3株润滑油高效降解菌的降解性能

以润滑油为唯一碳源,从石油污染土壤中筛选分离得到了3株润滑油降解菌,根据形态特征和生理生化试验对菌株进行了鉴定,并考察了各分离菌株的润滑油降解性能。结果表明,所分离的3株菌株中,G1为黄单胞菌属(Xanthomonas),G2为动胶菌属(Azotobacter),G3为假单胞菌属(Pseudomonas);3株菌株均能生物降解润滑油,其中G3的润滑油降解能力最强。菌株G1、G2和G3降解润滑油的适宜pH值分别为8.0、7.0和8.0,适宜的降解温度分别为20、30和30℃。3株菌株适宜的接种量均为10%,且100 mL培养液中润滑油的初始量不超过300μL。此外,培养时葡萄糖作为补充碳源,可不同程度地提高3株菌株的润滑油降解率。在最适降解条件,且1 L液体培养基中添加2.0 g葡萄糖时,菌株G1、G2和G3在3 d内的润滑油降解率分别达到66.4%、75.3%和86.1%。     

高效原油降解菌的分离鉴定及降解特性分析

为了明确地域微生物对原油的降解功效、确保延长油田微生物+膜处理含油污水工艺的平稳运行,从陕北吴起县石油污染的农田土壤中筛选出6株具有原油降解作用的菌株。通过形态学观察、生理生化实验、分子生物学鉴定(16Sr DNA)和气相色谱质谱联用(GC-MS)分析,研究了菌株的生长特性以及对原油的降解率。结果表明,筛选的6株菌分别为P1氧化微杆菌(Microbacterium oxydans)、P2中间苍白杆菌(Ochrobactrum intermedium)、P3粪产碱菌(Alcaligenesfaecalis)、P4侧孢短芽孢杆菌(Brevibacillus laterosporus)、P5寡养单胞菌(Stenotrophomonas)和P6铜绿假单胞菌(Pseudomonas aeruginosa),培养驯化7 d后对原油的降解率分别为83.47%、81.60%、85.30%、81.11%、90.58%和93.16%;菌株对原油中长碳链烃类的降解效果显著,可在降解过程中产生一定量的表面活性物质,发酵液基质表面张力的最大降幅为53.19%。     

石油污染土壤生物修复高效菌的降解特性

 研究了从陕北石油污染土壤中分离的7株菌SY21、SY22、SY23、SY24、SY42、SY43和SY44的生长特性及其对不同烃类的利用能力及除油影响因素。结果表明,受试细菌的生物除油率高,培养13 23h后的活性最高,易于扩大培养;分离菌株均能在石蜡培养基中生长,表明对中长链的烷烃降解能力高,其中菌株SY22、SY23、SY24、SY42和SY43均能利用几种不同的烃类生长,是土壤生物修复的优选菌株。菌株SY22 和SY23最适pH为9.0,菌株SY21 和SY42最适pH为7.0;污染强度为1000 1500mg/L、氮源为硝酸铵时,石油烃的降解率最佳;对具有PAH降解能力的SY22、SY42和SY23菌株而言,添加淀粉和葡萄糖为碳源提高了菌株对原油的降解率。土壤中Fe2+、Mn2+的存在对细菌降解石油烃影响不大,但Ni2+、Co2+金属离子会降低分离菌株的除油能力。     

响应面法优化固定化微生物降解石油污染物

从炼油厂活性污泥中筛选和驯化了1株石油降解菌SJ-1,以秸秆材料WT为固定化载体,采用表面吸附法制备固定化微生物;以胜利原油为反应底物,考察了温度、微生物接种量、原油质量浓度、pH值对原油降解率的影响;采用响应面法优化了降解条件,并在优化条件下进行了降解动力学实验。结果表明,单因素对降解率的影响程度从大到小的顺序为温度、pH值、原油质量浓度、接种量,其中pH值和原油质量浓度、原油质量浓度和温度的交互影响对原油降解率影响较显著;根据响应面模型计算得到的最佳降解条件为pH值7.0、原油质量浓度5000 mg/L、温度34℃、接种量46 g/L,此时原油降解率最高达68.3%;固定化微生物和游离微生物降解过程均符合一级动力学,且前者的降解速率是后者的3.67倍。     

陕北石油降解菌的筛选及培养基的优化

本文从陕北油区被石油污染的土壤中筛选出3株高效石油降解菌(分别为NS-1、NS-3、NS-5),利用比色法测定了试验菌株对石油的降解率,其中NS-1在石油初始浓度为4 g/L时对石油的降解率达89.63%。利用Minitab软件通过PB试验筛选、Box-Behnken中心组合设计和响应面分析,在发酵培养基的基础上,对NS-1的培养基进行了优化。在硫酸铵、硫酸镁、氯化钠、葡萄糖4种培养基成分中,硫酸铵、硫酸镁、氯化钠3个因素是影响菌株NS-1生长的关键因素,优化后的培养基配方为:葡萄糖2.0%、硫酸镁0.9%、硫酸铵0.1%、氯化钠0.4%。与LB培养基相比,优化后的培养基可使菌株NS-1在培养20 h时增产38.7%。     

