盐穴储气库小间距双井造腔参数研究

夹层多、盐层薄是我国盐岩赋存的主要特点。目前,我国普遍采用的单井对流法在造腔速度以及夹层控制等方面存在诸多不足。小井间距双井造腔方法采用大尺寸造腔套管对井直流排卤,具有造腔速度快、建库周期短、盐层利用率高等优点。为了探究该方法中关键造腔参数对腔体建造的影响规律,本文开展了多组造腔物理模型试验,探究了不同双井间距、注水流量下盐穴腔体的拓展规律。结果表明过小的井间距难以使腔体在水平方向充分拓展,过大的井间距会使得腔体形态不规则。在低注水流量下,会导致注水端腔体顶面过高影响腔体稳定性;而在高注水流量下,腔体形态更加规则,但是需要消耗较多能源和淡水资源。可以认为井间距会直接影响腔体最终形态,注水流量会影响腔体两侧的平衡性。本文给出了小间距双井溶腔方法中双井间距、注水流量等关键造腔参数的选取方法,可以为工程应用提供参考。     

盐岩水平储气库的相似模拟建腔和长期稳定性分析

利用地下盐穴作为油气储库是一种常见的方法。但由于中国地下盐矿层状盐岩居多,特点是单层厚度薄,不溶物含量高,因此单井造腔腔型控制难度大,造腔速度慢。根据双井对流建库方法,通过实验模拟建造的水平盐穴为模型基础,依据湖北云应地区盐矿地质条件和盐岩的物理力学性质,数值模拟其在不同埋深情况下建造后腔体长期运行体积收缩情况。通过实验发现采用双井对流造腔方法建设储气库是可行的,腔体的形状可以通过流量和油液分界面来控制。对地下盐岩水平储气库的岩石长期蠕变模拟发现,水平储气库随着埋深越大相同蠕变期内条件下腔体的体积收缩率和腔体周边塑性变形区体积也越大,同时使用寿命也越短。     

金坛盐穴储气库畸形对盐腔体积影响

金坛盐穴储气库属于层状盐岩型储气库,建设过程中经常出现腔体畸形、偏溶现象,严重降低盐腔有效体积。研究腔体畸形对盐腔体积的影响规律,并在造腔过程中加以控制,将有助于加快库容工作气形成。结合金坛盐穴储气库实际盐腔情况,分析了腔体畸形、偏溶和底坑形状对盐腔有效体积的影响,并根据其形成原因给出了相应解决措施。结果表明,金坛盐穴储气库畸形、偏溶腔体约占总数的30%,畸形系数(11.8～90.1)×10^-3,畸形系数越大盐层利用率越低;畸形导致横截面为椭圆形,且不同深度的腔体直径差别较大,使腔体周围盐层利用率降低;偏溶使井间矿柱宽度过低,矿柱比减小,腔体直径受限,腔体积严重降低;底坑形状可分为“V”形、“一”形、“”形、“A”形4种,其注气排卤效率依次降低,其中,“”形、“A”形最不利盐腔空间利用,严重降低储气体积。对于腔体畸形可采用的控制手段有降低排量、采用正循环、天然气阻溶回溶等技术。对于偏溶可采用预测偏溶方向合理设计井位、降低矿柱比增加腔体直径等措施。底坑畸形尚无有效控制手段和提高注气排卤措施。该研究为后期腔体形状控制和提高盐腔体积奠定了理论基础,将有助于加快金坛盐穴储...     

盐岩储气库造腔期流体运移最大影响范围实验研究

采用染色法在三维盐岩储气库腔体模型中进行流体运移实验研究,分析流体运移最大影响范围.研究结果表明:随腔内盐水浓度增大,流体运移最大影响范围的上下边界都向腔体顶部方向移动,促进腔体上部侧壁面盐岩溶解;随注水流量增大,径向运移速度增大,促进侧壁面盐岩溶解,并且最大影响范围下边界向腔体底部移动,促进中间管管口下部盐岩溶解.将实验数值转换为工程值,在腔内盐水质量浓度为25,50和75g/L,注水流量为60,80和100m³/h,管间距为28,42,56,70,84和98m组合条件下,得到流体运移最大影响范围数值.研究结果和方法可为工程中提高造腔效率及控制腔体形态提供参考建议和途径.     

