过滤器布置方案对地浸采铀浸出效果的影响分析

本文以有效对流体积、有效对流矿体体积比、有效浸出矿体体积比、浸出对流体积比4种地浸采铀流场特征参数为计算分析依据,建立了一套地浸采铀流场定量化分析评价方法。基于该方法,针对内蒙古某地浸采铀矿山,开展了过滤器布置方案对地浸采铀浸出效果的影响分析,并为现场钻孔施工推荐了最优过滤器设计方案。研究结果表明:采用地浸采铀流场特征参数的定量化分析评价方法,可以对不同过滤器设计方案下的有效对流体积、有效浸出体积、浸出剂利用率等进行定量分析;各过滤器布置方案量化对比后发现,长过滤器方案形成的流场范围更大,过滤器长度大于5 m时,增加单位长度带来的增益效果降低;过滤器安装位置对有效对流体积和有效浸出体积影响明显,短过滤器方案(2.5 m)宜采用中心布置,长过滤器方案(5 m、10 m)宜采用错位布置;方案2的特征参数表现较好,为最优过滤器设计方案,在现场应用后,提高了采区抽注液量与铀浓度,更科学有效地指导了地浸采铀井场的工程设计。

靖边气田水平井地质导向方法与应用

水平井开发是油气增产、提高开发效益的一项重要技术,而地质导向技术对水平井的成功实施起到关键作用。通过对靖边气田龙平1井实行水平井技术开发(该气田的首口水平井),总结出水平井的"三优"方法一体化地质导向方法。所谓"三优"方法,一是水平井井位优选方法,保证水平井构造落实、储层落实和产能落实,尽可能降低水平井实施风险;二是水平井地质设计优化方法,以标志层K1构造为基础,以马五1储层各小层地层厚度和有效厚度为依据,建立水平井三维精细地质模型,保证水平井地质设计的可靠性;三是地质目标跟踪分析优化方法,以钻遇太原组灰岩、本溪组9#煤层和下古生界奥陶系顶等标志层为依据,及时调整入靶位置,并结合地质建模综合分析,预测后续靶点位置。龙平1井实行水平井"三优"一体化技术开发后获得高产气流。

油井深抽工艺

主要从深抽工艺优化设计和深抽配套工具研制已方面介绍了油井深抽工艺的研究内容 ,分析了现场应用效果。采用新研制的深抽泵、锚定器、扶正器、增抽泵、减震器、泄油器、H级杆柱组合等配套工具以及深抽工艺优化设计系统 ,可使泵挂由平均 15 0 0m加深至平均 2 70 0m。结果表明 ,该技术增产效果明显 ,单井年平均增产 30 0t,泵效平均提高 14 .3个百分点 。

稠油油藏鱼骨型水平井的设计与开采效果

辽河油田具有丰富的稠油资源,是我国最大的稠油生产基地。近些年来,辽河油田采用水平井技术开采稠油,取得了较好的效果。为了进一步提高稠油采收程度,辽河油田进行了杜84-兴H238鱼骨型水平井的井身结构、钻具组合和钻井液等施工方案的设计与优化,并进行了顺利实施。最终效果评价表明,采用鱼骨型水平井进行稠油开采比用单纯水平井具有更明显的优势,能够更有效地提高稠油油藏的油井产量和稠油采收率。

气井试气地质设计及调整

合理的测试设计可以用最短的施工时间完成资料录取工作,在施工安全、减少排放、保护工具、提高工程效率等方面起到良好效果。本文通过对试气工程过程的分析及多年现场经验的总结,提出试气前对地层的地质分析,试气过程对设计的及时调整达到使试气设计更符合地层实际情况,由此得出合理的工程安排,提高工作效率和准确性。

