循环剪切作用下含可燃冰砂土-开采井界面强度弱化细观机制

含可燃冰砂土呈现埋藏浅、未成岩和强度低的特性。波浪循环荷载作用下含可燃冰砂土-开采井界面弱化特征显著,直接影响井口稳定。采用离散元方法,通过设置波浪循环荷载引起的井筒运动,研究含可燃冰砂土-开采井界面循环剪切力学特性,并从细观角度揭示界面宏观弱化机制。结果表明:可燃冰赋存导致含可燃冰砂土-开采井界面呈显著的强度弱化及剪胀体变特征,且可燃冰饱和度越高,弱化及剪胀越显著;原因在于近井区域含可燃冰砂土在循环剪切作用下形成胶结失效区域,大部分颗粒失去胶结约束,同时少部分胶结未失效的可燃冰颗粒与邻近颗粒形成较大粒径团簇,这些颗粒和团簇翻滚错动且无法充分传递荷载,导致界面产生强度弱化和剪胀体变;法向应力与剪切振幅的增大均会加剧界面试样可燃冰颗粒的胶结失效发展,强度弱化现象更为严重。

考虑薄煤层影响的致密砂岩气藏地质工程双甜点评价方法——以鄂尔多斯盆地神府区块为例

在薄煤层发育的致密砂岩气藏,由于薄煤层割理发育且塑性较强,容易限制水力压裂裂缝的缝高扩展,进而导致遴选的地质、工程双甜点区域的实际产能无法达到预期效果。为获得更加准确的双甜点评价结果,以鄂尔多斯盆地神府南区致密砂岩气藏为研究对象,首先构建了多属性融合的地质、工程双甜点评价模型,然后开展了双甜点三维分布的初次预测,进而采用Abaqus软件分析了煤层厚度、起裂点距煤层垂直距离对水力压裂裂缝穿煤层扩展的影响规律,最后形成了穿煤层双甜点二次优选评价技术。研究结果表明:①当煤层厚度大于等于4 m或起裂点距煤层垂直距离大于等于4 m时,水力压裂裂缝难以纵向穿过煤层扩展,可压性降低;②研究区双甜点指数划分标准为,Ⅰ类双甜点≥0.46,0.37≤Ⅱ类双甜点<0.46,0.30≤Ⅲ类双甜点<0.37。结论认为:①考虑薄煤层影响的致密砂岩气二次甜点评价技术能够准确筛选出优质的地质、工程双甜点,且优选结果与实际高产区域的匹配度较高;②建立的评价方法对于砂泥岩互层非常规储层的开发和多气合采中甜点的同步动用具有较好的理论与实际意义。

深层致密气地质工程一体化实践——以川西须家河组为例

川西新场—合兴场须家河组天然气资源丰富,中国石化探区保有探明地质储量超1700×10^(8)m^(3),储层具有气藏埋藏深(4500~5500m)、地层压力高(压力系数为1.4~1.7)、地层破裂压力高(110~165MPa)、特低孔隙度(平均孔隙度为3.7%)、特低渗透率(平均渗透率为0.07mD)的“一深两高两低”特点,为天然气成藏地质理论认识及高效开发带来了多重挑战,制约了气藏的勘探开发进程。以地质工程一体化融合实践为攻关思路,深化致密砂岩气输导体成藏认识,明确成藏机理及富集高产规律,以地质甜点发育模式深入解剖为切入点,阐明气藏甜点形成机制,建立甜点地质模式,抓住裂缝和储层地震精细刻画和定量预测技术、优化钻井及储层改造等关键技术,开展地质—地球物理—钻完井关键技术的地质工程一体化协同攻关与技术—经济一体化目标实践,技术序列的成功应用支撑气田规模上产,已累计新建产能超10×10^(8)m^(3),保障合兴场气田新增探明地质储量超1300×10^(8)m^(3),进一步证实了地质工程一体化是低品位气藏有效开发的必经之路,推动了川西须家河组气藏的效益开发进程,为致密难动用储量,特别是深层致密气的勘探开发提供借鉴。

