摘要：延安气田起伏的地理形貌特征,致使其内部采气管线在低点及上倾段容易产生积液问题,制约气田正常生产,开展起伏管线临界携液流速的预测对保障采气管线流动安全和指导地面采气管线布线具有重要价值。为此,基于扩展双流体分相模型和PR气体物性方程,采用最小压力梯度法结合均匀设计构建了临界携液流速样本数据集,同时采用灰色关联计算了样本标签权重,并将其引入支持向量回归算法,构建了临界携液流速的回归预测模型,随后利用网格寻优算法,通过采用K-CV(交叉验证)对模型中超参数进行了优化设计,最后采用延安气田现场运行数据进行了模型准确性验证。研究结果表明:管径大小对临界携液流速影响最大,其次为上坡倾角、含水率和运行压力,其他因素的影响差距相对较小,网格分段寻优对比遗传、粒子群算法在模型超参数优化上具有较强稳定性。该预测模型对延安气田内部采气管线的临界携液流速预测具有较强准确性,可对其积液预测和防治提供理论支撑。

摘要：长庆油田陇东地区部分天然气井深度约为5000 m,相应的地层温度会超过130℃。然而随着该地区对深层油气、非常规油气以及页岩气等资源的不断开发,高温已成为钻井作业的重要制约因素。为了防范井下高温可能引发的工程事故,构建了一个二维钻井循环温度预测模型,对井筒温度特性进行了分析,并为钻井液和钻井工具的选择提供了理论支持。研究结果表明:1)在开始泵送循环的初期,井口温度迅速升高,井底温度迅速下降,之后的1.5 h内,井口和井底温度变化逐渐趋缓;2)在相同的井深下,随着循环时间的增加,井筒内的钻柱内钻井液温度和环空内钻井液温度逐渐下降,同时相应位置的环空内钻井液温度和钻柱内钻井液温度也下降;3)在预测的温度范围内,对该井的3种钻井液体系进行了表观黏度和塑性黏度实验,结果显示黏度的变化受温度影响较大;4)在预测的温度范围内,以三元乙橡胶为研究对象,随着老化时间的增加以及温度的升高,橡胶密封圈的厚度逐渐减小,硬度逐渐增加,压缩永久变化率也逐渐增加。该预测模型的预测结果与实际生产相符,为设计和选型提供了有价值的指导,具有重要的研究意义。

摘要：中国陆相页岩气资源潜力较大。与海相页岩相比,陆相页岩气层具有厚度薄、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、压力低等特点,海相页岩气的开发技术(特别是压裂技术)并不完全适用。为此,针对陆相页岩气层的储层特征和压裂改造难点,分析了CO2泡沫压裂技术、CO2增能压裂技术和液态CO2压裂技术的特点,并在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩气层开展了液态CO2压裂、CO2增能压裂应用试验。结果表明:纯液态CO2在2.0m3/min排量下可压开长7段页岩气层,压后排液迅速,24h后即点火可燃;同时,CO2增能压裂能显著提高压裂液返排速度和返排率,缩短排液周期,有利于陆相页岩气的勘探开发。此外,根据目前国内压裂设备和技术现状以及环保问题,提出了陆相页岩气层CO2压裂技术今后的应用和发展思路。

摘要：页岩具有超低基质渗透率及纳米尺度的孔喉结构,天然气在页岩纳米孔隙中的流动不再遵循达西定律,受到较常规储层更加显著的滑脱效应影响,研究页岩纳米孔隙气体流动的滑脱效应,对于指导页岩气的压裂设计、产能预测、气藏数值模拟等都具有重要的意义。为此,在文献调研的基础上,分析对比了目前页岩中气体流动的多尺度流动规律,并着重分析了评价滑脱效应对气体在页岩中流动的影响规律,以及气体解吸对于页岩纳米孔隙滑脱效应的影响。结果表明:Klinkenberg方程无法准确地描述页岩的滑脱效应,孔隙尺寸越小,滑脱效应对于气体流动影响越大,且页岩受到滑脱效应影响的压力范围更大,这不仅仅局限于低压范围内,如果在页岩气产能预测与气藏数值模拟过程中,不考虑滑脱效应将会带来更大的计算偏差;有机质孔隙表面的气体吸附、解吸会改变气体的流动通道,对纳米孔隙中气体滑脱效应存在重要的影响;最后指出,多尺度流动效应和基于孔喉分布的应力—温度—流动耦合模型是页岩气储层渗流机理的下一步研究方向。

