三联吡啶基Cu2+配合物的金属阳离子识别性能研究

采用三联吡啶与硝酸铜在混合溶剂(乙醇与水的比例=9∶1，体积比)常温下反应合成配合物，以该配合物为探针，通过荧光光谱法和紫外光谱法研究该探针的离子识别性能，同时进行干扰实验和检测限的测定。实验结果表明，荧光光谱可以识别Zn²⁺,Zn²⁺的检测限为1.023×10^-8 mol/L，探针L和Zn²⁺的络合比为2∶1。紫外法可识别Bi³⁺，并且其他离子对其干扰都很弱，Bi³⁺的检测限为3.538×10^-8 mol/L，探针L和Bi³⁺的络合比为1∶2。     

深水天然气水合物地层固井低水化热水泥浆体系研究与应用

为研究适用于天然气水合物地层固井低水化热水泥浆体系,研制了一种新型相变材料,评价了相变材料性能及效果,构建了不同密度低水化热水泥浆体系,并评价了水泥浆性能。实验结果表明,新型相变材料相变温度为15～15.8℃,相变焓为136.6J/g,掺入水泥浆中后明显降低了水泥浆水化热和水化温度升高幅度。不同密度水泥浆体系的常规施工性能满足固井施工要求,72h内水化热较低,满足水合物层固井要求。现场应用情况表明使用该水泥浆体系固井施工过程安全顺利,固井质量优良,具有较好应用价值。     

春光油田稠油热采井抗高温长效固井水泥浆体系研究及应用

针对春光油田稠油热采井采用常规加砂水泥在注汽高温下抗压强度衰退，造成层间封隔失效，出现管外串槽及套损等问题。通过探索水泥石高温强度衰退作用机理，优选高温强度稳定剂HSRK；结合室内固井水泥试样长期强度分析实验，设计出了一种低温性能良好、350℃温度条件下强度不衰退的抗高温长效固井水泥浆体系。实验结果表明：该水泥浆体系具有优良的工程性能，水泥石60℃×24 h抗压强度大于14MPa,350℃×7 d抗压强度仍能达到30 MPa。在春光油田春10Ⅱ2-*-7HJ稠油热采井生产套管固井中进行现场应用，固井质量合格，经7轮高温注汽后仍正常生产，未发生汽窜等异常情况，说明该水泥浆体系可满足稠油热采井工程应用需求。     

基于NSGA-Ⅱ算法的水库长期发电多目标调度

针对常规的水库长期发电调度方法存在的弃水量高、发电量低的问题，本文提出基于NSGA-Ⅱ算法的水库长期发电多目标调度方法。提取水库长期发电调峰负荷特征，基于NSGA-Ⅱ算法构建水库长期发电调度模型，优化多个调度目标，修正水库发电调度消落弃水水位，采用均匀降水位的形式，控制水库水位，实现水库长期发电多目标调度。应用本文方法调度后，X水库的月平均发电量超过1.532×10⁸kW·h,出力保证率超过92.423%,月平均弃水量低于1.712×10⁸m³,弃水量较低、发电量较高，调度效果较好。     

一种胶乳高固相水泥浆的研究与应用

提高水泥浆固相体积分数，可以提升水泥石抗压强度，降低渗透率，提升防窜性能。利用颗粒级配的热稳定材料和胶乳在控制失水、高温沉降稳定性方面的优势，建立了一套胶乳高固相防气窜水泥浆体系。该体系使用单一的混合水泥，可配制的水泥浆体密度范围为1.68～2.00 g/cm³，具有优良的流变性、稳定性和防气窜性能、抗衰退性能，并适用全液添LAS系统。     

裸眼长封固段固井技术分析与实践

本文将主要根据大港油田在固井施工中出现的裸眼长封固段、地层薄弱以及循环压耗高等一些问题进行分析，主要探讨了一下几方面的工作，通过各个渠道收集分析大港油田的地质材料，掌握其地质特点，并从储层物理特性和地层特点等方面分析对固井质量造成影响的因素，最后结合分析结果，在固井和钻井的角度上考虑使用综合性措施，根据不同地区的不同特点，大港油田采用坂土低密度水泥浆体系在在封固层段的上部，部分区域采用复合纤维增韧水泥浆体系进行固井。这些措施都能够有效的处理固井中的问题提升固井的质量。     

固井中常出现的问题及技术研究

本文从吉林油田的地质构造、施工环境特点出发,分析了地层、钻井液及水泥浆等影响固井质量的主要因素.通过对水泥浆外加剂及外掺料的实验评价,优选出了适合该油田的矿渣水泥及抗盐降失水剂,并对水泥浆体系与地层储层特征适用性方面进行了实验研究,在此基础上,开发了适合吉林油田的水泥浆体系及冲洗隔离液体系.经过过现场应用,使吉林油田固井质量合格率平均提高了7个百分点,并初步形成了适应吉林油田特点的固井配套技术.     

