鄂尔多斯盆地北部S井区盒8上亚段砂岩气藏沉积微相研究

鄂尔多斯盆地北部(鄂北)S井区盒8段气藏属于致密砂岩气藏。目前该井区盒8上亚段作为主力层位之一已进入开采中后期,存在剩余气分布特征不清的问题,进一步开采难度较大。为解决此问题,综合利用动静态资料,对该层位开展沉积微相的精细研究。研究区盒8上亚段自下而上分别划分为盒8上1、盒8上2两个小层,通过沉积相标志以及测井相分析,识别盒8上亚段单井沉积微相发育特征,并在横向上对该井区内的沉积微相及其组合关系进行分析,最终确定该研究井区盒8上亚段的沉积微相平面展布特征。结果表明:研究区气藏范围内发育边滩、河道充填、废弃河道、堤岸(天然堤、决口扇)、河道间5种微相;边滩以及河道充填为主要的控砂微相类型;盒8上1小层的西北部分布较大规模边滩,东部零星分散,盒8上2小层的东南部零星分布有边滩,西部分布有较大规模。研究成果可为鄂北地区储层非均质性特征和剩余气藏分布预测提供地质依据。

地基沉降载荷作用下压气站管道力学分析

针对某天然气管道黄土地基沉降项目,结合数值模拟和现场监测方法对管网应力进行分析,为湿陷区的管网应力分析提供理论依据。数值模拟结果与DH5971监测数据的最大相对误差为9.8%,说明了模拟结果的合理性。管网力学性能的研究表明越靠近埋地主管部分,管道应力集中现象越明显;管网左侧主管三通处应力为440 MPa,已进入塑性变形阶段。对管网应力释放的研究表明:右侧位移约束消除后,三通处的应力仅为205 MPa,管网应力下降明显;左侧断面应力释放后X向位移变化最大,达到322 mm。

苏里格气田低成本排水采气技术研究及规模应用

苏里格气田生烃强度弱,喉道半径小,含水饱和度高(35%~42%),烃类气体对储层原生水排驱不彻底,形成成藏滞留水,气水同层,排水采气须贯穿气田开发过程始终。随着开发时间延长,气井产量降低、携液困难,低产低效井占比达到69.5%,针对目前工艺现状,通过开展泡排精细化研究、柱塞融合及简化优化、速度管柱+柱塞一体化探索、自动化智能化排采攻关等措施,建立完善低成本排水采气技术系列并规模应用,最终达到措施综合成本降低、效果稳中有升、整体产出投入比提高的目的。

苏里格气田X井区山1段沉积微相及砂体分布特征

基于岩心、测井、录井等资料,进一步研究苏里格气田X井区山1段的沉积微相及砂体分布特征。结果表明:山1段在三角洲平原亚相背景上发育河道间、河道充填、边滩、堤岸等微相,其中河道充填和边滩为主要控砂微相类型;山1段各小层砂体顺物源方向逐渐变厚,其中山1^(1)小层砂体发育最为充分,山1^(2)、山1^(3)小层砂体发育程度相当;有效砂体以垂向叠加型和横向接触型为主,其中山11小层的有效砂体发育最为充分。

页岩气聚磺钻井废液循环利用优化技术研究

非常规能源页岩气开发将有助于改善我国的能源结构,国家能源局将其纳入国家战略性新兴产业,是四川省五大高端新成长产业规划之一。钻井废液是钻井过程中最具有代表性的废弃物之一,其产生量大、成分复杂、处理成本较高,研究钻井废液的处理对钻井作业现场周边环境的可持续发展意义重大。研究结论表明:以钻井液表观粘度、塑性粘度、动切力和中压滤失量为主要指标,通过不同浓度影响因子对钻井液的性能影响研究,结合Design Expert中Box-Behnken模块数值模拟,确定聚磺钻井废液循环利用配制钻井液指标体系要求。

天然气集输管道安全施工风险分析与对策研究

随着油田公司加快二次发展新征程,天然气生产规模步入精细化管理不断发展壮大,但在天然气集输管道施工过程中,由于施工单位安全管理薄弱、施工人员技术素质不一、施工过程管控力量不足等问题,导致天然气集输管道施工安全风险突出,在天然气集输管道施工现场安全检查中发现的各类安全隐患,直接暴露出施工作业过程中存在严重安全风险和管理漏洞。就天然气集输管道施工中的难点问题进行初步探讨,分析天然气集输管道施工管理中存在的隐患问题,从根源上查找风险、探讨对策,提出进一步规范天然气集输管道施工安全管理的对策。

