郑庄区块高阶煤层气低效产能区耦合盘活技术

高阶煤层气井低产低效区的普遍存在,已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一。沁水盆地郑庄区块有2/3的矿井属于低效井,区块整体经济效益差,以郑庄区块为例,剖析造成高阶煤煤层气低效开发问题的影响因素,提出了低效区盘活技术策略和模型。建立了井网部署方式、储层改造适应性技术、高效排采管控方式3个方面的优化技术,形成了适用于高阶煤储层煤层气井增产的技术系列:一是基于开发动态分析和数值模拟的开发井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术;二是基于煤储层特征及煤层气开发机理分析的高阶煤储层疏导式储层改造技术;三是基于煤储层气-水赋存机理和微裂隙气-水流动机理的高效排采管控技术。在此基础上,提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的工艺技术思路:以资源有效动用为核心,通过调整井网井型,采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式,实现低效区带整体协同降压,新井高效开发,老井稳定增产,达到区块整体盘活的效果。建立了低效区整体盘活工艺技术模型,并在郑庄区块进行了现场试验。为期3 a的现场试验取得了显著的开发效果:44口直井平均单井日产气量2 400 m~3,是周围老井峰值产气量的3.6倍;22口水平井盘活试验井产量是调整前水平井的4.2倍,耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量提高了435 m~3,试验区采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%,提高了区域煤层气储量动用程度和采气速度,使区块开发经济效益转亏为盈。该项技术的研发成功,为国内类似地质条件煤层气低效区盘活提供了示范和借鉴。     

岔河集油田注聚调驱返排液破乳剂配方研制

近年华北油田岔河集油田实施注聚合物提高油田产量,虽然取得了一定的效果,但是由于这些聚合物药剂的加入,不仅增加了采出原油乳状液的油水分离的困难程度,而且分离后的污水水质差。为此,本文以岔河集油田典型注聚调驱原油乳状液为研究对象,研制了一种针对岔河集油田注聚调驱乳状液脱水配方体系。当破乳剂TEH-61、聚醚有机阳离子X-1#组合比为3∶1且总加药量为120mg/L、沉降时间为90min、实验温度为45℃时,脱水率为88.2%。     

双管掺水流程及其在大王庄油田的应用

大王庄油田是我国第一个应用水力活塞泵采油工艺的整装油田,共有联合站3座,接转站1座,计量站16座(其中双管流程7座),水力泵井66口。从1984年投产以来,累计生产原油218.8646万t,累计产水139.6937万m3。实践证明,水力泵及其配套工艺技术是成熟的,为大王庄油田开采做出了贡献。     

基于控制规划的边界层滑模控制

提出了一种基于控制规划的边界层滑模控制方法。在对传统边界层方法分析的基础上,通过对切换控制作用的规划设计,一个固定的边界层厚度将自动产生,在边界层内切换控制作用按照规划好的控制作用来进行调整,保证了系统可以充分利用已有的设计带宽,提高了系统的跟踪精度。针对一个二阶非线性系统进行了仿真研究,结果表明本文给出的设计方法是有效的。     

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。