一、坪北油田油水系统腐蚀性研究（论文文献综述）
曹亚琼[1]（2020）在《石墨烯改性环氧树脂油管涂层的组织性能研究》文中研究说明本文在环氧树脂涂层中加入了不同含量的还原氧化石墨烯（RGO）,成功的制备出了RGO改性环氧树脂涂层,并对该涂层的耐热抗渗性能及在高温高盐环境中的耐腐蚀性能进行了测试与机理研究。最终优选出合适的RGO添加量制备工业级油管用石墨烯改性环氧树脂涂层,并对其进行工业化试验,这将为石墨烯改性环氧树脂涂层的工业化应用提供数据依据及技术支撑。采用傅立叶变换红外光谱仪（FTIR）,X射线光电子能谱仪（XPS）,透射电子显微镜（TEM）,场发射扫描电子显微镜（FESEM）,涂层测厚仪,以及划痕法对RGO的化学键,官能团,形貌及改性涂层的形貌,基本物化性能进行测试。采用电化学工作站,扫描电子显微镜（SEM）,水蒸气透过测试系统,界面参数一体测量系统,热失重分析仪和腐蚀试验磁力驱动高压釜对不同含量RGO改性环氧树脂涂层的耐热抗渗性能和在高温高盐环境中的耐腐蚀性能进行了测试,并对其耐热抗渗及耐腐蚀机理进行了讨论。测试结果表明RGO的添加可有效提高涂层的附着力,耐热性,抗渗性及在高温高盐环境中的耐腐蚀性,但随着RGO含量的增加,RGO发生团聚,导致改性环氧树脂涂层的耐热,抗渗及耐腐蚀性能下降。RGO的最优添加量为1.0 wt%。最后,本文对优选出的工业级油管用石墨烯改性环氧树脂涂层进行了工业化试验,明确涂层主要施工工艺参数。
邵崇权[2]（2016）在《套损井膨胀管补贴作业技术研究与应用》文中指出在油气勘探以及油气井增产作业等过程中,套管发生变形、磨损、腐蚀穿孔、挤毁等现象是一种非常普遍问题,并且随着国内油田普遍进入开发中后期,老油田区块由于开发时间长,油井出现套损井故障数量越来越多。油气井出现套管损坏会带来产量下降、产层污染、综合成本上升等严重后果。为了解决套损井问题,有的需要通过侧钻新的井眼以恢复正常生产,严重的甚至选择报废处理,这给油气行业造成了严重的损失。因此,本文开展了膨胀管补贴作业技术的研究工作,为油田在进行套损补贴方案设计时提供了可靠的技术支持。总结了套管损坏的类型和因素,并对膨胀管补贴作业技术的基本原理和施工工艺进行了调研；本文借助有限元模拟对膨胀锥锥角结构进行了优化设计,分析了所选择管材的膨胀压力、压力波动、膨胀出口处径缩、膨胀管后内径、膨胀管后壁厚和膨胀管轴向尺寸缩短随锥角变化的变化规律；综合分析,膨胀锥角度为15。时为最优设计。对螺纹连接方式进行设计,选用负角偏梯形螺纹结构,对膨胀管螺纹进行了室内试验。分析研究结果发现,负角膨胀螺纹在膨胀率10%时,所需的膨胀压力为26MPa。对不同摩擦因子对应的膨胀压力等做了分析,确定0.15是该钢材的膨胀管的最佳摩擦因子。在膨胀锥优化设计的基础之上,对压力胀管腔总成进行了设计,并对上体机构连接进行了计算。同时对膨胀管管补贴装置进行了厂内试验和现场应用。本文研究证明膨胀管补贴作业技术能有效解决常规井套损的治理难题,有效的缩减修井作业时间,从而降低油田施工作业成本,为未来膨胀管补贴技术的进一步发展和推广应用提供指导和借鉴。
汪蓬勃[3]（2015）在《基于巨厚盐膏层以及碳酸盐储层的钻井技术研究》文中研究指明阿姆河右岸气田勘探开采对象日趋复杂,钻井难度日益加大,亟需研究高效的钻井技术为该地区钻井工程技术瓶颈提供综合解决方案。该区块进行钻井施工具有以下几个方面的挑战：①地质及储层条件复杂,储层为复杂的碳酸盐岩地层,孔洞、裂缝发育,同时含高压盐水的大段盐膏层,钻探过程中具有不可预见性,风险极大,钻井安全性得不到保障。②上覆岩层为巨厚的高压盐水巨厚盐膏层,盐膏岩盖层厚度一般400-1200m,水平井井眼轨迹控制技术难度大。③区块地下构造规模小且断裂发育复杂,存在多套高压盐水层、复合盐膏层、漏失层、坍塌层以及断背斜构造带,“三高”（高压、高产、含H2S）气层与漏层同层等安全钻井技术要求比较高。④结合前述3项复杂的地质条件,同时由于前期取心收获率极低,可借鉴经验少,土库曼斯坦复杂盐下气田取心技术有待进一步提升。通过收集分析阿姆河右岸地质及已钻井工程资料,结合国内外“三高”井的成熟技术提出技术对策,总结制定了技术方案及现场试验方案。通过理论研究和现场系统试验,取得了以下主要成果：（1）通过建立蠕变力学模型,结合测井资料,确定区域钻井液密度窗口,同时研制出流变性好、抗盐膏污染和防塌能力强的钻井液配方,并制定出现场实施工艺。通过检测预测地层坍塌压力方法,可以确定井壁坍塌的方向和大小,确定地应力方向,建立地层的三压力剖面,为优化井身结构,确定井壁失稳技术对策提供依据。（2）该地区水平井采用“三开三完”的井身结构,同时封隔储层以上的不同压力体系与巨厚膏岩层,确定七段制井眼轨迹剖面,“直-增-微增-增-稳-增-平”来减少巨厚盐膏层对轨迹的影响,这样既满足现场施工需求,有效应对井下复杂情况,又能降低钻井综合成本。（3）提出了适用于阿姆河右岸“喷漏同层”储层的随钻、停钻以及完钻后固井前提高承压能力的封缝即堵技术等安全钻井技术。（4）优选出具有储层保护功能的低固相钻井液配方：清水+2%DFD-140 +2%CMJ-2+1%JYW1、+0.2%VP+0.4%ABSN+2%SMP-2+NaCl（密度大于1.2时转用甲酸盐）（0%-饱和）+超细碳酸钙+0.5～1.0% Zn2（OH）2CO3+NaOH（调节pH至10-11）。抗温达150℃以上,抗一价盐达到20%,抗钙5%,抗钻屑污染达到20%,API滤失量小于3mL,高温高压滤失量（150℃）小于15mL,常温及高温老化后的动塑比均>0.5,渗透率恢复值高于90%。（5）结合BXQX取心工具研制出适应该地区灰岩破碎地层的新型取心工具（不投球保形取心工具）。在取心钻头方面,研制出适合于土库曼地区破碎地层取心的天然金刚石取心钻头。经过现场应用实例分析对比研究,最终摸索出一套适合土库曼碳酸盐岩破碎地层取心工艺技术。论文以阿姆河右岸气田勘探开发生产需要为研究的出发点,紧密结合生产实际情况,研究解决了阿姆河右岸气田钻探过程中存在的瓶颈技术问题,集成并发展了“三高”气藏的定向井、水平井钻井、喷漏同层安全钻井技术、储层保护技术和取心技术,将显着提高阿姆河右岸复杂盐下气藏的单井产量、钻井成功率与机械钻速,为安全、高效勘探开发阿姆河右岸天然气田提供了有力的技术支持和保障。
