煤层气井井下管杆缓蚀剂研制

针对韩城区块煤层气井长期存在的井下管杆腐蚀问题,通过对现场采出气、液及腐蚀产物进行分析,判断韩城区块主要腐蚀因素为CO2、H2S在高矿化度环境下多组分协同作用。通过静态腐蚀失重法和电化学方法对缓蚀剂进行了筛选、复配及最佳添加浓度等实验研究,研制出了适合该区块的缓蚀剂。室内实验结果表明,该缓蚀剂在韩城区块腐蚀环境下取得了很好的缓蚀效果,年均腐蚀速率降到0.045mm.a-1,能经济高效的解决该区块煤层气井下管杆腐蚀问题。     

低渗透油藏合理井网密度计算方法

考虑到低渗透油藏的地质特点,介绍了5种确定技术井网密度的计算方法,从经济角度介绍了经济极限、经济最佳和经济合理井网密度的计算方法。合理的井网密度既要满足油藏开发需要的基本条件,又要尽可能达到最好的经济效益,根据所研究油藏的地质特征综合确定。实例计算结果表明该方法合理实用。     

哈萨克斯坦Z油田中高含水期井网加密调整潜力评价

哈萨克斯坦Z油田于1961年被发现,1967年投入工业开发。油田经过长达50年的开发,已经进入中高含水开发阶段,目前综合含水55. 9%,可采储量采出程度57. 9%。通过深入分析该油田平面接替区块和纵向上的潜力开发层系与组合,结合开发方式,通过研究探测半径与有效渗透率、井网密度与原油采收率、合理井距与净产油量关系及经济极限井距和井网密度的研究,从技术和经济的双重角度论证了油田开发中后期井网加密调整的可行性,明确了下步挖潜的方向并量化了开发调整的潜力,为油田开发调整方案的制定提供依据。     

水驱油藏开发后期经济井网密度计算的改进方法

井网加密调整是水驱油藏开发后期提高采收率的一项重要手段。通过计算确定合理的井网密度,既能提高油藏最终采收率,又能提升经济效益,对水驱油藏后期开发具有重要的现实意义。对水驱油藏开发后期经济的计算方法做出了改进。首先,采用加密调整后油藏最终采收率与加密调整前采出程度之差计算新增可采储量;然后,利用产量递减规律预测油藏井网加密后未来生产年限中的产油量;最后,在充分考虑储层物性、原油物性、注采井数比以及经济因素的基础上,根据净现值原理计算经济合理井网密度与经济极限井网密度。实例计算与对比分析表明,改进方法计算结果可靠,更符合水驱油藏开发后期的客观实际,对油藏开发后期合理井网密度的确定及井网调整具有重要的指导意义。     

一种新型绕煤层固井井下装置的研制

针对煤层气井常规套管完井时水泥浆污染煤层的问题,提出一套绕煤层固井技术方案,设计研制一种新型结构的绕煤层固井井下装置;测试整套装置的耐压性,计算水泥浆通过该装置时的局部流体压耗。测试及计算结果表明:该装置可承受28 MPa的管内压力,额外增加的循环压耗约为2.2 MPa,可以满足施工需要;下入套管时,把多组装置连接在套管串上对应煤层的位置,即可实现水泥浆仅封固非煤层段,避免水泥浆和煤层的接触,从而避免水泥浆对煤层的污染,为煤层气井及油气井低压层段提供一种新的完井手段。     

一种改进的水平井井网密度计算方法

水平井井网密度计算是开发方案制定中的一项重要内容。因此研究水平井的井网密度具有重要意义。首先根据Malekzadeh提出的等效水平段长度的概念,考虑水平井有效出油段长度及储层有效出油厚度。对目前已有的生产指数比、井数替换比及面积替换比进行修正。其次应用修正的生产指数比、井数替换比、面积替换比,结合井网密度的概念,推导得出了水平井注采井网的技术井网密度。最后运用水平井井网油水井数比,结合经济效益,推导出水平井注采井网的经济极限井网密度。实例研究表明改进的水平井井数替换比具有较高的精度,可以应用于实际油田的计算,且该区目前的井网密度低于经济极限井网密度,经济上可行,后期可以进行加密。     

煤层气井MCZ缓蚀剂体系的研制

鄂尔多斯盆地东缘某区块煤层气井采出液长期存在腐蚀性变化大(pH值:5~9)、H_2S及CO_2含量高、矿化度高(10~60 g/L)、Cl-含量高(7~30 g/L)等复杂状况,井下管杆腐蚀严重。通过分析各井所处的排采阶段、地层产出物(液、气)成分、管杆材质及位置深度、腐蚀产物成分等信息,将井下管杆的腐蚀因素分为CO_2、H_2S、O_2在高矿化度环境下多组分协同作用腐蚀,研究出了适合该区块不同腐蚀类型的缓蚀剂。采用静态腐蚀失重法和电化学方法对缓蚀剂进行了筛选、复配、配伍性及最佳添加浓度实验研究。结果表明:ODD和QY缓蚀剂的缓蚀效果最好,均达到90%以上,复配的高效缓蚀剂属于阳极抑制型缓蚀剂,不仅有效降低成本,而且对环境不会造成污染,适合与表面涂层防腐技术复合或单独使用,能经济高效地解决煤层气井下管杆腐蚀问题。     

