常用外掺料对G级油井水泥体积稳定性及力学性能的影响

针对G级油井水泥浆体体积收缩问题,对比研究了两种常用外掺料(矿渣和石英粉)对水泥浆体体积稳定性及力学性能的影响,并利用等温量热仪(ICC)、X射线衍射仪(XRD)、压汞仪(MIP)和扫描电镜(SEM)分别测试了两种外掺料对水泥水化放热速率,水泥水化产物、孔结构及水泥石微观形貌的影响。结果表明:80℃下水泥净浆体积收缩主要发生在水化早期,对应水泥石早期抗压强度、抗折强度增长迅速;掺入30%比表面积为340m^2/kg的矿渣部分改善浆体体积收缩,150 d线收缩率较净浆减小32%,早期抗压强度、抗折强度减小,后期强度增大并超过净浆;掺入30%比表面积为710m^2/kg的石英粉加剧了浆体体积收缩,150d线收缩率较净浆增大40%,早期抗压强度、抗折强度远低于净浆及掺30%矿渣水泥。长期水养后部分超细SiO2参与反应,加之细颗粒的填充作用使其150 d力学强度超过净浆及掺30%矿渣水泥,即水泥石力学强度不仅与外掺料活性有关,还与其粒径分布和养护龄期密切相关。

存在组分梯度的深水挥发性油藏注天然气开发混相机理

M油藏地处西非尼日利亚深水区(水深1 500 m),流体为高挥发油,原始气油比高,纵向存在组分梯度,本文研究了该类型油藏注天然气开发的混相机理。基于组分梯度模型对组分随深度变化规律进行了表征,评估了不同深度样品的混相压力,结果显示注伴生天然气在油藏条件下均可形成混相;建立了与实际油藏等效的机理模型,引入界面张力和混相因子评估了注入气体在油藏不同区域的混相状态,M油藏注采井间混相状态可分为4个区带,依次为气相带、非混相带、混相带和油相带,混相带宽度变化范围为50~270 m,并在混相带前缘到达油井时宽度达到最大;研究了混相带运移对油井生产气油比的影响,当气油比超过1 100 m^(3)/m^(3)以后,油藏整体由混相驱阶段依次过渡到混相带突破阶段和非混相驱阶段,并确定了气油比的判别范围。本文可以为油藏生产管理和注采优化提供参考依据,同时也为其他类型油藏的注气机理研究提供一定的指导。

水力振荡器在渤海某油田适用性研究

水力振荡器在定向钻进过程中可实现增加钻头寿命、减少井下工具的断裂风险、提高钻速、减少钻完井投资的目的。渤海某油田由于桶油成本增加、石油价格降低等带来的挑战,主动使用了水力振荡器这项新技术,并取得了良好的成效。

渤海玄武岩地层防塌钻井技术

在渤海湾及其近域钻井过程中,馆陶组和东一段均钻遇大段性硬、致密灰质玄武岩,由于其可钻性差,易于坍塌掉块,给优快钻井带来较大困难。通过分析其产生的机理、发生作用的特点,找到预防、解决的办法,提高优快钻井速度。

海上气田天然气脱碳工艺技术方案研究

陆上天然气脱碳技术比较成熟,海上含碳天然气大多通过海底管道输送回陆地进行脱碳处理,这样做不仅管道存在腐蚀风险,而且天然气中的CO_(2)占据了管输能力,还增大了能耗和投资。结合南中国海某含碳天然气田开发项目实际,分析在海上平台脱碳的原因,对海上天然气脱碳工艺方法的选取原则进行探讨,通过分析膜分离法和物理溶剂吸收法两种脱碳技术的预处理单元、操作压力、操作温度、处理流程等,确定详细工艺设计步骤及技术方案。结果表明,膜分离法的流程压降和能耗大,烃回收率较低,橇块占地面积大,设备费用高,膜组件需定期更换,操作成本较高;物理溶剂吸收法无需加热,能耗低,烃回收率较高,橇块占地面积小,设备费用低,物理溶剂会略有损失需定期少量补充,操作成本较低。经技术经济综合比选,该海上气田推荐采用物理溶剂吸收法进行天然气脱碳,可为国内外同类气田工程开发提供参考和借鉴。

含粉砂四氢呋喃水合物微观结构试验

采用降压法开采天然气水合物时,流道内水合物和粉砂的存在可能会带来安全问题,因此研究粉砂的存在对水合物的影响显得尤为重要。选择四氢呋喃(Trahydrofuran,THF)为替代介质开展粉砂存在下水合物生成以及分解试验,通过观察水合物的微观形态结构分析粉砂产生的影响。结果表明:粉砂与四氢呋喃水合物共存时有游离态、粘附态及包裹态3种存在形式;粉砂的存在会影响水合物的聚集,同时沉积时裹挟到水合物层中的粉砂将会改变水合物层的结构与力学性能、加速水合物的分解,并改变管道中水合物沉积层的脱落方式,从而影响管道中的流动安全。研究成果可为流道内水合物沉积特性分析和流动安全评价提供借鉴。(图9,参26)