唐婧[4]（2015）在《稠油油藏复合解堵技术研究》文中提出全球稠油剩余可采储量丰富,高效开采稠油资源是解决目前石油资源短缺的有效途径之一。为实现稠油油藏的高效开发,有必要进行稠油油藏解堵技术的深入研究,提高稠油油藏采收率。我国海上油田的稠油油藏主要集中分布在渤海区域,其中P油田属于典型的稠油油田之一,因此论文以P油田稠油油藏为研究对象,在对目标储层认识的基础上,结合目标储层前期措施概况,对P油田稠油及油泥性质、解堵技术等方面进行了全面研究,具体的研究内容如下:（1）目标储层属于高孔-高渗储层,非均质性极强,岩石胶结疏松,粘土矿物含量较高。稠油堵塞、结垢堵塞、细砂及泥质堵塞和外来流体伤害是造成近井地带堵塞的主要原因。在原油开采过程中,稠油易与结垢物、细砂、外来流体等相互包裹形成油泥等复杂堵塞物,造成油井有机-无机复合堵塞,因此有必要重点针对多重伤害的解除,提高稠油油藏的降黏解堵效果。（2）分析总结前期解堵措施的经验,摒弃常规单一酸液解堵的方法,提出以有机堵塞物和无机堵塞物剥离为突破口,采用“油泥溶解、稠油降黏、无机垢溶蚀”的思路,着重开展油泥处理技术及稠油降黏技术研究。（3）采用物理化学分析手段,研究确定了 P油田稠油及油泥性质,即稠油的相对密度、黏度、含水率、含蜡量及族组成,从微观角度分析沥青质分子形态,测定油泥中主要组分的相对含量,为适宜解堵体系的设计研究提供理论依据。（4）根据P油田稠油及油泥性质,充分利用有机质萃取、乳化降黏及生热产气的协同增效作用,研制出应用安全、高效解堵的新型热化学复合解堵体系:有机溶剂体系、稠油降黏体系及自生热体系组合。热化学复合解堵体系能快速有效溶解、剥离油泥表面的原油及有机质等,且大幅度降低稠油黏度。（5）优选出一套酸液配方体系,能有效溶解无机堵塞物,解除无机类伤害,进一步提高解堵效果。热化学复合解堵体系与酸液体系共同作用后,油泥黏稠度降低,降黏解堵效果较好。（6）基于热化学复合解堵体系的特性及室内动态岩芯驱替实验结果,配套了相应的施工工艺,形成了适于P油田稠油油藏的解堵技术。现场试验结果表明,该复合解堵技术能有效解除P油田稠油油藏油井的复合堵塞,措施后产液量由20.40m3/d增至86.41m3/d,产油量从19.90m3/d升至70.48m3/d,解堵增油效果显着,取得了良好的经济效益。
田江飞[5]（2015）在《坪北油田地面水处理系统腐蚀因素和防腐技术探讨》文中指出本文主要探讨坪北油田地面水处理系统受腐蚀的因素以及相应的防腐技术。
张柱柱[6]（2014）在《七里村采油厂延73井区长6储层保护技术研究》文中研究说明本文以七里村采油厂延73井区长6为研究对象，利用孔隙图像分析、扫描电镜分析、各种岩心流动实验等手段，评价该地区储层的敏感性。通过各种静、动态评价试验，详细分析储层伤害类型及其伤害程度，提出了合适的保护储层技术。研究表明，延73井区长6储层属于低孔、特低渗透油藏，同时储层孔喉较小、连通性差。地层流体性质表明，地层水中钙、镁离子含量较高，同时原油中含蜡量较高，生产过程中应防止油井结垢及结蜡堵塞。储层表现为无速敏性、水敏性中等偏强、无盐酸敏性、土酸敏性中等偏强、无碱敏、应力敏感性中等偏弱。在区块注水开发及作业过程中，应防止水敏伤害；油层解堵过程中，应防止酸敏，尽量避免采用土酸体系进行酸化；储层渗透率较低，微裂缝发育，存在一定的应力敏感性，且具有不可逆性，采油过程中应当控制生产压差，防止压差不当对储层造成的不可逆应力损害。建议在注水过程中，优化注水流程，调整加药工作制度。针对水质不合格的问题，室内优选了相应的水处理药剂、优化了注入水处理工艺流程。评选的缓蚀剂、杀菌剂、阻垢剂及除氧剂，具有良好的杀菌防腐阻垢效果，杀菌率大于91.1%、缓蚀率大于61.36%、阻垢率大于90%。采油过程中储层损害的主要因素为结蜡、油井结垢及水敏等伤害。目前所用的压裂液体系基本能满足延73井区低温储层的需要，为了进一步降低压裂液残渣进入地层后造成的伤害，推荐采用低残渣的羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系。目前常用的热洗焖井液体系PG体系具有更低的界面张力，建议下一步在现场推广应用，但是由于该体系防膨效果较差，因此，建议在该液体中添加氯化钾无机防膨剂，防止粘土膨胀造成损害。
刘佳佳[7]（2013）在《高温高压缓蚀阻垢剂在注水井筒中的应用研究》文中研究说明注水作为保持地层压力和提高采油率的有效手段，被国内外油田广泛采用，因而油田污水处理和回注被日益受到重视。腐蚀和结垢是油田污水处理和回注过程中所遇到的最严重的问题之一，在井筒高温高压条件下情况尤其严重。选用合适的缓蚀剂阻垢剂是控制腐蚀与结垢最具发展前景的措施。本课题在阅读大量文献和实际调研的基础上，进行了高温高压缓蚀阻垢剂的应用研究。本课题在对胜利油田滨五污水站回注水进行沿程水质分析的基础上，确定了滨五注水系统腐蚀是主要原因是：二氧化碳、细菌和垢物引起的垢下腐蚀。由于存在环境的变化及系统内的腐蚀，水质随着注水流程进一步恶化，腐蚀性增强。对滨五污水站垢样进行电镜扫描、能谱分析，注入水系统结垢的主要原因是游离二氧化碳、钙离子含量高。