煤层气井液面测试仪的设计

液面测试仪是一种测量煤层气井液面深度的仪器,在煤层气的地面开采中需要大量用到。本文针对煤层气井的液面深度测试的特点设计了高精度的液面测试仪。硬件采用模拟滤波电路,降低了仪器的成本,软件采用循环轮转结构增加了数据传输通信的可靠性。通过对仪器进行现场验证,表明该仪器实现了设计的功能,具有一定的市场前景。     

计算气井井底压力的数值方法

本文应用了一种数值方法直接计算气井井底静压和流压,给出了几个计算实例并与其它常用的形式积分方法作了比较。     

大佛寺煤矿地下含水层对煤层气开采的影响分析

矿井地下含水层的赋存、径流特征不仅影响煤层气的含量大小及煤层开采,而且对煤层气井的排采有重要影响。大佛寺煤矿延安组含煤地层以上自上而下发育含水层七层,隔水层六层,其中与主采4#煤层开采及煤层气赋存有关的含水层分别为延安组下段4上煤-4煤间砂岩含水层、延安组上段4上煤以上砂岩含水层、直罗组下部砂岩含水层、宜君组砾岩含水层及洛河组砂岩含水层。为研究地下含水层对煤层气开采的影响,论文在阐述地下含水层发育特征基础上,利用煤层气开采井取得的水化学指标经分析对比,得出4#煤煤层气井的排采水主要来自煤层顶板4上煤~4煤间砂岩含水层段水的认识;依据该含水层距离煤层的间距、含水层厚度大小及矿井构造发育程度等指标,提出了圈定水文地质条件有利的煤层气开发区段的标准是煤层距顶板充水含水层较远,间距大于10 m,构造上处于背斜部位,不利区段的的标准是煤层距顶板充水含水层间距小于3 m,构造上断层发育或顶板含水层厚度在10 m以上,断层发育。     

考虑启动压力梯度的面积井网极限井距计算

低渗透储层具有低孔、低渗特征,其孔隙结构异常复杂,表现出非达西渗流,存在启动压力梯度现象。本文在归纳总结启动压力梯度的表现形式基础上,得出启动压力梯度应综合反应储层和流体特性,即应与流度存在相应的关系。并选取某油田盐膏层间低渗透致密岩心,通过实验研究,得出了启动压力梯度与流度之间的关系式。在考虑启动压力梯度情况下,推导出直井、水平井极限井距计算公式,研究直井极限井距与渗透率、生产压差之间的关系。并通过控制变量法,研究了水平井长度、岩石渗透率、流体粘度、生产压差对水平井极限井距的影响,得出相应的图版。且在研究单口直井、水平井极限井距的基础上,扩展到不同类型井网组合井距的计算。最后通过实例结果验证,此方法简单、实用,对确定低渗透储层合理井网井距具有重要的指导意义。     

煤层气同心管气举排水工艺参数的确定方法

煤层气井在产气之前需要进行排水降压作业,同心管气举通过在生产油管中加入小油管,可以为气举提供注气通道的同时,又不影响油套环空作为气井的产气通道。结合固相颗粒在垂直气液两相流中的运移模型,给出了同心管气举条件下,不同粒径煤粉颗粒排出井筒所需要的气液流速条件。通过同心管环空气液两相流压力计算,给出了同心管气举阀安装位置的设计方法,并结合煤层气井排采过程中煤层气井的生产动态特征,给出了注气量的确定方法。对同心管气举排水工艺进行了现场试验,分析了试验气井的实际排采曲线,证明同心管气举排水工艺的可行性,以及气举参数设计的合理性。通过计算排采阶段同心管的气举效率,表明该工艺在整个试验阶段可以保持较高的举升效率。根据煤粉排出的临界条件,判断以及预测煤粉在井底沉积的可能性和时间。     

S气田合理井距研究

S气田储层渗透率较低,断层发育,砂体横向上连续性差,气藏规模较小,存在单井点控制的断块气藏,且气藏储量丰度低,导致井控动态储量低,为低压、低产气田.结合气田实际情况,运用单井产能法、产能动态预测法以及井控动态储量公式法等,确定出S气田的合理井距范围,对气藏合理开发有一定的指导意义.     

