控制二氧化碳气窜泡沫配方体系的研_省略_应用_以宋芳屯油田芳48断块为例_刘向斌

油气田开发方案设计

中国石油大学（北京）远程教育学院期末考核《油气田开发方案设计》论述题：从以下6个题目中选择3个题目进行论述，每题不少于800字。（总分100分） 1、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉及到的各个方面的内容。提示：参见教材第二章，重点说明油气田开发方案编制过程中涉及到的八方面内容。答：油田开发方针和基本原则我国油田勘探开发应遵循的方针是：少投入多产出确保完成国家原油产量总目标具体遵循的原则是： 1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层，对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量 2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建设、边生产的方针 3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油，并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。

油田开发的核心是采油和采气一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。一个油田的正规开发经历三个阶段 1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积，选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺 2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发井，注采方案和实施。 3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。

油藏开发方案设计说明

石油工程综合训练 XX油田MM断块油藏工程方案设计

学院：车辆与能源学院专业：石油工程姓名：龙振平学号：100113040001 指导教师：马平华讲师答辩日期：2014年1年17日目录 1.开发原则 (5) 2.开发方式 (5) 2.1开发方式论证 (5) 2.2 注入方式和时机选择 (5) 3.开发层系与井网井距 (6) 3.1 开发层系 (6) 3.2 井型、井网与井距 (8) 3.2.1 井型的确定 (8)

4.开发井的生产和注入能力 (13) 4.1 开发井的生产能力 (13) 4.2注水井的注入能力 (14) 5.采收率及可采储量 (15) 5.1 采收率计算 (15) 5.2 可采储量计算 (18) 6.油藏工程方案比较与推荐 (18) 6.1方案比较论证 (18) 6.2推荐方案描述与推荐 (22) 7.开发潜力与风险分析 (26) 7.1 开发潜力 (26) 7.2 风险分析 (26) 8.方案实施要求 (27) 8.1钻井及完井 (27) 8.2油井投产要求 (27) 参考文献 (27)

油藏工程方案 1.开发原则根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：（1）充分考虑油田的地质特点；（2）充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率；（3) 采用合理的采油速度； (4) 合理利用油田的天然能量； (5) 充分吸收类似油田的开发经验； (6) 确保油田开发有较好的经济效益。 2.开发方式 2.1开发方式论证试采分析表明，M1油井初期产量较高，这说明油藏具有一定的天然能量，利用借鉴高压物性资料及经验公式计算，该块油藏弹性采收率为13.35%，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期采用天然能量开发，后期天然能量降低，产量下降，并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线（图2.1）可得束缚水饱和度Swr为0.4，所以可采用注水方式开采。 M2井采用注水方式开采，产量逐渐升高然后保持一个较高的稳定状态。综合M1井M2井实验室资料和生产资料分析，该地区应采用注 2.2 注入方式和时机选择

中原油田天然气处理厂简介

中国石化中原油田分公司天然气处理厂，地处豫北平原、黄河下游风景怡人的“中华龙乡”——濮阳市，始建于1982年，是国内最早的以回收液态乙烷等单体烃为主要目的的天然气处理装置群和轻烃深加工产品生产基地。目前，主要从事石油伴生气处理、轻烃生产、NGL深加工业务并对外提供高含硫天然气净化与处理、LNG（CNG）和LPG装置的运行管理技术业务，本部日处理石油伴生气能力达220万立方米，年产轻烃7万余吨。全厂现有员工1300余人。其中，省级安全生产专家3人、安全文化专家3人，油田级技术专家1人，具有高级及以上专业职称63人，中级专业技术职称237人，中级及以上技术职称获得者占职工总数的24%；技师47人、高级技师45人。员工中获国家注册安全工程师资格人员高达106人，占全厂总人数的8.5%，人才基础雄厚。厂资产原值8.37亿元，拥有从美国、德国、英国、意大利等国家成套引进的天然气处理装备，管理着两套大型气体处理装置、两座NGL 深加工工厂和一座8700立方米的轻烃储运站库，主要生产商品天然气、液化石油气、特种丙（丁）烷、气雾剂级烃类抛射剂、制冷剂、戊烷发泡剂等8个系列20余款产品，畅销国内23个省市和台湾地区，曾批量出口伊朗、巴基斯坦、韩国、澳大利亚等国家。我们坚持本部轻烃生产和外部技术服务的“双向经营”理念，

