新材料的合成及其性能评价 |
| 2.1 实验原料及实验方法 |
| 2.1.1 主要实验化学试剂 |
| 2.1.2 制备方法 |
| 2.2 实验部分 |
| 2.2.1 核磁共振氢谱 |
| 2.2.2 傅里叶转换红外光谱 |
| 2.2.3 X射线光电子能谱 |
| 2.2.4 X射线衍射 |
| 2.2.5 热重-等温量热 |
| 2.2.6 水化热 |
| 2.2.7 扫描电子显微镜观察 |
| 2.2.8 N_2吸脱附 |
| 2.2.9 防冻融破坏 |
| 2.2.10 电化学腐蚀 |
| 2.2.11 接触角测试 |
| 2.2.12 介电常数-电阻率 |
| 2.2.13 力学性能测试 |
| 2.3 结果与讨论 |
| 2.3.1 核磁共振氢谱 |
| 2.3.2 傅里叶转换红外光谱 |
| 2.3.3 X射线光电子能谱 |
| 2.3.4 X射线衍射 |
| 2.3.5 热重-等温量热 |
| 2.3.6 水化热 |
| 2.3.7 扫描电子显微镜观察 |
| 2.3.8 N_2吸脱附 |
| 2.3.9 防冻融破坏实验结果 |
| 2.3.10 电化学腐蚀实验 |
| 2.3.11 接触角 |
| 2.3.12 介电常数-电阻率 |
| 2.3.13 力学性能测试 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 酸压模拟用酸液优化复配 |
| 3.1 实验原料及实验方法 |
| 3.1.1 主要实验化学试剂 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.2 实验部分 |
| 3.2.1 质量损失率计算 |
| 3.2.2 力学性能 |
| 3.2.3 电感耦合等离子体发射光谱(ICP-OES) |
| 3.2.4 X射线衍射 |
| 3.2.5 扫描电子显微镜观察 |
| 3.2.6 N_2吸脱附 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 质量损失率计算 |
| 3.3.2 力学性能 |
| 3.3.3 电感耦合等离子体发射光谱(ICP-OES) |
| 3.3.4 X射线衍射 |
| 3.3.5 扫描电子显微镜观察 |
| 3.3.6 N_2吸脱附 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 酸压模拟用增稠剂合成与性能评价 |
| 4.1 实验原料及实验方法 |
| 4.1.1 主要实验化学试剂 |
| 4.1.2 主要实验仪器 |
| 4.2 三元共聚物的合成 |
| 4.2.1 聚合反应原理 |
| 4.2.2 三元共聚物合成实验步骤 |
| 4.2.3 三元聚合物制备条件优化 |
| 4.3 实验部分 |
| 4.3.1 傅里叶转换红外光谱 |
| 4.3.2 核磁共振氢谱 |
| 4.3.3 相对分子量 |
| 4.3.4 产物Zeta电位及纳米粒度测试 |
| 4.3.5 扫描电子显微镜观察 |
| 4.3.6 热重-等温量热 |
| 4.4 结果与讨论 |
| 4.4.1 傅里叶转换红外光谱 |
| 4.4.2 核磁共振氢谱 |
| 4.4.3 相对分子量测定 |
| 4.4.4 产物Zeta电位及纳米粒度 |
| 4.4.5 扫描电子显微镜观察 |
| 4.4.6 热重-等温量热 |
| 4.4.7 耐酸性能 |
| 4.4.8 耐温性能 |
| 4.4.9 耐盐性能 |
| 4.4.10 损失模量、存储模量测试 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 酸压物理模拟及现场实验验证 |
| 5.1 实验概况 |
| 5.2 样品制备 |
| 5.2.1 立方体试块制备 |
| 5.2.2 实验流程 |
| 5.3 实验结果分析 |
| 5.3.1 压裂后外观损伤情况 |
| 5.3.2 物理模拟实验压裂曲线 |
| 5.3.3 酸蚀裂缝的特征(与水力裂缝相比) |
| 5.3.4 X射线计算机断层扫描(CT) |
| 5.3.5 N_2吸脱附 |
| 5.3.6 断裂表面蚀刻情况 |
| 5.4 酸压现场应用试验 |
| 5.4.1 试验区基本概况 |
| 5.4.2 选井选层原则 |
| 5.4.3 施工所需材料 |
| 5.4.4 试验效果及分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 6 酸压数值模拟研究 |
| 6.1 动态演化的数值模拟分析方法 |
