绑定机构
扫描成功 请在APP上操作
打开万方数据APP,点击右上角"扫一扫",扫描二维码即可将您登录的个人账号与机构账号绑定,绑定后您可在APP上享有机构权限,如需更换机构账号,可到个人中心解绑。
欢迎的朋友
导航
万方知识发现服务平台
排序:
范围:
1700450070 广西
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:课题来源与背景:随着常规原油储量的日益减少,需要不断提高重油的开采及利用效率来满足经济发展对能源的需求,采用化学驱提高重油的采收率引起了越来越多的关注。化学驱主要采用加入碱、表面活性剂来改变其油水界面性质、降低界面张力以及加入聚合物改变原油在岩层中的流动特性等来提高采收率。利用化学驱提高原油采收率,油水的界面性质起着至关重要的作用。原油中含有大量的极性物质,这些极性物质具有不同的结构和界面活性,因此针对不同的原油研究如何提高其采收率时,需要进行大量的实验工作来筛选适合的表面活性剂进行乳化或者破乳,费时费力,且效率较低。研究的目的与意义:如果能发现表面活性剂与重油中界面活性物质间协同作用与二者结构的关系,将对乳化体系的筛选起到指导作用,大大提高工作效率。因此该项目以中有为研究对象,深入研究碱、表面活性剂等对油水界面性质的影响,进一步认识碱在油水界面上的作用规律及其作用机理,从多个方面分析碱与油在油水界面上的作用规律,为油水界面性质在提高原油采收率及其他方面提供理论依据。主要论点和论据:在该课题的研究过程中,筛选了Court重油与碱和表面活性剂体系,并对他们相互作用时的动态界面张力、扩散至油水界面的油组分的含量(TOC)、如花实验、粘弹性等进行了测量,分析了不同碱-表面活性剂体系对油水界面性质的影响及其对原油性质的影响,包括作用时间、碱浓度等对作用后原油粘度和粘弹性的影响。研究发现,Court原油与不同浓度的NaOH溶液置于恒温水浴40℃中反应,随着作用时间的延长,油相有更多物质向水相发生了扩散。碱作用后,油样的粘度明显增加,且随着NaOH碱浓度的增加,作用后原油稳态黏度值先增加,后有出现一定幅度的降低,并在NaOH浓度为0.16%附近达到峰值;较低浓度和较高浓度的NaOH溶液与原油作用对原油黏度影响都比较小,而一个适当的NaOH浓度与原油作用却可以显著增加原油的黏度。通过比较还可以发现,随着碱与原油作用时间的延长,原油黏度增加更为明显,结合水相颜色变化图可以初步推测原油黏度的进一步增加是由于油与碱的进一步反应和油相物质向水相的扩散综合所致。与作用一周后原油的粘度相比较,作用3周后,油样的粘度的增加程度显著高于作用一周后的。随着NaOH浓度的增加呈现先增加后减小的趋势,但随时间的延长,减小的趋势越来越不明显,且有倾向于“平台”的趋势,这可能是由于较高浓度的NaOH溶液抑制了油碱的相互作用,从而导致油碱达到充分作用需要更长的时间。综合考虑各种因素的影响,分析了碱和表面活性剂在油水界面的协同作用机理。创新点:在研究的基础上,提出了重油与水的界面上,碱与外加表面活性剂的协同作用机理为:NaOH与重油潜在的界面活性物质作用生成原位表面活性剂,外加表面活性剂取代原位表面活性剂在油水界面上发生吸附,促进原位界面活性物质离开油水界面,从而使得原油中潜在的界面活性物质得以与原油反应,进而生成更多的原位界面活性物质从而降低油水界面张力。
1700530085 天津
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:该项目属于先进金属材料加工制造领域。火驱法开采稠油是利用自燃或人工点火方法使油层达到燃点温度以上,通过注气井向油层注入压缩空气维持原油持续燃烧,使稠油流动性增加。同时压缩空气将燃烧带前部原油向生产井驱动并采出。在油层燃烧和采油的过程中,注气井油层段套管的温度可达450-650℃,要求套管材料具备优异的热强性和抗高温氧化性能;另外,原油燃烧产生大量二氧化碳气体,伴随着大量高温水蒸汽以及轻质原油同时从生产井流出,水汽混合液的温度可达100-150℃,一定程度腐蚀生产井套管,要求套管材料具备一定抗腐蚀性能。根据火驱稠油热采工艺对套管产品的特殊性能要求,天津钢管集团股份有限公司于2009年开始设计开发适用于火驱工艺的TP90H-9Cr专用石油套管产品。通过采用10Cr9Mo1VNb(T/P91)为套管钢种,优化高合金套管轧制工艺,采用轧态直接回火热处理避免高温正火烧损套管,开发出适用于火驱稠油热采工艺的专用套管产品。套管材料室温组织为包含高密度位错的回火马氏体组织,同时在马氏体板条界和原奥氏体晶界析出M23C6型碳化物起到析出强化作用。板条马氏体强化、位错强化以及析出强化共同作用,使TP90H-9Cr套管材料具备优异的高温强度,同时套管材料的抗高温氧化性能和抗二氧化碳腐蚀性能均满足要求。该项目的设计开发主要取得以下创新:采用电站锅炉用耐热钢10Cr9Mo1VNb(T/P91)作为套管钢种材料,拓宽了该钢种的应用领域,解决了火驱稠油热采过程中套管高温及腐蚀损坏问题;为了避免耐热钢传统高温正火处理影响套管管体几何尺寸精度和表面质量采用热轧态管体直接回火的热处理方式,获得了理想的室温组织,套管各项性能指标均达到火驱稠油热采的工艺要求;掌握了火驱稠油热采井专用套管关键制造技术,形成了具有自主知识产权的套管制造方法(发明专利ZL200910010449.4),产品在油田批量使用并取得成功,填补了国内外市场空白。截至2015年底,TP90H-9Cr套管已累计供货1200余吨,实现经济效益1012.46万元,吨管利润近万元,经济效益显著。该产品成功应用于中石油新疆油田“红浅1井区火驱先导试验项目”和“风城超稠油试验项目”,降低了对天然气和水资源的消耗,同时减少温室气体排放、大幅度提高原油采收率,对稠油主产区长期稳产高产及实现国家节能减排目标具有重要意义。
