摘要：以鄂尔多斯盆地页岩油储层为对象,基于油藏数值模拟软件CMG-GEM及GOHFER,研究了CO_(2)注入量、闷井时间、储层水平/垂直渗透率比值、双水平井射孔压裂方式对流体分布的影响。结果表明:水平和垂直方向渗透率的差异性导致CO_(2)在水平方向波及范围较大,注入量对波及长度影响更为敏感,该研究条件下注入量为140 m^(3)时邻段水平波及范围出现交汇,可认定为最优注入量;延长闷井时间可增大CO_(2)波及范围,但注入量的影响程度更大,建议通过调节注入量来控制波及范围;水平/垂直渗透率比对CO_(2)波及范围影响较大,比值越大水平方向波及越广、垂向波及范围越窄,呈扁平状分布;对比双水平井拉链式与同步式射孔压裂,其中拉链式射孔压裂有助于提升CO_(2)波及范围,有利于油气开发。研究可为页岩油储层前置CO_(2)压裂工艺参数优化设计提供理论指导。

摘要：煤炭地下气化时,井下高温高压气体携带大直径的煤粉颗粒对节流工具造成严重的冲蚀磨损。为此,设计了双节流孔结构的井下节流工具,并结合高温冲蚀磨损试验结果对DNV(Det Norske Vertitas)冲蚀预测模型进行参数修正。开展了井下节流工具气固两相流冲蚀磨损数值模拟,研究高温条件下不同气体速度、不同颗粒质量流量及不同颗粒直径对节流工具的冲蚀磨损规律。研究结果表明:节流工具壁面冲蚀磨损区域随着气体流速的增大沿节流孔呈现环形分布;颗粒直径为5 mm,质量流量为7.5×10^(-4) kg/s,气体速度为20 m/s时,其对应的节流工具壁面冲蚀磨损速率最大。所得结论可为延长节流工具的安全服役年限、降低管线破损及爆炸的风险以及提高煤炭地下气化开采的经济性提供指导。

摘要：沉积过程和成岩过程通常会使储层具有各向异性特征,现有各向异性研究主要针对储层绝对渗透率,缺乏对相对渗透率各向异性的研究,无法反映各相之间干扰程度在不同方向上的差异。为研究各向异性结构对油水两相渗流的影响,本文设计了立体交错取心方法,以降低常规立方体岩心各向异性相渗实验中末端效应的影响,建立了各向异性相渗曲线的获取方法;在此基础上开展天然砂岩油水两相相对渗透率各向异性对比实验,证明了砂岩储层相对渗透率各向异性的存在;分析了各向异性相对渗透率的产生机理及张量表示;研究了相对渗透率各向异性对渗流过程的影响。结果表明,微观层状结构是造成沉积储层相对渗透率各向异性的主要原因;相对渗透率各向异性量化表征了不同方向上水相突进能力、水油流度比的差异;高渗方向的相渗曲线具有残余油饱和度较高、两相渗流区较窄、等渗点含水饱和度较小、等渗点相对渗透率较低的特征;相对渗透率各向异性会导致油水分向渗流,对油藏开发产生显著影响,主要表现为,随开发过程的进行,油水渗流方向会逐渐呈现出明显的差异性,相继出现单向死油区和平面死油区,导致剩余油分布更加复杂。

摘要：传统气田生产监控模式以作业区监控为主,近年来逐步实现了厂级集中监控,但监控平台应用范围仍局限于生产网络,且主要面向监控岗。作为生产决策主体的厂机关技术岗位、管理岗位却难以及时全面掌握现场最新生产动态,缺少实时生产监控管理业务支撑的生产指挥调度平台也无法取得即时指挥调度的预期效果。由此,急需建立面向生产监控、生产管理两级应用的生产运行管理模式,实现一体化设计、分层化应用,提升上下级联动监控管理能力。

