煤层气生产井排采制度研究与优化

国内煤层气勘探开发技术日趋成熟,相关开发单位针对性技术成果交流、借鉴和共享较为普遍,极大地促进了煤层气科学技术的不断优化调整。目前,我国针对煤层气生产井排采技术主要为5大研究机构所引导,虽在排采阶段划分的精细程度和理论深度上有很大差异,但是主要还是围绕“煤层气生产井全生命周期”的井底流压、套管压力、产水量和产气量,这4大关键参数。其中,长期稳定的高产气量为终极目标。在研究国内煤层气排采成果的基础上,根据控制产气量的地质因素和工程因素,提出“六段五控”排采方案,供业内工作者参考。

油水井套管修理工艺与研究

油井钻到油层后需要置人油层套管,将油井水泥注入套管和井壁形成的环形空间,形成采油的通道,有效维护井壁与封闭油、气和水层,保证石油开采顺利。油水井套管在石油开采的过程中易出现损坏,导致油水井生产时间延长,注采井网布局遭到较大程度破坏,严重影响石油正常开采。油水井套管修理是一项非常重要的工作,本文对套管修理工艺与研究作探讨,分析油水井套管损坏原因,探析增强套管强度、采用高质量套管和改良井身结构等方法的套管损坏预防,对套管修理工艺作详细分析。

基于模型预测与模糊PID的SRM控制系统研究

近年来开关磁阻电机越来越成为电机领域的热点,但其转矩脉动高导致运行不平稳的特点在实际应用中会带来一系列问题,开关磁阻电机运行的不平稳与输出转矩的脉动率有关。针对这类问题,提出了一种模型预测控制(Model Predictive Control,MPC)结合模糊PID的控制策略。该方法结合了模糊PID控制和模型预测控制的优点,除了能够较快达到预定转速,使低速时间尽可能短,更重要的是降低了转矩脉动率,使电机运行更加平稳。最后,通过Matlab/Simulink仿真实验,验证了该控制系统的优越性。

基于事故树-层次分析法的集输管道失效风险研究

对油气管道进行风险识别和分析是管道完整性管理的重要组成部分,管道一旦发生严重泄漏,会造成大面积的环境污染和人员伤亡。以油田集输管道为研究对象,建立了集输管道失效事故树模型,共识别和定义了23个基本事件,利用最小割集对每个基本事件的结构重要度进行了求解,将事故树与层次分析法相结合,实现了从结构重要度—判断因子—判断矩阵的转化,发现人为破坏、材料抗腐蚀性能差、含酸性介质、运行误操作和施工缺陷等是构成管道失效的主要因素,与实际失效事故中的原因概率分布基本保持一致,证明该方法可以较为真实地反映影响管道安全运行的因素,以期为管道日常的安全管理提供理论依据。

基于故障树理论的管道安全评估研究

文章主要根据建立油气管道的失效故障树,研究了故障树的定性与定量分析的方法,根据这些特点重点分析了管道的危害性与详细的流程,就这些问题的基础,分析了如何建立油气管道独立概率模型的事件相关的概率情况。而对于当前管道安全问题而言,故障树的理论也是前提的参考条件,并要以这些数值为准确因素进行详细的剖析,使其达到一定的安全系数为目的。同时,通过对故障树结构重要性的分析表明,除了腐蚀损坏、人为失误是造成管道过早失效的主要原因。最后提出了延长管道使用寿命的有效措施。

鄂尔多斯盆地致密砂岩气烃源岩特征分析

以往的勘探开发证实,煤层和暗色泥岩是鄂尔多斯盆地的主要烃源岩,通过50余口致密砂岩气井烃源岩厚度揭示的纵横向展布特征,发现煤层与暗色泥岩在纵向上具有对气源的互补特征,在横向上具有厚度重合度差。此外,烃源岩具有高TOC和R0平面分布差异大的特征。总体来看,鄂尔多斯盆地烃源岩厚度大、高TOC和高R0,但在勘探开发过程中,这些优势很难得以发挥。因此,认为查明烃源岩与控藏的关系,明确关键控藏因素指导高效的勘探开发,是当前的关键突破方向。