采气厂车辆管理问题与对策研究

车辆管理是对所涉及到的设备、人员等资源的管理和调配,为了使采气*厂车辆管理统一规范化,合理有效的使用各种车辆,最大限度的节约成本,使得车辆使用和车辆控制达到更为高效的水平,将车辆的利用效益予以真实的、准确的体现,研究先分析和解读了采气*厂在车辆管理方面的整体现状,而后剖析总结相关问题,并找到原因,最后针对具体的问题给出具体的解决策略和方法。

关于对数字化采气厂模式下创新员工培训体系的探讨

市场经济条件下企业的竞争关键是人才的竞争,人才是创造效益和获得发展的资本,因此人力资本投资关系企业的生存和发展。在招聘和引进人才存在多种制约条件的情况下,培训作为企业进行人力资本投资的最基本方式,也是企业人力资源开发的核心内容。既然培训是一种投资,那么它追求的就是最大的投资回报率。如何提高和实现最大的投资回报率,其有效手段就是创新培训体系,提高培训效果和质量,以适应企业发展战略目标的要求。 随着中国石油长庆油田分公司第四采气厂从“数字化”到“智能化”的逐步成熟,原有培训模式和体系受条件和场地限制,效果大打折扣,已不能满足快速上产、稳产对高素质人才队伍培训的需求。如何使数字化优势服务于培训,创新培训模式,使其与新的员工培训体系充分融合,本文就此问题予以探讨。

无线WiFi在油田社区网中的应用研究——以长庆油田社区网为例

在油田社区网的建设中,结合现有交换机网络和EPON网络,WiFi设备作为边缘接入设备,在很多单位进行了部署,通过通信处的账号管理、无感知认证等后台管理系统,对员工的终端设备进行了有效的接入和管理控制。

苏里格气田泡沫排水采气工艺应用技术难点及对策

苏里格气田气井产量普遍较低,气井自身携液能力差,排水采气是产水气井连续稳定生产重要工艺措施。泡沫排水采气工艺由于其成本低、易操作等优点在苏里格气田得到大规模应用,但井下节流技术、单井无液量计量等对泡沫排水采气技术的推广应用也带来一些挑战。文章通过对苏里格气田泡沫排水采气工艺应用过程中存在的问题及技术难点进行分析,总结提出适时起出节流器、应用橇装计量装置、完善消泡工艺、推广应用井口自动加药装置等对策,并取得一定效果,这对同类气田泡沫排水采气工艺应用具有借鉴意义。

长庆气井除垢方法研究及现场试验效果分析

随着长庆气田开发时间的不断延长,气井在生产过程中表现出不同程度的井筒腐蚀结垢和近井地带储层堵塞现象,严重影响气井的携液能力和井下测试作业及产能的有效发挥,导致气井产量快速下降甚至关停,影响气井最终采收率。本文从长庆气区气井的结垢机理研究入手,对比分析油气田常用除垢方法的优缺点,最终优选化学除垢方法,通过不同区域地质特征和垢物成分分析,有针对性的优化除垢药剂配方并在长庆气区开展了现场试验,取得了显著地增产效果。

同步回转排水采气技术改进及试验分析

针对苏里格气田低产低效气井井筒积液严重,以及现有同步回转排水采气技术稳产效果不稳定的问题,开展了技术改进与升级,并对其现场试验效果进行系统分析。同步回转排水采气技术是将井口粗分离后的一部分天然气回注至油套环空,其余气液外输至管网,增加气井举升能力的一种新型绿色增产技术。通过一系列改进措施,提高了装置的主机转速,增大了主机容积,处理量由原来的30 m^3/h增至67.5 m^3/h,装置回注气量显著增加。试验结果表明,回注气量越大,气井排液增产实施效果越好,排液效率越高,稳产周期越长。因此,该技术的改进和升级,实现连续气举排液,解决了该技术稳产中的关键问题,为该技术的推广应用提供了技术支持和理论依据。

苏里格气田柱塞气举排水采气工艺技术研究

苏里格气田为典型的“三低”气藏，气井生产中后期携液能力降低，导致井筒积液，影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，开展了柱塞气举排水采气工艺试验。介绍了柱塞气举工艺原理及柱塞组成，通过柱塞气举参数设计、柱塞类型及优化方式优选，总结了柱塞气举现场试验开展情况及试验效果评价。柱塞气举工艺利于排出井筒积液，确保了气井产能的有效发挥，经济效益可观，取得了良好的应用效果，为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺的推广应用提供了的借鉴。