实验详细考察了投加缓蚀剂、阻垢剂的化学方法对油田回注水系统的防腐阻垢效果，系统研究了缓蚀剂、阻垢剂的种类及性能。首先利用静态失重法、电化学法、静态阻垢实验法筛选出在高温条件下性能良好的缓蚀剂阻垢剂，然后再用高温高压釜动态实验法检验上述的缓蚀剂阻垢剂在更为恶劣的条件下的实验效果。最后通过优化配方，筛选出最佳药剂及投加量。实验结果表明：对于P110钢，投加缓蚀阻垢剂咪1227/HGY-H（90：70mg/L）时，平均腐蚀速率由0.0391mm/a降低到0.0033mm/a，缓蚀率为91.6%，阻垢率为97.2%。对于N80钢，投加缓蚀阻垢剂咪1227/HGY-H（80：70mg/L）时，平均腐蚀速率由0.0391mm/a降低到0.0031mm/a，缓蚀率为92.1%，阻垢率为95.5%。使得注水系统取得了很好的防腐除垢效果，具有十分明显的经济效益。
杨晓奇[8]（2012）在《子长油田余家坪区块长2油层注水开发调整对策研究》文中进行了进一步梳理随着开发年限的增长,余家坪长2油藏表现出部分注水井吸水异常、少量油井含水饱和度上升、油层压力降低且不平衡等问题,为提高余家坪区长2油藏注水开发效果,延长稳产时间、提高采收率,开展子长油田余家坪区块长2油层注水开发调整对策研究是十分必要的。综合区域地质资料及前期研究成果,以储层沉积学、测井地质学、石油地质学、油藏开发地质学等多学科的理论为指导,以研究区内200余口注水开发井钻井、测井及分析测试资料为基础,确定研究区长2油层沉积、储层特征；以注水状况、单井产能等数据为依据,对目前注水政策合理性、适应性进行分析研究,确定最优注采井网部署方案；根据以上分析结果,最终对研究区长2油层进行开发调整方案部署。余家坪区长2油层组属于辫状河三角洲亚相,砂体以三角洲平原分流河道砂为主；储集层岩石类型为长石细砂岩；胶结物主要为自生绿泥石和方解石；孔隙类型主要为溶蚀粒间孔,属低孔、中-低渗透储层；储层的层内、层间渗透率非均质性整体较强,各小层间隔层平面分布变化较大；裂缝显示大斜率、低角度范围的“楔”形垂直裂缝特征。余家坪区长2油藏属构造-岩性油藏,地层敏感性较弱,对正常注水影响不大；油层伤害主要为水敏伤害,注水过程中防止粘土颗粒的膨胀和迁移是减少油层伤害的主要途径；储层底部含水饱和度较高,注水开发时,必须有较高的注水强度才能抑制底水锥进。余家坪区长2油层压力较低（46.5%）,需加强注水、补充地层能量开发；油井见效周期4—8个月,平均6个月左右,见效后增产幅度20%-40%。注水井油层吸水比较均匀,油井见水以孔隙型为主,具有一定的方向性,沿砂体主体带水线推进速度最快。余家坪区长2油层依靠自然能量开采,产量递减幅度大,注水开发可明显提高产量和采收率,最终提高开发效果；井口最大注水压力一般不超过8Mpa；油井生产时最低流压0.65Mpa；合理的油层压力保持水平为原始地层压力的80%左右,合理的生产压差为1.3Mpa；合理采液强度为2.6m3/ΔP*d*m,合理日产液水平为5.4m3。在分析研究的基础上,从六个方面对52口油井、80口注水井提出了综合调整治理措施,提高了产能。
谢成[9]（2006）在《油田热水系统钢材的腐蚀与防护研究》文中进行了进一步梳理在石油工业生产中,热力系统主要包括加热炉、换热器、冷却冷凝器、油井生产管线（热水管线和回水管线）系统等;这些设备在高温高压下与水、汽相接触会导致金属设备的腐蚀与结垢。高硬度的水进入热力系统,易在设备中形成水垢,不仅极大影响热力系统的导热能力,而且会引起炉管过热损坏,发生垢下腐蚀。水中的溶解氧,也将对热力系统设备造成极大的腐蚀危害。我国油田热水系统普遍存在着腐蚀与结垢问题,并严重影响着生产设施的使用寿命,原油生产的正常运行。其热水系统的防腐处理工作正日益体现出其重要性,并逐步得到重视。通过油田热水系统腐蚀问题的研究,找出有效的解决方法,对石油工业安全生产、降低成本和增加经济效益等各方面有很大的意义。本文通过对国内外油田油井热水管线腐蚀技术资料分析研究,弄清了国内外油田热水管线防腐现状;根据对华北油田采油一厂部分集输站热水系统的研究及现场腐蚀调查,探明了腐蚀现状及腐蚀程度,剖析腐蚀产物及腐蚀类型。针对不同站及不同区块,从水源井出口→高架储水罐出口→循环水罐出口→加热炉后→单井回水,进行全面的水质普查,开展水质分析、结垢倾向预测、腐蚀性分析,掌握水质前后变化及腐蚀结垢情况,以便采用化学和物理方法对各集输站水热系统进行防护。实验结果表明:在华北油田采油一厂12个站的热水系统中几乎不存在酸性腐蚀和细菌腐蚀,除高一联存在轻微结垢腐蚀外,其他热水系统不存在结垢腐蚀,氧腐蚀是造成各系统腐蚀的主要原因。并且系统中水中的氧含量越高,温度越高,流速越快,对管线的腐蚀越严重。采用除氧剂及多种缓蚀剂复配,效果虽然较好,但高温下耐蚀性能欠佳,保护膜易脱落,随着时间的推移,在加热炉等处易形成垢下腐蚀。而采用海绵铁滤料,可使水中氧含量< 0.05mg/L,腐蚀速率仅为0.03mm/a左右,起到良好的除氧和防腐蚀作用,并且清洗“再生”性能好。根据华北油田的实际情况,通过对热水系统化学或工艺防腐方法的研究和经济评价,最终确定增设海绵铁滤料除氧装置是经济实用的最佳防护途径。
邹皓[10]（2004）在《坪北油田油水系统腐蚀性研究》文中指出通过对坪北油田清水、污水水质进行分析及现场挂片试验,指出坪北油田油水系统设备腐蚀主要是溶解氧、硫酸盐还原菌和高矿化度水质引起。进行了室内和现场试验研究,评选出了CYD1021B杀菌剂和F21缓蚀剂,现场应用表明:从地面到油水井井筒,整个油水系统的极化电阻上升,细菌含量、腐蚀速度下降,取得了明显的效果。特别是加药后的注入水进入油层后,在全油田油水系统形成了一个良性循环。
