控制压力钻井技术与微流量控制钻井技术的对比

深井、复杂井目前主要面对的钻井难题是如何在窄钻井液密度窗口中安全钻进,而控制压力钻井技术则可以解决上述难题。控制压力钻井主要包含控压钻井(Managed Pressure Drilling,缩写为MPD)技术与微流量控制(Mi-cro-Flux Control,缩写为MFC)钻井技术。为促进国内引进、吸收、应用以上新技术,从钻井技术原理和钻井设备及特点这两个方面,将MPD与MFC进行了详细对比。结论认为:①MPD可以精确控制井底压力,实现平衡或近平衡钻井,设计的钻井液密度低于常规钻井液密度,当循环钻进时需要通过液柱压力与循环压耗来平衡地层压力,当停止循环时井底压力则为液柱压力与回压之和,需要回压来弥补循环压耗以达到平衡状态;②MFC是在MPD基础上研制出来的一种新钻井技术,它不仅满足了MPD技术的核心功能,而且还拥有了自己独特的技术特点——微流量(微进口流量和微出口流量)控制,能探测到早期的侵入与漏失,更精确地预见和控制有关事故的发生;③与MPD相比,MFC能探测到更小的井内总体流量的波动范围;④国内有必要尽快引进和吸收以上先进技术,用以提高钻井技术水平和解决窄钻井液密度窗口安全钻进问题。

椎体成形术联合放疗与单纯放疗治疗脊柱转移瘤的meta分析

目的通过meta分析评价外照射放疗联合椎体成形术(EBRT plus PVP)对比单纯放疗(EBRT)治疗脊柱转移瘤(spinal metastasis)的疗效差异。方法计算机检索CNKI、Wanfang Database、CBM、VIP、PubMed、Web of Science、Cochrane、Embase、Clinical Trials,搜集所有采用EBRT plus PVP与EBRT治疗脊柱转移瘤的对照研究,检索时限从建立数据库至2022年7月1日。由2名评价员独立筛选文献、提取资料并评价纳入研究的偏倚风险。采用Review Manager 5.4.1软件进行meta分析。结果共纳入12篇文献,包括1篇随机对照、11篇队列研究,共1138例,meta分析结果显示,EBRT plus PVP组治疗后1 d、1、3、6、12个月视觉模拟量表(VAS)评分,总体疼痛缓解有效率,1月、3月脊柱骨转移不稳定评估(SINS)评分,局部进展/复发率,患椎病理性骨折发生率,3个月Karnofsky功能状态评分(KPS)改善率,ECOG体力状态改善率方面优于EBRT组(P<0.05)。在1个月karnofsky功能状态评分(KPS)改善率方面,两组比较差异无统计学意义(P>0.05)。结论分析显示EBRT Plus PVP比EBRT具有更好的镇痛效果及生活质量,术后病椎稳定性、增强局部抗肿瘤作用等。

苏里格致密气藏水平井高效压裂主控因素

面对苏里格风险合作区储层砂体薄,优质储层连续性差等问题,为有效提高单井改造效果,保证区域开发产能建设,提出了一种集地质因素与工程因素分析于一体的水平井高效压裂主控因素优化方法:①运用灰色关联分析法,打破多因素对改造效果影响程度不同、无规律的现象,建立母序列和子序列的新矩阵,无量纲化,消除数据特性,提取影响改造效果的地质主控因素与工程主控因素;②以提高单井产能为目标,基于数值模拟,优化裂缝形态,推导最优施工参数。应用结果表明:①地质主控因素为渗透率、储层厚度、孔隙度,工程主控因素为支撑剂总量、簇数、排量;②簇数为3~5簇,簇间距为20~30m,砂量80~100m^(3),液量600~800 m^(3),排量10~14 m^(3)/min:③改造后百米无阻流量较邻井提高3.4倍。结论认为:该技术明确了压裂设计优化方向,有效增加了泄气面积,综合了多井次、多变量因素,减少了人为主观因素影响。