| 6.1.1 水力压裂数学模型的发展 |
| 6.1.2 拟三维模型和平面三维模型 |
| 6.1.3 全三维模型 |
| 6.1.4 岩石力学基本原理 |
| 6.1.5 断裂与损伤力学 |
| 6.2 流-固耦合数学模型的建立及其有限元离散化 |
| 6.2.1 应力平衡方程 |
| 6.2.2 连续性方程的建立 |
| 6.2.3 边界条件 |
| 6.2.4 ABAQUS有限元离散化方法及应力-渗流耦合方程 |
| 6.3 裂缝起裂和扩展准则 |
| 6.3.1 裂缝起裂准则 |
| 6.3.2 裂缝扩展准则 |
| 6.3.3 裂缝扩展及网格划分 |
| 6.3.4 压裂计算流程 |
| 6.3.5 酸蚀断口形貌的数值模拟 |
| 6.4 本章小结 |
| 7 结论与展望 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 展望与设想 |
| 7.4 适用性及局限性 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的学术论文目录 |
（2）耐高温交联酸体系改性及破胶性能实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的主要问题 |
| 1.2.1 交联酸酸液体系研究现状 |
| 1.2.2 交联酸添加剂 |
| 1.2.3 交联酸在碳酸盐岩储层的应用 |
| 1.2.4 交联酸破胶方法 |
| 1.2.5 存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 取得的主要成果及认识 |
| 第2章 交联酸体系改性及配伍性研究 |
| 2.1 交联酸体系简述 |
| 2.2 实验试剂与仪器 |
| 2.2.1 实验试剂 |
| 2.2.2 实验仪器 |
| 2.3 实验方法 |
| 2.3.1 交联酸的配制 |
| 2.3.2 稠化剂增粘能力测试 |
| 2.3.3 成胶时间测定 |
| 2.3.4 热稳定性测定 |
| 2.4 稠化剂的优选与评价 |
| 2.4.1 稠化剂的优选 |
| 2.4.2 稠化剂性能评价 |
| 2.5 交联剂制备工艺优化及性能评价 |
| 2.5.1 交联剂制备思路 |
| 2.5.2 制备工艺优化 |
| 2.5.3 交联剂性能评价 |
| 2.6 其他添加剂的优选 |
| 2.6.1 缓蚀剂的优选 |
| 2.6.2 铁离子稳定剂的优选 |
| 2.6.3 助排剂的优选 |
| 2.6.4 黏土稳定剂的优选 |
| 2.7 主剂与添加剂配伍性研究 |
| 2.8 本章小结 |
| 第3章 交联酸体系性能评价 |
| 3.1 耐温耐剪切性能评价 |
| 3.2 携砂性能评价 |
| 3.3 酸岩反应动力学评价 |
| 3.3.1 酸岩反应动力学参数确定 |
| 3.3.2 实验结果分析 |
| 3.4 滤失性能评价 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 APS型破胶剂破胶效果评价 |
| 4.1 实验药品与仪器 |
| 4.1.1 实验药品 |
| 4.1.2 实验仪器 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 交联酸液制备 |
| 4.2.2 破胶剂性能评价 |
| 4.3 APS破胶实验结果与分析 |
| 4.3.1 酸浓度对破胶效果的影响 |
| 4.3.2 稠化剂浓度对破胶效果的影响 |
| 4.3.3 APS浓度对破胶效果的影响 |
| 4.3.4 温度对破胶效果的影响 |
| 4.4 APS胶囊破胶实验结果与分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 APS胶囊激活剂破胶效果评价 |
| 5.1 激活机理 |
| 5.2 实验药品 |
| 5.3 激活剂破胶实验结果与分析 |
| 5.3.1 不同激活剂对破胶效果影响 |
| 5.3.2 不同激活剂组合对破胶效果影响 |
| 5.3.3 激活剂组合浓度确定 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 螯合剂及复配破胶效果评价 |
| 6.1 螯合机理 |
| 6.2 实验药品 |
| 6.3 螯合剂破胶实验结果与分析 |
| 6.3.1 不同螯合剂对破胶效果影响 |
| 6.3.2 螯合剂组合浓度确定 |
