延长气田抗CO_(2)/H_(2)S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题,通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因,以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO_(2)/H_(2)S腐蚀缓蚀剂为助剂,以抗CO_(2)腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配,通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价,并探究不同H_(2)S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果,筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂,并将其在现场应用。结果表明:溶解氧、侵蚀性CO_(2)、CI^(-)引起的吸氧腐蚀、CO_(2)腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因,细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响;在CO_(2)/H_(2)S腐蚀联合控制条件下,抗CO_(2)/H_(2)S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优,缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO_(2)/H_(2)S复配缓蚀KS-02平均缓蚀效率可达到79.63%,缓蚀性能较好。

延长气田地层破裂压力模型研究

针对延长气田目的层破裂压力不能有效预测的问题,通过实验研究,以黄荣樽模型为基础进行了设计改写,得到了石千峰、石盒子组、山西组山1、山西组山2、本溪组、马家沟组各气层组地层破裂压力预测模型。经过东西部共19口井21个层的实例检验,模型预测成功率达84.6%,所建立的地层破裂压力预测模型能够满足工程需要,可推广全区使用。

延长气田刘家沟组以下地层防塌钻井液研究

井壁稳定问题一直是制约油气田勘探开发进程的关键所在,井壁失稳严重影响着钻井速度、质量及成本。延长气田井壁失稳形式主要表现为钻井过程井壁坍塌问题,根据延长气田历年钻井数据分析,造成井壁失稳的主要原因是钻井液性能引起的刘家沟组以下地层发生坍塌。本文对延长气田现场防塌钻井液性能进行评价,通过优选钻井液抑制剂、封堵剂品种、质量与加量得出强抑制、强封堵钻井液配方,该钻井液具有良好的流变性能,抑制性强,岩屑回收率达96.3%,封堵性强,能有效封堵40~60目砂床。

延安气田Y井区压力递减规律研究

延安气田Y井区进入稳产阶段以来,由于地层压力逐渐衰竭,部分气井产能已显著降低,目前正面临产量递减。为了进一步加深对Y气田储层特性、气井产能特征、气藏稳产能力的认识,研究气藏的稳产能力,预测气田增压时机,为合理确定气田开发阶段、高效开发气田提供有力技术保障,选择典型井块开展气井产量递减分析。通过气藏工程、地质建模、生产动态分析等方面的研究,掌握Y井区气井定产状态下的井口压力年下降幅度在2.1M~2.2MPa,得出配产比及周边井对该井区递减率影响较大。

压裂裂缝参数对致密气藏开发的影响因素研究

压裂投产是致密气藏开发的主要手段,但由于压裂裂缝的几何形态差异和地质非均质性导致致密气藏压裂后的产能参差不齐。为进一步明确致密气藏压裂裂缝参数对产能的影响规律,基于鄂尔多斯盆地致密气藏地质特征,采用CMG-Stars软件建立致密气藏机理模型,通过数值模拟方法研究压裂段长度、段间距、半缝长和缝高等参数对致密气藏产能的影响规律。研究结果表明:压裂段长度越长,段间距越密、半缝长越长和缝高越高,其产能越好。本次研究优化的裂缝参数为压裂段长度为50m,段间距为30m,半缝长为300m,缝高为20m。该研究结果可以为致密气藏压裂工艺参数设计提供理论指导。

靖边气田马家沟组碳酸盐岩储层特征及主控因素

为优选靖边气田马家沟组碳酸盐岩储层有利区域,以靖边南部马家沟组五段4亚段为例,基于岩心观察、铸体薄片鉴定、物性资料统计及压汞测试等方法,分析研究区碳酸盐岩储层特征,从古构造、岩相古地理环境、成岩作用及岩溶古地貌等方面研究主控因素与储层分布的关系。结果表明:马家沟组碳酸盐岩储集层岩石类型包括膏盐溶蚀泥粉晶白云岩、岩溶角砾泥粉晶白云岩及砂砾屑泥晶白云岩;储集空间类型包括铸模孔隙、晶间孔和晶间溶孔;储层孔隙结构划分为高饱和型、中饱和型、低饱和型及微饱和型4类,储层分布受古构造、岩相古地理、成岩作用和岩溶古地貌等因素控制,其中古构造中的高部位、古地理环境中的云坪沉积微相、成岩作用中的早期淡水溶蚀、白云石化和表生期岩溶作用,以及古地貌中的岩溶斜坡带是储层发育的有利因素。该结果为靖边气田碳酸盐岩储层天然气勘探有利区优选提供依据。