1700600137 黑龙江
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:大庆油田已进入特高含水(93.7%)、特高采出程度(88.8%)的“双特高”开发阶段,剩余油高度分散,需精细挖潜措施支撑稳产,而细分压裂技术是精细挖潜的核心关键。常规压裂工艺最多坐压4段,改造强度低,换管柱作业量大,施工周期长、成本高,现有队伍、设备难以满足老区精细改造、外围纵向多动用、横向高强度改造需求,且控递减、降成本矛盾尤为突出。同时,随着环保要求更加严格,压裂必须配套防喷工艺。为解决上述问题,开展了大庆油田高效环保多段机械细分压裂技术研究,难点在于受套管空间和大通径工具的双重限制,如何设计在减小工具壁厚条件下提升承压强度及耐磨蚀性能。另外,压裂目的层多、薄,且与高含水层交互存在,压裂优化设计难度大。经过攻关取得四方面成果:创新研发了不动管柱逐级投球打滑套多段细分压裂技术,研制了集成式小级差导压喷砂封隔器,实现了单趟管柱压裂由4段提至10段,满足了渗透率和油层厚度差异大且小层多的储层精细挖潜需要;创新研发了大排量大规模高效环保双封控制多段细分压裂技术,可实现对任意层段的选择性压裂,单趟管柱压裂15段,研制了大排量大规模导压喷砂器等配套工具,加砂规模提高3倍,施工排量提高2.5倍以上,可满足低渗透致密储层大排量大规模体积改造需要;国内首创研发了环保作业压控防喷工艺,为压裂工艺的实施提供了必要条件,实现了高效环保不放喷作业;研究形成设计优化和控制方法,提高了施工成功率和改造效果。 该技术具有改造强度高、针对性强、效率高、成本低、“零”污染作业施工的特点,实现了高效环保多段细分压裂,提高了储层动用程度,施工效率提高2倍以上。近3年已应用1129口井,累计增油32.72×104t,创经济效益59191.49万元。该技术申报专利10项(含发明3项),发表论文7篇,与国内外同类技术相比,突出优势是高效环保细分压裂,同时适应于新井和老井,成果处于国内、外领先水平,可用于国内各油田,推动了压裂技术进步。
1700350272 北京
TE2 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:随着石油勘探开发的日益深入和油气资源的日趋紧张,中国油气资源勘探开发逐步由浅层向深层、由常规向非常规油气转变,国内向国外市场转变。由于上述勘探开发的转变,钻探过程中钻遇泥页岩、页岩和大段盐膏层等复杂地层,对具有强抑制和高润滑的油基钻井液的需求愈加迫切。页岩气、深层油气和国外油气的开发,对改善中国能源结构、保障西气东输气源和国家能源安全具有重大意义。针对塔里木深井、威远-长宁页岩气和委内瑞拉等重点地区复杂井存在的钻井液技术难题,开发出油基钻井液关键处理剂,形成油基钻井液技术,实现规模化应用,减少了井下复杂情况发生,降低钻井综合成本,形成了与国际知名钻井液公司竞争的能力。取得以下技术创新:研发出油基钻井液核心处理剂6种,形成了抗温220℃、密度高达2.6 g/cm<'3>的柴、白和气制油合成基钻井液体系,达到国内领先水平。开发出抗高温高密度油基钻井液体系,首次满足了塔里木油田库车山前复杂深井钻井的需要。研发出强封堵油基钻井液,解决了长水平段页岩井壁失稳问题,打破了国外技术垄断。开发出了含油钻屑LRET浸取技术,处理后的含油废物满足国家排放标准,消除了油基钻井液使用过程中产生的环境污染问题。研发出全油基钻井液体系和气制油合成基钻井液体系,满足委内瑞拉对储层保护和印尼对欠平衡钻井需要,提高了中国油基钻井液在国外市场的竞争力。形成了油基钻井液防漏堵漏技术,减少了油基钻井液消耗量,降低了使用成本。油基钻井液实现了重大技术突破,项目整体水平达到国内领先、国际先进水平,产品全部实现国产化,替代了国外进口,占领了国外知名公司在国内外油基钻井液的市场份额。开发新产品6项,获授权发明专利1项,技术秘密2项,制定企业标准7项,发表论文20篇。强封堵油基钻井液在威远-长宁、涪陵和黄金坝等页岩气井水平段中成功应用33井次,为中国页岩气产能建设提供了强有力的技术支持,对改善能源结构和保障能源安全具有重要的意义;抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田库车山前规模化应用50井次,大幅度减少了井下复杂情况的发生,保障了西气东输气源的供给;全油基钻井液在委内瑞拉成功应用61口井,提高了中国油基钻井液技术在国外市场的竞争能力。通过油基钻井液技术研究和工业化应用,共产生直接经济效益3.71亿元,间接经济效益35.05亿元。
1700350273 北京