| 6.4 复配破胶效果评价 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（3）深部调驱剂聚合物微球的制备及应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 常用调驱剂体系的分类 |
| 1.3 聚合物微球调驱剂 |
| 1.3.1 国外聚合物微球调驱剂的研究现状 |
| 1.3.2 国内聚合物微球调驱剂的研究现状 |
| 1.3.3 聚合物微球深部调驱机理 |
| 1.4 聚合物微球的合成方法 |
| 1.5 研究内容 |
| 第二章 聚合物微球的合成 |
| 2.1 储层岩石的孔喉尺度特征 |
| 2.2 实验仪器及试剂 |
| 2.2.1 实验试剂 |
| 2.2.2 实验仪器 |
| 2.3 聚合物微球的制备 |
| 2.3.1 合成聚合物微球的化学反应机理 |
| 2.3.2 制备方法 |
| 2.4 反相悬浮聚合工艺参数优化研究 |
| 2.4.1 单体转化率的测定 |
| 2.4.2 聚合物微球粒径大小的测定 |
| 2.5 结果与讨论 |
| 2.5.1 分散稳定剂对体系的影响 |
| 2.5.2 油水相体积比对体系单体转化率和粒径的影响 |
| 2.5.3 单体浓度对体系单体转化率和粒径的影响 |
| 2.5.4 引发剂浓度对体系单体转化率和粒径的影响 |
| 2.5.5 交联剂浓度对体系单体转化率和粒径的影响 |
| 2.5.6 搅拌速度对体系单体转化率和粒径的影响 |
| 2.5.7 反应温度对体系单体转化率和粒径的影响 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 聚合物微球的结构表征及性能评价 |
| 3.1 微球的外观形态及粒径分布 |
| 3.1.1 扫描电镜的表征 |
| 3.1.2 光学显微镜的表征 |
| 3.1.3 微球的粒径分布 |
| 3.2 微球的红外光谱表征 |
| 3.3 微球的热稳定性 |
| 3.4 微球的悬浮分散性 |
| 3.5 微球的膨胀特性 |
| 3.5.1 矿化度对微球膨胀倍数的影响 |
| 3.5.2 温度对微球膨胀倍数的影响 |
| 3.6 微球的酸碱性 |
| 3.7 微球的粘弹性 |
| 3.8 小结 |
| 第四章 室内模拟岩心流动实验评价 |
| 4.1室内模拟岩心流动实验 |
| 4.1.1 实验仪器及材料 |
| 4.1.2 填砂管的制作 |
| 4.1.3 水相渗透率测定 |
| 4.2 聚合物微球运移能力研究 |
| 4.2.1 长填砂管多点测压模型及实验参数 |
| 4.2.2 聚合物微球在长填砂管中的运移规律 |
| 4.3 聚合物微球剖面改善性能研究 |
| 4.3.1 实验测定方法 |
| 4.3.2 实验测定结果 |
| 4.4 聚合物微球封堵性能研究 |
| 4.4.1 实验方法及评价指标 |
| 4.4.2 聚合物微球的封堵性能 |
| 4.4.3 聚合物微球封堵能力影响因素分析 |
| 4.5 聚合物微球调驱剂现场初步应用试验 |
| 4.5.1 目标油田概况 |
| 4.5.2 现场应用效果评价 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 结论与展望 |
| 5.1 研究结论 |
| 5.2 创新点 |
| 5.3 展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得科研成果 |
| 致谢 |
（4）高温碳酸盐岩储层酸化自生酸体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 HCl基缓速酸的研究进展 |
| 1.2.2 HCl替代酸的研究进展 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 高温碳酸盐岩储层酸化自生盐酸体系研究 |
| 2.1 实验仪器与药品 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验药品 |
| 2.2 自生盐酸生酸机理的研究与配方的确定 |
| 2.2.1 自生盐酸生酸机理的研究 |
| 2.2.2 自生盐酸配方的确定 |
| 2.2.3 与其他固体自生盐酸的溶蚀能力对比 |
| 2.3 自生盐酸的性能研究 |
| 2.3.1 自生盐酸的溶蚀性研究 |
| 2.3.2 自生盐酸的腐蚀性研究 |
| 2.4 自生盐酸体系的构建 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 自生盐酸骨架片的制备及酸可控释放机理研究 |
