摘要：通过测井资料建立了丁山常压区地层井壁稳定性压力剖面。根据稳定性剖面特征,该区以地层坍塌压力分层特征明显,在龙潭组及龙马溪组坍塌压力相对较高,钻井中需要考虑井壁失稳风险,采用二开制井身结构有利于实现安全高效钻井。研究成果为钻井井身结构优化和安钻井液密度设计提供依据,有效提高了钻井效率,应用效果良好。

摘要：天然气含水量计算是天然气加工工艺设计的基础,公式化计算方法具有使用简单、易于程序化等特点。为此,归纳总结了主要的非酸性天然气含水量的公式化计算方法,并进行了评价,其中依据算图数据拟合的计算公式有:Sloan公式、宁英男公式、Khaled公式、Bahadori公式;依据实验数据拟合的计算公式有:诸林公式、Behr公式、Kazim公式;依据水—烃体系平衡的计算公式有:饱和蒸气压模型、修正理想模型公式、简化热力学模型公式、Bukacek公式。考察各公式的计算值与实验值的差异,可知Khaled公式的平均误差最小(2.524 0%);Behr公式的平均误差最大(19.255%)。对比不同温度区间所适用公式的平均误差,推荐温度在-50^-40℃区间时使用诸林公式;温度在-40~0℃区间时使用Sloan公式;温度在0~37.78℃区间时使用简化热力学模型公式;温度在37.78~171.11℃区间时使用Khaled公式;温度在171.11~237.78℃区间时使用Bukacek公式。

摘要：四川盆地地形复杂、水系发达、人口稠密、农林资源丰富,钻前工程实施难度大,安全环保风险高。新的《安全生产法》和《环境保护法》颁布实施后,对钻前工程的作业施工也提出了更高的要求,成本控制难度进一步增大。为此,在分析研究了钻前工程实施关键环节的基础上,提出以下3个方面的改进措施:①优选井位,从源头控制成本;②优化设计、改良技术,最大限度地降低无效工作量,提高投资效益,同时降低环境风险;③创新管理模式,推行总承包制度,压缩管理成本。进而以中国石油西南油气田公司为例,分析了新形势下针对四川盆地油气勘探特点,采取的一系列控制钻前工程造价措施,所取得的良好效果。结论认为,新形势下该公司总体上保持了钻前工程造价的平稳态势,探区钻井成本基本受控,探井钻前工程占钻井结算成本比重、平均单井进尺成本、平均单井新修公路长度和平均单井建设用地数逐年下降,确保了川渝地区油气勘探开发的良好局面。

摘要：我国地下储气库建设尽管发展迅猛,但水平仍处于起步阶段,较为成熟实用的地下储气库设计技术与方法尚不多见。为此,总结了中国石油大港油田公司利用砂岩枯竭型气藏改建6座地下储气库的地质方案设计配套技术。该技术创新了大型地下储气库地质方案设计方案,明确了方案设计应遵循的主要程序及主体内容,创建了7项行之有效的配套设计技术,提出了26项气库评价与运行指标,形成了较为系统的方案设计模式与技术系列,对我国正在火热推进的地下储气库建设工作具有指导和借鉴意义。

摘要：相国寺气田位于重庆市渝北、北碚区境内。该气田石炭系气藏地理位置优越,储层分布稳定,储层渗流性好,气质纯,气井产能高,井间连通性好,开发中表现出视均质气藏特征,盖层和断层封闭性好,水体能量有限,地层水不活跃,非常有利于改建地下储气库。为此,在比较了枯竭气藏改建地下储气库与气藏开发的异同之后,根据相国寺地下储气库的定位及调峰需求(主要用于解决川渝地区天然气市场的季节调峰问题,可为中卫—贵阳管线提供季节调峰,同时具备天然气战略储备应急能力),利用该气藏丰富的静态资料和长期开发的动态资料,优化设计了储气库的上限压力、下限压力、库容量、工作气量、垫底气量、注采井数等关键运行参数。模拟结果表明:相国寺气田石炭系气藏改建地下储气库后,运行压力介于11.7～28.0MPa,库容量可达40.5×108 m3,垫底气量为17.7×108 m3,工作气量为22.8×108m3,储气库具备较强的调峰能力。最后还对该储气库的注采方案进行了设计分析。

摘要：从机抽排水采气工艺的应用现状出发 ,针对该工艺中存在的由于气液比大、井液含砂、油管内壁腐蚀等因素易造成卡泵、检泵周期短等具体问题 ,通过对泵筒结构、柱塞、凡尔罩和插管密封延长沉砂管柱的设计、改进 ,有效地解决了砂卡、砂埋柱塞的问题。现场应用证明 ,防砂深井泵防砂效果好 ,延长了检泵周期 ,经济效益显著。