低产潜油电潜泵井生产制度优化

针对地层能量补充较弱的油井，油田多采用人工举升，某海上石油生产平台N1H井位于该圈闭底部，油层距离气层较远，且边底水不活跃，考虑油气藏的特性，投产初期即采用电潜泵采油。近年来该井产量迅速降低，井底流压下降明显，如何稳定产量成为亟待解决的问题。N1H井所在储层能量不断降低，需制定合理生产方式以适应油藏变化，提高地层补液能力或降低采液速度可稳定N1H井产量。研究发现，当N1H井电潜泵频率调整至48 Hz时，达到稳产要求下最大产量，N1H井可达到稳产下最大产液量30 m³。     

春光油田纳米基低密度水泥浆体系研究及应用

针对春光油田固井水泥浆漏失严重、漏失层位及漏失压力难以确定,以及纵向油水关系复杂、隔层薄、易发生管外窜等固井难题,通过对地层岩性、测井曲线、固井漏失情况等资料进行分析,确定春光油田固井水泥浆漏失主要发生在石炭系和塔西河组。春光油田采用双密度一次上返固井,14口井发生固井漏失;"正注反挤"防漏注水泥工艺固井33口井,仅2口井实现水泥环对接,90%以上无法实现全井段封固,经推算当量密度1.45 g/cm3左右。通过新型减轻材料优选及体系配方研究,形成了1.35 g/cm3、1.40g/cm3两套新型纳米基低密度水泥浆体系,解决了春光油田一次上返固井水泥浆漏失问题。     

高密度欠饱和水泥浆流经盐层性能变化的研究

目前国内外对高密度水泥浆的自身性能研究较多,针对水泥浆在流经实际地层后的性能变化的研究尚属空白,而水泥浆在地下的性能变化对固井施工的安全和质量都有着极为重要的影响。采用密度为2.30g/cm3的、含盐量分别为10%(Na CL)和18%(Na Cl)的2种高密度盐水水泥浆,模拟施工过程中水泥浆其流经不同厚度的盐层,测试模拟流经盐层前后的密度,对比分析了所流经盐层厚度、水泥浆含盐量、环空返速对密度变化的影响情况。结果表明,水泥浆流经盐层后,密度将增加;在流经相同厚度盐层时,环空返速越高,水泥浆的密度增加越大。     

含水砂砾岩下综放开采安全煤岩柱留设研究

水体下采煤包括地表水体、含水砂层水体及基岩含水层下采煤。留设安全煤岩柱是解决水体下采煤的有效途径和必要措施。根据《建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规范》(下文简称《留设规范》),不同类型水体下留设的安全煤(岩)柱类型有三种,即顶板防水安全煤(岩)柱、顶板防砂安全煤(岩)柱和顶板防塌安全煤(岩)柱。目前,随着国内外对第四系和第三系含水层水体下安全采煤的深入研究,相关技术已经在许多矿区应用并取得重大进展。科学、合理留设安全煤(岩)柱,既能提高回采率、避免资源浪费,又能创造良好效益。多伦协鑫煤矿借鉴其他煤矿及已经开采完毕的1703^-1、1703^-2、1704^-2、1707^-2等工作面的实践表明,在开采1705^-2工作面时,通过合理留设安全煤(岩)柱,煤矿成功实现了综放开采,并取得了良好效果。     

深水低温早强水泥浆体系的研究

随着陆地油气资源的日益枯竭,勘探开发面临着向海洋深水开进的趋势,低温、海底松软地层、浅层流是这类地层的普遍特点。针对深水固井的这些问题,文章通过研制了一种新型无氯早强剂。以G级油井水泥、改性特种水泥矿物熟料等为基本原料,通过它们之间复配的方式,最终研制出了新型低温低密度(1.35-1.45g/cm~3)早强水泥浆体系。室内测试评价结果表明,该低密度水泥浆体系早期强度高、失水量小,稠化时间易于调整等优点,可用于深水表层固井。     

某矿区金矿地质及矿体特征

1地层矿区出露主要地层有前寒武纪、上奥陶统下火山岩组（ο₃a^）、二叠系（P（Ss））及第四系（Q）。前寒武纪片岩、片麻岩,在该区西部大面积出露,属中深变质岩系。岩石类型以片麻岩为主,岩石为中粗粒鳞片粒状变晶结构、片麻状构造、条带状构造,粒径一般3mm±。主要矿物为黑云母5²0%、斜长石25⁴5%、钾长石0³0%、石英15⁴0%、石榴石、矽线石、透辉石等特征矿物5¹5%、角闪石部分岩石     

永久冻结地区固井技术研究与应用

在永久冻结地区固井作业时,需要进行详细周密的固井设计,并且应用各种成熟的固井技术以产生良好、持久的地层封隔和固井质量。井下环形空间中,只有水泥环与套管,水泥环与地层之间产生良好的水力密封,才能避免固井作业后各种挤水泥作业、各种修井作业,避免关井和油气资源的流失等等。固井作业施工前,设计人员要充分调研各种影响固井质量的相关因素,并对各种因素提前做出相关预处理措施。 Novo Zapolnarnaya（俄罗斯北极圈地区）油区,利用新型混拌工艺施工作业10井次,10口井的固井作业进行顺利,固井后没有油气水窜流现象,而且这10井水泥浆设计合理,因而减少了各种固井隐患的发生,从而提高了油气井的寿命。     