经过多年来不断的探索和发展，在天然气处理、NGL深加工、高含硫气体净化、CNG（LNG）和LPG装备运营管理、大型天然气设备维护保养等领域，积累了丰富的实践经验，具备了较强的技术实力。早在20世纪90年代，就曾为浙江春晓气田大型气体处理装置、海南天然气净化装置，以及大港油田、吐哈油田天然气处理装置，提供技术服务。2005年，又成功承揽了亚洲第一、世界第二大的普光酸性气体处理装置运行技术服务项目，在普光净化厂的建设和投产中发挥了重要作用。此外，我们还与新疆雅克拉采气厂、陕北延长油田、内蒙绿能油气、中石化西南分分公司元坝净化厂、元坝采气厂，以及孟加拉国西莱特气田、加纳Jubilee油田等，建立了合作关系，承揽了天然气技术服务项目，累计向外部项目输送技术和管理人员500余人，年合同总额达2亿元，在国内外天然气技术服务行业，打响了“中原天然气处理”品牌。多年来，我们凭借精益求精的工作态度、有口皆碑的产品质量、诚实守信的合作信誉，先后取得国家、省部级科技进步和安全技术奖30余项，荣获“全国用户满意产品”、“河南省文明单位”、“河南省重合同守信用企业”、“河南省安全文化建设示范企业”、“共青团中央青年文明号”等众多荣誉，连年被评为中国石化集团五星级站库，中原油田安全生产先进单位、环境保护先进单位、职业卫生示范单位、HSE示范单位。

二氧化碳气体爆破方案

煤矿智能二氧化碳爆破系统实施方案目录一、液态二氧化碳相变致裂技术简介二、二氧化碳爆破原理三、二氧化碳爆破产品优势四、实施方案（一）地面操作间装管（二）钻孔施工（三）设备运输（四）放炮（五）回收五、施工安全技术措施（一）注意事项（二）试验安全技术措施六、设备配置表

一、液态二氧化碳相变致裂技术简介液态二氧化碳相变致裂技术是一种理念先进、方法安全、效果显著的爆破技术，属于物理爆破技术，具有爆破过程无火花外露、爆破威力大、无需验炮、操作简便、不属于民爆产品，其运输、储存和使用获豁免审批等优点，被广泛应用于采煤、清堵、建筑物拆除。因此，液态二氧化碳相变致裂技术有望取代炸药预裂爆破、水力扩孔、水力压裂来强化提高煤层透气性，快速消除突出危险性或冲击地压。液态二氧化碳相变致裂属于物理致裂过程，通过化学加热液态二氧化碳，使其压力剧增至20MPa~60MPa，高压液态二氧化碳冲破定压剪切片迅速转化为气态，体积膨胀600多倍，瞬间释放的气体膨胀能使钻孔周边煤体致裂；液态二氧化碳体积膨胀过程会吸收大量的热量，能有效降低致裂范围内的煤体温度，有利于抑制煤层自燃；液态二氧化碳相变致裂采用低压启动（9v），比传统爆破更安全，且不需要验炮，爆破后即可进人，实现连续工作。液态二氧化碳相变致裂装备结构。如图1所示。二、二氧化碳爆破原理二氧化碳爆破器的原理：二氧化碳气体在一定的高压下可转变为液态，通过高压泵将液态的二氧化碳压缩至圆柱体容器（爆破管）内，装入破裂片、导热棒和密封圈，拧紧合金帽即完成了爆破前的准备工作。将爆破管和安全云毫差起爆器及电源线携至爆破现场，把爆破管插入钻孔中固定好，连接起爆器电源。当微电流通过高导热棒时，产生高温击穿安全膜，瞬间将液态二氧化碳气化，急剧膨胀产生高压冲击波致泄压阀

(工艺技术)油田压裂新技术工艺

2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。（1）黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。（2）油藏中最多只有油、气、水三相，每一相均遵守达西定律。（3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。煤层气：赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。全国煤层气试验区分布图 J3-K1 哈尔滨 28 3、页岩气页岩气形成的条件（1）岩性：形成页岩气的岩石除页岩外，还包括泥岩、粉砂岩、甚至很细的砂岩（2）物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况（3 ）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。（4）裂缝：裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用，特别是水平井分段压裂技术的推广应用, 保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。较好指标： 2、乌鲁木齐 J1-2 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J2 J1-2 J1-P2 J1-2 J1-2 西宁兰州 J1-2 1-2 西安 P2 成都 2"| C-P 北京1 ? 济南3 9 C-P 长春 E J3-K1 1开滦 15 韩城 2大城 16 蒲县 3济南 17 柳林 4淮北 18 吴堡 5淮南 19 三交 6平顶山 20 临县 7荥巩 21 兴县 8焦作 22 丰城 9安阳 23 冷水江 10晋城 24 涟邵 11屯留 25 沈北 12阳泉 26 红阳 29 阜新 13澄合 27 铁法 30 辽河 14彬长 28 鹤岗 T3 武汉二长沙 2 ： P2 上海 P2 P2 福州卢台北