页岩重复压裂工艺技术研究及应用

通常页岩井采收率约为10%~16%,远远低于常规油气藏。目前国际油价低迷,页岩井产量递减速度较快,对于有效经济开采提出了更高的技术要求。由于岩石蠕变,压裂不完善,裂缝导流能力降低等地质、工程因素导致产量降低,运用页岩重复压裂技术能够实现增产,且费用低,效果显著。根据页岩改造大规模、大排量、水平段长等特点,对比不同重复压裂工艺技术,采用可降解暂堵材料快捷方便且价格低,然而运用Eseal工具工序较多,费用高。有效封堵已射孔眼,通常每孔2.3 kg暂堵材料,优化重复压裂设计,重新射孔,利用桥塞/暂堵材料分段分级压裂,暂堵效果明显。连续油管带Eseal工具下入至目的井深,封堵产能无贡献段,重建井筒内的完整性,重新射孔,再次压裂。基于国外重复压裂现场应用总结了重复压裂选井标准及时机选择,页岩重复压裂技术已成功应用于Marcellus,Haynesville,Barnett,Eagle Ford等区块的直井与水平井,大部分井增产效果显著,较前期提高65%以上。

温州市中学生体育兴趣及其影响因素的调查研究

本研究采用文献资料法、问卷调查法、访问法等研究方法,对浙江省温州市6所中学生的体育兴趣及其影响因素进行调查研究。结果发现,温州市中学生的体育兴趣强度一般,初中生的体育兴趣比高中生的体育兴趣高;主要影响高中生体育兴趣的影响因素是学业的压力、学校场地器材、教学水平,而影响初中生体育兴趣的影响因素最主要是同伴参与、教学水平、父母的支持。

页岩气平台复杂山地工厂化作业技术

国内页岩气储量丰富,页岩气藏具有非均质性强、孔隙度低、渗透率低、岩石致密、储量丰度低等地质特点,主要采用水平井体积压裂形成缝网实现高效开发。工厂化作业模式已在国外非常规油气资源开发中得到应用推广。工厂化作业模式是一种批量化、流程化、标准化、自动化的作业模式,在同一平台尽量完成多口井的钻完井作业,实现效益的最大化。页岩气水平井复杂山地工厂化作业技术涵盖工厂化钻井技术、工厂化压裂技术、工厂化试油测试技术等方面,能够达到组织结构合理优化、施工人员精简、井场占地减少、设备共享利用、工作液循环利用、建井周期缩短等目的,适用于页岩油气资源的开发作业。通过完善钻机平移作业流程及装备,平均平移周期较钻机改造前缩短5.4 d;平均钻井复工时间35 h;拉链压裂作业模式可以取得较好的时效性与经济性,优化后作业时效最高达2.98段/d;模块化地面测试流程,安装效率提高了47.6%,管线减少了22.9%,能够实现压裂返排测试、试采一体化。

页岩气水平井压裂改造多角度分析研究

我国致密气、页岩气等非常规天然气资源储量是常规天然气的5倍,开发潜力巨大。高效开发页岩气资源的最大难点之一是如何形成复杂裂缝,沟通天然裂缝、微细孔隙空间。从水击效应、压力波动等角度综合分析能够快速定性判断压裂改造效果。裂缝复杂程度越高,压力水击振幅越大(大于60 MPa),衰减时间越短(小于30 s),响应事件越多;粉砂段塞打磨,压力降低约3.5 MPa,陶粒段塞支撑新缝,压力波动大于2 MPa。基于后期产能数据进行反演,页岩气储层改造有效动用储层厚度薄(6~10 m),纵向未得到有效延伸,有效裂缝半长较短(100m左右),储层非均质性强,水平渗透率4.2×10^-5~2.9×10^-4m D。通过多角度快速有效分析现场施工情况,后期产能评价,正确认识改造效果与储层特性,为后续施工达到高产目的奠定基础。