水平对接采卤井腔体溶蚀形态分析

水平对接采卤井腔体的形态无法被现有声呐检测设备直接探测，腔体形态不明是制约这类腔体改造利用的主要因素。针对这一问题，采用声呐检测技术和造腔工程技术，结合采卤井钻井工程资料、生产资料和盐层不溶物含量等资料，计算了腔体的底坑体积，构建了水平对接井腔体的整体形态。结果表明，水平对接井腔体的溶蚀主要发生在两口井的井眼附近，形成两个类似于单井溶蚀的腔体，自由体积仅存于两口井附近，两口井之间连通部位仅有一个狭长的通道连接，腔体大部分被不溶物掩埋，整体形态呈U形。研究结果可以指导水平对接井采卤腔体的稳定性评价和改造利用方案设计，有效推动这类腔体的储气库改造利用。     

盐穴储气库水溶造腔工艺优化研究与现场应用

盐穴储气库在天然气行业所占比重越来越大，金坛储气库作为国内第一座投产的盐穴储气库，经过工程建设实践发现，很多溶腔工艺存在较大的优化空间。通过分析储气库水溶造腔流程，对造腔过程中涉及到的提高造腔效率，减小造腔耗能以及盐层最大化利用进行分析，提出了水溶造腔的优化工艺：采用反循环造腔大幅度增加排卤盐度，减小井下作业次数缩短不必要的停井时间以加快水溶造强进程，安装光纤界面仪实现阻溶剂界面的实时监控，优化注水量大幅度减小能耗，处理厚夹层以及整体扩容腔体对盐层进行最大化利用。     

岩盐储气库水溶建腔岩盐溶蚀模型研究

为了深入研究岩盐水溶机理及溶腔形状变化规律,在岩盐水溶物理机理研究的基础上,根据物质平衡原理和Fick第一扩散定律,导出了水溶造腔腔体边界变化的动边界方程,建立了完整的岩盐溶蚀数学模型.通过计算机数值求解方法,对岩盐溶腔过程进行了动态模拟研究.结果表明,该岩盐溶蚀数学模型能够有效的反映腔体形状的变化规律,指导储气库水溶建腔.     

盐穴储气库回溶造腔技术研究

为提高地下盐穴储气库的经济性,在确保运行安全前提下,开发企业要求盐穴储气库地下净体积尽可能大,而在造腔过程中由于地质情况、工程故障以及认识不到位等原因导致腔体部分盐层未得到充分溶蚀,体积没有达到最优,为充分利用日渐匮乏的适合建库盐层,有必要进行回溶造腔,提高单腔有效体积。利用注气排卤管柱,在注气排卤后,回注淡水,驱顶天然气使卤水界面至设计深度,对界面下盐层进行回溶扩腔。为此,建立了回溶造腔数学模型,并针对金坛储气库L井进行回溶造腔模拟研究。结果表明,L井回溶造腔一个轮次可有效提高腔体有效体积13.04%,效果显著。研究结果对提高盐层利用率和已有腔体有效体积等具有重要意义。     

盐穴建造期夹层与卤水运移相互作用机理分析

以金坛层状盐岩能源地下储库群建造工程为背景,基于RNG kε湍流计算模型及物质输运理论,研究了盐穴建造期夹层与卤水输运相互作用关系。计算发现,建造期卤水在运移过程中受夹层影响会形成复杂的紊流,一般在夹层附近会产生涡流,其影响程度随腔体扩大而减弱,另外夹层对流场的影响程度还受注水循环方式、注水流量及套管位置等造腔工艺影响。同时卤水的非均匀流动对夹层也会产生不同程度的扰动水压力,一般建腔前期夹层主要受注入流产生的扰动水压力作用,而后期主要受边界质量流作用,卤水对夹层的扰动水压力大小同样受造腔工艺的影响,但无论哪个造腔阶段卤水流动产生的压力都不足以使夹层垮塌破坏。利用PIV技术监测物理模型中的卤水运移规律,实验中卤水运移规律与数值计算结果一致。     