摘要：为了解决起泡剂加注不到位导致水平井泡沫排液采气工艺应用效果变差的难题,在对四川盆地川西气田气井产气量、产液量和井身结构等3个方面进行毛细管泡沫排液采气工艺适应性分析的基础上,同时开展注剂点深度设计、毛细管规格选择、工具串参数(最大长度和最小配重)及泡排参数(起泡剂选型、地面加注浓度和地面加注量)选择等方面的优化研究,制订了毛细管标准化作业流程,并开展了现场应用试验。结果表明:(1)毛细管泡沫排液采气工艺在中浅层、低压、小液量水平井中具有推广潜力,但产气量过低、产液量过高或含凝析油过多的井不宜采用该工艺;(2)泡排工艺注剂点深度井斜角介于70°~80°,毛细管规格的选择应满足井深对抗拉强度的要求,泡排参数需针对具体井况与积液特征进行优化,毛细管施工作业应遵照标准化流程;(3)截至2017年7月底,中石化川西气田有9口水平井开展毛细管泡沫排液采气工艺试验获得了成功,累计增产天然气295×104 m3;(4)形成了毛细管防卡、注剂测压一体化、净化排液联作、毛细管井口悬挂等4项毛细管泡沫排液采气配套技术。结论认为,毛细管泡沫排液采气工艺系列技术为川西坳陷中浅层气藏、低压、小液量水平井的排液稳产提供了技术支撑,可为同类型气藏的水平井实施排液采气工艺提供技术借鉴。

摘要：目前现场使用的分离除尘设备,因设计制造年代不一样,分离除尘效果与设计指标偏差较大,造成气田集输系统含水、含尘量超标,从而导致管线、阀门、设备出现严重腐蚀、磨损、堵塞等问题。因此,迫切需要对天然气分离除尘设备的实际运行效果进行检测、分析,提出有效的建议和措施,指导改进方案的制定,从而提高分离除尘设备的分离效果和实用性,最终解决生产中的这一实际问题。介绍了针对这一生产实际情况研制出的用于现场天然气含水含尘检测装置的原理及应用情况,经现场测试证明,这种装置测试的结果更准确,运用情况良好。

摘要：近年来,随着碳捕集与封存的需求不断提高,CO_(2)管道成为关键支撑,大规模发展趋势明显。CO_(2)管道可采用气相、超临界相或密相输送的方式。相比气相输送,长距离CO_(2)管道采用超临界输送模式具有更好的经济性。与常规油品输送相比,超临界CO_(2)在输送过程中存在水击超压、热膨胀超压、降压相变、相变低温等问题,受超临界CO_(2)物性特点、输送工艺等影响,超临界CO_(2)流动保障值得系统性探讨。基于超临界CO_(2)输送工艺与运行特点,识别了超临界CO_(2)管道输送流动保障分析要点,探讨了超临界CO_(2)与常规油品的水击超压、热膨胀超压问题,具体开展了超临界CO_(2)计划性放空管体相态与温度分布研究。研究表明:超临界CO_(2)管道水击超压影响相对较小,但存在水击点下游降压相变风险;超临界CO_(2)管道停输后存在热膨胀超压风险;受地形影响,超临界CO_(2)管道计划性放空时存在不均匀相变与不均匀温度分布等问题;超临界CO_(2)管道计划性放空宜同步开展数值模拟分析,泄放过程温度监测方案还需进一步研究。研究成果可为超临界CO_(2)管道设计与运行提供相关借鉴。

摘要：页岩气的渗流特性极大地影响着采收率,但对页岩气渗流特性的研究大多是在不同围压条件下开展的,其结果尚不能揭示中间主应力对渗透率的影响。因此,选用涪陵页岩气区块志留系龙马溪组页岩露头立方体岩石试件,采用自主研发的“多功能真三轴流固耦合试验系统”开展了页岩真三轴流固耦合试验,利用Klinkenberg方程拟合试验数据分析不同中间主应力系数对页岩气渗流特性和气体滑脱效应的影响。试验结果表明:①当偏应力较小时,中间主应力对页岩渗透率演化的影响较小,而当偏应力增加时,其影响越大且越不可忽略;②滑脱系数—固有渗透率的关系式与试验数据的拟合结果显示二者具有良好的相关性,可用于对同区块页岩滑脱系数的预测;③当偏应力小于或等于35 MPa时,滑脱效应贡献率保持在65%以上,表明此时滑脱效应主导着页岩中气体的渗流。