靖边气田盐下钻井液体系研究

针对靖边气田盐膏层钻遇率低、井下复杂情况及事故频发的现象,常用的聚磺欠饱和盐水钻井液体系除了密度较高,打开盐膏层之前需要进行承压堵漏外,对设备要求较高,腐蚀较大。评价KCl相比于NaCl的优点以及加量对体系性能的影响以优选基浆,对比几种不同类型低聚物添加剂对流变性、滤失性的影响以优选体系。结果表明,加入8%KCl时基浆性能最佳;加入2%PC-Ⅱ后的低聚物欠饱和盐水钻井液体系性能最好,具有良好的润滑防卡能力,初滤失时间70 s,API滤矢量3 mL、高温高压滤矢量8 mL。该体系在靖27-2井和靖27-3井应用结果显示,应用井段井壁稳定、井径规则、电测及录井显示较好,实现了储层保护、提高盐膏层钻遇率的目的。

重大事故后果模拟法在天然气净化厂安全评价中的应用

随着天然气成为现代工业发展的重要能源支柱,保障其安全生产极其重要,天然气安全管理已经打破了传统的检查整改模式,人们更多的要求是细化风险等级,量化危险系数,所以对安全管理人员的能力也提出了更高的要求,需要安全管理人员掌握科学的安全评价方法。本文首先介绍天燃气安全管理的重要性并对常用的几种安全评价方法进行介绍;随之通过对净化厂的生产特点及危险特性进行分析,得出事故后果模拟分析法的适用性,并对此分析方法进行详细介绍。最后提出天然气泄露重大事故模拟后果情景的设置,以及评价结果意义。

延安气田山西组储层特征研究

储层是油气聚集的重要场所,其优差决定着储集能力的大小,进而决定着油气田的产能。储层特征研究是油气藏有效开发的前提,为油气田勘探开发提供重要依据,因此主要对延安气田山西组储层特征进行了研究。

以响应面法优化气田含甲醇污水预处理药剂加量

针对延长气田某净化厂的含甲醇污水预处理装置存在结垢严重、腐蚀等问题,利用离子色谱、XRD等方法对含甲醇污水及再生塔塔板垢样进行分析,在单因素的实验基础上,以含甲醇污水的总铁、浊度为考察的总指标,采用响应面法优化得到氧化剂、碱化剂、絮凝剂及助凝剂4种预处理药剂的最佳注入量,最后验证了优化方案的可靠性。研究结果表明:含甲醇污水pH值偏低,矿化度较高,易结垢的Ca2+、Mg2+含量高;再生塔塔板垢样的主要成分为CaCO3、MgCO3,含量(质量百分比)分别为64.32%和35.58%,说明大量存在的Ca2+、Mg2+是导致甲醇再生装置结垢腐蚀的主要原因。预处理药剂的最佳加量为氧化剂832.39 mg/L,碱化剂1108.64 mg/L,絮凝剂889.01 mg/L,助凝剂57.59 mg/L,此时,预测的响应值为3.525。现场污水经优化处理后pH值为7.4,浊度为6.8 NTU,总铁含量为11.04 mg/L,均达到预处理水质指标要求;现场的设备和管线结垢、堵塞情况明显好转,由原来的1个月检修两次,降至3个月左右检修1次。

探究石油天然气行业安全生产标准化体系的建立实施

石油天然气在我国是一种十分关键的清洁能源,并且直接影响着我国的社会发展进程。所以创建更加标准化的天然气安全体系务必取得相应的关注与重视,本文首先介绍了石油天然气安全生产管理标准化的意义与原则,接着针对其中存在的问题提出了相应的优化措施,对石油天然气标准化体系的创建提供一定的参考。

延安气田Y井区缓蚀剂防腐优选研究

Y井区为延安气田开发的第一个含硫区块,天然气中H_(2)S、CO_(2)的气相分压较高,易与地层水或凝析水反应形成腐蚀性介质,从而造成严重的金属腐蚀。腐蚀问题的存在,制约了气田的安全高效生产。对Y井区的腐蚀机理及腐蚀因素进行了分析,对该井区使用的两种缓蚀剂,通过挂片失重法进行了性能评价。结果表明,使用缓蚀剂JX-HSJ-001,当质量浓度为100 mg/L时,缓蚀率可达到90.41%,缓蚀效果较好。

延安气田志丹区块完钻电测遇阻分析及对策

延安气田志丹区块的完钻电测存在电测遇阻率高的问题,为了探索完钻电测遇阻的原因及技术对策,针对区块的钻井电阻情况进行了统计研究,提出了"大肚子井眼""糖葫芦井眼""井眼台阶""电测施工前准备不充分"4大主要电测遇阻原因,采取了施工预报、井眼轨迹优化、加强施工管控、电测前充分准备、测井工艺优化等5大措施对其进行了优化,电测遇阻率得到了大幅下降。