| 3.1 自生盐酸骨架片 |
| 3.1.1 自生盐酸骨架片的制备 |
| 3.1.2 自生盐酸骨架片的物理性质 |
| 3.2 自生盐酸骨架片的性能研究 |
| 3.2.1 自生盐酸骨架片的稳定性研究 |
| 3.2.2 自生盐酸骨架片的溶出性研究 |
| 3.2.3 自生盐酸骨架片的滤失性研究 |
| 3.3 自生盐酸骨架片的酸可控释放机理研究 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 高温碳酸盐岩储层酸化自生羧酸体系研究 |
| 4.1 实验仪器与药品 |
| 4.1.1 实验仪器 |
| 4.1.2 实验药品 |
| 4.2 自生羧酸的确定和与其他羧酸的对比 |
| 4.3 自生羧酸的性能研究 |
| 4.3.1 自生羧酸的腐蚀性研究 |
| 4.3.2 自生羧酸的溶蚀性研究 |
| 4.3.3 自生羧酸的溶蚀速率研究 |
| 4.4 自生羧酸的缓速机理研究 |
| 4.5 自生羧酸体系的构建 |
| 4.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（5）天然气长输管道封堵可降解凝胶实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 管道封堵技术 |
| 1.2.1 悬挂封堵 |
| 1.2.2 盘式封堵 |
| 1.2.3 筒式封堵 |
| 1.2.4 囊式封堵 |
| 1.2.5 黄油墙封堵 |
| 1.2.6 智能机器人封堵 |
| 1.2.7 冷冻封堵 |
| 1.3 凝胶简介 |
| 1.3.1 凝胶的特性 |
| 1.3.2 凝胶的分类 |
| 1.4 凝胶封堵技术研究现状 |
| 1.5 研究目的 |
| 1.6 本课题主要研究内容 |
| 1.7 本文创新点 |
| 2 封堵凝胶及降解机理研究 |
| 2.1 封堵材料种类选择 |
| 2.1.1 架桥类堵剂 |
| 2.1.2 高效滤失失水类堵剂 |
| 2.1.3 可解堵类堵剂 |
| 2.1.4 化学类堵剂 |
| 2.1.5 自适应性堵剂 |
| 2.2 丙烯酰胺-丙烯酸体系凝胶合成方法的选择 |
| 2.2.1 自由基聚合 |
| 2.2.2 合成方法选择 |
| 2.2.3 引发剂选择 |
| 2.2.4 交联剂选择 |
| 2.2.5 聚合反应方程式 |
| 2.3 丙烯酰胺-丙烯酸体系凝胶封堵机理研究 |
| 2.3.1 凝胶吸水膨胀机理 |
| 2.3.2 凝胶封堵机理 |
| 2.4 丙烯酰胺-丙烯酸体系凝胶的降解机理研究 |
| 2.4.1 降解技术研究现状 |
| 2.4.2 高锰酸钾物理化学性质 |
| 2.4.3 高锰酸钾降解机理 |
| 3 凝胶的制备及封堵特性研究 |
| 3.1 凝胶机械性能评价指标及测试方法 |
| 3.1.1 机械性能评价指标 |
| 3.1.2 测力试验装置及测试方法 |
| 3.2 实验 |
| 3.2.1 实验材料与仪器 |
| 3.2.2 实验设计 |
| 3.3 结果及讨论 |
| 3.3.1 凝胶组分与凝胶黏附力特性的关系 |
| 3.3.2 凝胶组分与凝胶强度特性的关系 |
| 3.4 凝胶配方与粘附力数学模型建立 |
| 3.5 凝胶封堵特性模拟试验 |
| 3.5.1 管道设计 |
| 3.5.2 可降解凝胶封堵验证实验 |
| 3.5.3 结果与讨论 |
| 3.5.4 存在的问题 |
| 3.6 本章小结 |
| 4 凝胶降解特性研究 |
| 4.1 凝胶降解性能评价指标 |
| 4.2 实验 |
| 4.2.1 实验试剂与仪器 |
| 4.2.2 实验设计 |
| 4.3 结果及讨论 |
| 4.3.1 不同时间对凝胶降解率的影响 |
| 4.3.2 不同Ph值对凝胶降解率的影响 |
| 4.3.3 不同高锰酸钾浓度对凝胶降解率的影响 |
| 4.3.4 不同温度对凝胶降解率的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 结论与展望 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
| 致谢 |
（6）埕岛油田暂堵酸化工艺研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第2章 埕岛油田堵塞原因及分析 |
| 2.1 入井液堵塞原因及堵塞机理 |
| 2.1.1 微粒堵塞 |
| 2.1.2 铁细菌及其产物堵塞孔喉 |