二、坪北油田油水系统腐蚀性研究（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、坪北油田油水系统腐蚀性研究（论文提纲范文）
（1）石墨烯改性环氧树脂油管涂层的组织性能研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 石墨烯的结构与性能概述 |
| 1.2.1 石墨烯结构概述 |
| 1.2.2 石墨烯性能概述 |
| 1.3 环氧树脂的结构与性能概述 |
| 1.3.1 环氧树脂结构概述 |
| 1.3.2 环氧树脂性能概述 |
| 1.4 石墨烯改性环氧树脂涂层研究现状 |
| 1.4.1 热学性能 |
| 1.4.2 耐磨增韧性能 |
| 1.4.3 防腐性能 |
| 1.4.4 电学性能 |
| 1.5 本文的选题意义及研究内容 |
| 1.5.1 选题意义 |
| 1.5.2 研究内容 |
| 第二章 石墨烯改性环氧树脂涂层的制备及组织结构表征 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验原料及仪器 |
| 2.3 实验内容 |
| 2.3.1 涂层的制备 |
| 2.3.2 FTIR测试 |
| 2.3.3 TEM测试 |
| 2.3.4 XPS测试 |
| 2.3.5 FESEM测试 |
| 2.3.6 涂层基本物化性能测试 |
| 2.4 结果与讨论 |
| 2.4.1 FTIR分析 |
| 2.4.2 TEM分析 |
| 2.4.3 XPS分析 |
| 2.4.4 FESEM分析 |
| 2.4.5 涂层基本物化性能分析 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 石墨烯改性环氧树脂涂层耐热抗渗性能及机理研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验原料及仪器 |
| 3.3 实验内容 |
| 3.3.1 热失重测试 |
| 3.3.2 水接触角测试 |
| 3.3.3 水蒸气透过率测试 |
| 3.3.4 高温高压釜测试 |
| 3.4 结果与分析 |
| 3.4.1 热失重分析 |
| 3.4.2 水接触角分析 |
| 3.4.3 水蒸气透过率分析 |
| 3.4.4 高温高压釜测试分析 |
| 3.5 涂层的耐热及抗渗机理分析 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 石墨烯改性环氧树脂涂层在高温高盐环境中的耐腐蚀性能及机理研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验原料及仪器 |
| 4.3 实验内容 |
| 4.3.1 EIS和 Tafel测试 |
| 4.3.2 SEM测试 |
| 4.4 结果与讨论 |
| 4.4.1 EIS和 Tafel分析 |
| 4.4.2 SEM分析 |
| 4.5 涂层在高温高盐环境中的耐腐蚀机理分析 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 石墨烯改性环氧树脂涂层的工业化应用 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验原料及仪器 |
| 5.3 实验内容 |
| 5.3.1 涂层制备 |
| 5.3.2 涂层基本物化性能测试 |
| 5.3.3工业化实验 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 学术成果 |
| 参与项目 |
（2）套损井膨胀管补贴作业技术研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目标及意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.2.1 套损井现状 |
| 1.2.2 常规套管修复技术 |
| 1.2.3 膨胀管补贴作业技术发展现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 膨胀管补贴基本原理和施工工艺 |
| 2.1 套管损坏的类型 |
| 2.1.1 套管变形 |
| 2.1.2 套管错断 |
| 2.1.3 套管穿孔 |
| 2.2 套管损坏的因素 |
| 2.2.1 地质因素 |
| 2.2.2 工程因素 |
| 2.2.3 腐蚀因素 |
| 2.2.4 高寒区冻层因素 |
| 2.3 膨胀管补贴基本原理 |
| 2.4 膨胀管补贴施工工艺 |
| 2.4.1 井眼准备 |
| 2.4.2 膨胀补贴 |
| 2.4.3 恢复通道 |
| 第3章 膨胀管结构优化设计 |
| 3.1 膨胀锥锥角的优化研究 |
| 3.1.1 锥角优化方法 |
| 3.1.2 物理模型 |
| 3.1.3 模型条件设置 |
| 3.1.4 数学模型 |
| 3.1.5 不同锥角影响分析 |
| 3.1.6 不同摩擦因子影响分析 |
| 3.1.7 小结 |
| 3.2 膨胀管连接螺纹设计 |
| 3.2.1 传统螺纹连接可膨胀性分析 |
| 3.2.2 螺纹设计 |
| 3.2.3 室内实验 |
| 3.3 膨胀管管补贴结构方案设计 |
| 3.3.1 提升机构设计 |
| 3.3.2 压力胀管腔总成设计 |
| 3.3.3 膨胀管管补贴装置厂内试验 |
| 第4章 膨胀管补贴作业技术现场应用 |
| 4.1 有限元模拟结果分析 |
| 4.2 X6-1-117应用情况 |
| 4.2.1 施工井基本数据 |