特低渗透油田经济开发差异化井网调整方法

低渗透油藏存在启动压力梯度,只有建立有效驱替压力系统,才能有效开发油田。而技术极限井距一般小于经济合理井距,甚至小于经济极限井距。分析认为,国外特低渗透C油田原来井距为400 m的反七点井网不能建立有效驱替,是注水效果差的直接原因。通过技术极限井距和经济极限井距,论述注水经济开发的有效厚度下限。根据不同区域油层分布情况,采用不同的注采井网调整方法和储层改造对策。结果表明菱形反五点差异化井网加密调整方法适用于国外此类油藏注水开发,实现了该类特低渗透油田的经济开发。     

煤层气多分支水平井分支间距优化研究

建立了非均质双孔介质煤层气储层多分支水平井开采的数学模型,模型中考虑了裂缝中气体的扩散和主支、分支井筒内压降的影响,分析了煤层气多分支水平井分支间距对产能的影响。研究表明：采用多分支水平井开采煤层气储藏时,给定井身结构条件下,存在最优分支间距,当分支间距小于最优分支间距时,实际控制面积小,峰值产气量和累计产气量小;当分支间距大于最优分支间距时,累计产气量降低,相同控制面积下采出程度降低;现场开采煤层气储层时,当最优分支间距较小时,相对而言实际控制区域内煤层气采出程度更高;本文计算条件下,煤层气多分支水平井最优分支间距为200-300m。     

启动压力梯度确定井距和判断油井压裂的新方法

低渗透油藏最大的特征是存在启动压力梯度,其流动为非线性渗流。在一定的井距、生产压差情况下,启动压力梯度决定油藏多大范围内原油可参与流动,这直接影响油田的采收率。根据弹性渗流理论,以油井最大产量生产时产生的压力波传到油藏内某处,其压力梯度正好等于启动压力梯度时离油井的距离作为最大泄油半径,从而建立了计算最大井距的数学模型。根据压力在压裂裂缝中的传导特征,提出了判断油井是否需要压裂和计算最小压裂缝长的方法。对2个油区6个油田的41口油井计算表明,最大井距为(4~449)m,约68%的油井需要压裂,最小压裂缝长为(2~73)m。结果与实际情况的一致性较好,表明该方法具有较高的可靠性和实用性。     

低渗油藏合理井网密度的确定

合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题.利用谢尔卡乔夫的采收率与井网密度关系式,推得了单井可采储量、可采期的单井效益和单位面积总效益随井网密度变化的关系式.以单位面积总效益最大化为准则推得了合理井网密度及其对应的采收率、单井可采储量、可采期的单井效益和最大单位面积总效益,同时求出了经济极限井网密度.讨论了原油价格变化对合理井网密度及其对应的单井可采储量、可采期的单井效益和最大单位面积总效益的影响.油田应用实例表明,该方法对于低渗透油田开发方案和开发调整方案的经济技术论证有较好的指导作用.     

水力喷射径向水平井技术在煤层气开发中的应用

为了解决煤层气地面钻井中钻井、固井及压裂造成的污染而产生的近井堵塞,采用水力喷射径向水平井技术,打通污染及堵塞带,沟通煤储层的裂缝系统。结果表明:将这一技术引入煤层气开发中,对因近井带污染等因素造成煤储层渗流通道不畅的煤层气井,即可以实现解堵作用,又可以沟通近井带以外的更多微裂隙及裂缝,降低流体流动摩阻,提高通道导流能力,达到气井增产的目的。该项工程工艺技术为煤层气地面钻井开发提供了一项新的增产措施和方法。     

低渗透油田井距与动用储量百分数关系研究

低渗透油藏开发中,油水渗流时的启动压力现象普遍存在,在开发过程中必须依据油藏的油水启动压力梯度规律来确定合理的注采井距。将启动压力梯度规律与渗流理论相结合,确定了井距与动用储层渗透率下限的关系及井距与动用储量百分数的关系,从而有效指导井网加密调整工作,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

寺河井田下组煤煤层气开发有利区优选及穿煤柱水平井井位部署

寺河井田在煤炭开采前需要通过地面预抽方式降低瓦斯含量以解决煤炭开采过程中的瓦斯突出等问题。煤矿区地面煤层气开发工程要做到与煤炭的协调开发,煤层气抽采区块的优选及井位的合理部署至关重要。本文利用FLAC3D软件模拟,建立煤层底板采动效应地质模型,开展针对性的研究上组煤采动后下伏岩层应力变化;结合煤矿采掘部署,选取下组煤煤层气开发的主控因素为指标,建立采动区下组煤煤层气开发潜力评价指标体系,采用层次分析法和模糊综合评价相结合的方法,评价煤层气开发的有利区块;以煤层气与煤炭协调开发为前提,确定穿煤柱水平井煤层气开发井位部署的原则,研究水平井设计的关键要素及内容,优化设计15口井位。研究表明：9号煤层和15号煤层都处在3号煤层开采卸压范围内;东五盘区是寺河井田部署下组煤煤层气水平井的优选区,开展的1口煤层气井最高日产气量达到了9 522 m3。