TE2 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:该成果属于石油勘探开发领域。随着油气勘探开发不断深入,钻遇地层日益复杂,深井、超深井增多,高密度钻井液愈发受到重视。为提高钻井液密度加入大量加重材料,严重影响钻井液性能。以密度4.2g/cm<'3>的重晶石配制密度2.5 g/cm<'3>钻井液,加重材料体积分数占总体积约50%。高固相含量使钻井液内摩擦、粘度和切力上升,剪切稀释性、滤饼质量变差,极易造成卡钻事故。针对深井高压地层钻探中钻井液面临的难题,基于高密度钻井液体系的构建方法,设计研发具有高效分散稀释作用的分散剂,以其为主剂配合前期研制的降滤失剂PFL等系列产品研发出超高密度钻井液(2.50~3.05 g/cm<'3>),解决高温环境中高密度钻井液流变性、沉降稳定性及高温高压滤失量难以控制的难题,形成配套应用技术,解决高压地层安全钻进的难题。创新点包括:1.国内外首次基于超高密度钻井液体系的构建方法,提出研制具有强吸附性、高水化能力的分散剂技术思路,解决钻井液在高固相含量时流变性与沉降稳定性失控的难题。2.率先引入独特主链、侧链结构,研发出支化程度高、分子链刚性强、强吸附的低分子量聚合物,具有高效分散稀释作用,确保了高密度下钻井液具有优越的流变性与沉降稳定性。3.研发出“一步法”中试生产工艺技术,大幅度提高生产效率,实现规模化工业生产。4.形成了重晶石加重的具有良好流变性和沉降稳定性的高密度钻井液体系与技术,解决了高压深层安全顺利钻进的难题。授权发明专利3项(国外专利2项)、实用新型专利2项。获专有技术2项。性能达国际领先水平。高温高密度分散剂SMS-19新增产值3500多万,新增利润1100多万。在西南、中原、西北、伊朗雅达等区域推广应用,解决了钻井液高密度下流变性与沉降稳定性及滤失量不易控制的难题,大幅度降低井下复杂及钻井液维护成本。官深1成功应用采用分散剂为主处理剂以重晶石加重的高密度钻井液技术,首开超高压盐水地层安全顺利钻进的先河,实现30年来地质家在官渡地区向具有超高压特征的深层、超深层油气资源勘探区进军的夙愿。避免了投资井报废,减少复杂情况,缩短钻井周期,节支上亿。创造了实钻2.87g/cm<'3>密度的国内外纪录,在保障勘探目标实现的原则下,大幅度降低成本,拓展了低成本加重材料重晶石的应用范围。有力推进了深井、超深井的安全钻井的进程,提升了中国超深油气井钻探技术水平,具有巨大社会效益和经济价值。
1700350274 北京
TE2 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:全球含硫化氢或二氧化碳的酸性气藏储量约占天然气总储量的40%,元坝和川西海相储层属于典型高温高压酸性气藏。由于储层埋藏深(大于6000m)、高温(大于150℃)、高压(大于70MPa)、高含硫(H<,2>S含量3.8-8%)中含二氧化碳(3%~16%),导致作为油气藏开发“临门一脚”的完井测试风险高、测试成本高、施工周期长、测试数据质量低和产能评价准确性差,制约了酸性气藏安全高效开发。该成果依托3项中国石化科技攻关项目,历时5年,采用基础研究、技术攻关、载体研发、现场试验与推广的技术路线,形成了酸性气藏深井测试工具、测试工艺、试井解释模型、动态产能评价方法、试井解释及产能评价软件等五项技术创新。测试工具耐温175℃、耐压80MPa、耐酸性气体含量35%;形成的3套联作测试管柱及管柱安全校核模型满足了射孔、改造、测试等8种测试工况的需求;首尾延时分段射孔工艺实现了200℃高温下安全高效射孔;形成的“复合防卡堵漏压井”工艺将一次性堵漏成功率由30%增大到90%;揭示了不稳态温度变化的影响机理,建立了考虑不稳态温度效应、积液、酸性气体影响的热流耦合的试井分析模型;形成的动态产能评价方法将传统4开1关的产能试井缩短为1开1关,突破了高温高压酸性气井采用常规产能试井时的测试制度不完整、测试无法达到稳定的技术瓶颈。经中国石化科技部软件测试,研发的酸性气藏深井试井分析及产能评价软件对酸性气藏特色功能优于国外商业软件。成果获授权专利15项,软件著作权2项,编写企业标准3项,发表SCI和EI检索文章25篇,应邀在国际会议做报告8次(其中,石油行业级别最高的SPE年会2次,规模最大的OTC会议2次)。成果在中国石化元坝、川西海相、顺南、顺托地区应用130口井,测试成功率100%,缩短测试周期47%,产能预测符合率为91.29%,创造直接经济效益2789万元,取得了显著的经济和社会效益,具有广阔的推广应用空间。
1700350154 北京
TE2 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:研究目的: 气体钻井技术近年来得到迅速发展和推广应用,但工程实践中普遍存在注气量计算误差大、易发生井下复杂、设备投入成本高、气体直接燃放浪费资源、以及污染环境等问题。该项目开展了气体介质高效利用与回收新技术与新装备方面的研究,通过建立注气量计算新模型,大幅度提高了气体钻井参数优化与设计水平,并研发出可用于钻井过程中气体介质回收利用的新技术与新装备,实现了气体介质的高效利用,在中国气体钻井现场得到大规模推广应用。 主要技术创新点: 1.