一阶导数分光光度法直接测定炼油厂污水中的氨氮

省去了蒸馏等预处理步骤，采回水样直接测定。氨氮与奈氏试剂显色，加入阿拉伯胶大大增加了配合物的稳定性。利用导数法的零交技术消除了干扰物的影响，测定方法简单、准确且快速。本方法的线性范围宽：０～９０μｇ／２５ｍｌ；加标回收率为９０％～１０５％。经样品测定并与常规法对照，结果基本一致。

炼油污水气浮絮凝工业试验研究

气浮絮凝前处理是提高炼油污水生化处理达标率的关键。用研制的HIHON＋TIDI复合絮凝剂投入工业运行试验，取得了明显的效果。

污垢热阻在线测试仪的研制

本文介绍了作者研制的污垢热阻在线测试仪的设计思想和测试原理。

控制饮用水给水系统腐蚀的试验研究

对Ｄ油田饮用水厂给水系统的腐蚀控制进行了试验研究。结果表明，采用石灰处理，喷淋曝气，纤维过滤及锰砂过滤工艺可使出厂水水质由严重腐蚀性转变为基本稳定性，给水系统的腐蚀得到了有效控制，同时提高了出厂水水质。

东濮凹陷成藏史分析

本文从烃源岩生、排烃史和油气注入期次两个方面结合分析了东濮凹陷油气成藏过程,指出东濮凹陷东营组沉积末期的抬升剥蚀前后是两个截然不同的地质演化阶段,之前的持续沉降阶段是烃源岩生、排烃的高峰时期;而抬升剥蚀期的构造运动为油气大规模二次运移提供了强大动力,是油气成藏的关键时期。

换热设备软化水的腐蚀分析及水处理防护

根据循环软化水水质指标现状,详尽分析了各种腐蚀因素的影响,论述了软化水的腐蚀机理。根据循环水质存在的腐蚀问题确定合理的水处理方案。加药处理后的循环水质指标表明,投加的水处理药剂对换热等设备起到了有效的防腐作用。

SSN-3粘土稳定剂的研制及应用

目的：针对中原油田各采油厂的地质特征，进行室内试验，筛选出适合本油田的粘土稳定剂，使粘土稳定效果达到最佳。方法：对筛选的SSN-3粘土稳定剂的配伍性和热稳定性分别进行了动态、静态评价对比。结果：粘土稳定剂对注水井地层提前进行预处理，使注水井压力得到了有效的控制，保持了地层原有的渗透性。结论：地层中粘土矿物给注水开发的油田带来不利影响，应用SSN-3粘土稳定剂对注水井预处理，保持油层的渗透性，提高注入水的有效驱替效果。

浅析油田采出水的成份及所受影响

油田采出水所含成份比较复杂，大体上可以分为水垢、有机物质、腐蚀性气体、淤泥及粘土等。水垢形成的主要因素是二氧化碳分压、温度、含盐量、ｐＨ值等。腐蚀性气体主要包括溶解的 Ｈ_２ Ｓ、溶解氧及溶解的ＣＯ_２等。导致污水性质变化的主要因素有ｐＨ值、温度、压力、曝气等。含油污水的精过滤已经不是一个与过滤器本身有关的问题，而应该是整个体系的影响问题。其中整个水处理系统的稳定就是问题的关键。如果各处理设备的质量能得到保证，则一线工人的使用管理水平就成为关键问题。

油田水中甲酸和乙酸的低压离子色谱检测(英文)

为避免油田水中大量的氯离子对甲酸和乙酸测定的干扰 ,采用减压蒸馏的新方法来处理待测试样 ,不仅消除了氯离子的干扰 ,而且回收率较高 ,在 95 .0 %～ 97.5 %之间 .用低压离子色谱法 (LPIC)分析试样并进行了线性、精密度、回收率和干扰试验 .结果表明方法的回收率在 96.0 %～ 10 0 %之间 ,相关系数分别为0 .9998和 0 .9989,变异系数小于 1.8% ,检测限小于 0 .1μg/mL .

Ag_2SO_4-CuSO_4催化-微波消解快速测定炼油污水中化学需氧量

以 Ag2 SO4-Cu SO4为催化剂 ,探讨了微波消解测定炼油污水中化学需氧量 (Chemical Oxygen Demand,CODCr)的方法。确定了微波消解测定炼油污水CODCr的最佳条件 :消解功率、消解时间、混酸介质 H3PO4-H2 SO4用量、催化剂配比等。用该方法测定炼油污水各处理装置出水中的 CODCr,与经典的 CODCr回流法所得结果一致。

水源切换对除盐水水质的影响分析及应对措施

水源切换后,水质、水温等条件发生变化,除盐水处理装置离子交换器周期制水量降低、生产二级除盐水水质不达标,分析查找原因后,提出相应的处理措施,恢复了装置,产水水质达标。

