一口高含水停产气井复产的启示

为使因高含水而停产的×气井恢复生产,对生产数据、测井资料、井史资料等进行综合分析,找到高含水的原因。根据出水机理进行堵水方案优选研究。分析结果显示,堵水方案难度大成功率低。选择了侧钻措施,原水窜井眼作为气藏的一口自流注水井,并进行了侧钻施工设计,在施工过程中进行质量控制,获得了很好的效果。该方案对类似井的复产具有参考意义。     

石油烃降解菌的初筛及其降解性能研究

本文以柴油和石蜡混合物为碳源,利用液体培养基富集培养石油烃类降解菌。得到的菌液通过DCIP显色实验和原油模拟降解实验初步筛选出13株降解菌菌株,并经过分子生物学的鉴定大部分为不动杆菌属和假单胞菌属。经过摇瓶培养后,HY-3、G6和8号菌对于COD和TOC的去除效果较好,并通过和活性污泥复配后发现8号菌能够有效提升SBR系统的生物处理能力,COD去除率达到90%以上。     

温度和压力对井内流体密度的影响

高温高压深井的安全压力窗口窄,井筒内不同深度之间的流体温差和压差大,且井内流体受到地层加热膨胀和液柱压力压缩造成密度变化,因而容易因入井流体初始密度选择不当造成压力失稳。利用自主研制的高温高压流体密度变化测量仪,进行了温度和压力对淡水、隔离液、水泥浆和矿物白油密度的影响试验,得到了相应的关系曲线;筛选出了适合固井水泥浆温度、压力变化的密度模型——Dodson-Standing模型;通过Drillbench软件,分别计算了入井初始密度1.2和2.0 kg/L水基钻井液和油基钻井液,在井下不同地温梯度下的当量静态密度,得到了4幅对应图版,该图版可为高温高压深井的钻井液和固井液密度设计提供参考。试验结果表明,对于井深为5 000 m、井底静态温度为270 ℃的井,入井初始密度1.2 kg/L水基钻井液的密度可降低5.58%,油基钻井液的密度可降低6.41％。      

PPP项目资本结构对融资效率的影响

PPP (Public-Private Partnership)通过引入社会资本能有效地解决基础设施的融资难题,目前在我国得到了广泛的应用。但由于PPP项目期限长、投资回报率低以及法律体系不健全等,该模式面临着融资困境。对于PPP项目公司而言,提高融资效率是当务之急。而资本结构作为项目公司融资的关键,对融资效率以及整个项目效益影响甚大。因此本文采取蒙特卡洛模拟方法,结合银川地下综合管廊PPP项目进行案例分析,旨在探究PPP项目的资本结构对融资效率的影响,为项目公司选择合理的资本结构,实现融资效率最大化提供一定的指导。     

绕流在层流固井中的危害与防治

在层流固井中,水泥浆容易绕过前面的钻井液和井壁黏稠的钻井液,而发生绕流现象。这种现象容易引起水泥浆与钻井液混浆,从而造成环空水泥环胶结不良。尽管人们在预防绕流的机理研究方面做了大量的工作,但至今仍未对注水泥顶替的优化设计方法形成统一的认识。通过室内的绕流实验研究和大量的现场固井实践,发现套管的"重点扶正"、水泥浆柱的"负密度梯度结构"、冲洗液的"高效降黏"、隔离液的"强力牵引"和水泥浆的"稠浆慢替"是减少绕流、提高层流顶替效率的有效措施。应用上述固井措施,南海海域十多口井的固井作业均取得了成功,固井质量达到了优良水平。     