威远页岩气水平井控缝防窜技术优化与应用

由于大型天然裂缝、水力裂缝延伸单一等原因,多平台压裂时容易发生井间窜扰现象,邻井瞬时产气量最高降低93%,井口压力最高上涨12 MPa,严重影响页岩气压裂开发效果。针对该类复杂情况,提出了一种页岩气水平井控缝防窜技术,主要包含多裂缝控缝长技术与转向控缝长技术。通过增加水力裂缝条数,降低净压力,或者利用暂堵材料控制水力裂缝远端延伸转向等措施,控制水力裂缝延伸,增加裂缝复杂程度,避免与邻井发生窜扰现象,最终实现井控泄气区域内有效开发页岩气。数值模拟表明,运用该技术有效缝长缩短了11.9%~24.8%,且现场应用效果明显,微地震实时监测缝长同比降低24%,邻井压力实时监测压力未上涨。页岩气水平井控缝防窜技术不仅为现场施工提供了理论支撑,同时降低了复杂情况发生概率,提高了单井产量。

页岩气水平井增产改造关键参数分析

为优化页岩气水平井增产改造技术,有效提高单井产量,推进页岩气效益规模开发,基于支撑剂运移、裂缝复杂度等多因素约束条件,结合井底压力分析,形成了不同阶段的排量、黏度、水平段长等参数优化图版及排量窗口;采用体积压裂软件模拟与实例相结合,总结出段塞数量、裂缝条数与单井产量存在一定的正相关性;运用生产曲线历史拟合,反演水力裂缝参数、有效动用储层厚度,对渗透率等储层参数以及压裂改造体积进行评价。在A井等实际应用表明,页岩气水平井增产改造关键参数分析技术提高了储层产能评价的有效性和压裂设计的目标性,可为压裂设计与现场施工提供有效的理论支撑。

一种页岩气水平井均匀压裂改造工艺技术的应用与分析

我国页岩气资源量丰富,与美国页岩气资源量相当。压裂改造形成复杂裂缝是页岩储层获得工业油气流的关键。针对页岩的非均质性特征,页岩水平井均匀改造技术主要通过封堵已改造区域,进一步改造未压裂区域,实现改造段全覆盖,增加裂缝接触面积,提高裂缝复杂程度与作业时效的改造技术。结合组合粒径暂堵球、暂堵球+暂堵剂、暂堵颗粒+暂堵粉末等多种技术手段,优化相关关键参数,形成了3种不同的页岩储层均匀改造工艺模式:段内均匀改造工艺模式、多段均匀改造工艺模式、加密射孔均匀改造工艺模式。暂堵剂较暂堵球到位响应弱,封堵效果显著,泵送排量与封堵效果无直接关系。暂堵压力响应值最高达9 MPa。压裂施工曲线与微地震监测显示,井段均匀改造效果明显,高/低应力区域得到有效改造,监测事件响应点覆盖率100%,单段SRV体积提高40.2%~44.8%,微地震事件数量增长30.4%~53.6%。

威远区块页岩气水平井高效压裂工艺参数分析

页岩气是国家重点发展的清洁能源,目前四川盆地威远风险作业区已建成平均单井初期天然气日产量为25×10^4 m^3,日产天然气量为700×10^4 m^3,年产天然气量突破20×10^8 m^3的产能,为了推动川南页岩气的规模建产,取得更好的经济和社会效益,以威远风险作业区储层压裂改造井为研究对象,分析了储层地质特征、前期压裂改造措施、生产动态历史等,明确了后期提高单井产量的压裂设计及施工方向。研究结果表明:①优质甜点处于陡缓转折带天然裂缝发育的构造位置(优质页岩厚度大于5.5 m,地层压力系数高于1.6);②用液强度为25~30 m^3/m,平均单段液量由原来的2000 m3降低至1600~1700 m^3,对高产井影响不明显,有效水力裂缝半长主要集中在150~180 m范围内;③主体若单纯采用黏度为2 mPa·s的滑溜水对于处理复杂情况较为困难。结论认为:①有效水力裂缝半长是影响压后产量、控制稳产能力的重要因素之一,有效裂缝半长、分段段数、裂缝导流能力三种裂缝参数对产量的影响权重系数分别为:0.53、0.41、0.06;②采用变黏压裂液技术能够有效解决现场加砂困难等复杂情况、并控制成本;③威远页岩气水平井高效压裂工艺参数分析为页岩气高效开采提供了技术支撑。

