规模化蛋鸡场鸡病预防及治疗措施

通过对规模化蛋鸡场鸡病预防工作的分析,结合蛋鸡鸡病流行特点,针对性地提出了几点有效的预防方法,并从鸡球虫病、鸡皮刺螨病和鸡传染性喉气管炎三方面对有效的治疗方法进行了总结,提出具体的治疗方案,旨在提高鸡病预防与治疗水平,从而为规模化蛋鸡场饲养工作开展提供有效建议。

仔猪水肿病的综合防治措施

在仔猪繁育生产过程中,容易发生仔猪水肿病,尤其对断奶仔猪危害严重,给生猪养殖业造成了较大的经济损失。笔者结合动物疫病防控措施和临床诊疗实践经验,对仔猪水肿病的有效防治方法进行了探索和研究,针对性地提出了具体的综合防治方案,以期望为广大生猪养殖场户提供帮助,提高仔猪疫病防控水平。

煤层气U形井水力喷砂压裂技术

为了解决煤层气U形井水力喷砂压裂时射孔砂难以由施工井上返、管柱易砂卡的难题,在对比分析水平井水力喷砂压裂工艺的基础上,根据U形井的井身结构特点,对水力喷砂压裂工具进行了改进,将扶正器的直流流道改为螺旋流道;组合式陶瓷喷嘴改为整体式合金喷嘴;对施工工艺进行了改进,射孔砂和返排液由U形井的直井返出;对工艺参数进行了优化,优选得到最佳喷嘴直径为6mm,油管排量为2.0m3/min。现场试验表明,采用改进后的工具和优化的工艺参数避免了管柱砂卡。试验井采用优化的工艺参数,顺利压裂4段,注入活性水1 932m3,加砂90m3,最高砂比达到23%。试验井排水降压3个月后产气,目前日产气稳定在500m3左右,累计产气75 000m3,增产效果良好。这表明,采用改进的水力喷射压裂工具、工艺及优化的工艺参数能够解决煤层气U形井的压裂难题,为后续煤层气U形井的压裂改造提供了一种技术手段。

压裂输砂与返排一体化物理模拟实验研究

为了研究压裂和返排过程中支撑剂在裂缝中的运移、沉降和回流规律,自主研制了"YF-1"型压裂输砂和返排一体化模拟实验装置,在模拟储层温度、闭合应力和滤失情况下,开展了不同裂缝宽度、压裂液黏度、支撑剂类型、排量和出砂临界流速等因素在输砂和返排过程中对砂堤剖面的影响实验。实验结果表明:输砂和返排过程中,液体黏度是影响砂堤剖面的最主要因素,其次是支撑剂粒径和排量,裂缝宽度对砂堤剖面的影响最小;在返排过程中,液体黏度越小,出砂临界流速越大;缝宽和支撑剂粒径越大,出砂临界流速越大,在压裂后放喷时,应保证压裂液完全破胶,避免出砂。研究结果为压裂液优选、压裂施工参数优化、支撑剂优选及压裂后返排制度的制订提供了依据。

大牛地气田长水平段水平井分段压裂优化设计技术

针对大牛地气田长水平段水平井压裂段数多、缝间干扰严重、压裂液滞留地层时间长且滤失量大、对地层伤害大、排液周期长等问题,采用油藏数值模拟、裂缝模拟及室内试验等技术手段,优化了裂缝参数、布缝方式、分段压裂工艺与施工参数,研究了压裂液同步破胶方法,形成了长水平段水平井分段压裂优化设计技术。该技术在大牛地气田进行了广泛的现场应用,盒1层21口水平段长度超过1 000m的气井压裂结果表明:裂缝间距优化合理,后期生产没有出现明显的缝间干扰现象;施工参数与地层匹配性好,工艺成功率100%;压裂液同步破胶取得明显成效,基本达到同步破胶的目的;降低了地层滤失,提高了排液效果,压裂后自喷排液率达到50.0%以上;压裂措施有效率100%,平均产气量4.5×104 m3/d,产量增幅明显。现场应用分析表明,长水平段水平井分段压裂优化设计技术可大大提高大牛地气田特低渗透致密砂岩气藏的开发效果。

