磺化聚联苯醚砜／改性蒙脱土复合质子交换膜的研究

对蒙脱土进行了有机磺酸化改性和结构表征，并用于对磺化聚联苯醚砜膜的杂化改性，同时制备了改性蒙脱土（SMMT），磺化聚联苯醚砜（SPSU）复合质子交换膜，对它们进行的物化和燃料电池性能研究结果表明：有机磺酸化改性使蒙脱土层间距有所增大，有利于改善蒙脱土片层间的有机亲和性和质子传导能力；在SMMT／SPSU复合膜中含有较SPSU膜更多的键合水，使膜在升高温度下的含水率提高，改善了膜在高温、低湿度下的质子传导性能，有希望由此开发新的高温质子交换膜。     

电子束熔炼新型Ni-Co基高温合金过程中合金元素的挥发行为及熔池温度计算

本工作采用电子束熔炼方法制备了新型Ni-Co基高温合金,对熔炼后铸锭的显微组织、成分、合金元素挥发行为以及熔池表面温度分布进行了研究。结果表明,随着熔炼功率的增加,铸锭的显微组织越来越细,质量损失越来越大。熔炼后Cr和Al的质量分数下降,其余元素质量分数上升。在相同温度下,纯元素Al的饱和蒸气压最大,W的饱和蒸汽压最小。将熔体系统简化为Ni-Cr-Co三元合金模型来研究其挥发行为,合金元素的活度系数和活度可采用Miedema模型预测,Ti、Mo、W元素的理论挥发速率很小,挥发损失基本可以忽略不计。Al元素的挥发速率通过引入活度系数补偿因子计算。熔炼功率为10 kW、12 kW、14 kW时熔池的平均温度分别为1 863.6 K、1 890.6 K和1 904.3 K,对应的熔池最高温度分别为2 368.1 K、2 402.4 K、2 419.8 K。     

EBPVD制备ODS Ni基高温合金抗氧化性能研究

采用电子束物理气相沉积技术制备了微晶氧化物弥散增强Ni基高温合金,并研究了该合金的高温氧化行为.通过最小二乘拟合得到的合金氧化动力学模型近似遵循4次方规律,并在高温氧化过程中,合金能够生成单一的Al2O3氧化膜,而且氧化膜的粘附性好,不易脱落.稀土氧化物的添加可明显地改善合金的抗高温氧化性能,提高氧化膜的粘附性.     

高温酸化助排剂HC2-1的研究

为了满足高温油藏和深井酸化作业残酸返排的需要，通过表面活性剂的筛选和复配研究，得到了高温酸化助排剂HC2—1。其性能评价结果表明，HC2—1具有使用浓度低、表面活性高的特点，在20％的HCI溶液中，当其浓度为50mg／L时，表面张力为20．7mN／m；具有良好的耐温性能，在180℃下恒温48h，HC2—1仍保持较高的表面活性；具有良好的耐盐能力，加有HC2—1的20％HCl溶液和CaCO3反应至HCl完全消耗，整个反应过程体系无新相生成且表面张力基本不变；可增大酸液体系的润湿角，进一步降低毛细管阻力，使酸液返排率由46％提高到97％，在促进酸液返排的同时与原油不发生乳化反应。     

混合动力车用高效发电机

自由活塞式发动机可以像燃料电池一样用来高效发电,而且比燃料电池更便宜．     

高温合金/不锈钢异种材料T型接头激光穿透焊工艺研究

针对飞行器发动机水冷壁结构,进行了GH3128/06Cr19Ni10异种材料T型接头激光穿透焊试验,主要研究了焊接参数对焊缝成形和焊接裂纹的影响规律,分析了焊接裂纹形成原因,得到了较合理的焊接工艺区间。结果表明,对于GH3128/06Cr19Ni10异种材料T型接头激光穿透焊,连续焊比脉冲焊更易实现稳定焊接,获得良好焊缝成形。焊接裂纹是接头主要缺陷裂纹都在高温合金一侧产生,控制激光功率、保证对中可降低裂纹产生概率。焊接接头的另一种缺陷是表面下塌,保证间隙小于0.2mm可抑制下塌缺陷的产生。对由41条焊缝组成的模拟件进行了10MPa,5min水压测试,每条焊缝都满足要求。     

高温SO I CMO S 倒相器瞬态特性的研究

本文主要研究高温SOI CMOS倒相器在（27－300℃）宽温区的瞬态特性。研究结果表明：当采用N^ PN^ 和P^＋PP^ 结构薄膜SOI MOSFET组合，并且其结构参数满足高温应用的要求，则SOI CMOS倒相器实验样品在（27－300℃）具有良好的高温瞬态特性。     

磺基甜菜碱的合成及其在水包油乳化钻井液中的应用

水包油乳化钻井液作为一种重要的低密度水基钻井液体系,在低压油气层钻探中有着较为广泛的应用,针对目前该体系在深部地层使用过程中出现的抗温能力不足的问题,室内通过一步反应合成了不同碳链数的磺基甜菜碱,测定了其在高温处理后的表面性能变化情况,并将其引入水包油乳化钻井液中。实验结果表明,配制得到的钻井液性能良好,乳化稳定性好,在经过180~210℃热滚动16 h后,体系黏度、切力仍处于合理范围,高温高压滤失量均小于20 mL,满足基本要求;体系稳定性较好,无析油破乳现象发生;且具备一定的抗污染能力,抗水污染达15%,抗柴油污染达15%,抗钻屑污染达15%,抗盐污染达2%,因而能够满足深部低压油气层钻井的要求。      

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。      

耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用

为了适应高温高盐裂缝型油藏的复杂地层情况,研究了一种AM/AMPS（丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸）耐温抗盐凝胶堵水调剖体系。确定了最优配方为1.0%AM/AMPS+0.1%乌洛托品+0.1%对苯二酚+0.3%硫脲+0.5%PA纤维,考察了该凝胶体系的成胶时间、成胶强度和脱水率,并探讨了该体系的热稳定性和抗盐性。实验结果表明：该凝胶体系具有很好的耐温抗盐性能,在140℃、模拟油田地层水环境中成胶时间大于15h,凝胶强度保持在G级（目测代码法）,120d脱水率小于2%。岩心封堵实验结果表明,该凝胶体系堵水率达到99.70%以上,堵油率小于6.00%,具有优良的选择性。现场应用中取得了良好的堵水调剖效果。该凝胶体系为高温高盐裂缝型油藏的高效开发提供了技术支持,值得推广应用。