停产凝析气藏复活增效新途径——板中北气藏改建储气库实例

板中北气藏为一带油环边水的凝析气藏,经历二十多年的衰竭式开发后停采,油环与边水侵入严重,气采出程度61%、油采出程度24.6%,地层压力由30.5 MPa降至13 MPa。为实现该气藏复活增效,进行了改建储气库研究与建设,在储气库选址、方案设计、运行优化全过程进行了关键技术创新:建立储气库库址评价要素与界限标准,创建库址评价数学模型,实现库址优选的科学定量化;建立工作气量-调峰产量-采气井数三元耦合技术,解决指标优化匹配问题;建立库存量动态诊断与预警、水体扩容定量评价、运行优化调整技术。该储气库经过16个周期的生产运行,实现了水淹区库容恢复、含水单井产能增强、工作气量提高,目前工作气量达6.6×10 8 m 3,累计产油16.69×10 4 m 3,提高油采收率4.65%,并仍在持续提高。气藏改建储气库的设计技术与成功经验,为渤海湾相似停产气藏的复活增效,提高凝析油采收率提供了新途径。

煤层气田地面集输标准化设计

我国煤层气已经进入低成本、大规模开发阶段,要满足其建设质量、建设速度、建设规模的三重需要,煤层气田地面建设必须进行"标准化设计、模块化建设"的集成创新。为此,提出了煤层气田标准化设计理念:以工艺技术优化简化和定型为核心,以模块设计为关键手段,对批量性、通用性、重复性的产能建设内容进行标准化设计。标准化设计核心技术包括"工艺流程通用化、井站平面标准化、工艺设备定型化、设计安装模块化、管阀配件规范化、建设标准统一化、安全设计人性化、设备材料国产化、生产管理数字化",涵盖井场和集气站等地面建设内容。煤层气田应用该标准化成果后(以沁水盆地郑庄区块为例),建设时间缩短30%,焊口一次合格率超过90%,综合经济效益提升0.44亿元/108 m3,提高了气田地面建设水平,规范了地面建设标准,方便了施工的预制和组配,确保了工程建设的优质、高效和安全。

地浸开采井场抽注单元优化设计研究

地浸开采井场抽注单元可能出现注液量大于抽液量的情况,造成部分浸出液扩散至溶浸范围之外。通过采区目标优化方法,对井场单孔抽注液量进行优化计算,能够实现采区每个抽注单元的抽注平衡,保持总抽液量大于总注液量0.5%,使浸出液尽可能控制在井场范围内。根据优化结果调整各抽注单元的抽注液量,可实现采区同时投产、同时退役。

基于虚拟建造技术的地浸井场设计系统开发

针对地浸开采铀矿山井场设计工作量大、信息空间表征不足,及传递反馈可视化程度低等问题,结合井场设计施工特点,以MongoDB为数据库,采用MVC框架、WebGL及HTML5技术开发了基于虚拟建造技术的地浸井场设计系统。该系统包括井场建造模块、钻孔建造模块、数据管理和查询统计模块、方案比选模块、钻孔质量检查模块和三维可视化模块,可实现井场自动布孔、钻孔可视化设计、井场方案数据统计查询,及三维可视化等功能。开发的系统界面友好,在Web端运行流畅,操作快捷方便,为地浸井场建设提供了智能化、高效化的设计平台,较传统设计模式在自动化、可视化、协同性和共享性等方面具有明显优势。

肇平3长水平段水平井钻井技术

文章在分析肇平3井施工难点的基础上,进行了井身结构、井眼轨迹和钻具组合的优化,施工中应用旋转导向钻井技术、减摩降扭技术和破坏岩屑床技术,保证了该井的安全施工。

伊朗地区油田地面建设工程配管设计特点

为确保后续在伊朗项目的顺利进行,分析了适合高含硫油气田配管设计的做法,分别从伊朗国家石油标准(IPS)的特殊规定、项目执行中的某些要求及高含硫油气田配管设计的特殊要求,如图纸比例、图面内容、局部安装要求、管廊高度、井口安装要求和密闭输送等方面,研究了伊朗地区油气田项目配管设计的特点,并与我国相关标准进行了比对。结合在伊朗已经完成项目的情况,剖析了IPS的要点,避免了因对IPS理解不同而造成的项目推进困难。最后,针对提高在伊朗项目和高含硫油气田配管设计水平提出了建议。