| 2.1.3 乳状液堵塞 |
| 2.1.4 水锁伤害 |
| 2.2 油井生产过程中堵塞 |
| 2.2.1 有机垢堵塞 |
| 2.2.2 无机垢堵塞 |
| 2.3 堵塞物化学成分分析 |
| 2.4 堵塞物特点分析 |
| 2.5 堵塞物形成原因分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 适合埕岛油田的暂堵剂研究 |
| 3.1 暂堵酸化的机理 |
| 3.2 冻胶主体部分的筛选 |
| 3.3 暂堵剂配方初探 |
| 3.4 暂堵剂影响因素研究 |
| 3.5 适合埕岛油田的暂堵剂配方 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 埕岛油田酸化用酸液及助剂配方研究 |
| 4.1 酸液基本配方的确定 |
| 4.1.1 酸液浓度优化 |
| 4.1.2 块状垢样酸溶实验 |
| 4.2 缓蚀剂的研究 |
| 4.3 铁离子稳定剂的研究 |
| 4.3.1 稳定铁离子的能力评价 |
| 4.3.2 与地层水配伍性研究 |
| 4.3.3 铁稳剂浓度优化 |
| 4.4 粘土稳定剂的研究 |
| 4.5 酸液的整体配伍性研究 |
| 4.6 酸液与暂堵剂的配伍性研究 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 暂堵酸化工艺物理模拟研究 |
| 5.1 暂堵剂的封堵及渗透率恢复性能 |
| 5.2 酸液解堵性能评价 |
| 5.3 整体暂堵酸化工艺的效果评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 暂堵酸化在埕岛油田的现场应用 |
| 6.1 暂堵酸化选井原则 |
| 6.2 典型井例分析 |
| 6.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（7）环境友好型交联酸高温流变性及其酸岩反应动力学研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 酸液体系研究现状 |
| 1.2.2 交联酸体系研究现状 |
| 1.2.3 酸化压裂技术现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 环境友好型交联酸主剂组分优选与制备 |
| 2.1 主体酸组分设计与优选 |
| 2.1.1 主体酸组分设计 |
| 2.1.2 实验部分 |
| 2.1.3 结果与讨论 |
| 2.2 酸用稠化剂与交联剂的优选 |
| 2.2.1 酸用稠化剂种类 |
| 2.2.2 酸用交联剂种类 |
| 2.2.3 实验部分 |
| 2.2.4 结果与讨论 |
| 2.3 体系添加剂的优选及配伍性研究 |
| 2.3.1 实验部分 |
| 2.3.2 结果与讨论 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 环境友好型交联酸高温流变性研究 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 实验仪器 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.2 结果与讨论 |
| 3.2.1 交联剂加量对耐温能力的影响 |
| 3.2.2 交联剂加量对流变性的影响 |
| 3.2.3 交联剂加量对粘弹性的影响 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 交联酸酸岩反应动力学研究 |
| 4.1 酸岩反应动力学机理 |
| 4.1.1 酸岩反应动力学方程的确定 |
| 4.1.2 酸岩反应表面活化能的确定 |
| 4.2 实验部分 |
| 4.2.1 实验材料与仪器 |
| 4.2.2 实验方法 |
| 4.3 结果与讨论 |
| 4.3.1 酸岩反应动力学方程的确定 |
| 4.3.2 反应活化能的确定 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 交联酸体系综合性能评价 |
| 5.1 实验部分 |
| 5.1.1 实验材料与仪器 |
| 5.1.2 实验方法 |
| 5.2 结果与讨论 |
| 5.2.1 携砂性能评价 |
| 5.2.2 静态缓蚀性能评价 |
| 5.2.3 静态溶蚀能力评价 |
| 5.2.4 静态滤失性能评价 |
| 5.2.5 破胶性能评价 |
