摘要：用不同细度的铁矿粉、细度为76μm(200目)硅粉和G级油井水泥,制备了不同密度的水泥浆并测定其流变性能。用扫描电子显微镜观察了硬化水泥浆体的微观形貌,并讨论了铁矿粉在水泥浆中的分布状态对于水泥浆流变性能的影响,结果表明:在硬化高密度水泥浆中,惰性的铁矿粉和硅粉分散在水化产物连续基体中;其浆体的致密程度由水泥的水化产物控制;最紧密堆积理论不能指导高密度水泥浆的配方设计。优先采用细铁矿粉配制水泥浆,易于获得流变性能合格的高密度水泥浆。

摘要：海洋深水温度低、压力大、地层破裂压力小,对固井作业产生了较为严重的影响。在分析深海环境特点的基础上,利用自行设计的界面剪切胶结强度测定仪,研究了地层岩性及表面性质、套管壁面性质、水泥浆性能等对界面强度的影响,特别详细深入地分析了水泥浆密度、水泥浆滤失性能、水泥石强度对界面强度的影响。并在此基础上,分析了水泥浆体系、钻井液体系、冲洗隔离液体系及注水泥工艺,提出了合理的钻井及固井工艺措施,以全面提高Ⅰ、Ⅱ界面的剪切及胶结强度。

摘要：固井主要目的是支撑套管和封隔地层。目前API的水泥浆的"稠化试验、失水试验、抗压强度试验、流变性试验"等评价方法可设计出把地面水泥浆安全泵送至井下预定位置,并可确保在规定的候凝时间后有足够的强度支撑套管,但至今尚未有试验标准判别水泥浆是否具有足够的防止层间窜槽的能力。对水泥浆静胶凝强度发展和气窜规律的研究,研究出"欠平衡"验窜原理,建立了验窜点的静胶强度和验窜压差的数学模型,开发了用一份水泥浆能连续做稠化、静胶和气/液窜试验的水泥浆多功能测试仪。本文简要介绍试验仪器和在给定井下条件下水泥浆气/液窜的试验方法。

摘要：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2.0kg/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 000m、井底静态温度为270℃的井,入井初始密度1.2kg/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%。

摘要：针对储层流体中高含CO2和H2S腐蚀性气体的油气田,为了优化防腐选材,使用现场腐蚀检测装置开展实验。指出了现有腐蚀检测装置存在的不足,分析了以辅助评价材质现场腐蚀为目的腐蚀检测装置应具备的结构特点,并设计加工了油气田现场腐蚀检测装置。在设计阶段对现场腐蚀检测装置进行了强度校核,设计了聚四氟乙烯材质的腐蚀挂片悬挂件及与之匹配的梯形横截面腐蚀挂片;在加工完成后进行了试压,确保能够满足现场的最高工作压力。针对该现场腐蚀检测装置提出了具体的应用方法。在米桑油田选择有代表性的生产井,在井口缓释剂投注点之前安装该腐蚀检测装置,进行现场腐蚀实验。设备能够满足现场要求,在规定的时间内完成了预定数量和不同材质的测试,实验结果表明,在含有0.2 MPa CO2储层中,油套管应选用马氏体不锈钢13Cr不锈钢材质,在含有1.3 MPa CO2及0.8 MPa H2S的储层中,超级13Cr不锈钢未发现局部腐蚀且腐蚀速率极低。

摘要：由于水下环境较为复杂,普通的机械臂常常因为防水性能较差等问题,导致很难完成水下特殊作业。通过水下摄像头采集信息,并且采用防水机械臂,可以提高机器人水下作业的精度和智能化程度,所以基于视觉识别的水下抓取机械臂在水下机器人应用上具有重要的现实意义。介绍了基于视觉识别的水下抓取机械臂的设计和实现,整体采用防水材料,视觉部分采用OpenMV机器视觉模块,主控芯片采用STM32RCT6单片机,搭配超声波测距模块,配合舵机控制机械臂抓取目标物。

摘要：针对海洋深水低温、破裂压力低等特点,通常要采用低密度水泥浆来封固深水表层;低温环境下普通“G”级油井水泥水化速度缓慢或几乎不进行水化反应,水泥石早期抗压强度低且发展缓慢。为有效降低现场候凝时间,节约深水作业成本,开发了一套适用于深水表层固井用超细“G”级水泥用低温低密度水泥浆。对水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分进行了论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价,和中海油服现场在用的普通“G”级油井硅酸盐水泥浆体系进行了对比。结果表明,超细“G”级水泥低温低密度水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.40g/cm^3及1.44g/cm^3的水泥浆在10~13℃温度下的稠化时间≥8hr,API失水<70mL,1.40g/cm^3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到3.9MPa及5.4MPa;1.44g/cm^3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到可达到5.8MPa及8.3MPa。同等水泥石密度及温度下,超细“G”级水泥石24h强度较中海油服在用的普通“G”级油井硅酸盐水泥石强度提高40%以上。

摘要：针对海洋深水低温、破裂压力低等特点,通常要采用低密度水泥浆来封固深水表层;低温环境下普通"G"级油井水泥水化速度缓慢或几乎不进行水化反应,水泥石早期抗压强度低且发展缓慢。为有效降低现场候凝时间,节约深水作业成本,开发了一套适用于深水表层固井用超细"G"级水泥用低温低密度水泥浆。对水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分进行了论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价,和中海油服现场在用的普通"G"级油井硅酸盐水泥浆体系进行了对比。结果表明,超细"G"级水泥低温低密度水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.40g/cm^3及1.44g/cm^3的水泥浆在10~13℃温度下的稠化时间≥8hr,API失水<70m L,1.40g/cm^3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到3.9MPa及5.4MPa;1.44g/cm^3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到5.8MPa及8.3MPa。同等水泥石密度及温度下,超细"G"级水泥石24h强度较中海油服在用的普通"G"级油井硅酸盐水泥石强度提高40%以上。

摘要：海上低渗气田利用常规手段难以有效开发,一般需采用水平井、分支井固井后射孔加大型压裂技术进行完井,其固井质量直接影响后期增产的效果和气田产量。为保证海上低渗气田水平井段良好的固井质量,设计了柔性水泥浆体系。室内对该水泥浆体系进行了试验评价研究,结果表明:柔性水泥浆体系较普通聚合物低密度水泥浆体系具有失水低、流变性好、体系稳定、强度发展迅速、防窜性能强、韧性高的优点,能够有效满足水平井、分支井固井作业,保证海上低渗气藏后期开发对固井质量的需要。