关于石油天然气生产企业安全风险识别方式

安全生产作为企业经营管理中的关键要素,只有在确保安全生产后,才可以进一步提高企业的顺利运行以及员工的人身与财产安全,而对石油化工设备进行维修与管控在石油天然气行业中十分关键。本文大致讲解了石油天然气发展的实际状况,进一步提出了需要有关单位实施的安全管理措施,从而更好的推动石油天然气安全生产合理开展。

石油天然气生产企业安全管理模式分析

石油天然气作为我国非常关键的产业之一,在经济的持续发展过程中扮演者支撑性产业的角色,在最近几年中,由于石油天然气企业的规模不断扩张,部分风险因素也随之显现出来。为了更好地推动石油天然气行业的长远进步,应该创建更加健全的安全管理模式,因此本文分析研究了现阶段石油天然气企业生产期间出现的问题,并针对性的提出对应的优化措施,从而更好地创建安全管理模式。

致密砂岩气藏压后返排技术设计优化研究

致密砂岩气藏的开发随着时间的推移会产生诸多问题,例如气藏压裂过程中返排能力的下降和水锁效应的产生。为此,以液氮的性质为基础,利用其特性对气藏的压裂方式进行了优化,然后通过实验和计算对优化后的液氮增能压裂效果进行研究。为了减少水锁损害对气藏压裂产生的影响,对水锁损害进行了模拟试验研究。研究结果表明,加入液氮对于井底液柱的压力、返排压差均有积极影响,影响水锁损害程度的因素有气藏的自吸程度和其所受的压力大小。

延长气田丛式井组排水采气工艺优化

延长气田所处位置地质条件复杂,且长期开采,气井环境逐渐恶化,积水积液问题多发,这导致在一定程度上对天然气造成污染,还会降低气井开采寿命,影响开采效率。泡沫排水采气工艺作为广泛采用的技术手段,如何优化工艺、提高效率、因地制宜,成为解决这一问题的关键因素,本文就排水排气工艺的特点以及存在的问题等多方面进行研究,提出优化意见。

微生物协同纳米颗粒驱油的研究进展

随着油田开采的不断深入,传统的驱油方法存在效率低下、环境污染等问题。近年来,微生物技术与纳米技术的结合,为提高油田采收率提供了新的思路。本文综述了微生物与纳米颗粒协同驱油的研究进展,包括微生物纳米驱油技术的研究现状、协同驱油机理、技术的稳定性等,并展望了相关的研究前景。

预测倾斜气井临界携液流量新模型

目前应用广泛的临界携液流量预测模型大多以垂直井作为研究对象,并未考虑井斜角度对携液的影响,造成倾斜气井临界携液流量预测值与实际情况存在较大偏差。针对倾斜气井是否出现积液问题,基于液滴受力平衡分析,建立考虑液滴形变与井斜角度影响的气井临界携液流量预测新模型。根据能量守恒方程,推导得到临界韦伯数与液滴变形参数的函数关系式。基于椭球形液滴假设,考虑液滴内部流动及液滴形变影响,将邵明望模型计算结果下调15%作为椭球形液滴的曳力系数。结合实例与Turner模型、李闽模型、王志彬模型、杨文明模型和Belfroid模型进行对比分析发现,新模型准确程度较高,计算精度提高14.49%~16.80%,能正确判断气井积液情况,与现场实际情况吻合,可以有效指导气田安全、合理生产。

鄂尔多斯盆地靖边地区马家沟组中上组合天然气成因类型

鄂尔多斯盆地靖边地区奥陶系马家沟组中上组合近年来相继取得重要油气发现,指示下古生界存在丰富的天然气资源。通过分析延长石油新钻井的古生界天然气组分、碳氢同位素以及流体包裹体等测试手段,分析靖边地区马家沟组中上组合天然气的组分、成因和分布特点,结合构造热演化历史,探讨天然气可能的主要来源。结果表明,马家沟组中上组合天然气自上而下总烃和重烃含量逐渐降低,非烃含量(CO_(2)、H_(2)S)和干燥系数逐渐增加。烷烃碳同位素组成呈现轻微的部分倒转,δ^(13)C_(CH 4)分布在-35.29‰~-34.15‰,δ^(13)C_(C_(2)H_(6))分布在-35.44‰~-33.46‰,δ^(13)C_(C_(3)H_(8))分布在-32.58‰~-30.22‰。马家沟组中上组合天然气整体上表现为油型气与煤成气混源的特征,且向下内幕气源岩的贡献不断增大。流体包裹体分析表明靖边地区马家沟组中上组合主要存在3期天然气充注,主力充注期烃源岩成熟度Ro在1.0%~1.3%,指示上古生界煤成气为主要来源,下古生界油型气也具有一定贡献。