外笼套式节流阀气动噪声特性分析及优化

为解决外笼套式节流阀在生产过程中产生的高噪声问题,采用大涡模拟对外笼套式节流阀流场进行模拟计算。从流场特征角度分析气动噪声产生的机制,并基于此提出结构改进方法。通过Box-Behnken响应面设计,以改进结构的孔径、孔数和孔长为优化变量,以监测点总声压级为优化目标,开展降噪结构优化设计。结果表明:节流孔结构突变使流体介质在阀门下游形成多尺度多样化复杂流动,结构改进后流场内压力和速度脉动减小,湍化程度降低,具有二次节流和降噪效果;孔径的变化对监测点总声压级响应值的影响最为明显;对应流道模型的数值模拟结果与系统预测响应值之间的误差为1.19%,验证了BBD响应面法优化结果的可靠性;优化后节流阀总声压级下降了13.1 dB,达到了预期的降噪目的。

煤层气L型水平井电潜螺杆泵井清防砂工艺技术创新及应用

套管完井压裂投产的煤层气L型水平井出砂严重,倒置式电潜螺杆泵举升工艺受压裂砂影响故障频繁,影响了连续稳定排采,因此确定了倒置式电潜螺杆泵排采过程中由于压裂砂导致的故障点,并针对性创新应用了井筒内、导流罩及泵内清砂工艺技术,同时优化防砂管柱设计,确保了连续稳定排采。

基于效益复产的控水采气技术——以磨溪气田嘉陵江组二段气藏为例

高产水气井因低效或无效益关停后,井口压力恢复较高,井控安全风险大。按照原有常规开发模式复产将面临地层水处理成本高、无人值守生产管理难度大等问题。为实现磨溪气田下三叠统嘉陵江组二段气藏安全效益复产,综合考虑气藏生产管理、安全环保和经济效益等因素,提出新型控水采气技术作为高压、高产水、低负效气井复产的工艺措施。通过开展控水采气生产现场试验,分析不同产水量、产气量、生产时长和间开周期条件下油压、产量等动态数据之间的关系,确定合理生产压差、产水规模和间开周期;同时结合气藏生产组织、生产管理等综合因素确定开关井制度,通过安装智能间开系统等配套工艺,进一步提升控水采气技术措施效果。研究结果表明:(1)该技术确保气藏关停井整体成功复产,有效降低了井控风险;(2)通过现场试验和推广应用,验证了选井标准和工艺参数计算方法的科学性;(3)“智能间开系统”等配套工艺进一步提升了现场运用效果。该技术为关停井复产、高压井管控、精细生产管理及提高气藏采收率提供了有力的技术支撑,在同类气藏中具有较强的推广应用价值。

湿CO_(2)环境中316不锈钢腐蚀行为研究

针对CO_(2)管输过程中碳钢因发生腐蚀而导致失效的问题,开展了316不锈钢的腐蚀行为研究。使用失重法研究含水率、CO_(2)分压以及Cl-浓度对316不锈钢腐蚀行为的影响,并绘制了腐蚀特征图谱;采用扫描电镜分析了腐蚀产物的微光形貌,X-射线衍射仪分析了腐蚀产物成分。结果表明:316不锈钢在管输CO_(2)工况条件下表现出较好的耐腐蚀性,处于轻度腐蚀状态,腐蚀速率极低;316不锈钢腐蚀速率随含水率的增大而增大,随CO_(2)分压的增大而减小,随Cl-浓度的增加而增大;316不锈钢含有Cr可以在不锈钢表面形成致密的钝化膜,这使得Cr成为不锈钢防腐的关键;由于316不锈钢腐蚀速率远小于碳钢,在腐蚀“重灾区”,可以考虑将集输管道更换成316不锈钢。该研究成果为CCUS中CO_(2)管输钢材的选型提供重要的理论依据。

