氟氯氰菊酯的气相色谱定量分析

本文介绍用5%SE-30的1米不锈钢柱,邻苯二甲酸二壬酯为内标,气相色谱定量分析氟氯氰菊酯原油及乳油的方法。一次进样分析全程9分钟左右,定量分析原油相对误差小于1%,5.7%乳油测定相对误差为2%。     

枯草芽孢杆菌联产纳豆激酶和g-聚谷氨酸

利用实验室保存的纳豆激酶生产菌Bacillus subtilis Natto NLSSe进行了g-聚谷氨酸合成研究,在不添加谷氨酸的培养基中合成了分子量在200~300 万Da的g-聚谷氨酸,表明该菌是谷氨酸非依赖型菌. 合成纳豆激酶的合适碳、氮源分别是蔗糖和大豆蛋白胨,合成g-聚谷氨酸的合适碳、氮源分别是柠檬酸和NH4C1. 通过正交实验研究了碳、氮源对纳豆激酶和g-聚谷氨酸联产的影响,结果表明,增加培养基中大豆蛋白胨及柠檬酸的浓度能分别促进纳豆激酶和g-聚谷氨酸的合成,而不抑制另一产物的合成,有利于纳豆激酶和g-聚谷氨酸的联产. 在大豆蛋白胨10 g/L, NH4C1 9 g/L,柠檬酸15 g/L时,纳豆激酶酶活为121.2 U/mL,g-聚谷氨酸产量为1.1 g/L,均达到了单独合成时的水平.     

平衡压力固井工艺在束探1H(P)井的应用

束探1H (P)井由于井下同时存在高压、易漏地层,钻进和通井过程中发生过严重的油气侵、溢流、漏失等复杂情况,钻井液安全密度窗口窄、井径极不规则、循环排量低,固井难度和风险非常大.通过使用三凝双密度水泥浆封固不同层段地层、利用冲洗液和前隔离液来平衡水泥浆增加的压差、向水泥浆中加入纤维堵漏材料增强地层承压能力的方法实现平衡压力固井,最终顺利地完成了该井的固井施工,水泥浆一次性封固4 093.8m,固井质量优质.     

苏北探区首口小井眼小间隙水平预探井尾管固井技术

吉H1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井,属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。本文根据吉H1井的工程概况,在Ф114.3mm小间隙尾管固井过程中,通过分析固井难点、采取有效的固井技术措施、集成现场应用,经电测显示水平段固井质量良好,形成相应的小间隙水平预探井尾管固井技术。     

束探1H固井技术研究与应用

渤海湾盆地束鹿凹陷中洼槽沙三下泥灰岩油气藏埋藏深度深,水泥封固段长,固井工作量大,井下情况异常复杂,高压层与漏失层共存,油气活跃且地层承压能力差,下入的管串复杂,给固井工程带来极大困难,固井施工难度大、风险高,固井质量不易保证。根据该区块的实际情况,研究分析固井质量影响因素,固井技术难点以及固井施工过程中存在的各种风险,采用平衡压力固井技术及胶乳水泥浆体系较好地解决了固井施工过程中井下漏失及油气水侵之难题,固井质量得到了有效保证。     

氯氟氰菊酯乳油的气相色谱分析

氯氟氰菊酯分析有过报道,本文用气相色谱对其乳油进行定量分析。 实验部分 一、仪器与试剂 1.仪器:山东鲁南化工仪器厂生产的SP-501N气相色谱仪,氢火焰离子检测器,10微升微量注射器。 2.试剂与样品 丙酮、氯仿等溶剂均为分析纯 内标物:邻苯二甲酸二壬酯(色谱纯) 标准样品:英国卜内门化学有限公司进口     

水泥浆失重对高压油气井固井质量的影响分析及工艺对策

高压油气井由于存在高压地层,在整个钻井工程中都引起了高度重视。有些高压油气井可能还存在低压易漏层。在固井候凝过程中,水泥浆会产生失重,进而降低了井筒内的液柱压力,如果液柱压力低于失重井段的地层压力,地层流体将会向环空侵入,造成窜槽,甚至会引发井控事故;如果液柱压力高于地层(破裂)压力将引起地层漏失,进而污染油气层,造成水泥浆低返。因此,处理好固井过程中井筒内动态压力和地层压力的关系以及制定相关的应急措施是高压油气井固井成败的关键。分析了水泥浆失重对高压油气井固井质量的影响因素,提出了高压油气井油气水侵的预防措施和固井中相关风险的应急措施和机制。     

具有核壳结构的纳米二氧化硅封堵材料的合成与性能评价

以经过KH-570烷基化处理的纳米SiO₂为填料,以甲基丙烯酸甲酯（MMA）为聚合物基体,使用溶液聚合法合成了具有核壳结构的纳米SiO₂封堵材料NMFD-1。通过FITR、TG、粒径分析等实验分析方法和手段,对纳米封堵材料NMFD-1的分子结构、热稳定性、粒径分布进行了分析,并实验评价了NMFD-1处理剂的封堵性、抑制性和对钻井液基本性能的影响。实验结果表明,合成的NMFD-1质均分子量为13974,平均粒径位于30nm左右,在3%浓度的NMFD-1加量下,泥饼的封堵率达91.16%、页岩一次回收率90.11%、页岩膨胀率仅2.7%,说明该材料性能优异,封堵抑制效果好,同时NMFD-1的加入可以改善钻井液流变性,增强钻井液携岩能力和失水造壁性。