建立了考虑岩屑重复破碎特征的注气量计算新模型,与国际通用的Angle模型相比,实际用气量吻合度从75%提高到91%,大大提升了气体钻井参数优化和设计水平,提高了气体利用效率,既减少了设备投入,又避免了井下复杂事故,已在川渝等地区295口井392井次的气体钻井中推广应用,节能减排效果明显。 2.首次提出了气体回收利用钻井的思想,并形成了整套气体回收利用钻井技术与工艺。气体循环利用后,可大幅度降低氮气钻井、天然气钻井的成本,减少资源消耗和环境污染。该技术填补了国内外空白,极大的提升了中国在国际气体钻井领域的地位。 3.研制出世界上第一套气体回收利用钻井装备,包括专用旋风分离装置、精细过滤装置、自动控制系统等。该装备具有完全自主知识产权,其性能完全满足气体钻井要求。 4.开展了气体回收利用钻井开环及闭环现场试验,气体重复利用率达到98%,气体循环回注后,机械钻速提高超过50%。 成果产生的价值: 该项目形成的气体钻井注气量计算新模型及气体介质回收新技术与新装备,在国内气体钻井现场得到成功应用。同时引起国际气体钻井同行高度关注,美国《气体钻井手册》主编Boyun Guo教授专程来华学习交流该技术。共形成专利12项,发表论文35篇。项目成果在由中石油川庆钻探工程有限公司承担的国内外10多个油气田的气体钻井作业中成功应用。2013~2015年在川渝等多个油气田应用109口井(138井次),累计进尺77000米,机械钻速提高5~15倍,创造直接经济效益1.3257亿元。2009~2012年该技术累计在川庆钻探公司应用186口井(254井次),累计进尺25.99万米。该项目累计创造直接经济效益5.3028亿元。获新增探明天然气储量3878.42亿方,间接经济效益达235.914亿元。
1600390015 青海
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:英东油田于2010年7月发现,地质条件复杂国内外罕见,属于长井段、薄互层、多油气水系统的叠置复杂断块油藏。针对英东油田复杂地表、地质条件,为尽快将资源优势转变为效益优势,青海油田成立了英东油田开发关键技术研究项目组,通过多学科多部门联合攻关,在构造精细解释、沉积相、测井解释等研究基础上,创新形成细分开发、平台式布井、产能分类评价、快速优化钻井等6项关键技术。研究成果指导油田的试采、开发方案的编制,英东一号上盘已落实探明石油地质储量6685.28万吨,可采储量1478.6万吨,落实探明天然气地质储量5.90亿方,可采储量2.96亿方,储量资源价值约372亿元(按油价每桶50美元)。同时,成果支撑英东油田高效快速建产,主力区块已全面投入开发,完钻总井数328口,开发井成功率100%,已建产能规模45万吨,产能到位率100%,百万吨产能建设投资40.6亿元,内部收益率29.1%。2012年-2014年累计产油46.9万吨,根据每年的原油销售价格、原油成本、税率,计算总产值为18.02亿元,扣除成本8.1亿元、税收3.11亿元,已获得的净利润为6.81亿元。创造青海油田“勘探周期最短、建产速度最快、效益评价最好、方案符合最高”的新区建产典范,有力推动青海油田千万吨级高原油气田建设,助推青海省经济腾飞。
1700320591 山西
TD8 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:晋城矿区是全国唯一进入产业化、工业化和商业化的稳定气田,抽采量约占全国抽采量的一半和山西省的70%。然而传统的煤层气开发多以直井分散作业模式为主,单井产量低,井网密度大,管网集输困难,严重制约了煤层气开发效率。项目围绕煤层气科学开发问题,依托多项国家和省部级科技项目以及晋城无烟煤矿业集团工程科技攻关项目,以晋城矿区为实施基地,系统地研究了煤矿区煤层气富集靶区选取方法与工厂化开发技术。建立了复杂地质条件煤层气富集靶区高分辨率识别与评价技术,在优选煤层气富集靶区的基础上,首创了煤矿区煤层气工厂化开发模式,将钻井由分散转向集中,研发了钻井、压裂、排采和集输等多个工艺流程一体化开发技术,通过扩大直井辐射范围,增大抽采面积,降低钻井成本,实现煤矿区煤层气规模商业开发。建立了煤矿区煤层气富集靶区高分辨率识别与评价技术。推导出适合煤储层特点的AV0计算公式,建立了AV0反演的煤层含气量预测方法,研发出以测井曲线为约束、叠后地震反演和叠前同时反演为基础的构造煤空间精确定位与识别方法,构建出基于证据理论的煤层气富集区评价体系,实现了对煤层气富集靶区的预测。煤层气富集靶区预测的识别率,经验证达到75%以上。首创了煤矿区煤层气工厂化开发模式,以煤层气富集靶区为基础,建立了煤矿区煤层气水平井产能预测模型,提出了煤层气井井型井网优化方法,借鉴常规油气开发经验,在国内首次创立了煤矿区煤层气模块化布置-集中化作业模式,实现钻井、压裂、排采和集输等多个工艺流程一体化开发。与直井分散开发相比,以工厂化开发的钻井、压裂和排采等工程量减少了2/3,井场、排采设备和集输管网等减少了70%以上,单井产量提高了3〜5倍。开发出煤矿区煤层气水平井钻进与压裂关键技术。研究了水平井钻进关键技术,建立了压裂裂缝扩展预测模型,研发了煤矿区水平井分段压裂改造技术,实现了低渗透煤层有效压裂改造。近三年在赵庄矿施工煤层气水平井37口,单井日平均气量稳定在5500 m<'3>以上。研发完善了煤矿区煤层气井智能高效排采技术。研究和建立了煤层气水平井排采控制模型,揭示并掌握了晋城矿区煤层气水平井排采降压引起的煤储层压力降低与传播规律,以该为基础,开发出以井底流压控制为核心的排采工艺,较为系统和完善地建立起煤层气井智能化排采系统。近三年在赵庄井田1号井实现了5000〜6000m<'3>/d的长期稳定生产。项目获得国家授权发明专利9项,实用新型专利2项,软件著作权5项,制定国家标准1项,出版专著1部,发表EI检索论文16篇,获得省部级科技一等奖3项。查新表明:国内外未见与上述创新点相同的文献报道。该研究成果2015年被列入山西省煤矿瓦斯抽采全覆盖工程,并已全面实施。该成果除了在晋城矿区应用外,还在阳煤、同煤、潞安和西山等矿区得到推广应用。近三年仅在晋煤集团应用,累计增加销售收入22.34亿元,新增利润8.41亿元。