柱塞气举排水采气研究现状及展望

气井积液是大部分天然气井在开发中后期存在的主要问题,排水采气工艺是排出井底积液并恢复和提高气井产量的关键技术之一。柱塞气举是一种可以高效排出井底积液的间歇生产工艺,该工艺具有结构简单、成本低等优点,适用于低产井和高气液比井,是目前我国最主要的排水采气技术之一。为此,系统地从柱塞类型及应用场景、柱塞气举速度模型、工作制度优化及故障诊断、新型柱塞气举工艺4个方面进行研究综述,分析了不同模型的优缺点,并总结了8种新型柱塞的特点和应用场景,进而针对目前气井生产效率低和井底积液难排出的情况,展望了柱塞气举工艺的技术发展方向。研究结果表明:(1)相比于国外,中国柱塞气举工艺应用广泛,发展较为成熟,新型柱塞气举工艺的发展进一步扩大了其应用范围。(2)速度模型可精确模拟柱塞在井筒中的运动状态;工作制度优化逐步向智能化发展。(3)目前仍存在柱塞气举工艺智能化程度低和无法适应复杂油气井生产的问题。结论认为,柱塞气举工艺下一步发展应聚焦4个方向:智能化技术的应用、适应复杂井条件下的技术开发、结合其他采气工艺的复合应用、基于气藏—井筒—地面一体化的井群制度优化。该研究成果对进一步推动国内柱塞气举相关研究与应用,具有较好的参考作用,并可以为柱塞气举未来发展方向提供指导。

延川南有效支撑压裂煤层气井出砂治理对策研究

随着延川南煤层气田开发方式的转变,特别是以“大排量、大液量、大砂量”为核心的有效支撑压裂工艺及配套快速排液制度的形成,煤层气井在排采过程中的出现了较为严重的出砂问题。为了解决出砂问题,对出砂原因进行了分析,从地层、井筒两方面开展了出砂治理对策研究,形成了纤维防砂、抽油泵分级排液、水力射流泵排液三种防砂工艺并进行了现场试验,结果表明,三种防砂工艺初步解决了有效支撑压裂煤层气井的出砂问题。

压裂液渗吸与富气页岩气井典型生产规律关系剖析

压裂液渗吸会改变储层内的原始气水赋存特征,进而影响页岩气井生产规律。为此,通过动态驱替与核磁共振实验,结合前人研究成果,剖析了孔隙内原始气水分布、压裂液渗吸对通孔和盲孔内气体赋存的影响以及气井生产规律与压裂液渗吸的关系。研究表明:孔隙内原始气水赋存类型与矿物种类、裂缝孔径及储层湿度有关,小孔隙、孔角处存在束缚水,大孔隙内甲烷吸附面积随储层湿度的增大而减小,吸附气含量受有机质孔隙占比及成熟度的影响;近裂缝区存在渗吸影响区,在影响区内压裂液渗吸可促进吸附气解吸,并驱替非均衡渗吸通孔中的游离气,压缩均衡渗吸通孔及盲孔中的游离气;非均衡渗吸通孔中被驱替出的气体是水力裂缝中游离气的主要来源之一,只有当井筒、裂缝及影响区内滞留的压裂液排出,各区域内部的气体才能产出,从而导致产气曲线滞后于产水曲线的现象,且裂缝排液阻力远小于基质孔隙排液阻力,是产气及产水曲线呈“L”形递减的主要因素。该研究成果聚焦于压裂液渗吸对气体赋存及产出的影响,可丰富页岩气储层保护理论,对气井高效开发具有指导作用。

延川南气田多层叠置砂岩气藏高效开发技术研究

延川南气田发育马家沟组、太原组、山西组、下石盒子组等多套含气层系。气层具有低压、低丰度的特点,气井开发面临着纵向层系多、单层产量低的难题,需通过分压合采提高气井产量。经过历年开发,形成了机械封隔、桥塞分段、投球暂堵三项分压技术。通过优化形成低温激活、强制破胶液体体系,破解低温储层破胶难题;并开展复合体系压裂、变粒径支撑的全尺度压裂工艺试验。完成分压后,下入管式泵机抽排液,取得了良好的产气效果。认为在综合考虑井筒条件、储层物性、施工周期、经济成本的前提下,合适的分压合采工艺技术,是实现多层叠置致密气藏高效开发的有效途径。