| 5.2.6 可降解性评价 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）储层压裂液伤害的微生物及酶修复机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究进展 |
| 1.2.1 胍胶压裂液及其储层伤害的形成 |
| 1.2.2 新型低伤害压裂液技术的研究进展 |
| 1.2.3 储层压裂液伤害修复技术的研究进展 |
| 1.2.4 微生物修复储层胍胶压裂液伤害技术的提出 |
| 1.2.5 微生物及酶技术在油气田开发中的应用进展 |
| 1.2.6 目前研究存在的问题 |
| 1.3 论文结构安排 |
| 第2章 胍胶降解菌的分离筛选鉴定及生化特性研究 |
| 2.1 胍胶的基本性质 |
| 2.1.1 胍胶的基本理化性质 |
| 2.1.2 胍胶溶液的配制与提纯 |
| 2.1.3 胍胶溶液的流变性质 |
| 2.2 微生物胍胶培养基的热稳定性提高 |
| 2.2.1 胍胶压裂液热稳定性评价方法 |
| 2.2.2 温度对胍胶压裂液热稳定性的影响 |
| 2.2.3 磷酸盐种类对胍胶压裂液热稳定性的影响 |
| 2.2.4 磷酸盐浓度对胍胶压裂液热稳定性的影响 |
| 2.2.5 磷酸盐和p H对胍胶压裂液热稳定性的交互影响 |
| 2.2.6 耐温型胍胶压裂液的化学表征实验研究 |
| 2.2.7 耐温型胍胶微生物培养基的制作 |
| 2.3 胍胶降解菌的分离筛选与鉴定实验研究 |
| 2.3.1 分离筛选及生理生化鉴定实验方法 |
| 2.3.2 细菌分离筛选结果 |
| 2.3.3 菌落及细胞形态特征 |
| 2.3.4 生理生化特征 |
| 2.3.5 16S rDNA序列分析 |
| 2.4 胍胶降解菌的生长影响因素实验研究 |
| 2.4.1 碳源对微生物生长的影响 |
| 2.4.2 氮源对微生物生长的影响 |
| 2.4.3 温度对微生物生长的影响 |
| 2.4.4 p H值对微生物生长的影响 |
| 2.4.5 矿化度对微生物生长的影响 |
| 2.5 胍胶降解菌的生长曲线实验研究 |
| 2.5.1 微生物生长曲线的动力学原理 |
| 2.5.2 微生物生长曲线的测定方法 |
| 2.5.3 胍胶降解菌的生长曲线特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 胍胶降解菌的产酶分析及酶促反应特征 |
| 3.1 胍胶降解菌的产酶分析 |
| 3.1.1 粗酶制剂的制备 |
| 3.1.2 胍胶降解酶的酶活性测定方法 |
| 3.1.3 胍胶降解菌的优势产酶菌筛选 |
| 3.2 胍胶降解酶的酶促反应动力学研究 |
| 3.2.1 酶的分类与性质 |
| 3.2.2 酶促反应动力学模型 |
| 3.2.3 酶降解胍胶过程中酶的降粘效率测定 |
| 3.2.4 胍胶底物浓度对酶反应速率的影响 |
| 3.2.5 酶浓度对酶反应速率影响 |
| 3.3 产酶菌的产酶条件优化 |
| 3.3.1 碳源对产酶效率的影响 |
| 3.3.2 氮源对产酶效率的影响 |
| 3.3.3 p H值对产酶效率的影响 |
| 3.4 胍胶降解酶的酶促反应影响因素 |
| 3.4.1 温度及p H对酶促胍胶降解的影响 |
| 3.4.2 底物种类对酶促胍胶降解的影响 |
| 3.4.3 酶用量对酶促胍胶降解的影响 |
| 3.4.4 地层水对酶促胍胶降解的影响 |
| 3.4.5 金属离子Ba~(2+)对酶促胍胶降解的影响 |
| 3.4.6 杀菌剂对酶促胍胶降解的影响 |
| 3.4.7 交联剂对酶促胍胶降解的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 微生物及酶修复储层胍胶压裂液伤害的机理研究 |
| 4.1 微生物对胍胶压裂液的降解机理 |
| 4.1.1 胍胶溶液的粘度变化 |
| 4.1.2 胍胶的平均分子量变化 |
| 4.1.3 降解液的液相组分变化 |
| 4.1.4 降解液的还原糖浓度变化 |
| 4.1.5 产生气的气相组分变化 |
| 4.1.6 微生物对胍胶压裂液的降解机理分析 |
| 4.2 酶对胍胶压裂液的降解机理 |
| 4.2.1 胍胶溶液的流变性质变化 |
| 4.2.2 胍胶的平均分子量变化 |
| 4.2.3 酶降解液的液相组分变化 |
| 4.2.4 酶降解液的还原糖浓度变化 |
| 4.2.5 酶对胍胶压裂液的降解机理分析 |
| 4.3 胍胶压裂液残渣对储层伤害的微生物及酶修复机理 |