《油气田开发方案设计》

中国石油大学（北京）远程教育学院期末考试《油气田开发方案设计》学习中心：_姓名：_学号：_ 一、题型本课程考核题型为论述题，10选5题。每题20分，试卷总分100分。二、题目 1、论述开辟生产试验区的目的、任务、内容和原则。提示：参见教材第一章，结合自己的理解全面阐述生产试验区的各项内容。2、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉及到的各个方面的内容。答：油田开发方针和基本原则我国油田勘探开发应遵循的方针是：少投入；多产出；确保完成国家原油产量总目标。具体遵循的原则是： 1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层，对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量 2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建设、边生产的方针 3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油，并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。油田开发的核心是采油和采气一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发

方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。一个油田的正规开发经历三个阶段 1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积，选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺 2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发井，注采方案和实施。 3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。油田开发的整个过程也就是一个对油田不断重新认识及开发方案不断调整和完善的过程。在编制开发方案时，应对以下几方面的问题作出具体规定 1、确定采油速度和稳产期限一个油田必须以较快的速度生产以满足国家对石油的需要。但同时对稳产期或稳产期采收率有明确的规定。它们必须以油田的地质条件和工艺技术水平以及开发的经济效益为出发点。一般的稳产期采收率应满足一个统一的标准，即大部分的原始可采储量应在稳产期采出来。 2、规定开采方式和注水方式在开发方案中必须对开采方式作出明确的规定，是利用什么驱动方式采油以及开发方式如何转化（如弹性驱转溶解气驱再转注水、注气等）。如果决定注水，应确定早期还是后期注水，而且还必须明确注水方式。 3、确定开发层系一个开发层系，应是由一些独立的上下有良好隔层，油层性质相近，驱动方式相近，并且具有一定储量和生产能力的油层组合而成。每一套开发层系应用独立

浅论二氧化碳泡沫压裂液

浅论二氧化碳泡沫压裂液发表时间：2019-03-04T14:41:44.420Z 来源：《防护工程》2018年第34期作者：李振连 [导读] 吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害李振连吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000 摘要：吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害，反映到如排液困难、压后效果不好等。通过CO2泡沫压裂增产机理，压裂液综合性能评价，以及现场应用情况，取得了较好的效果，为低渗低产能油田开辟了新的增产措施。关键词：增产机理；泡沫压裂；室内试验压裂是提高油气藏早期产能、保持长期稳产的主要措施。压裂液是压裂技术的重要组成部分，其性能的好坏直接关系到压裂施工的成败与压裂的效果的好坏，优质低伤害低成本是其发展方向。 1 CO2压裂现状及发展利用CO2压裂，国外已有三十多年的历史。六十年代初，CO2作为添加剂与冻胶压裂液混合助排；七十年代初，水基压裂液中CO2浓度达到50%，这类压裂液既可满足设计的裂缝长度，又可大大减少压裂液的用水量；八十年代，CO2浓度超过了50%，通过吸收地层热量，减少以CO2气体为分散相的泡沫，具备了泡沫压裂液的优良性能，减少了因液堵对地层相对渗透率的破坏，特别适用于水敏性地层；同时，美国和加拿大的一些公司已用100%的液态CO2压裂，每年几百口井以上，取得了很好的效果，其主要特点是对地层无损害，不留残液，排液快，经济效益好。 2 探究CO2压裂增产机理（1）在CO2压裂施工过程中，注入了大量的CO2，在地层温度下，CO2快速汽化，混溶于原油中，将大幅度降低原油粘度。另一方面，还增加了溶解气驱能量，达到助排的目的。液体从地层向井筒流动的基本规律：在地层条件都不变的情况下，原油的粘度若降低一半，原油的产量就可提高一倍。（2）饱和CO2的液体，PH值在3.2-3.7之间，相对来说是无腐蚀的，PH值是CO2能成为一种有效的油井强化增产介质，如当PH值降至4.5-5.0以下时，膨胀的粘土矿物可以被减少，能保持地层的渗透性，可能解除裂缝的堵塞。（3）由于CO2泡沫压裂液具有造缝面积大、所造的裂缝导流能力高等特点，将大大提高增油能力，效果显著。 3 室内研究 3.1 基液性能及泡沫液半衰期使用RV-20旋转粘度计在20℃、170 1/s剪切速率下，未形成泡沫之前的基液黏度见下表，PH值为7.0，形成泡沫之后，在25℃，0.1MPa下测得泡沫流体的半衰期为300分钟，具有良好的泡沫稳定性，PH值为4.0。 3.2 泡沫压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价严格按照中国石油天然气股份公司颁布标准SY/T5107--2005 《水基压裂液性能评价方法》进行。结果见表1。