鄂尔多斯盆地水平井多级滑套分段压裂技术

鄂尔多斯盆地大牛地气田和红河油田长水平段裸眼水平井分段压裂时,存在长水平段一次性分隔、裂缝发育与井径扩大井段的有效封隔等问题,针对其地质条件、裂缝发育情况及井眼轨迹与井径变化情况,研制了裸眼水平井多级滑套分段压裂工具,形成了裸眼水平井多级滑套分段压裂技术。该技术在鄂尔多斯盆地20余口水平井进行了应用,共完成了200段的压裂施工。应用结果表明:包含裸眼水平井多级滑套分段压裂工具的完井管柱下入顺利,封隔器封隔有效,滑套打开成功率100%,压裂后增产效果良好。这表明裸眼水平井多级滑套分段压裂技术可以解决大牛地气田和红河油田长水平段裸眼水平井分段压裂中存在的问题,可在鄂尔多斯盆地进行大规模推广应用。

注CO_2井筒温度压力预测模型及影响因素研究

为了提高注CO2驱替效率及驱替成功率,开展了影响驱替效率的井筒压力温度分布及影响因素研究。针对CO2特殊的物理性质,选用基于赫姆霍兹自由能的Span-Wagner状态方程,将井筒传热、压力与CO2物性参数耦合迭代计算,建立了注CO2井筒温度压力分布的数学预测模型。该模型能够预测井筒温度压力及其他物性参数,应用该模型预测井筒各点温度压力,并与江苏草舍油田草8井现场2次实测结果对比,其温度误差均小于1%,压力最大误差不超过1.6%,表明该模型能够满足现场应用要求。利用该模型可以研究注入温度、注入压力、注入速度及注入时间等工艺参数对井底压力温度的影响规律,实现系统敏感性分析。研究表明,建立的模型具有很高的精度,对提高CO2驱替效率具有指导作用,并适用于(超临界)CO2钻井、压裂过程中井筒温度压力预测及影响因素分析。

水力喷射多级压裂井下工具磨损规律分析

水力喷射压裂是一种集射孔、压裂及水力封隔一体化的增产改造新方法,井下工具(喷枪)作为保证该技术成功实施的关键因素之一,其工作寿命直接关系到该技术的施工效果。把现场应用后部分存在磨损的喷枪剖开后,分析了喷枪内部喷嘴周围及外表面磨损较严重的区域,再利用数值方法模拟计算了喷射压裂时工具内部流场,研究了井下工具内部流道附近易磨损区域形成原因。结果表明:返溅回来的磨料射流会对喷枪外表面形成返溅冲蚀,下层喷嘴外表面受到返溅冲蚀伤害比上层喷嘴严重;在胶结较差的地层,高速磨料射流可能进入地层并通过已有的射孔孔眼冲蚀喷枪或油管外表面;同一喷枪的内部,上层喷嘴上缘和下层喷嘴下缘属于易磨损区域,喷枪内部流场的数值模拟结果很好地解释了出现该现象的原因。因此,研究该技术中使用的井下工具磨损规律对于改进工具结构、提高喷枪寿命和水力喷射压裂成功率具有实际参考价值。

CO2干法压裂井筒压力与相态控制研究

液态CO2干法压裂过程中井筒压力与相态显著影响裂缝起裂和延伸。鉴于此,根据Span-Wagner状态方程,建立了CO2干法压裂井筒流动传热模型,揭示了CO2干法压裂过程中井筒压力与相态的变化规律。研究结果表明:CO2摩阻非常高,在常规施工条件下其摩阻每1 000 m超过10 MPa;排量和油管内径对井筒压降影响非常大,在满足携砂情况下可通过适当降低排量或选用较大管径油管降低摩阻;干法压裂过程中相态转变取决于井底CO2温度,而井底温度受注入温度影响最大,其次为注入排量和地温梯度,并且几乎不受油管内径影响;CO2流体密度和黏度与温度成反相关关系,井筒内CO2黏度仅为0.08~0.25 mPa·s,携砂能力差,加之滤失大,不利于压裂造缝是压裂施工失败的主要原因。研究结果可为CO2干法压裂和CO2增能压裂提供理论指导和现场借鉴。

致密储层压裂液稠化剂损害实验评价方法

稠化剂作为水基压裂液中最主要的添加剂,关系到压裂液的增稠、流变、损害等性能,影响压裂效果。定性分析稠化剂对储层损害的原因及程度,探讨其损害机理极其重要。选用渗透率为0.164×10^(-3)~0.386×10^(-3)μm^2的砂岩气藏岩心为实验岩心,通过对实验液体的分解处理,结合常规流动实验手段和平行岩样比对方法,设计了研究压裂液稠化剂对储层损害机理的新方法,定性评价了胍胶压裂液中稠化剂分子引起的储层损害。研究结果表明:充分返排情况下,胍胶压裂液滤液仍会对储层造成42.2%的总损害,其中稠化剂分子引起的损害占总损害的53.8%,是胍胶压裂液对储层损害的主要因素;稠化剂分子引起的损害中,滤饼损害达到76.3%,而岩心基质损害仅占23.7%;岩心基质损害与喉道半径大小及其分布存在较好的相关性,是不可逆的永久损害,很难恢复。

