煤中单组分湿式高压釜热模拟实验研究——以海拉尔盆地伊敏组褐煤为例

该文对海拉尔盆地伊敏组(J3)煤中的有机显微组分进行了湿式高压釜热模拟实验研究。结果表明,基质镜质体是最为重要的生烃母质,其主要成烃期为270～330℃,最大生液态烃量为19mg/g、生气态烃量为256mL/g;孢子体的主要成烃期为300～380℃,最大生液态烃量为40mg/g、生气态烃量为265mL/g;而丝质体生液态烃极少,在300℃时最大也达不到2mg/g,生气态烃量为120～160mL/g。另外该方法与无水该条件下的热模拟相比,排烃高峰温度大为降低,一般要低50～100℃;

不同模拟实验条件下烃源岩生油气能力对比及意义

通过对比研究地层孔隙热压生、排烃模拟实验与高压釜生烃模拟实验中油气产率及其演化过程与产物地化参数特征,结果表明由于模拟实验设置的边界条件不同,同样热解温度条件下地层孔隙模拟实验已生成的油气产率是高压釜模拟实验的两倍多,但地层孔隙模拟实验残余固态产物的岩石热解自由烃、生烃潜力、氢指数仍然大于高压釜模拟实验的。分析认为,高压釜模拟实验所设置的热解实验条件加速了干酪根的过度裂解,生成了更多的"焦炭"、二氧化碳和氢气,偏离了烃源岩的自然演化过程;而在地层孔隙模拟实验的实验条件,有效阻止了干酪根的过度裂解,使干酪根向油气的转化率较高,所得油气产率较高压釜大。实验数据表明,地层孔隙模拟的已生成的油气产率不仅大于原始样品的氢指数,且生油后残余固态产物仍具有较高的氢指数。因此,烃源岩的氢指数和模拟实验的油气产率均不能正确评价烃源岩的真正生油气潜量,提出采用油气指数来评价烃源岩的最大生油气潜量。

海上某油田海底管线的腐蚀失效原因

利用SEM、EDS、XRD分析了海上某油田海底管道腐蚀穿孔失效原因,并利用高压釜挂片试验模拟了不同海底工况条件下影响管线腐蚀的因素。结果表明,海底管道内部垢样主要由CaCO3、BaSO4等组成,并形成了"垢下"腐蚀环境,最终导致管线由内至外腐蚀穿孔;在高压釜模拟试验中,硫酸盐还原菌(SRB)+细砂+碳酸钙硫酸钡垢层最符合海底管线现场工况。并根据研究结果提出针对性防腐蚀措施。

强水敏储层矿物高温变化对储层物性的影响——以金家油田沙一段为例

金家油田沙一段稠油油藏储层具有强水敏特征,在蒸汽吞吐开发及高温下储层矿物易发生变化,并改变储层的孔隙结构,影响储层物性。为此,在此次研究中开展了高压釜物理模拟实验。实验结果表明：高温下储层矿物发生变化主要体现在3个方面,即蒙脱石晶间距的改变引起的膨胀性变化、矿物溶蚀及转化、溶蚀孔隙等;当温度为200～300℃时,蒙脱石膨胀性减弱至接近消失,溶蚀作用进一步增强使得储层孔隙呈大中孔,孔径增大,连通性和储层物性进一步变好。因此,强水敏性稠油油藏在蒸汽吞吐过程中,要切实保证注入蒸汽的温度和干度,使储层温度高于200℃,以降低储层水敏性,从而改善储层物性,提高开发效率。

22Cr双相不锈钢点蚀研究

简单介绍了22C r双相不锈钢点蚀的试验测试方法,并采用模拟溶液高压釜浸泡实验对22C r双相不锈钢点腐蚀性能进行了研究,结果表明:点蚀指标小于100m dd的22C r双相不锈钢管材具有优良的耐点蚀性能。