天然气处理厂低温分离器排液工艺优化效果评价

天然气处理厂低温分离器排液工艺优化效果评价发表时间：2019-08-27T11:54:05.727Z 来源：《工程管理前沿》2019年第12期作者：程万仓 [导读] 对天然气处理过程中的低温分离器排液技术工艺进行分析和探讨，然后在此基础之上提出优化工艺的有效措施，确保能源的有效回收再利用，达到环保目的。中国石油化工股份有限公司中原油田分公司天然气处理厂摘要：天然气在我们国家的应用是十分广泛的，尤其是在支持新能源代替燃料使用的时代背景下，天然气的处理工艺也备受人们的关注，本文主要针对天然气处理过程中的低温分离器排液技术工艺进行分析和探讨，然后在此基础之上提出优化工艺的有效措施，确保能源的有效回收再利用，达到环保目的。关键词：低温分离；放空回收；效果评价；环保；天然气为代表的新能源在社会中已经得到广泛关注，天然气的处理以及加工工艺能够有效为人们提供满足需求的能源，辅助制冷系统中的低温分离工艺的使用大大提升了天然气中各项组分分离回收的效率，可以将天然气处理工艺的效果进行优化和提高，那么本文将主要从工艺流程以及对这种低温分离器排液工艺的优化方案进行分析和探讨，对其存在的问题提出有效的解决措施。 1 优化前低温分离器工艺流程及存在的问题本文主要以某天然气处理装置为研究对象进行分析，首先要对其低温分离排液工艺优化之前的流程进行阐述。丙烷辅助制冷系统是中压深冷天然气处理装置的重要组成部分，该系统采用丙烷压缩机对丙烷冷剂进行三段压缩、节流、蒸发制冷，对来料及过程产品降温，以达到工艺要求温度，保证装置平稳高效运行。丙烷压缩机进行三段压缩，经制冷剂冷凝器空冷后进入制冷剂缓冲罐，逐级节流，为用户提供冷量，最终返回至丙烷压缩机入口。当装置切换或丙烷辅助制冷系统异常停机时，各丙烷分离器内存有大量丙烷制冷剂，造成丙烷辅助制冷系统压力超高、分离器液位超高，导致装置在开机过程中丙烷辅助制冷系统难以按要求正常启动。为此在异常问题处理后装置开机前，只能通过将系统中的制冷剂排放至放空系统燃烧的方式对辅助制冷系统降压，将低温分离器压力降至开机允许范围内，但是这样操作不仅对资源造成浪费，还会因放空速度控制不均匀造成放空系统超压燃烧产生大量黑烟，给环境保护工作带来了较大的负面影响。大气污染防治工作越来越受到政府和企业各级部门的重视，因此需要对丙烷辅助制冷系统进行局部改造，通过切机或异常停机时的丙烷制冷剂进行回收，从根本上解决丙烷制冷剂进入火炬系统燃烧所造成的能源损失和环境污染问题，从而为企业带来良好的经济效益和社会效益。 2 某天然气处理装置低温分离器排液系统优化 2.1 优化工艺流程根据现场反复研究，发现回收丙烷制冷剂工艺主要方案：（1）长时间检修后开机采取将丙烷制冷剂排放至火炬气回收来料进气系统，从而实现对丙烷气进行回收再利用；（2）短时间故障停车后重新启动采取将丙烷辅助制冷系统中低温分离器的液相采用中间分离器底部预留法兰作为排液口，将分离器中的液相丙烷排放至丙烷罐中；气相则通过增加管线和阀门的形式将其泄放至来料管网中。 