天然气水合物固态流化开采井筒多相流动模型

为了研究水合物浆体输送过程中水合物分解规律与井筒多相流动特征,基于气-液-固三相的质量、动量和能量守恒方程,考虑水合物分解引起的相间传热和传质,结合双层连续管开采水合物的工艺特点,建立了水合物相变条件下全瞬态非等温气-液-固多相流动模型。基于MWD实测温度数据对模型的准确性进行了验证。利用模型分析了水合物浆体输送过程中,井筒温度、井筒压力、水合物分解速率与各相体积分数随开采时间变化的规律。模拟结果表明:在开采前2 h内,水合物分解速率较为缓慢,管内各相体积分数变化较小;随着开采时间的延长,管内各相体积分数发生显著变化;在开采约5 h后达到稳定状态,此时井口气相体积分数约为40%;此外,在井下举升泵位置处,固-液相体积分数均发生显著突变。研究结果对深入了解水合物开发过程中的多相流动规律具有一定的参考价值,有助于水合物开采技术的进一步发展。

煤与天然气协同开采理论与技术构想

我国存在大量的煤炭与天然气重叠赋存资源,出于对资源开采效率的要求,大量的煤与天然气重叠资源需要在同一时空内同步开采,传统的煤与天然气开采理论与技术难以满足协同开采出现的技术难题,煤与天然气协同开采的进程受到了严重制约。基于此,结合国内煤与天然气重叠赋存情况对煤与天然气协同开采进行了科学定义,总结了已有可借鉴的煤与天然气开采技术和相关理论。建立了天然气井近场岩体力学理论、天然气近场围岩耦合损伤理论、“围岩–水泥环–套管”耦合损伤理论、煤与天然气协同开采垂直场围岩耦合损伤理论,揭示了煤与天然气协同开采围岩的耦合损伤机理,为煤与天然气技术体系的构建提供了理论基础。提出了“煤与天然气协同开采技术”“煤炭开采通过废弃井技术”和“天然气近场小煤柱留设技术”3项技术以及“协同开采分区规划系统”“透明地质与生产信息动态监测系统”和“煤与天然气协同区安全监测与评价系统”三大系统,为煤与天然气协同开采提供技术支持,提高煤炭与天然气资源的开采效率。在此基础上,构建了煤与天然气协同开采的理论与技术体系,明确了煤与天然气协同开采未来的研究重点,提出了我国煤与天然气资源安全、绿色、高效协同开采的技术路径与研究方向。

环缝式引射器关键结构尺寸对引射性能的影响研究

引射器可以利用高压天然气的压力能引射生产力较低的较低压天然气,达到增产的目的。通过计算流体动力学(CFD)方法研究了环缝式引射器的结构尺寸对引射性能的影响。结果表明,在环缝半径、环缝倾角和混合段半径长度不同的情况下,引射率为-59.84%~84.29%,即3个参数对引射性能具有很大影响。

页岩气生产液细菌计数方法对比研究

针对部分油气田服务企业以平板计数法、ATP荧光快速检测法代替绝迹稀释法(MPN)进行页岩气生产液中细菌含量检测的现象,将这三种细菌计数方法对相同样品的测定结果进行了对比研究。平板计数法与ATP荧光法操作均比MPN法简便,但是对于页岩气生产液,这两种方法均存在检测出的细菌类型不明确、计数结果不准确、线性关系差等缺点。平板计数法检测出的细菌主要为好氧或耐氧菌腐生菌,无法检测和鉴别与腐蚀密切相关的硫酸盐还原菌。ATP荧光法通过总菌的ATP含量换算得到细菌含量,该法目前更多用于医疗与食品行业的限制类细菌含量的快速检测,尚无明确标准可依,且无法区分菌体的死活。而MPN法可通过鉴别培养基将与腐蚀相关的硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(IB)和腐生菌(TGB)分别培养后计数,且其检测限远低于另外两种方法,因此更适用于页岩气生产液中特定腐蚀菌种的检测。

煤层气直井储层堵塞原因分析及解堵措施应用

针对煤层气直井储层堵塞后气量难以恢复的问题,开展了储层堵塞原因及恢复措施的研究。通过对煤层气直井储层堵塞成因及生产特征分析,将储层堵塞分为三种类型:层间干扰型、排采不连续型、井间干扰型,针对不同原因导致的储层堵塞在进行压裂车解堵时应根据各自的是适应性进行选井和施工,同时尽可能增大措施规模和排量,提高措施见效率和单井产气量。本文提供的压裂车解堵技术,能够有效解决储层堵塞问题,提高储层堵塞井单井产气量。