摘要：新疆油田已投入开发的气藏储层物性差异大,存在黏土膨胀、水敏和固相堵塞等伤害。常规管柱射孔后,需压井提出射孔枪串,更换成储层改造管柱。反复压井导致储层二次污染,更为严重的是气藏压力系数低,储层改造后入井液靠自身能量返排困难。为此研制了储层改造+氮气气举返排、射孔+储层改造+氮气气举返排一体化管柱,优选配套工具:针对气井工程口袋较长或下部无利用层的气井,推荐使用丢枪射孔工艺,否则采用全通径射孔工艺;固定式气举工作筒抗内压90.00 MPa、抗拉强度达到70.00 MPa及气举阀波纹管承载达到35.00 MPa;采用压井阀解决了完井管柱应用封隔器后无压井液循环通道的问题。基于氮气物性修正和引入Beggs&Brill两相流摩阻系数来修正储层改造液体与压井液的差异,考虑氮气返排与常规连续气举设计的差异,完善了氮气气举返排设计基础理论,研制了配套工艺设计。现场射孔+酸化+氮气返排试验证实:该工艺为解决同类气藏入井液返排难题提供了新的技术途径,具有较高的推广应用价值。

摘要：为解决目前连续油管作为速度管柱工艺原理上无法带压提出连续油管的技术缺陷,研制了带压起下速度管柱工具串。关键部件实现了精确的压力控制。介绍了带压下入和提出速度管柱的过程及原理、相关技术参数。通过在滴西18X井的成功应用表明:整套工具设计合理、可靠。

摘要：冷冻暂堵井口技术已经在国内外油气井上广泛应用,实现了不压井解决油气井井口1^#、2^#、3^#阀及井口装置出现的问题,但在国内现场应用该工艺过程中,暂堵剂的选择及浓度配比、冷冻时间、冷冻温度等技术参数均是采用国外提供的经验参数,不同的井况设计参数基本一致,工艺的安全性能无法得到有效的保障。为了确保工艺的安全有效,通过对暂堵剂屈服应力分析研究和冷冻温度、冷冻时间和暂堵剂用量对暂堵强度影响实验,结合现场施工情况来优化工艺技术参数,研究结果有效的指导了现场应用,提高了安全性,并成功应用在新疆的高压气井上,保证了气井的安全生产,同时有效的保护了储层。

摘要：准确预测气井井筒压降是进行产能预测、排水工艺设计的技术关键,气井低产气量时的搅动和产凝析油的特征使得目前工程常用压降模型的运用受到很大限制。为此,开展了气-水-油三相管流实验,定性分析了气相表观流速、液相表观流速、含水率和倾斜角对井筒持液率的影响。分析结果表明,持液率与气相表观流速呈对数关系,持液率与液相表观流速呈线性关系,而持液率与含水率和倾斜角呈二次项关系。基于实验数据,选择无因次准数,建立了新的预测水平井气-水-油三相流动的压降模型。采用压降数据对新模型进行了验证,结果表明,与常用工程压降模型相比,新模型精度最高。该研究成果对水平气井的高效开发具有重要的意义。

摘要：天然气浅冷处理工艺为注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温脱水脱烃工艺,当原料气进站压力低,节流压差不足时,J-T阀节流降压后,不能满足外输烃水露点要求,一般可投用丙烷制冷系统用来提供冷量。若原料气气质较贫且进站气量较少,外冷后分离出的烃液较少,当液相产品价格较低时,附加收入不足以抵消丙烷制冷系统的功耗。以新疆油田某单井为例,建立天然气处理HYSYS模型,分析天然气制冷温度与析烃量之间的关系。在此基础上,分析当环境温度为15、25、35及41℃时,丙烷制冷系统负荷及液相产品价格的盈亏平衡点。结果表明,如果液相产品价格在盈亏平衡点以上,天然气制冷温度控制在-35℃,效益最高;若液相产品价格在盈亏平衡点以下,天然气制冷温度控制在-14℃,亏损最少;以液相产品的价格5 094元/t计算,随着环境温度升高,日利润逐渐由2 438.42元降低至1 925.55元;随着环境温度越高,混烃价格的盈亏平衡点越高,当环境温度为41℃时,盈亏平衡点为1 887.96元/t。

摘要：为解决天然气集输站场保温管线所需电热带负荷未经核算,导致用电负荷及生产能耗上升的问题,需优化电伴热带工艺,提高伴热效率以达到节能降耗目的。通过建立保温管道电伴热带优化MINLP模型,以降低电伴热电费和材料耗费为目标函数,考虑国标要求散热损失量、伴热带自身特性、环境影响等约束条件;对电伴热带使用功率、缠绕密度、运行时间等参数进行优化设计。结果表明:优化后实际电伴热带费用及电费分别减少2.4万元/年和6.6万元/年,电伴热带成本费用比优化前节省约6%,年用电费减少约12.2%。