2.2 优化后工艺流程（1）长时间检修后开机流程：丙烷制冷剂气相通过放空管网进入回收系统，经放空回收系统的入口分离器进行气液分离后进入气柜，再经压缩机增压至高于来料管网压力后，管输至来料管网进行再处理。这样丙烷制冷系统的气相压力已能够满足开机要求。（2）当装置出现异常停机开机时，为保证装置安全需紧急泄放，此时放空气回收系统不仅无法满足丙烷制冷剂回收的目的，而且燃烧后产生大量黑烟，对环境造成污染。因此需将丙烷制冷剂放空至来料管网，将丙烷压缩机各段入口管线上的阀门作为丙烷制冷剂排气阀，然后现场增加汇管，将丙烷制冷剂引至来料管网，并在该汇管上设置单向阀，防止来料进入丙烷系统污染；设置截止阀，控制丙烷制冷剂进入来料管网量。通过控制排气阀和汇管总阀的可以对丙烷制冷剂进行有效回收。这样不仅能够回收丙烷制冷剂避免环境污染，还可以提高经济效益。同时由于丙烷辅助制冷低温分离器内部压力低于丙烷储罐，因此分离器内液体无法自行排放进入丙烷储罐，故需要增设一台丙烷增压泵，并在丙烷储罐罐顶到各中间分离器之间增设补压管线。在分离器内液位超高时，通过分离器底部预留法兰，将分离器内液体输送至丙烷储罐中。（3）通过软件模拟发现，这样的流程优化对来料温度的影响、对压缩机能耗的影响、气相丙烷回收工艺对来料组成的影响均不大，对装置正常运行无负面影响可知，丙烷辅助制冷系统回收工艺优化方案可行。 3 工艺优化应用效果评价 3.1 操作方便在此天然气处理装置的低温处理器排液放空方式的工艺优化之后的应用效果进行评价，首先从设备操作方面分析，该排液阀门经过试验运行之后，发现现场对设备和工艺的需求能够得到一定的满足，并且经过设置最高以及最低液位之后，能够实现低温分离设备的自动化操作，并且各项工作参数和数据都需要进行记录和保存，从而实现对工艺流程中时间、流量以及各项精密数据的计算和监测，那么就能够有效控制处理装置的排液效率，实现排液工艺的准确性。 3.2 实现了节能环保的目标针对丙烷制冷剂气相排放至火炬燃烧系统造成的能源浪费和环境污染问题，对丙烷辅助制冷系统气、液相系统回收分别进行改造，实现对丙烷放空气回收再利用，解决丙烷放空气排放至火炬系统燃烧的问题，同时保证满足装置开机要求。 4 结束语综上所述，针对当前使用的天然气处理丙烷制冷系统在装置异常停车情况下低温分离器的排液工艺存在的一些问题进行了分析，为了有效提高工作质量以及满足当前环保形势要求，针对当前的气相、液相的排放工艺从别从装置运行过程中的故障停车以及装置检修后的首次开机等方面进行统筹考虑，进行合理的规划和调整，对丙烷制冷系统的排放进行改进，将以往的火炬放空燃烧方式改为气相回收及液相回收，提高了能源的利用效率、避免了火炬异常放空燃烧造成的环境污染事件发生，有效的满足了当前严峻的环保工作形势，同时更加确