浙江省水库水源水氨氮等水质参数阈值范围调研

对我国浙江省水库水源水氨氮等8个水质参数的阈值范围进行了调研。采用聚类分析法,对文献查阅收集到的浙江省水库水源水氨氮、COD_(Mn)、p H、水温和浊度等水质参数数据进行统计分析,初步得到5个水质参数的阈值范围。通过实地调研和采样分析,验证了初得的5个水质参数的阈值范围,同时补充完善了氨基酸、腐殖酸和尿素等参数的阈值及范围,最终得到了浙江省水库水源水氨氮等8个水质参数的阈值范围。结果表明:氨氮、COD_(Mn)、pH、水温、浊度、氨基酸、腐殖酸和尿素的阈值范围分别为:0.01~0.32、0.0~4.5mg/L、6.70~8.81、4.1~34.0℃、0.9~10.9NTU,0.029~0.131、0.41~0.61和0.02~0.07 mg/L。该结果为微污染水源水强化混凝及产出水消毒过程中,含亚硝胺类的消毒副产物的形成规律和机理研究奠定了可靠的数据基础。

酚二磺酸比色法测定油气田废水中硝酸盐氮方法的研究

介绍了几种分析条件的验证结果,深入地考察了溶液蒸发时的酸度、显色溶液的酸度和温度对分析结果的影响,研究了氯离子在不同酸度下和经沉淀分离后对分析结果的影响,提出油气田废水不适于采用该方法进行监测,应补充该项目的标准分析方法以适应特殊水样监测的建议.

辐射井修复改造技术

辐射井产水量减少的主要原因是渗流途径不畅，表现在井底过滤层堵塞、辐射管诱蚀、渗水孔堵塞、砂层淤塞和河流改道。修复改造辐射井主要是通过重新铺设井底反滤层、增打或加长辐射管、大修渗水孔、铲除井周围的淤积层和埋没渗渠等办法。通过对泌阳县和油田等几口井的修复改造，产水量可增产数倍，仅用打井投资的1／3～1／5，即可使一口废旧井焕发青春。

老庄油区油田水化学成分及离子分布特征

老庄油区以延9层为主力生产层,油田水矿化度较高为NaHCO3水型,以Cl^(-)、Na^(+)+K^(+)、HCO_(3)^(-)离子为主,普遍含有SO42-离子,地层水显碱性。本文对油区内油田水离子分布特征进行对比分析,发现油区内中部、南部矿化度、钙离子浓度较高,硫离子分布零散,成垢性硫酸根离子含量相对较高,酸根离子浓度普遍小于500 mg/L,钙离子浓度普遍小于200 mg/L,不会产生硫酸钙垢。

长北区块采出水处理工艺技术研究及应用

通过现场调研及相关数据整理,分析采出水的化学组成、水型等特点,对现场采出水处理工艺技术进行评价,明确采出水形成乳化的因素。通过中试撬装技术应用,优化药剂配方,解决了采出水乳化及回注水水质问题。

南炼“一循”水处理情况介绍

我厂的第一循环水场,是1981年投入运行的“老系统”,在1982年底已完成了水稳配方的筛选.但1987年9月前一直处于不加药循环状态,浓缩倍数最高为1.1.为了改变这种状况,使水质稳定技术能在“一循”得到实施和稳定开展,我们进行了一系列的调查研究工作,并在1987年10月成功投药的基础上,不断提高运行水平,使我厂的循环水运行工作步入炼油系统的先进行列.本文就“一循”水稳工作开展中影响较大的几个问题进行介绍.

碳点基固相微萃取涂层测定水体中邻苯二甲酸酯

利用溶胶-凝胶法制备了纳米碳点基固相微萃取涂层,建立了固相微萃取-气相色谱法(SPME-GC)测定水体中四种邻苯二甲酸酯的方法,优化了方法条件。结果表明,在优化条件下,方法线性范围2.5~200μg/L内线性良好(R^2=0.9903~0.9981),检出限为0.83~1.81μg/L(远低于国标0.09~2.70 mg/L),相对标准偏差1.4%~9.8%。在5和10 g/L加标浓度水平下,水样的加标回收率为82.2%~121.3%,相对标准偏差2.6%~9.7%。建立的方法满足实际水样的分析要求。

黄河水入厂后出现的问题及对策

根据引黄现状和对黄河水与地下水水质的比较，分析引黄后对我厂生产，生活及供水系统的影响，提出相应对策。

用压差法测试稠油炼制废水的BOD

用WTW OxiTop BOD分析仪测试稠油炼制废水BOD,测试原理为电子压力传感法,将废水中的有机物被生物降解过程中耗氧量的变化转变为压力变化,再换算为相应的数据输出。用该仪器测定标准样品的BOD,结果准确;测定稠油炼制废水的BOD,测定结果平行,重复性好;分析并确定了样品测试过程中的关键因素,为稠油炼制废水的BOD测定提供了新方法。