群井致裂控制水溶盐矿开采分析及数值模拟

建立了群井致裂控制水溶开采的耦合数学模型,并对上述模型进行了数值模拟。结果表明,由于岩盐溶解的影响,岩盐水力压裂裂缝为距注水井口距离和压裂时间的函数,随裂缝的扩展及裂缝宽度的变化,裂缝中压力在逐步降低并向缝尖转移;由于注、出水井处溶液浓度及岩盐溶解速度的不同,随开采时间的延续,溶腔形状由裂缝形的扁平盘状、过渡为倒盆状、最后逐渐变为一锥形状,该形状有利于保持岩盐溶腔的稳定。理论分析和数值模拟结果表明,群井致裂控制水溶盐矿开采是一项可行的开采技术方法。     

块状潜山稠油油藏水平井合理产能确定方法

为了确定块状潜山裂缝性稠油油藏水平井底部注水水平采油井的合理产能,利用镜像反映原理和势函数叠加原理推导出水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的产量公式;并结合油藏区块实际地质参数,针对注采井距、注采压差、采油井垂向位置等影响产量的主要因素进行了分析和优化。结果表明,利用水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的合理注采井距为2倍油层厚度。为了油井能够获得较高的产能,注采井之间首先必须保持合理的井距形成有效的驱替。随着注采压差的增大,生产井产量呈现线性增加的趋势;但存在合理的注采压差。纵向上将采油井布置在油藏的顶部,可获得最大的单井产量。研究成果可为块状厚层潜山稠油油藏单井合理产能的确定提供理论依据,且方便实用。     

高含硫化氢天然气气侵时的溢流特性

以四川某高含H2S气体的气井井身结构及钻井工况为基础,针对高含H2S气井溢流时的特点,考虑H2S在水中的溶解度,建立溢流期间环空各相流体的质量和动量守恒方程,并用有限差分法对方程进行求解。结果表明:H2S在井底的溶解度远大于CH4的,在距井口约360 m开始大量析出;H2S的含量越高,气体在上升过程中密度变化越大,气体开始剧烈膨胀的位置越接近井口;井底侵入气体量相同的情况下,H2S的含量越高,气体的膨胀倍数越大,泥浆池增量也越大,同时,刚开始气侵时H2S含量越高气相的体积分数越小,而到达井口后H2S的含量越高气相的体积分数越大,导致溢流检测的难度和井控的危险程度增加;高含H2S气井溢流时井底压力的下降值、泥浆池增量、关井套压小于纯烃类的,不能反映真实的气侵程度,而且随着时间的增加情况会更严重;高含H2S气侵时压井过程中套压值与纯烃类的相差不大,因此可以在井口施加一定的压力,抑制H2S气体的膨胀,减缓井喷事故的发生。     

水平井注蒸汽传热和传质分析

利用质量守恒、动量守恒和能量守恒的原理.推导了水平井注蒸汽过程中.水平井段内汽液两相变质量流的数学模型,并用数值解的方法计算了水平段内蒸汽质量传递和热量传递的规律.结果表明,在注汽参数一定的情况下.水平井段各处吸入蒸汽数量和热量并不相等.蒸汽压力沿井筒变化不大.但干度变化较大.一定完井条件和油藏条件下.随注汽参数的改变。会有三种情形发生:(1)蒸汽只能达到水平井的上半部而不能到达井底;(2)蒸汽刚好到达水平井的井底;(3)蒸汽到达井底后仍有剩余.为了充分利用水蒸汽.因此.必须保证蒸汽注入参数、井结构和油层的互相协调.提出了通过布孔来实现水平井均匀吸汽的建议.并提出了布孔设计方法.     