| 4.3.1 胍胶残渣的形成 |
| 4.3.2 胍胶残渣储层伤害的形成机理 |
| 4.3.3 降解残渣过程中残渣总量变化 |
| 4.3.4 降解过程中残渣粒径变化 |
| 4.3.5 胍胶残渣储层伤害的微生物及酶修复机理分析 |
| 4.4 胍胶压裂液滤饼对储层伤害的微生物及酶修复机理 |
| 4.4.1 胍胶滤饼储层伤害的形成机理 |
| 4.4.2 微生物降解滤饼时滤饼厚度的变化 |
| 4.4.3 微生物及酶对滤饼的脱附作用 |
| 4.4.4 胍胶滤饼储层伤害的微生物及酶修复机理分析 |
| 4.5 微生物对岩石表面性质的影响 |
| 4.5.1 微生物修复处理后岩心的相渗曲线 |
| 4.5.2 微生物菌液处理后岩石的表面润湿性变化 |
| 4.5.3 微生物对储层岩石表面性质的影响机理分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 微生物及酶修复储层压裂液伤害的物模实验研究 |
| 5.1 油藏多孔介质及细菌的结构特点 |
| 5.2 胍胶降解酶对微观模型注入压力的影响实验研究 |
| 5.2.1 微流控微观模型的构建 |
| 5.2.2 实验流程与原理 |
| 5.2.3 酶-压裂液混合加入对微观模型注入压力的影响 |
| 5.2.4 酶-压裂液交替加入对微观模型注入压力的影响 |
| 5.3 胍胶压裂液岩心伤害的微生物及酶修复实验研究 |
| 5.3.1 岩心基本情况 |
| 5.3.2 实验流程与方法 |
| 5.3.3 实验结果与分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（9）高温压裂液的配方与性能优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 高温胶凝酸与交联酸压裂液的研究现状 |
| 1.3 高温酸性压裂液的研究现状 |
| 1.4 存在问题 |
| 1.5 主要研究内容与技术路线 |
| 第2章 胶凝酸与交联酸压裂液的合成与配方优化研究 |
| 2.1 稠化剂的合成研究 |
| 2.1.1 稠化剂分子的结构设计原理 |
| 2.1.2 合成所需主要药品与仪器 |
| 2.1.3 稠化剂的合成 |
| 2.1.4 稠化剂黏度测定 |
| 2.2 交联酸基液及交联酸的配制 |
| 2.2.1 交联酸基液的配制 |
| 2.2.2 交联酸制备 |
| 2.3 胶凝酸与交联酸压裂液配方优选研究 |
| 2.3.1 稠化剂的使用浓度优选 |
| 2.3.2 交联剂的比例优选 |
| 2.3.3 高温缓蚀剂优选 |
| 2.3.4 铁离子稳定剂优选 |
| 2.3.5 胶凝酸与交联酸压裂液优选配方 |
| 2.4 胶凝酸与交联酸的综合性能评价研究 |
| 2.4.1 耐温耐剪切性能 |
| 2.4.2 交联酸、胶凝酸缓速性对比 |
| 2.4.3 基液稳定性 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 高温酸性压裂液配方优选研究 |
| 3.1 盐酸浓度、交联剂加量及比例的优选 |
| 3.2 缓蚀剂加量的优选 |
| 3.3 加重剂的配伍性 |
| 3.4 高温酸性压裂液的综合性能评价 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 高温压裂液的现场应用 |
| 4.1 酸压施工设计依据 |
| 4.1.1 油井基本数据 |
| 4.1.2 侧钻钻遇地层情况 |
| 4.2 酸压施工设计思路 |
| 4.2.1 对本次酸压层段的认识 |
| 4.2.2 施工风险分析 |
| 4.2.3 酸压设计思路 |
| 4.3 酸压方案 |
| 4.3.1 液体配方 |
| 4.3.2 施工前准备 |
| 4.3.3 酸压泵注程序 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）废弃钻井液的稳定性和杀菌剂研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 文献综述 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 钻井液 |
| 1.2.1 钻井液的作用 |
| 1.2.2 钻井液的分类 |
| 1.3 废弃钻井液概述 |
| 1.3.1 废弃钻井液的产生 |
| 1.3.2 废弃钻井液的特点 |
| 1.4 废弃钻井液中细菌的种类 |
| 1.4.1 硫酸还原菌 |