藻菌生物反应器处理油田污水的实验研究

利用实验室配置的模拟油田污水,考察了小球藻和藻菌生物反应器对污水净化处理效果和生物量积累的影响。实验数据显示:藻菌生物反应器运行25 d时,对模拟油田污水COD、TP、NH_(4)^(+)-N的去除率分别为44.23%、88.68%、85.01%,TN在反应器运行到53 d去除效果最高达到80.99%。小球藻生物反应器运行的第25天对污水COD、TP和NH_(4)^(+)-N的去除率分别为35.45%、81.17%、和80.10%,TN在反应器运行第53天时去除率最高为76.75%。结果表明,藻菌共生提高了微藻的光合速率、生长速率以及污染物的去除效率,其效果优于小球藻处理系统。

C/N对藻菌共生处理油田污水的影响

利用小球藻和好氧细菌共培养用于处理不同C/N(4:1和8:1)的油田污水。结果显示,相比于低C/N(4:1)污水,高C/N(8:1)的污水中获得的总生物量更大,小球藻比生长速率和叶绿素含量更高。藻菌共生系统对高C/N污水的SCOD和TN的去除分别为62.13%和30.70%,均高于低C/N污水。进一步探讨了C/N对小球藻和好氧细菌在降解不同污染物中的作用。在低C/N污水中,细菌在去除SCOD方面起着主导作用,小球藻对TN降解贡献更大。而在高C/N污水中,微藻对有机物去除能力更强,好氧菌对氮营养的吸收更多。

超临界CO_(2)强化开采页岩气技术研究进展

CO_(2)强化页岩气开采与地下封存一体化技术因其具有节能减排和高效开采页岩气的特点,已成为未来页岩气开采和发展的新方向。经室内试验和现场实践证明,scCO_(2)-ESGR技术可以显著提升页岩气的单井产量,对CO_(2)实施就地封存,减少碳的排放。本文介绍了scCO_(2)的特性,简述了CO_(2)开发页岩气的相关机理,着重论述了scCO_(2)-ESGR工艺的关键技术,分析了CO_(2)强化开采页岩气的优势,并指出了其目前尚需解决的科技问题及存在的弊端和不足,最后指出实现页岩储层中CO_(2)地质封存与页岩气开采的规模高效科学环保一体化是页岩气革命下阶段的发展目标。

CO_(2)置换开采海域天然气水合物联合技术展望

介绍了天然气水合物(NGH)的储量、分布及物化性质,对比了不同NGH开采方式的优缺点,着重论述了CO_(2)开采可燃冰与海洋封存联合技术,分析了该技术在能源、地质、经济与环境方面的优势,指出了其在技术、投资、环保与政策方面存在的不足和面临的挑战,最后展望了其发展前景。

二氧化碳地下封存与页岩气开采联合技术研究进展

在介绍超临界二氧化碳特性的基础上,着重论述了scCO_(2)-ESGR工艺的核心技术,剖析了scCO_(2)强化开采页岩气的技术优越性,并指出了目前尚需解决的科学问题及存在的弊端和不足,最后提出了从室内理论研究和现场应用效果评价2方面出发,双管齐下,全面实现页岩气的高效开发和规模化生产。

置换法联合压裂开采天然气水合物技术

详细概述了可燃冰的物化性质、勘探开发主要历程及开采技术现状,着重介绍了压裂联合CO;置换开采天然气水合物技术,并对其在技术、经济及安全方面的优势进行了分析,同时指出了该联合工艺在技术、地质风险及环保方面存在的不足和挑战,并对其未来发展前景进行了展望。

苏里格气田西区盒8段储层“四性”关系研究—以苏54区块为例

上古生界下石盒子组8段(简称"盒8段")为苏里格气田西区("苏西")主力储层之一,孔隙结构与测井响应关系复杂,有效储层识别困难,气层非均质性强,气水关系复杂。以苏54区块为例,根据岩心资料分析、铸体薄片鉴定、毛细管压力测试、电镜扫描、测井综合解释等资料,通过研究盒8段储层"四性"(岩性、物性、电性及含气性)特征及相互关系:(1)明确了储层物性的控制因素,(2)建立了储层渗透率、孔隙度、含气饱和度解释图版,(3)定性的识别有效储层及划分储层有效厚度。