高温环境下CO2腐蚀水泥石规律的实验研究

天然气中普遍存在二氧化碳气体,干气情况下CO2基本没有危害。但是如果地层出水,CO2会在湿环境下对井筒中的各种物质产生腐蚀。分析了在分压4.8 MPa、95℃和分压5.0 MPa、130℃、150℃的湿环境下,CO2对水泥石的腐蚀规律。通过对比分析腐蚀前后的水泥石试块的物理性能和反应产物,认为CO2腐蚀水泥石的主要产物是CaCO3,CaCO3和CO2在湿环境下进一步反应生成可溶解的Ca(HCO3)2。腐蚀后的水泥石试块强度降低,渗透率升高。腐蚀深度在低温区与温度成正比,在高温区与温度成反比。水化产物中CaAl2Si2O8.4H2O(钙长石)具有较强的抗CO2腐蚀能力。实验发现,胶乳可有效降低水泥石的腐蚀深度。     

耐酸性气体腐蚀水泥添加剂DC206的研制及性能评价

为了满足酸性油气田勘探开发的需要,在系统分析CO2和H2S在湿环境下腐蚀水泥石机理的基础上,开发了DC206防腐蚀剂。室内性能评价试验表明,在常规水泥浆中加入DC206,经CO2或H2S腐蚀21 d后,水泥石的强度损失和渗透率增高趋势得到有效抑制,与基本水泥相比有较大改善。通过分析腐蚀产物和水泥石微观结构可知,DC206的主要作用机理是:DC206首先消耗掉水泥石中的Ca(OH)2,降低了水泥石碱度,使水泥石在CO2和H2S环境下的腐蚀反应速度大大降低;在CO2腐蚀环境下DC206能够有利于腐蚀产物CaCO3转向方解石结晶,而方解石的晶体排列紧密,可提高水泥石强度,降低其渗透率;在H2S腐蚀环境下,由于DC206消耗掉水泥水化产生的Ca(OH)2,使H2S不能直接与Ca(OH)2反应生成具有膨胀作用的二水石膏,从而能减少水泥石中的裂纹,降低渗透率。      

硫化氢对固井水泥石腐蚀研究

以SEM、X-ray和化学分析等方法,通过比较水泥石腐蚀前后抗压强度、渗透率、微观结构、水泥石腐蚀率的变化,研究了在不同H2S气体总压力、浓度(分压)等条件下H2S腐蚀不同渗透率、钙硅比的水泥石的规律。实验结果表明:H2S与水泥石中水泥水化产物反应生成CaS、FeS和Al2S3等没有胶结性的物质,会严重破坏水泥石的结构、增大水泥石的渗透性,使腐蚀进一步加速进行;1.5MPa下纯H2S腐蚀10天后水泥石的强度损失达到73.74%以上,渗透率增大63.47倍;在一定总压力下,H2S浓度越大,水泥石的渗透率增加倍数越大,强度损失率越大;水泥石的渗透率越大,水泥石腐蚀越严重;钙硅比越大,水泥石腐蚀越严重;水泥石的渗透率和钙硅比是控制H2S腐蚀水泥石的关键因素。     

川渝地区含硫气井固井水泥环界面腐蚀机理分析

酸性气井井下防腐是石油工程学界的技术难题之一,对于“井筒第一屏障”--固井水泥环的腐蚀研究更是备受重视。针对目前井下固井水泥环腐蚀研究中存在的问题,采用界面腐蚀的试验方法,利用X射线衍射、扫描电镜等实验分析手段,对川渝地区含硫气井固井水泥环腐蚀机理进行了探索。结果表明：①水泥石的腐蚀深度和H2S分压值、腐蚀时间成正比;②腐蚀后水泥石抗压强度值和H2S分压值、腐蚀时间成反比;③由于水泥石受酸性气体腐蚀后的产物逐渐富集、堆积及运移,使水泥石形成一个较为稳定的致密层或腐蚀过渡带,腐蚀后水泥石的孔隙度和渗透率随腐蚀时间的增加呈现先增加后降低的特点,并最终使腐蚀介质进入水泥石内部变得更加困难;④确保水泥环在保持一定腐蚀深度的情况下,尽快形成较为稳定的腐蚀过渡带或降低水泥环的腐蚀速率,是含硫气井固井水泥环在酸性环境下保持长期密封性及化学完整性的重要基础条件。     

水泥石防CO2、H2S腐蚀性能的室内研究

通过分析CO2、H2S对水泥石的腐蚀机理,采用一种新型的通过聚合反应生成的线性水溶性高分子乳状液防腐蚀剂,考察了在腐蚀条件下,净水泥浆、加入新型防腐蚀剂的水泥浆、加入填充材料的水泥浆以及加入防腐蚀剂和填充材料以后的水泥浆形成的水泥试块的抗压强度、渗透率和外貌形态变化,同时通过XL-30型扫描电子显微镜对水泥试块的内部结构进行了观察。实验表明,在水泥浆中同时加入新型防腐蚀剂和填充材料以后,水泥石的防腐蚀能力得到极大的提高,相对净浆来说,水泥石渗透率降低率达80．7％;由于防腐蚀剂具有一定的缓凝作用,所以水泥石抗压强度会受到一定的影响,若有需要,建议通过加大促凝剂量来调节其抗压强度值。     