| 4.2.2 套损情况描述及施工方案确定 |
| 4.2.3 施工工艺参数及施工结果 |
| 4.3 X4-1-331井应用情况 |
| 4.3.1 施工井油藏基本数据 |
| 4.3.2 井内套损情况和施工方案 |
| 4.3.3 施工工艺参数及结果 |
| 4.4 X6-11-626应用情况 |
| 4.4.1 施工井基本数据 |
| 4.4.2 井内套损情况和施工方案 |
| 4.4.3 施工工艺参数及结果 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 结论及建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（3）基于巨厚盐膏层以及碳酸盐储层的钻井技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 阿姆河右岸区域地质特点 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 盐膏层钻井技术研究 |
| 1.3.2 水平井井身剖面优化设计及井眼轨迹控制技术分析 |
| 1.3.3 提高承压能力的常规桥塞堵漏技术 |
| 1.3.4 破碎性碳酸盐岩取心技术研究 |
| 1.4 存在的问题及技术瓶颈 |
| 1.5 主要研究内容和研究路线 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 研究路线 |
| 1.6 主要成果和创新点 |
| 第2章 阿姆河右岸盐膏层安全钻井技术研究 |
| 2.1 已钻井资料分析 |
| 2.1.1 阿姆河右岸地区部分气田地层压力、温度及地层压力系数 |
| 2.1.2 阿姆河地区钻井资料分析 |
| 2.1.3 高压盐水层复杂情况统计 |
| 2.2 盐膏岩蠕变规律研究及泥浆密度图板编制 |
| 2.2.1 盐岩蠕变模型建立 |
| 2.2.2 盐岩层地应力测定 |
| 2.2.3 盐岩蠕变速率测定 |
| 2.2.4 控制缩径钻井液密度图板编制 |
| 2.3 三压力剖面的确定及井身结构优化 |
| 2.3.1 地层压力预测检测技术研究 |
| 2.3.2 稳定性方法的坍塌压力预测研究 |
| 2.3.3 区域气井地层三压力剖面研究 |
| 2.3.4 井壁失稳技术对策研究 |
| 2.3.5 井身结构设计和必封点确定 |
| 2.4 盐膏层段套管柱优化设计 |
| 2.4.1 目标区块盐膏层分布及蠕变 |
| 2.4.2 盐膏层蠕变产生的套管外载荷计算 |
| 2.4.3 盐膏层段抗挤套管设计 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 阿姆河右岸盐下气藏水平井优快钻井技术研究 |
| 3.1 水平井工艺地质影响因素 |
| 3.1.1 阿姆河右岸A区构造及地层剖面情况 |
| 3.1.2 压力系统及流体类型 |
| 3.1.3 储层特点及温度情况 |
| 3.1.4 高压盐水的层位分布情况 |
| 3.1.5 土方实钻案例分析 |
| 3.2 水平井井身结构及井眼轨迹优化 |
| 3.2.1 水平井井身结构优化研究 |
| 3.2.2 水平井井眼轨迹优化研究 |
| 3.3 水平井摩阻扭矩分析与钻柱优化设计 |
| 3.3.1 Φ311.2MM井眼钻具摩阻、扭矩及强度分析 |
| 3.3.2 Φ311.2MM井眼钻柱设计 |
| 3.3.3 Φ215.9MM井眼钻具摩阻、扭矩及强度分析 |
| 3.3.4 Φ215.9MM井眼钻柱设计 |
| 3.4 盐层井段缩径对井斜和方位的影响分析 |
| 3.5 盐膏层段井眼轨迹控制技术试验研究 |
| 3.5.1 弯外壳螺杆钻具造斜能力预测分析 |
| 3.5.2 巨厚盐膏层定向造斜钻头优选 |
| 3.5.3 盐膏层轨迹适时调整技术及措施 |
| 3.6 含硫高压高产水平井安全快速钻进技术研究 |
| 3.6.1 含硫高压高产水平井井控技术研究 |
| 3.6.2 水平井水力参数设计、井眼清洁与ECD分析 |
| 3.6.3 水平井钻井模式 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 “三高”气层与漏层同层安全钻井技术研究 |
| 4.1 喷漏同层产生的机理 |
| 4.1.1 阿姆河右岸井漏原因分析 |
| 4.1.2 喷漏同层产生的机理 |
| 4.2 阿姆河右岸漏喷同层井漏的处理技术 |
| 4.2.1 提高地层承压能力的钻井液封缝即堵技术 |
| 4.2.2 随钻提高地层承压能力的封缝即堵防漏技术 |
| 4.2.3 裂缝性储层恶性漏失的堵漏技术 |
| 4.2.4 隔断式凝胶段塞形成的摸拟研究 |
| 4.2.5 隔断式凝胶段塞堵漏机理研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 阿姆河右岸裂缝性碳酸盐岩储层保护技术 |
| 5.1 裂缝性碳酸盐岩储层损害室内评价方法的建立 |
| 5.1.1 阿姆河右岸裂缝性碳酸盐岩储层裂缝分布特征 |
| 5.1.2 裂缝性碳酸盐岩储层损害室内评价方法的建立 |
| 5.1.3 储层敏感性实验 |
| 5.2 裂缝性碳酸盐岩储层损害机理研究 |
| 5.2.1 裂缝表面微观形态描述 |
| 5.2.2 建立裂缝动态宽度数学模型 |
| 5.2.3 利用模拟技术研究裂缝宽度的动态变化 |
| 5.2.4 裂缝储层损害机理研究 |
| 5.2.5 裂缝暂堵机理 |
| 5.3 适合裂缝性碳酸岩储层保护的钻井液完井液技术研究 |
| 5.3.1 新型钻完井液配方体系研究 |