水力喷射压裂射流密封压力场研究

水力喷射压裂工艺是集水力射孔和压裂一体的新型油田增产技术。本文在室内试验基础上,运用计算流体力学方法,对水力喷射压裂过程中射流密封压力场开展研究。得到了井下水力射流在套管环空和孔道内部的压力及速度分布。揭示了喷嘴空间位置、喷嘴数量、射流压力和喷嘴直径对射流密封压力场影响规律。结果表明:高速射流之间具有很强的独立性,喷嘴空间位置和喷嘴数量不会影响射流密封压力;孔道压力随射流压力和喷嘴直径的增大而增加。研究结果对水力喷射压裂工艺现场施工提供科学依据。

干热岩热储体积改造技术研究与试验

干热岩的岩性、力学特性和开发利用方式与常规油气资源相比差异较大,其储层改造不能直接采用页岩油气与致密砂岩油气压裂技术,需要研究适用于干热岩的改造技术。为此,利用井下花岗岩岩心和大尺寸露头岩样,采用高温测试和真三轴物理模拟系统,测试分析了高温岩石力学特性,模拟研究了裂缝起裂与扩展形态特征,分析了高温下花岗岩的脆塑性、岩石破坏特性以及天然裂缝对裂缝破裂压力、扩展路径和形态的影响特征,提出了“低排量热破裂+胶液扩缝+变排量循环注入”体积改造技术,并进行了现场试验,验证了室内研究结果。研究表明,花岗岩在高温下塑性强、脆性差、水平应力差大,岩石以张性和剪切混合破坏为主,天然裂缝和温差效应可显著降低破裂压力、提高裂缝复杂性与改造体积。研究结果对于干热岩热储高效开发具有较好的指导作用。

深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s^(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s^(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。

环空充气钻井工艺设计及参数分析

针对传统寄生管充气钻井工具在环空中形成的气相分布不均匀的弊端,设计了一种新型环形气体均布寄生管充气钻井工具。根据传热学、热力学和垂直气液两相管流理论,考虑注入气体物性随井筒温度压力变化,对环空充气工艺参数进行优化分析。分析结果表明,环空压力随注气量增大先急剧降低后逐渐升高,注气量通常选择在稍大于临界点处对应的气体流量;在静压控制区环空压力变化幅度明显大于井口回压变化,环空压力变化敏感;在摩擦控制区随井口回压变化,环空压力变化幅度较小,更加缓和,易于调节。

致密砂岩水平井组同步压裂过程中诱导应力场变化规律

水平井组同步压裂过程中多井多裂缝导致的诱导应力对压裂设计、复杂裂缝的形成有重要影响,但目前对诱导应力场变化规律的研究相对较少。为此,建立了双井多缝诱导应力场数学模型,并利用线性叠加原理和矢量表征方法,得到了不同裂缝参数及井距时两井中间位置处诱导应力场的变化规律。研究发现,布缝方式、裂缝宽度、裂缝长度和井距对诱导应力场的影响程度各不相同:诱导应力场对裂缝长度与井距的变化最为敏感;相邻两井中间位置处产生的诱导应力最大,井筒井壁位置产生的应力最小,欲使压裂裂缝转向形成复杂裂缝系统,需要布缝方式、裂缝长度、裂缝宽度与井距相互匹配。大牛地气田DP43井组现场井下微地震监测结果证实了上述研究成果,从而也解释了水平井组拉链式布缝同步压裂可以获得高产的原因。水平井组诱导应力场变化规律的清楚认识,为致密砂岩水平井组合理设置井距与优化压裂设计方案提供了依据。

地层H_2S侵入时井筒压力变化规律及控制研究

随着我国酸性油气藏勘探开发的深入,处于对井控安全的考虑,需对酸性气体侵入后井筒多相流动及相态转变规律进行研究。针对H_2S特殊的物理性质,并考虑其在井筒内相态变化,建立了钻井过程中H_2S侵入时井筒流动与传热的数学模型。将井筒传热、压力与H_2S物性参数耦合迭代计算,给出了求解方法并编写程序进行数值计算。计算结果表明:井口回压较小时,H_2S在环空上升过程中由液态转化为气态,相态转变点上部为气液两相流,其压力梯度较小,下部为井筒单相流,其压力梯度较大。H_2S侵入速度对环空压力和相变井深均有影响。随着侵入量增大,井底压力先急剧减小,后基本保持不变,而相变井深先增大后减小。井口回压对井底压力影响较大。随着井口回压增大,井底压力增大,但影响程度逐渐减小。井口回压不仅可以控制井筒是否发生相变,而且对相变井深位置影响十分大。对是否考虑传热对相变井深和井底压力的影响进行了对比分析。研究对提高酸性油气藏开发勘探安全具有一定指导意义。