深水环空圈闭压力的破裂盘泄压控制模型

井筒高温流体在生产过程中,向密闭环空传热引起的环空圈闭压力上升现象是深水油气开采面临的主要问题之一。为了保障井筒安全,结合深水油气井的生产实际,基于拟稳态传热以及耦合压力体积的环空压力计算方法,建立了多环空圈闭压力预测模型。根据破裂盘工作原理,建立了由内向外和由外向内的破裂盘打开阀值确定方法。以西非某井为例,对生产过程中井筒温度和环空压力进行预测。套管强度校核结果表明,正常生产过程中,表层套管和技术套管存在胀破风险;在生产套管的环空泄压或者掏空后,生产套管存在挤毁风险。采用破裂盘技术后,各层套管均满足校核的要求。因此,破裂盘技术可有效实现套管的保护,对深水油气资源安全开采具有重要意义。     

波动压力约束条件下套管与井眼之间环空间隙的研究

利用一维不稳定流动的基本方程,对套管与井眼环空间隙不同时的波动压力进行了计算,绘出了环空间隙与最大井底波动压力之间的关系曲线。根据此曲线及地层破裂压力的最大极限值,可以确定某种尺寸套管与并眼之间间隙的最小值。研究结果表明,在套管与并眼间隙相同的条件下,套管尺寸越大,井底最大波动压力也越大。从控制井底最大波动压力的角度考虑,在确定套管与井眼之间的环空间隙时,大尺寸套管应采用较大的间隙。从波动压力因素方面考虑,由浅井条件所确定的套管与井眼之间的环空间隙同样适合于深井条件。     

一种提高采收率的新技术在老油区的应用研究

为了弥补注水开发油田在提高原油采收率方面的不足,试验了一种新技术—“2+3”提高采收率技术,该技术是在对注水井进行充分调剖,增加注入水驱替体积的基础上,注入有洗油效率的驱油剂,进行有限度的三次采油,进而提高注入水洗油效率。该技术在桩106老区桩106-32井组进行的现场试验,试验过程中,相应研究应用了FD判别调剖充满度技术,以铬冻胶、固化体系为主的深部调剖剂调剖技术,并模拟试验区油藏情况,通过岩心驱油试验,筛选了以聚合物、碱为主的驱油剂。试验使井组水驱开发状况明显改善,增产效果显著。在不考虑递减的情况下,井组平均日增原油14.3 t,累计增产原油4 830 t,投入产出比1∶6.4。     

油层出砂引起采油套管损坏的力学分析

基于普氏自然平衡拱理论，并考虑套管与地层的相互作用，对空洞的形态进行了分析，得出出砂空洞的顶部压力拱形状为抛物线，给出了油层出砂形成空洞后淘空段套管所受轴向力的计算公式。将套管损坏近似看成两端固定压杆的失稳弯曲，建立了套管失稳破坏与出砂量之间的关系，并分析了不同的钢级和壁厚对套管发生失稳破坏时出砂量的影响，指出对于出砂严重的油田，其油层段应尽量使用高强度、大壁厚的套管。该研究不但有助于严重出砂油田的套管设计，而且在实际生产中还可以通过监测出砂量来判断套管是否已发生损坏，从而保证采取及时、有效的防砂方法，达到防止套管损坏的目的。     

氮气泡沫开发稠油底水油藏的物质平衡方程

稠油底水油藏蒸汽吞吐过程中易形成底水在加热范围内的锥进，在底水锥进严重的生产井底部高压注入氮气泡沫，可以将水锥压回原始油水界面。将注氮气泡沫压水锥的过程看作气驱油、油驱泡沫和泡沫驱水3个过程，建立了多轮次蒸汽吞吐后注氮气泡沫控制稠油底水油藏底水锥进的物质平衡方程，得到了泡沫分离的氮气和表面活性剂溶液的启动油量、原油富集带厚度以及底水面深度的计算方法。对胜利油田某稠油底水油藏的一口生产井实施注氮气泡沫压水锥进行了计算，结果表明，对于600m^3／h的注氮气速度，注泡沫19d可将水锥压回原始油水界面，最优的射孔高度距原始油水界面14．26m。     

深井和超深井钻井井身结构设计方法

根据深井钻井的特点以及钻井施工对井身结构设计的特殊要求 ,在传统井身结构设计方法的基础上 ,提出了井身结构设计的自下而上和自上而下二步设计法 ,并建立了相应的井身结构设计数学模型。自下而上设计法可用于计算每层套管的最浅下入深度 ,自上而下设计法可用于计算每层套管的最深下入深度。二者相结合使井身结构设计方法更趋合理