1700320592 陕西
TD7 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:该项目属于矿山安全科学技术领域,应用于煤矿区煤层气(瓦斯)开发,重点为煤矿安全生产服务。煤矿区煤层气(瓦斯)开发具有提高煤矿安全保障能力、获取清洁能源和减少温室气体排放等多重效益。煤层气与煤矿瓦斯共采是实现上述目标的主要技术途径。中国煤层赋存地质条件复杂,渗透性差,煤层气(瓦斯)开发难度大,实现产气最大化的地面和井下钻孔的合理布局、先进的钻进技术与装备是煤矿区煤层气(瓦斯)高效开发亟待解决的技术难题。在国家科技重大专项的持续支持下,通过关键技术研究、装备研制和试验应用,取得以下主要创新性成果:1.创建了煤层气(瓦斯)高效开发钻进技术体系。提出了对接点两侧带分支的精确对接井地面区域超前开发、该煤层超长定向枝状钻孔工作面采前预抽和顶板岩层大直径定向长钻孔采动抽采三种新模式,创建了高效开发钻进技术体系;完成了中国煤矿区首个高产的远端精确对接井,最大日产气量超过3万m<'3>;创造了井下该煤层超长定向枝状孔、顶板岩层大直径定向孔新的孔深记录,单孔瓦斯日最大抽采纯量达到4万m<'3>,综合抽采效率提高近1倍。2.创新研制了地面全液压车载钻机。发明了新型车载式钻机回转装置、具有丝扣保护功能的液压卸扣大钳和电液联控装置等,研制了适用于多种钻进工艺的全液压车载钻机,实现了精确对接井关键钻进装备国产化,最大对接距离超过了1000m,显著提升了中国煤矿区煤层气地面开发钻进装备水平。3.创新研制了井下大功率定向钻进装备。发明了大通孔摩擦片制动式双马达动力头、顶部开放式夹持器、多逻辑多联动液压系统,研制了煤矿井下首台12000Nm大功率定向钻机与全液压泥浆泵车,解决了井下超长定向孔、顶板岩层大直径定向长钻孔配套装备能力不足的难题,该煤层瓦斯抽采孔最大孔深由1212m (直径96mm)提高到1881m (直径120mm)。4.发明了煤矿井下防爆型无线随钻测量系统。研制了井下低功耗、小直径、小流量一体式泥浆脉冲发生器,发明了矿用防爆型泥浆脉冲无线随钻测量系统,完成了随钻测量信号传输由“有线”到“无线”的跨越,提高了信号传输质量和距离,实现了高效复合定向钻进,该煤层超长定向枝状孔与顶板岩层大直径定向长钻孔综合钻进效率提高40%。项目获授权发明专利17项、其它知识产权8项,发表论文88篇。研究成果丰富了中国煤矿区煤层气(瓦斯)高效开发技术手段,提升了钻进装备能力水平,推动了煤矿安全生产保障技术进步。首次利用国产化钻进装备施工的对接点两侧带分支的精确对接井最大日产气量超过3万井下该煤层孔施工能力超过1800m、顶板岩层大直径孔施工能力超过1000m,综合抽采效率提高近1倍。成果已在晋煤、宁煤等10余个矿区的煤层气开发、瓦斯抽采和水害防治工程中推广应用,销售配套钻机、仪器97台套,开发煤层气(瓦斯)近9亿m<'3>,创造经济效益27.96亿元。项目成果整体达到国际领先水平。
1600440139 甘肃
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:《涩北一号气田水侵状况及对策研究》针对涩北一号气田疏松砂岩气藏严重的出水问题,通过开展分开发层组出水特征分析,分析其水侵的影响因素,结合水体能量与边水推进速度研究,精细刻画气砂体气水边界,搞清了气藏水侵状况,以高出水典型为重点,利用数值模拟技术,编制整体治水方案,开展了出水气藏的开发技术对策研究,依据疏松砂岩气藏储层的特殊构造特征及气水的运动规律,分析了气井产能影响因素及配产的约束条件,利用疏松砂岩气藏气井多因素动态合理配产技术。完成了气井动态的合理配产,确定了气田的合理产能。达到了优化气田开发指标,保持气田长期稳产的目的。该研究基础工作扎实,整体项目研究思路清晰,生产动态认识比较清楚,有理论创新、有深度。项目研究与生产实际联系紧密,该研究成果,对涩北一号气田开发生产具有一定的指导作用,在涩北一号气田开发生产中已得到了应用,指导了气田采用合理的措施工艺和技术策略,项目形成的关键技术,已应用到涩北二号及台南气田的水侵研究,该项目具有良好的经济效益和社会效益。成果达到国内领先水平。
1600440141 甘肃
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:该项目是青海油田科研生产项目。项目针对柴达木盆地勘探开发重点区域英东与昆北油田开展沉积储层及渗流特征综合研究。通过大量室内实验,结合已有地质认识,研究了储层孔隙结构特征、储层水驱油效果及影响因素、储层微观渗流规律及残余油赋存状态。该项目整体研究水平达到国内领先水平。取得的成果已应用于英东与昆北油田储量研究、开发方案的编制,项目成果对今后柴达木盆地油气勘探、储层研究、油田高效开发具有参考和借鉴作用。成果达到国内领先水平。