郑庄区块煤层气储层特征分析

郑庄区块是沁水盆地主要的煤层气勘探开发区块,该区块煤层厚度大、展布稳定、含气量高、储层压力大,为煤层气的勘探开发提供了较好的物质基础。通过对郑庄区块已施工的煤层气参数井和生产井的煤层厚度、孔渗、储层压力、含气量统计分析,梳理了区内煤层展布规律以及煤层气储层的关键控制参数,以期为该区煤层气的深入高效开发提供参考。

沁水盆地煤层气资源潜力与未来发展前景预测

通过对沁水盆地勘探开发成果的认识,结合2020年以前实际的探明储量、产能建设和产量的耦合规律,预测沁水盆地未来近十年的发展状况。认为沁水盆地煤层气赋存潜力较大,勘探开发技术较为成熟,相应效益产出存在滞后性,但成效已初现势头,后期将持续发力。但目前开发深度基本处于1000m以浅深度,如何在深度上实现勘探突破和相应的开发效益,是长期推动该区域煤层气产业发展的关键。

基于SRM的立式抽油机控制系统设计及改造

开关磁阻电机具有可靠性高、节能性好、可频繁正反转、随时开关的特性,应用于立式抽油机具有明显优势。介绍立式抽油机的基本结构及控制系统,分析立式抽油机运行特性,并通过MATLAB进行了建模仿真,结果显示非奇异终端滑模为速度控制器的SRM控制系统,转矩脉动最低。并完成一台基于SRM驱动的立式抽油机的控制系统改造,通过增加外设控制,实现远程通信和控制,采用仿真系统的控制和优化方法,通过观察采集到的示功图看出系统的运行性能有一定程度的提升。

准噶尔盆地侏罗系页岩气地质特征及勘探潜力区识别

通过开展露头调查、样品分析、老井岩芯观察、复查老资料以及参考有关准噶尔盆地油气最新的国内外公开文献等实物工作,对准噶尔盆地侏罗系烃源岩层段黑色泥页岩的沉积、烃源岩分布、厚度、地化、油气显示和含气性等主要页岩气地质条件进行梳理、评价,落实富有机质页岩发育特征及展布规律等生气物质基础。认为盆地具备前期实验性勘探开发条件的烃源岩赋存于侏罗系八道湾、三工河组和西山窑组,沉积相以湖相、半深湖、河流相和三角洲相为主,烃源岩沉积相为半深湖:八道湾组沉积层厚为200~800 m,富有机质泥岩面积为9×104 km^(2),厚度为50~320 m,平均厚度为112 m;三工河组沉积层厚为600~800 m,富有机质泥岩面积为9.1×104 km^(2),厚度为40~240 m。烃源岩TOC为0.37%~43.54%,R_(o)为0.45%~2.0%(低-成熟阶段),母质类型以Ⅱ_(2)-Ⅲ型为主,显示出以生气为主的特征;西山窑组生气物质基础相对较差。根据准噶尔盆地层沉积演化和常规油气研究成果印证,盆地侏罗系页岩地层主要为下侏罗统八道湾组、三工河组和中侏罗统西山窑组。根据侏罗系3层烃源岩的埋深、厚度、TOC和R_(o)等参数的分析和能源滚动开发、逐步深入以及最大规避风险的原则,盆1井西凹陷—中央坳陷—准南区域的侏罗系八道湾地层为先期探索性勘探潜力区范围。

苏里格致密砂岩气生储地质条件认识与提储分析

通过对苏里格气田勘探开发历史经验成果梳理、生储层特征分析和开采工艺的认识,认为苏里格气田致密砂岩气储量大、生储条件好。但提储率相对较低,重新梳理历史勘探开发技术成果、滚动式优化现有技术与工艺,是实现气田增储上产的重要思路。突破储层改造影响范围,依靠井位、井型、选层和排采制度等手段形成井间联动效应,在生产条件等环节的耦合关系是目前切实可行的提储策略。

基于GRRS的油气管道在线巡线系统及应用

针对基于GPS定位巡线系统成本过高以及离线式巡线系统无法实时监管的缺点,某输气管道首次应用了基于GPRS油气管道在线巡线监管系统。手持简易巡检仪非接触式扫描设置在油气管道沿线的巡查点,通过GPRS无线信号将巡查信息传输至站场管理终端。现场应用表明,基于GPRS油气管道在线巡线监管系统操作方便,既降低了巡线监管成本,又能及时采集巡线信息,最大程度地保障了管道的安全运行。