摘要：为了确定注气压力对CO_2驱油过程中气窜的影响规律,结合矿场实际情况,设计不同注气压力方案,测试不同注气压力下的窜逸时间,得出注气压力与CO_2窜逸速度、采出程度的变化规律。实验结果表明,注入速度、基质渗透率、裂缝大小及宽度是影响注入压力主要因素,合理的注入速度是控制注入压力的关键。注入速度越大,注入压力越大;裂缝越大,注入压力越低;基质渗透率越大,注入压力越小,在此基础上优选淀粉体系合理注入速度为0.2 mL/min。通过岩芯造缝模拟实验可知,气体的波及体积受储层裂缝影响严重,当级差大于1 000时,采出程度小于1%,优选了高强度凝胶体系为:淀粉4%+单体4%+交联剂0.05%+成胶控制剂0.18%,该凝胶体系强度高,成胶时间在8~20 h、性能稳定能够能够有效封堵住裂缝,封堵裂缝后采出程度可达19%,有效扩大了CO_2驱的波及体积。

摘要：鄂尔多斯盆地陆相页岩气中生界储层地质条件复杂,钻井过程中易发生井壁失稳。根据库仑—摩尔准则,建立了大斜度井、水平井井壁坍塌压力计算模型,对延长陆相页岩气中生界储层大斜度井、水平井钻井过程中的井壁坍塌压力进行定量化研究,计算结果表明：钻井过程中井斜角超过50°左右,井壁坍塌压力将大幅增大,不利于井壁稳定;在井斜角小于50°的条件下,沿着水平最大地应力方位钻进时,大斜度井、水平井井壁坍塌压力最大;在井斜角大于50°的条件下,沿着水平最小地应力方位钻进时,大斜度井、水平井坍塌压力最大;延长陆相页岩气中生界储层在不同方位上钻井水平井的坍塌压力在1.18~1.26之间,为陆相页岩气井钻井工程设计提供了参考依据。

摘要：针对延长气田低渗透储层,通过制备交联剂、起泡剂、助排剂,筛选黏土稳定剂等酸性压裂液添加剂,研制出了一种以CMHPG作为稠化剂的酸性交联CO2泡沫压裂液,并对压裂液的相关性能进行了评价。实验结果表明,压裂液的泡沫质量为79.59%,半衰期为110 min;压裂液破胶液的黏度为1.19 mPa·s,残渣含量为273 mg/L,防膨率为90.61%,表面张力为24.51 mN/m,在80℃下滤失速率为9.8×10-4 m/min1/2,对储层的伤害率小于19.79%。该压裂液泡沫质量高,破胶彻底,残渣较低,防膨效果显著,对储层伤害小,现场应用携砂性能好,增产效果明显。

摘要：利用自主设计的水合物抑制剂评价装置,分析比较了蒸馏水及气田高盐水环境中水合物的形成规律,重点评价了高盐水环境中PVP、NVC、Poly(VP/VCap)、PVCap 4种抑制剂的使用效果。结果表明,压力为7.0 MPa,温度为3℃的条件下,蒸馏水环境中水合物的形成时间为16 min;而高盐水环境中水合物的形成时间为45 min。质量分数为2.0%时,上述4种抑制剂在高盐水环境中的有效抑制时间分别为300、350、>1 100、>1 100 min;其中PVCap在质量分数为0.5%时抑制时间就超过1 100 min,其抑制性能最优,满足现有气田工艺要求。高盐水环境有利于抑制剂发挥抑制效果。动力学型抑制剂具有加量少、毒性低的优点。

摘要：为实现空间地理信息与地下数字油藏的深度融合统一,解决不同专业领域横向分割问题,面向生产、科研、管理和决策的地上地下一体化应用需求,以三维GIS为平台,按照勘探开发管理模式进行架构设计编程,通过动静态数据库管理标准化、多业务功能融合和业务流程推送,搭建了新型数字油田研究平台架构。实现了油田勘探开发任意数据按行标进行存储管理、实时推送和分析研究,不同业务功能在平台上的协同工作,油藏与井输及地面数字模型的实时展示,现场管理的可视化控制,部署与重大方案的异地同步论证,以及开发决策的数字化和生产管控的智能化。介绍了该平台的研发过程与试点应用。

摘要：延长气田含甲醇污水处理装置自投建以来,主要存在甲醇产品浓度低、腐蚀、结垢等问题,影响装置的满负荷平稳运行。通过水质分析、垢物分析和预处理工艺分析发现预处理效果差、甲醇污水原料中的甲醇含量偏离设计值是造成这些问题的主要原因。采用减少污水总量、优化预处理工艺和优化回收操作参数等措施,改善了甲醇污水的预处理效果,减缓了装置的腐蚀、结垢情况,处理能力由原来的100 m3/d提高到150m3/d、清塔次数由8次/a降到4次/a,提高了产品甲醇的纯度(≥95%),降低了塔底废水中的甲醇含量(≤0.1%),保障了装置的满负荷平稳运行。