H_2S腐蚀油井水泥的热力学条件

从水泥化学角度出发,应用热力学方法计算了干地层和潮湿地层中油井水泥熟料矿物及水化产物在50℃、80℃和150℃下与H_2S发生腐蚀反应的吉布斯自由能及所需H2S的最低分压,讨论了油井水泥熟料矿物及水泥水化产物与H_2S发生腐蚀反应的条件及难易程度。结果表明:在干地层中只在特定的温度和H_2S分压下,H_2S才会对油井水泥石中的CH、C_3S、C_3S_2H_3、C_2S、C_3A、C_2S_3H_(25)AFt及AFm产生腐蚀;在潮湿地层中H_2S主要以HS~-和S~(2-)形式存在,通过不断消耗水泥石中Ca~(2+),降低水泥石孔隙液的pH值,破坏水泥的水化产物,从而腐蚀油井水泥石基体。     

二氧化碳对油井水泥石的腐蚀及其防护措施

在湿环境下,油气构造中富含的CO_2对水泥石产生碳化腐蚀,碳化结果使水泥石渗透率变大、抗压强度减小,诱发流体窜流、塑性地层井壁垮塌等事故,造成巨大的经济损失。介绍了在不同温度下的水泥水化产物及其碳化产物。从化学角度分析了CO_2在不同温度下对油井水泥环碳化腐蚀的机理、影响因素及防护措施。在低于110℃的温室下,CO_2的腐蚀速度受扩散控制,其影响因素包括水泥浆密度和水泥石渗透率及水泥石孔隙液中Ca(OH)_2的含量,在水泥中掺加活性硅灰或提高水泥浆密度可预防碳化腐蚀。在大于110℃的高温下,碳化腐蚀速度受水泥水化产物中Ca(OH)_2含量和水泥石碳化后渗透率大小的影响。正确的防腐工艺是在水泥石中加入10％—15％的石英砂,或者在纯水泥中加3％—8％的膨润土。     

提高油井水泥石抗CO2腐蚀外掺料的性能

为提高油井水泥石抗CO2腐蚀的能力,进而提高油气藏开采质量和油井开采寿命,开发了抗CO2腐蚀外掺料F1。通过测试水泥石腐蚀前后抗压强度、渗透率、孔结构（MIP法测定）等性能及分析水泥石样品微观形貌和其腐蚀产物,评价了掺入F1水泥石的抗腐蚀性能。结果表明:在CO2分压2 MPa、150 ℃腐蚀介质中养护28 d,掺入抗CO2腐蚀外掺料F1能够明显提高水泥石的抗CO2腐蚀性能。主要表现为:水泥石试块腐蚀后的抗压强度较未腐蚀水泥石试块有所提高;与原浆加砂水泥石相比,水泥石总孔隙率明显降低,且孔径分布趋于无害孔化（50 nm）;水泥石在7 MPa驱替压力下的水驱渗透率为0（原浆加砂水泥石的渗透率为0.91×10-3μm2）。F1的掺入使水泥石生成结构稳定的铝取代的雪硅钙石,有利于水泥石抗CO2腐蚀能力的提高。      

胶乳防腐水泥浆在元坝地区的应用

元坝地区高压气层天然气中普遍含有H2S,影响固井质量和气井的寿命。为此,借鉴其他地区应用胶乳水泥浆的经验,结合元坝地区的特点,确定了胶乳水泥浆的基本配方。通过室内试验分析了影响胶乳水泥浆性能的敏感因素,结果表明,剪切速率、水质和密度等因素对其性能影响不大,虽然水泥浆的稠化时间随温度升高而缩短,但能满足元坝地区固井施工要求。采用扫描电镜观察水泥石腐蚀前后的结构变化、对比水泥石腐蚀前后的抗压强度和渗透率、测试水泥石的腐蚀率,评价了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的性能,分析了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的机理。试验结果表明,胶乳防腐水泥浆形成的水泥石具有较好的抗H2S腐蚀性能,在H2S体积分数为4.0%环境中的腐蚀率不到16%,远低于常规水泥石的腐蚀率。34井次的现场应用表明,胶乳防腐水泥浆可提高元坝地区气井固井质量。      

高H_2S气体环境下固井水泥石防护技术研究

为了改善油井水泥石在高H_2S气体环境下抗腐蚀能力,提高水泥石长期密封完整性,采用无机超细硅质材料和聚合物防腐材料复配的方式,形成了防腐蚀复合材料WJ-1。通过对水泥基浆、加有复配的防腐蚀材料的水泥浆体系进行了H_2S腐蚀性能评价,测定了腐蚀前后水泥石抗压强度、渗透率等性能和微观形貌及腐蚀物相分析。结果表明,液相腐蚀比气相腐蚀更严重;抗腐蚀复合材料WJ-1提高了水泥的紧密堆积和密实度,降低了钙硅比和水泥石的渗透率,能够明显增加水泥石的抗H_2S腐蚀能力,并且所开发的抗腐蚀水泥浆体系具有良好的流变、稳定、抗温、防窜、低失水等综合性能。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。