二氧化碳分散岩屑机制的模拟试验研究

以东营组实钻岩屑为例,采用模拟试验装置考察井下二氧化碳对岩屑分散机制,并进行岩屑XRD矿物成分和反应液离子成分分析。结果表明:二氧化碳对岩屑粒径影响甚微,地层水长时间浸泡会使岩屑粒径变小,地层水与二氧化碳共存时,岩屑平均粒径先急剧减小,后渐趋稳定,随着温度和压力的升高,岩屑平均粒径逐渐减小;地层水和二氧化碳共存时,东营组岩屑粒径变化的主要是由于二氧化碳促进了岩屑中的黏土矿物分散,缩短了黏土矿物的水化反应时间,同时二氧化碳与水反应生成碳酸,溶解了岩屑中的部分胶结矿物,促进了岩屑粒径的减小。     

水平井段超临界CO_2携岩数值模拟

超临界CO2是一种极具潜力的钻完井介质,研究其携岩机制是超临界CO2钻井技术的重要发展方向。以实测数据设置环空入口岩屑粒径分布,考虑流场中CO2密度和黏度与温度、压力条件的耦合关系及钻杆转动的影响,对温度、压力、排量、转速、岩屑直径、岩屑体积分数及偏心度对携岩效率的影响进行数值模拟分析。结果表明:岩屑床中小颗粒的体积分数下降,大颗粒体积分数的增幅随直径增大而减小;CO2携岩能力随温度的降低和压力的升高而增强,影响规律与室内试验结果相符;增大排量、降低机械钻速可提高CO2携岩效率,而钻杆转速对携岩效率影响甚微;偏心度为0.8时携岩最为困难;水平井钻进时应添加增黏剂以改善CO2携岩效果。     

气体水合物动力学和热力学抑制剂复合作用试验

气体水合物动力学抑制剂具有使用剂量低、对环境友好等特点,但其抑制效果受过冷度等影响较大。在对水合物热力学与动力学抑制剂抑制机制分析的基础上,通过试验,对动力学抑制剂(N-乙烯基己内酰胺)抑制作用及其与热力学抑制剂(甲醇)的复合效果进行研究,分析热力学抑制剂含量、压力、过冷度和过冷时间对复合体系水合物抑制效果的影响。结果表明,N-乙烯基己内酰胺与甲醇复合,可在更高的过冷度条件下产生较好的动力学抑制效果,其作用受压力和过冷时间影响较大。     

超临界二氧化碳射流破岩试验

采用超临界二氧化碳射流进行破岩钻井是一种极具潜力的非常规油气藏钻采方法。依据石油钻完井的特点和超临界二氧化碳流体的特性,研制超临界二氧化碳钻完井试验系统,并进行超临界二氧化碳射流破岩试验。结果表明:超临界二氧化碳射流比高压水射流破岩具有显著优势;喷嘴直径、喷距、射流压力和岩石性能对超临界二氧化碳射流与高压水射流破岩的影响规律基本一致;井底环境温度对超临界二氧化碳射流破岩效果影响显著,在向超临界态转变的过程中,射流破岩效果随着温度的升高急剧增强,当温度超过临界值后,温度升高对射流破岩效果的改善趋缓。     

直井段超临界二氧化碳携岩数值模拟分析

二氧化碳携岩问题是超临界二氧化碳钻井技术应用于油气藏钻探开发的基础问题。依据井下工况,考虑岩屑粒径分布规律的影响及二氧化碳密度和黏度等物性参数与流场温压条件的耦合关系,数值模拟分析了粒径分布变化规律及各工况参数对携岩效率的影响规律。结果发现:粒径分布变化规律不与颗粒直径呈正相关,证实了选用欧拉模型以考虑颗粒间干扰来模拟携岩问题的合理性;温压条件影响粒径分布变化规律,携岩返速对粒径分布规律影响甚微。携岩效率随压力升高、温度降低而提高,规律与室内实验结果相符。提高排量、降低机速有利于改善携岩效果,实测临界携岩返速高于依据最小动能原理的计算值。随偏心度增大,携岩效率先降低后提高,临界偏心度为0.8。所得结论为发展实际技术提供支撑。     

含油污泥生物电化学系统的产电性能及阳极膜菌群变化特征

含油污泥是影响油田及周边环境质量的一大难题,现有资源化方法处理过程复杂、成本高,且存在二次污染风险,生物电化学系统能资源化利用含油污泥同时发电。为探讨含油污泥生物电化学系统的产电效能及阳极膜微生物变化特征,构筑了以含油污泥为阳极底物的单室无膜沉积型生物电化学系统。通过系统电压产出、功率密度、极化曲线及CV曲线,考察系统的产电效能;同时,采用生物宏基因组分类测序分析产电稳定阳极碳毡上和初始含油污泥的微生物群落组成及丰度。结果发现,系统最大输出电压、输出功率为320.7mV、3 353.7mW/m2,阳极生物膜具有较强电活性,循环伏安曲线呈“S”形状,氧化还原峰分别在0V和-0.5V,极限电流值为0.12A/cm2;系统产电稳定期阳极膜(TZ)的多样性指数Seq 数、AEC指数、Chao1均低于相应的初始沉积物(YN1),说明TZ的微生物菌群多样性降低,且两者微生物种类及丰度差异性显著,TZ的优势菌群为Proteobacteria,YN1优势菌群为 Firmicutes。生物电化学系统为油泥处理提供一种新技术,能有效资源化利用油泥同时发电,从而实现双赢。