新疆车尔臣河流域天然植被生态需水量研究

开展车尔臣河流域生态需水量研究,对于实现流域高质量发展具有重要意义。基于流域遥感、水文及植被等数据,计算了生态保护目标为优、良、中3种情况下的生态需水量,结果表明：保护目标“优”下的流域生态需水量为14.06亿m³,保护目标“良”下的生态需水量为10.59亿m³,保护目标“中”下的生态需水量为8.5亿m³。研究成果为指导车尔臣河流域水资源高效利用及生态保护及修复提供了技术参考。     

自清洁动态负压射孔技术研发及应用

聚能射孔弹射孔后产生射孔孔道，同时也因对岩石的挤压而形成渗透率低的破碎压实带区,这种射孔压实伤害使得射孔完井平均表皮系数增大，直接降低了射孔井的产能“。自清洁+动态负压”射孔技术实现了对射孔孔道的二次抽吸，消除了射孔压实，大大降低对地层的伤害。由于负压自清洁射孔降低液面有井喷风险，而动态负压液面安全范畴更广，该种工艺方法风险小，投入相对较小,该技术成果在南海东部油井开发射孔应用。数据表明：自清洁射孔和动态负压作用明显，该井自清洁产生的微压裂及清洁孔道最高压力19.9 MPa，动态负压最低点压力值9.7 MPa，最大负压差18.2 MPa，动态负压持续时长585 ms。措施前日产液5 300桶(1桶=0.159 m³)，含水91%，日产油470桶；措施后日产液5 400桶，含水85.5%，日产油787桶，作业效果明显。     

W油田套损井组精控压裂治理技术研究与实践

针对W油田套损井组压裂工艺不成熟,受非均质性强和注采关系不完善等因素影响导致井组难以有效动用的问题,建立了套损井组精细控制压裂治理技术。在层位优选卡段优化、裂缝参数优化、加大加砂规模基础上,完善形成了套损井双封单卡精控压裂工艺,单趟管柱压裂段数由4段升至9段,单层加砂量由80 m³升至200 m³,满足了修复后井径100 mm以上低产油井的压裂需求。在Y开发区A井组开展试验评价,水井压裂后吸水量增加了56 m³/d,动用比例增加42.9%,砂岩厚度动用比例增加45%。A井组周围3口油井压裂后,平均日产液量增加了32.5 t,日产油量增加了8.2 t,增液强度为8.1 t/(d·m)。该井组投入产出比为1∶3.4,累计产生经济效益1 362.2万元。该技术实现了从套损井组工艺管柱、压裂方案优化和油水井配套调整等方面地质工程一体化设计,取得了较好的试验效果,为油田套损井组高效开发提供了重要借鉴。     

基于风险矩阵法的海洋钻井设计风险评价与控制措施

海洋石油钻井过程面临一系列风险,如钻井平台就位穿刺、滑移,钻遇浅层气、风险断层、亏空层、高压层以及高含二氧化碳与硫化氢的地层带来的井控及井筒完整性等风险,如何在钻井设计阶段对以上重大风险进行有效识别并开展量化评价与管控至关重要。通过建立海洋石油钻井过程的重大风险数据库,基于风险矩阵法建立风险量化分级模型,根据风险量化分级结果制定相应的控制措施。以渤海油田A13井钻井设计为例,应用该风险量化评价模型,共计分类识别较低风险点39个、一般风险点3个、重大风险点1个,通过优化钻井平台就位方案、井身结构、钻具组合及固井设计等措施,对以上风险点进行有效整改,将全部风险点控制在低风险范围内。该方法通过识别海洋钻井风险及定量分级管控,可在设计源头有效降低风险,确保项目顺利实施。     

雅克拉采气厂耐温抗盐甜菜碱型泡排剂的研发

为解决雅克拉采气厂90%以上的气井出现井底积液，影响油气田开发和生产的问题，文章在优选起泡剂和助剂的基础上，利用现场取得的地层水进行泡沫性能评价实验，确定了6种优势复配比；通过矿化度和温度评价实验得到了一种最适用于雅克拉采气厂的耐温抗盐甜菜碱型泡排剂。结果表明，所合成的甜菜碱型泡排剂具有良好的表面活性，起泡及稳泡性能优异，热稳定性好，耐温可达120℃，抗矿化度可达2.1×10⁵ mg/L，为气田的后续高效开发提供了技术支撑。     

海上油田负压射孔管柱结构设计研究与应用

射孔技术是指利用能量穿透套管、水泥环和井壁附近地层，建立地层与井筒之间流体流通的一项技术，是油气田完井工程的重要组成部分，随着油气勘探开发难度的增加，射孔工艺技术的要求也越来越高。为了降低射孔的孔道周围压实带和清洁射孔通道，海上完井主要采用负压射孔方式，射孔后，在负压差作用下，地层流体可立即通过射孔孔道流入井筒。文章介绍海上油田常用的负压射孔管柱设计技术，包含静态负压射孔管柱设计、动态负压射孔管柱设计，针对不同的工况，选用合适的射孔技术，达到合理的射孔效果和节约海上作业时间的目的。