| 5.3.2 保护储层效果评价 |
| 5.4 碳酸盐油气层漏失伤害及技术对策研究 |
| 5.4.1 漏失引起的储层损害机理分析 |
| 5.4.2 保护储层的防漏堵漏技术研究 |
| 5.5 裂缝性储层解堵工艺技术研究 |
| 5.6 小结 |
| 第6章 破碎性碳酸盐岩取心技术研究 |
| 6.1 BXQX取心工具研制 |
| 6.1.1 BXQX取心工具抗硫性能研究 |
| 6.1.2 BXQX取心工具结构设计 |
| 6.1.3 BXQX取心工具强度计算 |
| 6.2 取心钻头研制 |
| 6.2.1 取心钻头适应性分析 |
| 6.2.2 冠部形状设计 |
| 6.2.3 切削齿的布置 |
| 6.2.4 水力学设计 |
| 6.2.5 解决的技术关键 |
| 6.3 取心工艺试验研究 |
| 6.3.1 破碎地层取心工艺制定原则 |
| 6.3.2 破碎地层取心工艺 |
| 6.4 现场应用实例分析 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 主要结论及建议 |
| 7.1 主要结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（4）稠油油藏复合解堵技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 本文研究的目的及意义 |
| 1.2 稠油油藏解堵技术研究现状 |
| 1.2.1 油井化学解堵技术研究现状 |
| 1.2.2 稠油化学降黏技术研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 目标储层认识及前期增产措施分析 |
| 2.1 目标储层认识 |
| 2.1.1 储层岩性和矿物组成 |
| 2.1.2 储层物性特征 |
| 2.1.3 油藏基本特征 |
| 2.2 近井地带堵塞原因分析 |
| 2.3 前期增产措施分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 目标储层稠油和油泥性质研究 |
| 3.1 稠油性质与组成分析研究 |
| 3.1.1 稠油基本性质与组成分析 |
| 3.1.2 稠油黏温特性研究 |
| 3.1.3 沥青质微观结构形态研究 |
| 3.2 油泥组分分析研究 |
| 3.2.1 含水率的测定 |
| 3.2.2 泥砂含量的测定 |
| 3.2.3 含油率的测定 |
| 3.2.4 泥砂的物相分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 稠油复合解堵机理及解堵体系研究 |
| 4.1 稠油复合解堵机理研究 |
| 4.1.1 溶剂萃取解堵机理 |
| 4.1.2 稠油乳化降黏机理 |
| 4.1.3 生热产气解堵机理 |
| 4.2 研究思路及实验评价方法 |
| 4.2.1 对稠油降黏效果的评价方法 |
| 4.2.2 对油泥溶解效果的评价方法 |
| 4.3 有机溶剂体系的筛选及评价 |
| 4.3.1 有机溶剂的筛选及评价 |
| 4.3.2 助剂的筛选及评价 |
| 4.3.3 复配体系的性能评价 |
| 4.4 稠油降黏体系的筛选及评价 |
| 4.4.1 有机降黏剂的筛选及评价 |
| 4.4.2 复配体系的性能评价 |
| 4.5 自生热体系的筛选及评价 |
| 4.5.1 自生热体系的筛选与评价 |
| 4.5.2 自生热体系的性能评价 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 热化学复合解堵体系的优化及性能评价 |
| 5.1 热化学复合解堵体系浓度优选 |
| 5.1.1 有机溶剂体系浓度优选 |
| 5.1.2 稠油降黏体系浓度优选 |
| 5.1.3 自生热体系浓度优选 |
| 5.2 热化学解堵体系的综合性能评价 |
| 5.3 配套酸液体系的优选与评价 |
| 5.3.1 盐酸对岩粉及无机垢的溶蚀实验 |
| 5.3.2 土酸对岩粉及无机垢的溶蚀实验 |
| 5.3.3 氟硼酸对岩粉及无机垢的溶蚀实验 |
| 5.3.4 多氢酸对岩粉及无机垢的溶蚀实验 |
| 5.4 热化学复合解堵体系与酸液体系的配伍性评价 |
| 5.5 热化学复合解堵体系与酸液体系综合性能评价 |
| 5.5.1 动态岩芯驱替实验评价方法 |
| 5.5.2 可视化流动效果评价 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 现场应用 |
| 6.1 施工工艺设计思路 |
| 6.2 施工工艺参数设计 |
| 6.2.1 施工排量与注入压力 |
| 6.2.2 解堵剂的注入强度 |
| 6.2.3 处理液的注入强度 |
| 6.3 现场应用 |
| 6.3.1 生产简史 |
| 6.3.2 施工效果分析 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表论文 |
（5）坪北油田地面水处理系统腐蚀因素和防腐技术探讨（论文提纲范文）
| 1 坪北油田地面水处理系统腐蚀概况 |
| 2 腐蚀原因分析 |
| 2.1 温度 |
| 2.2 矿化度 |
| 2.3 流速 |
| 2.4 油水比 |
| 2.5 二氧化碳分压 |
| 2.6 含氧量 |
| 3 水处理系统的防腐技术 |
| 3.1 缓蚀剂应用探究 |
| 3.1.1 油田应用缓蚀剂的种类 |
| 3.1.2 坪北油田水处理系统缓蚀剂应用讨论 |
| 3.2 内涂层防腐和衬里防腐技术简述 |