川南威远地区页岩气开发工厂化作业模式

中国非常规油气资源丰富,为了在低渗透的页岩气资源开发过程中有效降低施工成本、提高作业效率、缩短开发周期,以四川盆地南部威远地区页岩气工厂化钻完井作业技术为研究对象,开展北美地区页岩气大规模应用作业模式研究,由于国内页岩气开发存在着人口居住密集,山地丘陵环境复杂,作业期间资源共享率低、水资源占用多、施工工序多、效率低等难题,指出不能照搬国外开发模式,需要形成一种适应于国内情况的页岩气区域工厂化作业模式。研究结果表明:(1)井位平台、设备材料等应进行工厂化部署;(2)水/电资源区域应统一调配;(3)同一区块、同一页岩气施工平台多口井人员、设备应实现共享;(4)钻井液、压裂液应进行重复利用;(5)优化钻完井作业配套技术。结论认为:(1)初步建立流水线作业流程,进一步探索区域工厂化作业模式,已实现钻完井作业无缝衔接,设备安装时间缩短70%,设备利用率达到100%,压裂返排液重复利用率在90%以上,钻井液重复利用率在80%以上,作业效率提高1倍以上;(2)页岩气区域工厂化作业模式探索为加快国内页岩气勘探开发提供了技术支撑。

湖北深层页岩气水平井储层改造关键技术

针对水力裂缝的延伸受天然裂缝控制,液体滤失增大,缝宽变窄,支撑剂在缝内运移受阻,加砂困难,易造成砂堵等问题,提出了一体化变黏滑溜水体系。该体系具有携砂性优、伤害小、实时变黏等特点,砂堤高度较常规滑溜水低40%,可极大程度应对现场加砂复杂情况;同时运用多簇射孔+暂堵工艺技术降低破裂压力,增加水裂缝条数,提高裂缝复杂程度,实现改造全覆盖。现场经A井试验,暂堵压力响应值0.6~10 MPa,停泵转向压力响应值2~11 MPa,封堵效果显著。该技术为现场复杂情况施工提供了解决方案,也为后续提高深层页岩气效益开发奠定了基础。

改良体位髌下入路交锁髓内钉内固定治疗胫骨干骨折疗效观察

目的比较传统体位与改良体位髌下入路闭合复位交锁髓内钉内固定治疗胫骨干骨折的临床疗效。方法纳入自2015-08—2018-08采用闭合复位交锁髓内钉内固定治疗的60例胫骨干骨折,其中30例术中采用传统体位(传统组);30例术中采用改良体位(改良组),患侧腘窝用自制L形圆柱状托架垫高,使患膝中立并高度屈曲。比较2组手术时间、术中出血量、骨折愈合时间、末次随访时Johner-Wruhs评分。结果60例均获随访,随访时间平均15(9~24)个月。传统组术后2例出现对线不良,2例出现髌前疼痛,1例骨折畸形愈合。改良组术后2例出现髌前疼痛,1例对线不良。改良组手术时间较传统组短,术中出血量较传统组少,差异有统计学意义(P<0.05)。改良组与传统组骨折愈合时间、末次随访时Johner-Wruhs评分差异无统计学意义(P>0.05)。结论相对于传统体位,改良体位髌下入路交锁髓内钉内固定治疗胫骨干骨折可减少人员维持体位、便于骨折复位,同时有利于骨折复位维持,缩短手术时间并减少术中出血量。