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大牛地气田压裂支撑剂优化组合研究与应用 下载：57 浏览：444
摘要:
为了降低压裂成本,以鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗透致密储层压裂为研究对象,分析了大牛地气田采用石英砂、陶粒支撑剂组合压裂的可行性,优化了支撑剂组合类型及组合比例,并进行了现场应用评价。研究结果表明:①30/50目石英砂和20/40目陶粒组合能满足该气田压裂改造导流能力的要求;②组合支撑剂混合的铺砂方式与先加石英砂再加陶粒的铺砂方式相比,导流能力更强;③在5 kg/m2铺砂浓度下,当石英砂与陶粒比例大于4∶6以后,导流能力无法满足储层需求,故优选石英砂与陶粒比例3∶7和4∶6在大牛地气田开展初期试验;④大牛地气田采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂施工14口井,累计节约支撑剂成本484.37万元;⑤根据现场应用情况,将石英砂比例由30%提高至40%不会影响单井产气量;⑥根据物性及压裂规模相似井的产量对比,采用组合支撑剂不会降低单井初期产气量及长期产气量。结论认为,采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂可大幅度降低压裂成本,在大牛地气田具有推广应用价值,同时也可以为国内类似低渗透致密储层压裂提供借鉴。
非均匀外载下弯曲井眼中含缺陷套管抗挤强度计算新模型 下载：73 浏览：512
摘要:
目前套管抗挤强度通常按照ISO 10400标准计算,但该标准在计算时将斜井视为直井,未考虑井眼弯曲的影响。虽然已有学者建立了考虑井眼弯曲后的套管抗挤强度计算公式,但其公式未考虑套管制造缺陷如不圆度、壁厚不均的影响,不符合实际情况。为了建立综合考虑各项影响因素的套管抗挤强度计算公式,将井眼弯曲、制造缺陷考虑在内,建立了套管抗挤强度计算新模型。研究结果表明:①新建模型考虑了套管所受非均匀外载、井眼弯曲、制造缺陷对抗挤强度的影响,更符合井下套管实际情况;②通过对比得出自建公式计算出的抗挤强度值变化趋势与黄根炉教授建立的弯曲井眼套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值的变化趋势一致;③通过有限元软件建立了弯曲井眼套管三维模型,将模拟值分别与自建公式计算值、黄根炉教授建立的套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值进行对比,自建的公式计算值更接近有限元模拟值;④计算值变化趋势及其与模拟值的对比能反映出新模型的正确性及计算精度,可以为井下套管抗挤强度的精确计算提供参考。
顶部注水泥工艺在东胜气田多层开发中的首次应用 下载：69 浏览：471
摘要:
为了充分认识顶部注水泥工艺在垂向不同类型气藏开发应用的可行性,以具有代表性的鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界含水气藏和元古界裂缝性气藏为研究对象,分析了固井难点、双封隔器管串结构及正注反挤固井工艺设计,首次在东胜气田定向井开展了Φ139.7 mm顶部固井试验评价。研究结果表明:①锦142井顶部注水泥工艺保障了元古界裂缝性气藏筛管完井无水泥污染及上古生界含水气藏的固井有效封固;②顶部注水泥工艺是在同一井径条件下建立分层多样完井方式的重要手段,可以实现垂向多层精细化动用;③采用双封隔器管串结构设计,优选井径规则且井壁稳定性地层作为安放位置,有效防止了水泥浆下落;④正注反挤固井工艺有利于提升垂向多层恶性漏失井的固井质量。结论认为,顶部注水泥工艺简化了井身结构,节约了成本,避免了水泥浆污染气层,为国内垂向不同类型致密气藏高效开发提供了借鉴。
拆除回收试验用废弃油气管道关键环节分析 下载：53 浏览：399
摘要:
为了充分认识和把握拆除回收试验用废弃油气管道的关键环节,为类似拆除废弃管道工程提供借鉴和参考,以西南山区某天然气管道废弃段为研究对象,分析了拆除废弃管道在管道全生命周期管理中的重要性。在综合分析国内外油气长输管道废弃处置技术及现有标准的基础上,开展拆除废弃油气管道技术研究。通过切割用管技术要求、运输过程注意要素、存放现场防腐措施等方面系统研究,明确了拆除试验用废弃管道的技术要求。研究结果表明:①拆除试验用管需明确管段类型、焊口编号、切割长度等参数;②推荐采用机械冷切割方式,防腐层剥离采用冷剥离方式或加热温度不超过200℃;③运输过程需将管段按照长度、防腐等级、管段类型分类;④存放现场管段需避免与水源和土壤接触,满足防腐蚀措施。结论认为,废弃管道是管道全生命周期中的重要阶段,而试验用管的回收处置情况可能会直接影响后续试验工作数据的准确性,因此需要在管道切割、运输、存放等环节严格进行质量控制。
苏里格气田气井最低经济可采储量评价图版 下载：43 浏览：472
摘要:
鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,储层非均质性极强,单井产量低,低产井比例已超过生产井数的60%,为了弄清气井开发效益现状和效益开发的界限,基于气井生产指标和实际财务数据,评价了不同井型的最低经济可采储量。通过静态法评价了单井经济极限产量,动态法评价单井内部收益率达到6.0%时预测对应气井年产气量,求取了不同井型的最低经济可采储量,回归建立了销售气价与最低经济可采储量关系图版。研究结果表明:①单井经济极限产量为静态瞬时值,随生产经营成本、销售气价以及开井时率的变化而变化;②若直井建井投资800万元/口、水平井2 400万元/口,反算达到内部基准收益率6.0%时,对应最低经济可采储量分别为1520×104m3、4 450×104m3;③所建立的销售气价与最低经济可采储量图版,可以指导气井效益预测和气田效益建产,若致密气补贴能达到0.2～0.3元/m3,预测气田中23.6%31.2%的Ⅲ类井将转为效益开发。