| 3.2.1 内涂层防腐技术 |
| 3.2.2 衬里防腐技术 |
| 4 结语 |
（6）七里村采油厂延73井区长6储层保护技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 论文创新点 |
| 第二章 区域地质背景 |
| 2.1 区域地质简况 |
| 2.2 区域构造特征 |
| 2.3 区域地层特征 |
| 第三章 延 73 井区长 6 储层特征及潜在损害机理 |
| 3.1 长 6 储层储渗空间特征 |
| 3.2 岩石矿物组分 |
| 3.3 储层润湿性 |
| 3.4 储层流体性质 |
| 3.4.1 地层水性质 |
| 3.4.2 原油物性 |
| 3.5 延 73 井区长 6 储层潜在损害机理 |
| 第四章 储层敏感性评价 |
| 4.1 速敏性评价 |
| 4.1.1 速敏伤害机理 |
| 4.1.2 速敏试验原理及方法 |
| 4.1.3 速敏试验结果分析 |
| 4.2 水敏性评价 |
| 4.2.1 水敏伤害机理 |
| 4.2.2 水敏的试验目的及原理 |
| 4.2.3 水敏试验 |
| 4.3 酸敏性评价 |
| 4.3.1 酸敏伤害机理 |
| 4.3.2 酸敏评价的目的及原理 |
| 4.3.3 酸敏结果及分析 |
| 4.4 碱敏性评价 |
| 4.4.1 碱敏伤害机理 |
| 4.4.2 碱敏试验目的及原理 |
| 4.4.3 碱敏试验结果分析 |
| 4.5 应力敏感性评价 |
| 4.5.1 应力敏感伤害机理 |
| 4.5.2 应力敏感评价目的 |
| 4.5.3 应力敏试验原理 |
| 4.5.4 试验结果及分析 |
| 第五章 储层保护技术研究 |
| 5.1 注水过程中储层保护技术 |
| 5.1.1 注水开发现状 |
| 5.1.2 注水过程中储层损害机理研究 |
| 5.1.3 注入水水处理剂研究 |
| 5.1.4 注入水水质标准 |
| 5.1.5 注水站水处理工艺流程优化 |
| 5.1.6 注水工作制度建议 |
| 5.2 采油过程中储层保护技术研究 |
| 5.2.1 油井生产现状 |
| 5.2.2 采油过程中储层损害机理 |
| 5.2.3 采油过程中储层保护技术 |
| 5.3 作业过程中储层保护技术 |
| 5.3.1 油井作业过程中储层损害因素 |
| 5.3.2 压裂过程中储层保护技术 |
| 5.3.3 油井解堵过程中储层保护技术 |
| 5.3.4 日常维护作业过程中储层保护技术 |
| 5.3.5 作业过程中入井液使用规范 |
| 第六章 结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间所发表的论文 |
（7）高温高压缓蚀阻垢剂在注水井筒中的应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 目录 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 回注水的特点 |
| 1.2 注水井腐蚀 |
| 1.2.1 注水井腐蚀的主要原因 |
| 1.2.2 腐蚀造成的危害 |
| 1.2.3 注水井腐蚀的类型 |
| 1.3 注水井结垢 |
| 1.3.1 注水井结垢的原因及危害 |
| 1.3.2 注水井结垢的类型及机理 |
| 1.3.3 注水井结垢的影响因素 |
| 1.4 注水系统沿程污染的原因分析 |
| 1.5 国内外防腐阻垢技术现状、发展趋势 |
| 1.5.1 国外的技术现状、发展趋势 |
| 1.5.2 国内的技术现状、发展趋势 |
| 1.6 本课题研究内容、研究方法及技术指标 |
| 1.6.1 研究内容 |
| 1.6.2 研究方法 |
| 1.6.3 技术指标 |
| 1.7 本课题创新点 |
| 第二章 滨五污水站回注水水质分析 |
| 2.1 滨五污水站处理工艺现状 |
| 2.2 回注水水质分析 |
| 2.2.1 实验试剂和仪器 |
| 2.2.2 实验方法 |
| 2.2.3 分析结果 |
| 2.3 回注水垢样分析 |
| 2.3.1 结垢趋势预测 |
| 2.3.2 垢样分析 |
| 2.4 注水井筒腐蚀结垢 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 缓蚀剂的筛选及性能研究 |
| 3.1 防腐方法概述 |
| 3.2 缓蚀剂实验研究 |
| 3.2.1 静态挂片法 |
| 3.2.2 电化学方法 |
| 3.2.3 高温高压釜动态实验 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 防除垢实验研究 |
| 4.1 温度对注水井结垢的影响 |
| 4.1.1 常压下温度对结垢的影响 |
| 4.1.2 高压下温度对结垢的影响 |
| 4.2 压力对注水井结垢的影响 |
| 4.3 阻垢剂研究 |
| 4.3.1 实验仪器和设备 |
| 4.3.2 静态阻垢实验 |
| 4.3.3 最佳投药量实验 |
| 4.3.4 高温高压釜动态实验 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 注水井缓蚀剂与阻垢剂复配实验研究 |
| 5.1 实验仪器和药剂 |
| 5.2 缓蚀剂与阻垢剂复配后缓蚀效果实验研究 |
| 5.2.1 药剂配伍性实验 |
| 5.2.2 静态挂片法实验结果 |
| 5.2.3 高温高压釜动态实验结果 |