水力喷射多级压裂管柱改进及应用

为提高水平井水力喷射压裂工具的耐用性及可再利用性, 研制了水力喷射多级压裂管柱, 优化了喷嘴、内滑套、剪钉和喷射器等零部件结构.喷嘴设计为整体式, 喷嘴内径为4 ～ 6mm, 喷嘴防溅片直径为40～50 mm, 喷嘴内壁有-层厚度为1. 0～1. 5 mm 陶瓷合金强化层; 内滑套进行渗氮处理, 提高耐冲蚀性, 球与球座密封方式为球面接触密封.现场应用结果表明, 喷嘴耐磨性能良好, 内滑套几乎没有磨损, 喷射工具使用性能可靠.

含油污泥热解技术研究进展

含油污泥是石油工业的主要污染物之一,其处理一直是油田以及石油企业的难题,如果处置不当,将造成严重的环境污染。热解技术是一种在无氧或缺氧的条件下,将油泥中的重质组分转化为轻质组分,并加以回收的新的含油污泥处理技术,可以更为彻底地处理含油污泥,且具有二次污染程度小、能量可回收利用的特点,是一种应用前景较广的处理方法。本文对国内外含油污泥热解技术的研究进展进行了总结,并重点介绍了温度、加热速率、停留时间、热解催化剂对于含油污泥热解效果及产物的影响,同时还阐述了热解动力学模型的拟合方法,分析了热解能量流动过程以及目前工业中应用比较广泛的热解设备,并指出未来含油污泥热解技术可能的发展方向,以期对含油污泥热解技术的发展提供参考。

水平井体积压裂技术研究与应用

水平井体积压裂技术是有效开发低渗致密油气藏的关键技术。在深层及超深层碳酸盐岩油藏、致密砂岩油气藏和页岩气等领域,持续开展了裂缝与起裂扩展规律描述方法、裂缝参数优化方法、射孔工艺参数优化、多尺度压裂工艺参数优化方法、分段压裂工具、低伤害压裂酸化工作液体系、压后同步破胶及返排优化、体积裂缝诊断及效果评估方法等研究工作。在调研水平井体积压裂技术研究与现场应用最新进展的基础上,形成了以压前储层综合评价、油藏数值模拟、体积压裂优化设计方法、高效压裂液酸液体系、分段压裂工具/裂缝监测与诊断、压后返排优化控制等为主要内容的储层改造技术链,经华北鄂尔多斯致密砂岩气藏、新疆塔河超深层油藏及四川盆地深层页岩气等试验及推广,效果显著,极大地提高了裂缝的有效改造体积和勘探开发效果。对国内类似油气藏的压裂改造和增储上产均具有重要的借鉴和指导意义。

致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用

针对致密砂岩薄层压裂面临缝高难控、改造体积小、裂缝支撑效率低及导流能力保持较差等难题,从压裂工程角度出发,通过压裂工艺参数优化模拟研究了不同黏度压裂液在不同的压裂施工参数下对裂缝延伸参数的影响规律,分析了薄层体积压裂存在的问题及难点,得出了主控因素,并在此基础上提出了薄层压裂控缝高措施及提高裂缝支撑效率工艺方法。研究表明:压裂液黏度是影响裂缝扩展、延伸的主要因素,其次是排量、液量;薄层压裂应以控缝高为前提,充分利用天然裂缝的作用,提高改造体积及裂缝支撑效率;低黏度压裂液能兼顾薄层压裂控缝高及造缝长的作用,有利于开启及扩展天然裂缝,进一步降低储层伤害,适宜作为薄层体积压裂的前置液;施工不同泵注阶段采用多黏度组合的压裂液体系,既可以扩大有效造缝体积及形成多尺度的裂缝系统,又能兼顾前置液阶段控缝高及携砂液阶段加砂的要求;采取变密度支撑剂结合多尺度组合加砂方式可实现不同粒径支撑剂与不同尺度裂缝系统的匹配,提高多尺度裂缝系统及远井地带裂缝的支撑效率。研究成果在龙凤山薄层气藏及江陵凹陷薄层油藏的多口井进行了试验,压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,且稳产有效期明显增长,提高了该类储层压裂的有效性。