1600440142 甘肃
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:柴达木盆地昆北油田切16井区油藏工程方案研究是青海油田科技处下达的重点项目,其目的是通过地质、试采评价、油藏工程、数值模拟研究,确定合理的开发技术政策,进行方案部署。该项目主要技术经济指标包括建成产能8-10万吨,内部收益率>9%以上,税后投资回收期<8年。该项目成果充分应用于油田生产,提供井位192口,累计建成产能9.2万吨,新井平均产量达到2.0吨/日的设计水平。有效规避了钻井风险、节约了投资,现场应用效果显著,实现油田的效益开发。成果达到国内领先水平。
1600440389 甘肃
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:在以往分层压裂工艺分析的基础上,结合存在的问题,研究形成了适合于青海油田特点的水平井直井分层压裂配套技术、低浓度胍胶压裂液体系配方以及具有自主知识产权的分层压裂工具。项目成功推广应用137井次472层段,平均单井日增油6吨,投入产出比为1:5.82,大幅提高了油田压裂工艺技术水平,改善了措施经济效益,推动了青海油田压裂工艺水平的快速发展,实现了一趟管柱分压9层段、单井“2000m<'3>液,200m<'3>砂”、单层段增油一吨的目标,成果达到国内领先水平。
1700310067 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:黄骅南大港地区构造上属于黄骅坳陷,为复杂断块油气藏,油藏类型复杂多样,已进入“双高”开发阶段,综合含水高达92.6%,可采储量采出程度89.1%,自然递减严重。未动用地质储量6767万吨,整体呈现“低、深、难”的特点,难以效益开发动用。因此,南大港地区急需开展稳产上产关键技术攻关,以保证油田可持续发展。 经过4年的研究与实践,解决了南大港地区稳产上产的难题,形成了系列配套技术,取得了以下几方面突破: 创新发展了“串珠状油气藏”模式。采用井约束下提高分辨率处理技术和地质认识下多信息综合速度建模技术,通过“一面、两点、三形态”圈闭刻画方法,创新形成了沿供油断层发育的相同地层的串珠状油气藏和沿不整合界面发育的不同地层的串珠状油气藏两种“串珠状油气藏”模式。 研究形成了断块油藏提高开发效果关键技术。针对王徐庄油田沙一下生物灰岩裂缝储层无法定量描述的问题,建立了生物灰岩油藏油水井动态分析和双孔介质裂缝油藏建模等定量化评价方法,量化了储层参数和剩余油分布特征,形成了一套适合裂缝型生物灰岩油藏特点的储层描述技术;针对低渗透油藏注水困难的问题,试验复合有机酸、缓速酸等多种酸化液配方,优选出缓速酸体系,改善了地层渗流能力,提高了开发效果。 发展了高含水油气藏提高采收率技术。细致刻画羊二庄油田单一河道,刻画砂体内部构型,研究构型界面对剩余油分布;采用局部加密调整井网模式,建立了“平面分区、纵向分层、多种井型相结合”的“立体井网”重组技术;改变传统注水开发方式,推广“二三结合”开发模式。 创新形成了“抽油杆电加热+内衬管+无尾管”稠油保温降粘减阻举升工艺技术。针对刘官庄常规稠油油藏储量规模小、常规热采工艺投资成本高等情况,创新了抽油杆电加热+内衬管+无尾管井筒组合举升工艺技术,改善了原油的流动性,降低了进泵阻力。与国内外稠油蒸汽吞吐等热采技术对比,具有开发成本低,工艺简单,效率高的优势。 发表论文6篇,获得1件实用型专利。 2013-2015年,该项目研究成果应用在黄骅南大港地区,新增三级石油地质储量2364万吨,新增天然气地质储量12.92亿方;新建一个10万吨级新油田;实施产能井122口,油水井措施494井次,累计增油36.21万吨。南大港地区年产油气当量由2012年年底的32.3万吨上升到2015年底的37.03万吨,老区提高采收率1.78%,自然递减由14%下降到10.3%,油层动用程度71.5%上升到74.9%,水驱控制程度71%上升到78%,增加水驱储量834万吨。新增产值10.29亿元,新增利润3.12亿元,新增税收5690万元,投入产出比1:2.44,经济效益显著。 经过天津市科技信息研究所查新,国内外未见与该项目技术特点相同的文献报道。