盐碱土壤多环芳烃降解菌群筛选及其降解特性

为了强化多环芳烃（PAHs）污染盐碱土壤原位微生物修复的应用,并提供高效的菌种资源,从天津大港油田盐碱化的油污土壤中富集分离出1组高效降解菲、芘的耐盐碱菌群,分离获得可培养优势细菌5株、真菌3株,考察了该菌群对菲、芘的降解效果,并进行了其对菲、芘降解特性分析。结果表明,该菌群在菲、芘质量浓度分别为25、50和75 mg/L 的液体无机盐培养基中培养15 d,菲、芘的降解率分别达到75.3%和53.6%、 56.6%和52.0%、 25.2%和13.6%;该菌群对菲、芘降解具有较广泛的盐质量分数和 pH 值范围,在菲、芘初始质量浓度各为50 mg/L,最适盐质量分数0~2%,最适 pH 值8.6条件下, 添加质量分数0.4%葡萄糖培养15 d 后,菲、芘的降解率显著提高,达到92.1%和65.8%。细菌16S rDNA 和真菌18S rDNA 测序结果表明,该菌群由叶杆菌属（Phyllobacterium）、假单胞菌属（Pseudomonas）、盐单胞属（Halomonas）、泛菌属（Pantoea）和青霉属（Penicillium）、双曲孢属（Sigmoidea）、胶孢炭疽属（Colletotrichum）组成。     

石油降解菌的复配及降解效果评价*

为了高效修复陕北定边油田附近的原油污染土壤,从当地含油污染土壤中筛选了5株原油降解菌,通过生理生化实验及16S rDNA序列分析鉴定分离的降解菌种类,采用正交实验方法探究和建立高效的混合菌修复体系并分析菌株的降解产物,选用表面活性剂Tween80刺激微生物进一步提高对石油的降解效率。研究表明,从含油污染土壤中筛选的5株原油降解菌株分别为D-1纤维单胞菌、D-3黏质沙雷氏菌、C-2无色杆菌、D-5不动杆菌和A-3铜绿假单胞菌。通过测定菌株在LB培养基和石油培养基中生长状态、GC-MS分析菌株降解石油的残留组分,将筛选的D-5、C-2、A-3进行复配,各菌株对原油降解的影响效果D-5A-3C-2,菌株最佳复配比D-5∶C-2∶A-3=5∶1∶5。在温度35℃、pH 7.5、摇床转速180 r/min、菌液加量6%,Tween80含量为5 cmc的降解条件下,混合菌群对原油的降解效果可以达到87.12%,有效促进原油污染土壤的高效修复。图12表6参29     

一株润滑油降解放线菌的分离鉴定及特性

 以HVI500矿物基础油为唯一碳源进行选择性富集培养,从石油污染土壤中筛选出1株菌,命名为HVI0901。采用CODCr法测定了含HVI500矿物基础油培养液的COD值,由于HVI500矿物基础油被降解而使培养液的COD值降低,确定HVI0901为HVI500矿物基础油降解菌。通过形态学观察、生理生化实验和16S rDNA基因序列比对分析,初步确定HVI0901属于戈登氏菌属(Gordonia)。采用倾注平板法计数不同温度条件下HVI0901的菌落,用CODCr法测定不同pH值条件下HVI500矿物基础油培养液的COD值,探讨了温度和pH值对HVI0901降解基础油的影响。结果表明,HVI0901在不同温度和pH值条件下的降解能力不同,在32℃、pH值为7.8时,其降解HVI500矿物基础油的作用最佳。     

一株烷烃降解菌的筛选、降解特性及动力学研究

从某炼油厂受石油污染的土壤中分离、筛选得到一株高效烷烃降解菌株C18,经形态观察、生理生化实验和16S rDNA序列分析鉴定其为变形假单胞菌。采用静态摇瓶实验,研究了菌株C18对正十六烷的降解条件和动力学特性,并应用于柴油的降解。菌株降解正十六烷的最适宜条件为温度30～37 ℃、初始pH=7、盐质量分数1%,且在pH=6～9和高盐含量（NaCl质量分数5%）条件下也有良好的降解能力。动力学研究显示,在底物浓度为10～300 mg/L时,获得的米氏方程中,米氏方程常数Km为15.22 mg/L,最大反应速率为11.22 mg/（L·h）。在60 h内,优势菌C18不仅能将浓度为3 000 mg/L的柴油中饱和中长链烷烃高效降解,而且对其中的环烷烃和芳烃也具有良好的降解能力。     

一株磺化钻井液降解菌的筛选鉴定及其降解特性

为了筛选磺化钻井液高效降解菌株,以新疆某磺化钻井液伤害土壤为菌源,磺化钻井液为唯一碳源,通过富集驯化分离筛选出一株降解磺化钻井液效率较高的菌株Xh8,经鉴定为Bacillus flexus。经生理生化及16S rRNA基因序列分析确定了其分类地位,并进行了单因素和正交试验以确定其降解特性。单因素试验表明Xh8生长最佳条件为:pH值为9.5、盐质量分数为4%、转速为150 r/min、温度为35 ℃、接种量为10%、N源蛋白胨、P源K₂HPO₄。正交试验表明磺化钻井液COD降解最佳条件为:pH值为9.5、盐质量分数为4.5%、转速为150 r/min、温度为35 ℃。培养7 d,磺化钻井液COD降解率为22.9%。试验结果表明,Xh8可作为磺化钻井液降解的优良备选菌株。该研究可为进一步治理受到磺化钻井液伤害的地层提供理论指导。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。