| 1.4.2 铁细菌 |
| 1.4.3 腐生菌 |
| 1.5 废弃钻井液用杀菌剂的种类 |
| 1.5.1 氧化型杀菌剂 |
| 1.5.2 非氧化型杀菌剂 |
| 1.5.3 多功能杀菌剂 |
| 1.5.4 复配杀菌剂 |
| 1.6 本论文的研究内容及意义 |
| 第2章 废弃钻井液基本性质及稳定条件研究 |
| 2.1 实验仪器与材料 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验材料 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 含水量 |
| 2.2.2 含油量 |
| 2.2.3 固含量 |
| 2.2.4 密度 |
| 2.2.5 粘度 |
| 2.2.6 粒径 |
| 2.2.7 COD |
| 2.2.8 Zeta电势测定 |
| 2.2.9 形貌测定 |
| 2.2.10 稳定条件 |
| 2.3 实验结果与讨论 |
| 2.3.1 基本性质 |
| 2.3.2 粒径 |
| 2.3.3 形貌测定 |
| 2.4 稳定存放条件 |
| 2.4.1 放置时间 |
| 2.4.2 粒径 |
| 2.4.3 电解质 |
| 2.4.4 废弃钻井液稳定性分析方法 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 聚季铵盐杀菌剂的制备 |
| 3.1 实验仪器与材料 |
| 3.1.1 实验仪器 |
| 3.1.2 实验材料 |
| 3.2 实验方法 |
| 3.2.1 聚季铵盐杀菌剂(OAB)的合成原理 |
| 3.2.2 聚季铵盐杀菌剂的合成步骤 |
| 3.2.3 实验条件的优化 |
| 3.2.4 结构表征 |
| 3.3 实验结果与讨论 |
| 3.3.1 单体的摩尔比对粘度和SRB杀菌率的影响 |
| 3.3.2 交联剂用量对粘度和SRB杀菌率的影响 |
| 3.3.3 聚合温度对粘度和SRB杀菌率的影响 |
| 3.3.4 反应时间对粘度和SRB杀菌率的影响 |
| 3.3.5 红外光谱 |
| 3.3.6 聚合物摩尔质量 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 杀菌剂的杀菌效果 |
| 4.1 实验仪器与材料 |
| 4.1.1 实验仪器 |
| 4.1.2 实验材料 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 培养基的配制 |
| 4.2.2 细菌数量的测定 |
| 4.2.3 OAB的杀菌效果 |
| 4.2.4 复配杀菌剂的杀菌效果 |
| 4.3 结果与讨论 |
| 4.3.1 杀菌配方评价 |
| 4.3.2 复配单因素影响 |
| 4.3.3 正交实验结果 |
| 4.4 杀菌机理 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 发表论文和参加科研情况说明 |
| 致谢 |
四、油田交联剂注入设备腐蚀机理研究（论文参考文献）
- [1]高强度抗孔压新材料合成及酸压条件下岩体破裂行为研究[D]. 李浩. 陕西科技大学, 2021(01)
- [2]耐高温交联酸体系改性及破胶性能实验研究[D]. 郝伟. 成都理工大学, 2020(04)
- [3]深部调驱剂聚合物微球的制备及应用研究[D]. 白小芳. 西北大学, 2019(01)
- [4]高温碳酸盐岩储层酸化自生酸体系研究[D]. 原琳. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [5]天然气长输管道封堵可降解凝胶实验研究[D]. 胡智元. 西安工业大学, 2019(03)
- [6]埕岛油田暂堵酸化工艺研究[D]. 刘鹏. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [7]环境友好型交联酸高温流变性及其酸岩反应动力学研究[D]. 巩锦程. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [8]储层压裂液伤害的微生物及酶修复机理研究[D]. 马鑫. 中国石油大学(华东), 2019(01)
- [9]高温压裂液的配方与性能优化研究[D]. 穆代峰. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [10]废弃钻井液的稳定性和杀菌剂研究[D]. 刘博. 天津大学, 2019(06)