1700310082 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:世界能源演变过程表明,发展利用天然气是当今世界的潮流,随着科技的进步、环保要求日益提高,天然气的地位将不断提升。近年来,全球都在高度重视天然气资源的开发,特别是低渗致密气藏的开发,自2000年以来,中国低渗致密砂岩气藏储量和产量快速增长,预计2020年致密砂岩天然气年产量将占30%以上。但是该类气藏储层岩石孔隙结构复杂、气藏气水关系复杂,储层低渗致密,含水饱和度普遍较高,储量品质差,生产上表现出单井产气量低,气水同产,储量动用程度和采收率低等难题,亟需加强储层气藏开发机理研究,为提高单井产量和气藏采收率奠定理论基础,为效益开发提供技术支撑。 《低渗致密砂岩气藏开发机理研究》成果依托廊坊分院承担的国家、中国石油天然气股份有限公司及油气田分公司等重大科技项目,历时十年(2005年-2015年),以岩石学、油气藏渗流力学、气藏工程学等为指导,通过创新实验技术,开展系统实验测试,结生产动态分析,深化机理认识,在鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地须家河气藏等领域应用,为各类复杂气藏开发方案和储量评价提供了基础参数,并取得显著的经济和社会效益。 1.编写了中国首部致密砂岩气评价国家标准《致密砂岩气地质评价方法》(GB/T 30501-2014),为推动致密砂岩气评价奠定基础。 2.创新发展了考虑气相启动压力的达西渗流理论,认识了微观孔喉中气、水择优渗流机理,建立了砂岩孔喉中四类残余水分布模式,测试了致密砂岩在不同含水饱和度条件下气体渗流启动压力,形成了基质渗流能力评价及砂岩储层气相渗流形态图版,论证了低渗致密砂岩气藏开发储层下限可降至0.1mD以下,为天然气储量规模扩大提供了依据。3.建立了致密砂岩储层在不同含水条件下的动用半径图版,论证了苏里格气田加密区潜力,提出了气田合理井距可加密至400~600米,由此在原方案基础上可提高采收率5%~12%,(如果按苏里格气田探明储量超6000亿立方米计算,可以累计新增产气量300~720亿立方米),为中国类似气藏提高采收率奠定了基础。 4.自主研发了长岩心多点测量气体渗流启动压力、非均质储层组合气藏开发物理模拟,便携式岩样制备与物性测试等6项实验新技术,获六项国家专利,发展完善了中国天然气开发物理模拟实验技术体系,为中国复杂气藏开发机理研究提供了必要的技术条件和装置,解决了低渗区供气能力、裂缝水侵规律和多层合采模拟实验中的关键技术问题。该成果共获发明专利2项,实用新型专利4项,国家标准2项,出版专著1部,发表论文30余篇,其中被SCI、EI双收录论文10篇,获得局级成果奖3项。 上述创新成果推进了中国气藏开发实验装置、技术以及气藏开发理论的发展,为气藏开发物理模拟实验技术水平的提高奠定了基础,成果的有效应用还可推广到国家或地区“十三五”天然气开发方案研究中,为中国气藏,特别是低渗致密砂岩气藏的合理开发提供技术支持,应用前景广阔。
1700310086 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:主要技术内容:冀东油田属复杂断块油藏,断层多、断块破碎,油藏类型复杂,存在着断块之间甚至同一断块内地质特点和开发特征差别大的问题。针对上述问题,项目组历时两年攻关研究,取得系列创新成果: 根据断块内储层特征与剩余油分布,创新性地提出了复杂断块油藏断块内差异化提高采收率技术。 发明了水玻璃无机凝胶防气窜体系,设计了新型并联动态滤失夹持器,实现了二氧化碳驱油技术在复杂断块低渗储层的成功应用。 研发了多酚聚酯交联聚合物-凝胶微球多段塞复合调驱体系,研制了数据采集控制装置,形成了高温多层非均质储层深部调驱技术。 推广应用及效益情况:自2013年1月至2015年12月,差异化提高采收率技术在柳赞油田北区开展了现场试验,累计实施21井次,见效油井22井次,产量自然递减率逐年下降,由20.9%降低至11.3%,累计增油7.6万吨,采收率提高6.4%,新增销售额30543.75万元,新增利润24341.43万元,投入产出比为1:4.93。该项目获得知识产权13项,其中发明专利1项,实用新型专利2项,标准3项,论文7篇。推动科技进步的作用:提出的差异化提高采收率技术为冀东油田复杂断块油藏经济、高效、科学开发提供了强有力的技术支撑,同时为渤海湾等国内类似复杂断块油藏提高采收率技术提供借鉴和指导作用。
1700310089 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:技术内容:南堡深层属于深水沉积环境,岩性偏细,储层普遍不发育,但在堡古2区块埋深大于4km的沙一段发现重力流优质储层,具有较好的物性,供液能力强,单井产量高。针对该类新型储层,通过成因机制分析,有利储层发育区预测,该类储层内部结构精细解剖和相应开发技术政策的制定,为合理高效开发该类油藏提供技术保障。 取得成果如下: 在重力流流成因机理分析基础上,通过沉积旋回分析与地震反射特征识别,结合正演模拟,明确砂质碎屑流期次划分,并构建了“深水沉积为环境、坡折地形造条件、前缘砂体供物源、火山活动引触发”的小型断陷湖盆砂质碎屑流发育模式。 在建立重力流储层油藏地层发育模式基础上,精细刻画隔夹层,以“层控约束,井点控制,厚隔层单独建立”的思路建立三维地质模型,实现了重力流储层结构模式的构建,明确研究区具层状属性的准块状油藏特征。 形成的“两步法”优势储层定量预测技术:第一步,建立井震耦合关系,以地震反射特征为搜索目标,运用地震相参数、地震属性参数等综合条件限定,初步锁定重力流发育位置,再优选均方根振幅、正负采样变化率、总振幅三个敏感属性与储层参数建立拟合关系,结合稀疏脉冲反演,实现重力流储层边界刻画。第二步,基于岩石物理分析,通过SVD约束和差异稳定化的约束稀疏脉冲同时反演,先利用敏感属性纵横波速度比识别泥岩和砂岩分布,再利用纵波阻抗区分有效含油砂质碎屑流砂岩与致密浊流砂岩,明确了砂质碎屑流发育区,解决了优势含油储层预测难题,储层预测符合率提升了10%,取得良好应用效果。 