| 5.3 缓蚀剂与阻垢剂复配后阻垢效果实验研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 研究结论及建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）子长油田余家坪区块长2油层注水开发调整对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 题目来源及选题依据、意义 |
| 1.2 研究现状与存在问题 |
| 1.3 研究内容、思路和技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 论文主要的认识 |
| 第二章 沉积储层特征 |
| 2.1 区域构造背景及地层划分 |
| 2.2 沉积及砂体展布特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.4 储层非均质性特征 |
| 2.5 裂缝特征 |
| 第三章 油藏性质及油层伤害分析 |
| 3.1 岩石表面性质及渗流特征 |
| 3.2 流体性质 |
| 3.3 油藏类型及驱动方式 |
| 3.4 油层伤害分析 |
| 第四章 油藏注水开发适应性分析 |
| 4.1 注水状况 |
| 4.2 油层压力状况 |
| 4.3 见效见水特征 |
| 4.4 稳产形势分析 |
| 4.5 存在的主要问题 |
| 第五章 合理注水开发技术政策界限及调整治理技术研究 |
| 5.1 合理注水开发技术政策界限 |
| 5.2 井网适应性分析 |
| 5.3 调整治理技术 |
| 5.4 稳产期及最终采收率预测 |
| 第六章 注水开发调整方案 |
| 6.1 平面调整 |
| 6.2 注采剖面调整 |
| 6.3 注水量调整 |
| 6.4 注水开发调整后监测措施 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）油田热水系统钢材的腐蚀与防护研究（论文提纲范文）
| 学位论文原创性声明 |
| 学位论文版权使用授权书 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 腐蚀概述 |
| 1.2 我国热水系统水处理发展现状 |
| 1.2.1 腐蚀的危害 |
| 1.2.2 腐蚀机理 |
| 1.2.3 氧腐蚀产生原因及影响因素 |
| 1.2.4 除氧方法 |
| 1.3 我国油田热水系统水腐蚀 |
| 1.4 本论文的立项意义与研究内容 |
| 1.4.1 立项意义 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 第2章 华北油田热水系统热水管线的腐蚀现状 |
| 2.1 华北油田采油一厂热水管线腐蚀调查 |
| 2.1.1 腐蚀现状 |
| 2.1.2 腐蚀产物剖析 |
| 2.2 热水管线腐蚀原因分析与研究 |
| 2.2.1 流程简介 |
| 2.2.2 水质分析 |
| 2.2.3 结垢倾向预测 |
| 2.2.4 腐蚀性分析 |
| 第3章 我国油田热水系统热水管线腐蚀因素研究 |
| 3.1 腐蚀因素的研究 |
| 3.1.1 含盐量对腐蚀速度的影响试验 |
| 3.1.2 pH 值对腐蚀速度的影响 |
| 3.1.3 溶解氧对腐蚀速度的影响试验 |
| 3.1.4 温度对腐蚀速度的影响 |
| 3.1.5 流速对腐蚀速度的影响 |
| 3.2 腐蚀原因确定 |
| 第4章 油田热水系统热水管线腐蚀的防护研究 |
| 4.1 不同防护方法的防腐试验研究 |
| 4.2 几种除氧方式的优点与弊端 |
| 4.3 管线材料的选择 |
| 4.3.1 耐蚀材料性能及选择 |
| 4.3.2 增加管线壁厚 |
| 4.4 化学防护法 |
| 4.4.1 投加化学药剂 |
| 4.4.2 化学滤料除氧 |
| 第5章 不同防护方法经济效益分析 |
| 5.1 未采用防护措施前管线使用寿命及管线更换费用 |
| 5.1.1 管线使用寿命 |
| 5.1.2 更换管线费用 |
| 5.2 采用不同防护措施后管线使用寿命及管线更换费用 |
| 5.2.1 采用投加化学药剂法 |
| 5.2.2 增设除氧装置法 |
| 5.2.3 增加管线壁厚法 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 A 攻读学位期间发表的论文 |
| 附录 B 攻读学位期间完成的项目 |
| 致谢 |
四、坪北油田油水系统腐蚀性研究（论文参考文献）
- [1]石墨烯改性环氧树脂油管涂层的组织性能研究[D]. 曹亚琼. 西安石油大学, 2020(09)
- [2]套损井膨胀管补贴作业技术研究与应用[D]. 邵崇权. 西南石油大学, 2016(05)
- [3]基于巨厚盐膏层以及碳酸盐储层的钻井技术研究[D]. 汪蓬勃. 西南石油大学, 2015(03)
- [4]稠油油藏复合解堵技术研究[D]. 唐婧. 西南石油大学, 2015(05)
- [5]坪北油田地面水处理系统腐蚀因素和防腐技术探讨[J]. 田江飞. 石化技术, 2015(05)
- [6]七里村采油厂延73井区长6储层保护技术研究[D]. 张柱柱. 西安石油大学, 2014(07)
- [7]高温高压缓蚀阻垢剂在注水井筒中的应用研究[D]. 刘佳佳. 中国石油大学（华东）, 2013(06)
- [8]子长油田余家坪区块长2油层注水开发调整对策研究[D]. 杨晓奇. 西北大学, 2012(01)
- [9]油田热水系统钢材的腐蚀与防护研究[D]. 谢成. 湖南大学, 2006(11)
- [10]坪北油田油水系统腐蚀性研究[J]. 邹皓. 石油化工腐蚀与防护, 2004(06)