一种低温低密度可固化隔离液的研制与性能评价

为适应海上“零排放”的环境保护政策,最大限度减少环空自由套管长度,同时为了提高斜井（尤其大位移井段、水平井段）固井顶替效率,改善固井二界面封固质量,研制了一种低温低密度条件下可固化的隔离液LL-CSF。对其进行性能评价,结果表明:① LL-CSF与钻井液和水泥浆具有良好的相容性,满足固井作业对前置液的要求;② LL-CSF与钻井液和水泥浆的混合液固化体抗压强度达到1.6 MPa以上,且与钻井液的混合液固化体也具有一定的抗压强度;③温度为20℃和40℃时,LL-CSF有利于提高固井二界面抗剪切强度,且40℃下可提高约3倍,但温度超过60℃时则不利于固井二界面胶结;④随着温度和时间的增加,LL-CSF固化体抗压强度先增大后降低,但随着LL-CSF密度的增大,其固化体抗压强度总体呈增大趋势;⑤ LL-CSF固化体具有较好的耐久性和稳定性。LL-CSF固化机理初步认为先是矿渣中富钙相和富硅相分解,然后各种离子和化学键重组而形成相应的水化产物。LL-CSF具有成本低廉、现场实施简便,可满足海洋固井的特殊需求,即在低温（小于40℃）且水泥浆不返到地面而又需要隔离液固化充填的固井中具有一定的应用前景。      

海洋高温高压气井固井防气窜水泥浆研究

性能优良的水泥浆是保证固井质量的关键因素,水泥环空气体窜槽对油气田开发将造成非常严重的后果,一旦气窜发生,即使花费大量的人物力进行挤水泥,也难于修复到未气窜的封固状态,因此,优选有效的防气窜添加剂,研制性能良好的防窜水泥浆就显得十分重要。中根据海洋高温高压气井的特点,提出了一套综合适用于高温高压固井的防气窜水泥浆设计的方法。设计出了密度2.40g/cm^3,适合循环温度为125℃和163℃的海洋高温高压气井固井的高密防窜水泥浆体系。     

超高温水泥浆在乐东A井中的应用

乐东A井位于莺歌海盆地,是一口高温高压预探井。最终完钻井深5057m,井底静止温度是210℃,是近年来海上固井应用的最高温度。针对现场需要,本文研制了密度为1.90g/cm~3至2.1g/cm~3的耐高温水泥浆体系。该体系选用AMPS类缓凝剂与有机酸复配的缓凝剂提高水泥浆的耐温性,能耐温至230℃;选用分散型高温降失水剂与防窜型降失水剂同时使用,两种降失水剂协同作用,大幅度提高水泥浆控失水能力以及防窜能力。实验表明,水泥浆稠化时间规律性好、抗高温控失水能力强、体系稳定性好、在200℃下,强度发展好,防窜性能SPN值小于3。同时研究了体系与隔离液的相容性。应用效果表明,设计的耐超高温水泥浆保证了该井高温高压固井作业质量和施工安全。     

聚合物对油井水泥石微观结构和抗腐蚀性能的影响

将不同组成的油井水泥石放在高温高压的酸性环境中腐蚀1～4个月,观察其腐蚀深度和微观结构变化。结果表明,在同一腐蚀时间内,苯丙胶乳水泥石和环氧树脂水泥石的腐蚀深度小于空白水泥石,腐蚀部分的水化产物受到溶蚀,硫含量增加;但水化产物组成没有变化,也未生成硫化物或碳酸盐。水泥石被腐蚀的原因可能是S2－和CO2－3酸性离子被吸附于CSH内部,导致水化产物溶蚀。     

研究水泥浆膨胀率的新型设备及方法

为解决普通硅酸盐油井水泥硬化后产生“化学收缩”的问题,有人提出了微膨胀水泥浆,研究该水泥浆的关键是解决如何测量水泥浆的膨胀时间及膨胀量的问题,而目前的膨胀率测量标准过于简单,和现场实际相差太远.为此,建立了一套在高温高压环境下评价水泥浆膨胀率变化规律的方法.首先验证了该实验设备的可靠性,然后用其研究了不同配方水泥浆的膨胀规律.研究发现,随着时间的延长,水泥浆先膨胀后收缩,最后趋于稳定;水泥水化后新物质的生成是水泥浆体积收缩的直接原因;除去环境影响,膨胀率变化主要表现在从稠化过渡时间开始点( 30 Bc)起到早期抗压强度形成止这一阶段;不同浆体的膨胀及收缩量是不同的.该研究结果对水泥浆膨胀率的进一步深入研究具有指导意义.