煤系气分层合采工艺技术研究

针对煤系地层气各层压力体系不同、储层差异性大,常规采气工艺适应性差的问题,提出煤系多气分层合采工艺,进一步提升煤系地层气开发效益。根据研究区煤系气叠置类型,立足“三抽”设备基础,设计了基于空心抽油杆柱的三气合采工艺管柱,实现了“机抽+自喷”组合的同井筒分压分采工艺技术,为煤系地层气煤系气不同压力系统储层同井筒立体开发提供技术参考。

新疆油田深层致密砂岩气藏增产改造工艺技术研究

新疆油田深层非常规致密砂岩储层具有埋藏深、异常高压、储层破裂压力高、地温高、低孔低渗、非均质性强、横向储层厚度变化大、纵向分布多等特点,储层压开成功率低、加砂困难,增产改造工艺技术面临极大挑战。针对该区块致密砂岩储层改造难点,优化形成了不同储层类型的针对性改造工艺技术:Ⅰ类储层采用“重晶石解除+酸化”工艺,解除重晶石污染堵塞、溶解裂缝内钙质,疏通天然裂缝系统;天然裂缝不同程度发育的Ⅱ、Ⅲ类储层采用缝网压裂工艺,前置液降低储层温度并激活天然裂缝系统、主体压裂液携砂形成高导流能力的主裂缝网络系统。对于储层厚度大、笼统改造无法实现巨厚储层的纵向均匀改造,则采用分层改造工艺。针对层间应力差为2~5 MPa的井,优选暂堵软分层工艺,缝网压裂采用“粉末+陶粒”不同粒径组合的暂堵软分层工艺;针对层间应力差大于5 MPa,采用机械分层改造工艺,若2个封隔器之间的跨度大于60 m,采用机械分层+软分层复合分层工艺。配套完善了以超级瓜尔胶稠化剂为主的基础压裂液体系,支撑剂选取40~70目粒径的陶粒,配套暂堵转向材料主要有可降解纤维、纤维粉末及颗粒暂堵剂等。形成的深层致密砂岩气藏的针对性储层改造工艺技术对探索非常规致密砂岩气藏储层改造技术具有重要借鉴意义。

临兴区块煤层气井负压排采增压入干技术研究

针对临兴区块煤层气储层压力低、井场汇压高,气井产气无法入干的问题,提出了负压排采增压入干工艺措施。建立了空气干燥基、平衡水和饱和水煤样的解吸模型,得到煤层气负压解吸规律,设计了井场井组负压排采增压外输工艺流程方案,通过智能控制系统,根据井口压力传感器数值,动态调节气井产气外输路线;建立了负压排采时机选择模型,根据等温吸附实验数据,推算出临兴区块负压排采时机。

非常规油气井用套管抗挤毁性能有限元分析

针对实物套管的几何尺寸缺欠、屈服强度变化、屈服强度周向分布不均等因素,建立了含缺欠的套管有限元模型,并基于弧长法进行了套管抗挤毁性能分析,研究了均匀外压作用下,几何尺寸缺欠、屈服强度变化对套管的抗挤毁性能影响规律。通过有限元分析得出,套管尺寸公差在要求范围内时,当管体几何形状存在椭圆度和壁厚不均度缺欠时,椭圆度对套管抗挤毁性能的影响程度大于壁厚不均度;在套管椭圆度和壁厚不均度一定的情况下,管体的抗挤毁结果随着屈服强度的升高而增加,模拟计算结果与理论计算结果差值不断减小;平均屈服强度一定时,管体屈服强度沿周向分布越均匀,套管的抗挤毁性能越好;周向屈服强度越均匀,管体的抗挤毁强度越好。结合有限元分析与实物试验结果可以得出,通过测量套管实物最小壁厚和最大椭圆度等几何尺寸缺欠,可更精准地预测套管外压挤毁性能。