通过渗流机理与矿场统计相融合,明确了隔夹层对水线推进影响规律,建立了不同隔层半径与底水见水时间图版;数值模拟与渗流理论相融合,明确了准块状油藏底部不对应小层注水体积波及系数最高;理论分析与矿场实践相融合,明确了准块状油藏单井最优注水量。形成了“三融三明”为核心的准块状油藏注采优化技术,解决了准块状油藏高效注水的难题,实现了准块状油藏的合理高效开发。成果应用及效益:2013年7月~2015年12月底,南堡凹陷PG2区块油藏部署开发井38口,其中油井27口,水井11口,动用地质储量565.86万吨,可采储量198.05万吨,新建产能24.5万吨,累计产油51.8万吨,累计产气7.57亿方,实现新增产值267370.95万元,新增利润90200.3万元,上交税金47469.1万元,实现该油藏合理高效开发。通过该项目研究成果的推广应用,在南堡陆地高5区块发现砂质碎屑流油层,高23-39井投产日产油12.8万吨。南堡凹陷重力流油气藏开发为唐山市天然气供给和地方经济发展起到了积极作用。项目研究成果对今后冀东油田及国内外其他类似油藏的经济有效开发提供了有益借鉴和指导。
1700310097 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:项目属于“油气田井开发工程”领域。华北油田冀中地区97%的砂岩油藏为复杂断块和地层岩性油藏,多属于低渗透油藏,具有埋藏深(平均为3000m)、温度高(110~130℃)、层间压差大(5~30MPa)的特点;注水井具有井深,斜度大的特点,其中井深≥2500m的注水井621口,占注水井总数62.8%,井斜≥30°的注水井341口,占注水井总数35%。2012年之前华北油田注水井主要采用常规空心、偏心、地面定量分注等分注工艺,分注级数以一级二段为主,占分注井数的88.6%,最高级数为三级三段,均采用传统的投捞测试工艺,远远不能满足油田开发的需求。资料显示表明,水驱砂岩油藏有44.5%的水驱控制储量未得到有效动用,有三分之一的油层长期不吸水,层间矛盾突出。 为此2012年在新建的两个整装产能区块(阿尔、同口),引进了桥式偏心和桥式同心分注工艺技术,进行试验性研究。但是在试验过程中发现,先进的分注工艺技术在深斜井上应用有很大的局限性,主要体现在以下四个方面:深井多级多段分注不适应性;大斜度井分注未开展攻关研究;深斜井分注管柱抗蠕动性能差;深斜注水井绿色环保带压井作业技术无法开展。 因此该项目针对华北油田深斜井分层注水的管柱失效、解封困难、分注有效期短和无法带压分注作业的问题,进行了深斜井多级多段分注工艺技术,分注管柱底部支撑锚定技术和带压分注作业油管堵塞技术等方面的研究,研发了锁块保护式逐级解封封隔器、大斜度井自扶正逐级解封封隔器、底部油管支撑锚和小直径静液压坐封油管堵塞器等分注关键工具,满足了深井(≤4000m)、斜井(≤60°)六级六段以内分注工艺要求。 该项目的创新点主要有: 研发了逐级解封结构和中心管锁块保护机构,设计了锁块保护式逐级解封封隔器,满足了深井多级多段精细分层注水要求; 研发了封隔器居中扶正机构,集成了逐级解封技术与扶正技术,设计了大斜度井自扶正逐级解封封隔器,满足了大斜度井多级多段精细分层注水要求; 采用“预压力”方法,设计了底部油管支撑锚定工具,增强了分注管柱抗蠕动能力,保障了分注管柱长期有效; 利用液压静态坐封技术,研发设计了具有双空气腔的φ42mm小直径油管堵塞器,有效封堵单流阀以上整体管柱,实现了自动丢手。 该项目成果在华北油田冀中的五个采油厂52个区块应用360口井。平均有效期24个月,最长有效期36个月。分注能力由三级三段提升至六级六段,满足了井斜60°以内分注工艺要求。对应一线油井720口,518口油井见效,见效率72%,平均单井组对应油井日增液2方,日增油0.5吨,含水稳定在78.7%,累计增液38.8万方,累计增油8.9万吨,创效1.92亿元。分注井绿色环保带压作业实现节能减排2.5万方、增注2万方,节约效益208万元。有效改善了油田开发效果,经济效益显著,提高了油田开发水平。
1600540145 黑龙江
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:该课题以内蒙古图牧吉地区的油砂作为研究对象,采用浮选法分离提取油砂所含的沥青质,其原理是利用沥青、沙子、粘土之间的密度差,在溶液中所产生的浮力不同,从而实现分离油砂中的沥青质。该课题主要研究浮选法在油砂沥青分离富集过程的机理、给出浮选法在油砂提取中的工艺参数,获得浮选法沥青质收率达到Dean-Stark甲苯抽提法收率的95%以上,提高油砂沥青的收率。通过浮选分离油砂中的沥青质具有收率高、操作简便、成本低、环境污染小等特点。通过浮选分离法提取油砂中沥青质,得出了浮选法分离内蒙古图牧吉水润型油砂的最佳分离的工艺条件,其条件为NaOH浓度为0.5%,温度为50℃,砂剂比为1.5,其油砂中沥青质的分离效率可达到98.1023%。

手机版

万方数据知识服务平台 扫码关注微信公众号

学术圈
实名学术社交
订阅
个性化订阅推荐
收藏
快速查看收藏过的文献
客服
服务
回到
顶部