油藏开发方案项目设计方案

油藏开发方案项目设计方案 1.开发原则根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：（1）充分考虑油田的地质特点；（2）充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率；（3) 采用合理的采油速度； (4) 合理利用油田的天然能量； (5) 充分吸收类似油田的开发经验； (6) 确保油田开发有较好的经济效益。 2.开发方式 2.1开发方式论证试采分析表明，M1油井初期产量较高，这说明油藏具有一定的天然能量，利用借鉴高压物性资料及经验公式计算，该块油藏弹性采收率为 13.35%，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期采用天然能量开发，后期天然能量降低，产量下降，并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线（图2.1）可得束缚水饱和度Swr为0.4，所以可采用注水方式开采。 M2井采用注水方式开采，产量逐渐升高然后保持一个较高的稳定状态。综合M1井M2井实验室资料和生产资料分析，该地区应采用注

2.2 注入方式和时机选择 M油藏油层主要呈条带状分布，形态不规则，同时油层受断层控制，为典型特低渗透非均质油藏，因此，采用面积注水方式比较适用。鉴于油藏天然能量不足，宜采取早期注水措施。图2.1油水相渗曲线 3.开发层系与井网井距 3.1 开发层系 3.1.1层系划分与组合的原则（1）一套独立的开发层系应该具有一定的储量，以保证油井具有一定的生产能力，h>10m,G>10万吨；（2）两套开发层系之间应具有良好的隔层，在注水开发条件下，两套开发层系不能够严格的分开，以避免层系之间发生水窜，影响分采效果；（3）同一开发层系内各小层的物理性质相似，尤其是渗透率相接近，

三肇凹陷葡萄花油层高分辨率层序地层划分及沉积特征研究_刘宗堡

第26卷第3期2008年6月沉积学报 ACTA SED I M ENTO LOG ICA SI N I CA V o.l 26 N o 13 Jun .2008 文章编号:1000-0550(2008)03-0399-08 1国家重点基础研究发展规划项目(编号:2001CB209104)及高等学校博士学科点专项科研基金(编号:2006220002)资助。收稿日期:2007-06-11;收修改稿日期:2007-07-30 三肇凹陷葡萄花油层高分辨率层序地层划分及沉积特征研究 1 刘宗堡1 马世忠1 孙雨1 张金刚2 吕延防 1 (1.大庆石油学院地球科学学院黑龙江大庆 163318; 2.大庆油田有限责任公司第四采油厂黑龙江大庆 163511) 摘要应用高分辨率层序地层学理论,通过对各级基准面旋回的沉积动力学分析,依据10口井岩心和1256口井测井资料,把松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层划分为1个长期基准面旋回、2个中期基准面旋回、12个短期基准面旋回,提出了葡萄花油层南部为同沉积构造抬升控制的中部缺失而非底部缺失的层序地层新格架。通过对短期基准面旋回内储层沉积特征、单砂体展布规律的研究,认为葡萄花油层主要储层水下河道砂体比原认识更连续,且延伸较远,分流平原、内前缘相带南移达36k m,这对深入认识该区油藏类型、聚油规律、特别是高含水期剩余油挖潜具有重要意义,对指导整个松辽盆地北部岩性油气藏勘探与开发具有重大影响。关键词高分辨率层序地层学基准面旋回地层格架沉积特征剩余油挖潜第一作者简介刘宗堡男 1982年出生博士研究生沉积学与石油地质学 E -m a i:l lzbdqp@i https://www.360docs.net/doc/7415684887.html, 中图分类号 P539.2 文献标识码 A 0引言基于沉积动力学过程)地层响应原理的高分辨率层序地层学理论的提出开辟了储层沉积研究的新思路 [1] ,其原理主要包括地层基准面、沉积物体积分配、相分异和旋回等时对比法则4个方面[2,3] 。该理论被引入国内以来,推动了我国陆相层序地层学的发展,许多地质学者通过结合陆相盆地沉积和层序特征,建立了陆相盆地层序格架和地层沉积模式[4,5] , 并广泛应用于各类油气藏的勘探与开发[6,7] 。基于基准面旋回建立的等时地层格架使地层精细划分和对比成为可能,对于油田的勘探与开发具有极其重要的意义[8] 。三肇凹陷葡萄花油层经过近30年的开发,随着构造有利、砂岩发育的主体区块的相继动用,剩余未动用及空白区主要位于油水分布复杂区,且对这些区块的认识目前只停留在零散区块的地质研究或单井资料,没有宏观认识做指导及进一步的精细研究做依据,因此,油田的扩边、空白区布井及剩余油挖潜十分困难。笔者以高分辨率层序地层学理论为指导,结合钻井岩心、测井等资料对松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层进行了地层精细划分与对比,总结了短期基准面旋回内的储层沉积特征及剩余油分布规律,希望能为该区下一步的勘探与开发指明方向。 1地质概况三肇凹陷为松辽盆地中央坳陷区内的二级负向构造单元(图1),它西接大庆长垣,东临朝阳沟阶地, 北连安达凹陷,面积为5575km 2 ,受基底断裂控制形成了尚家鼻状构造、升平鼻状构造、宋芳屯北鼻状构造、宋芳屯南)肇州鼻状构造、升平西向斜、徐家围子向斜、永乐向斜7个三级构造单元,总体表现为四鼻三凹构造格局 [9] 。中新生代地层自下而上沉积了火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组、依安组、大安组、泰康组和第四系地层,上白垩统姚家组一段葡萄花油层为区内主要储层和含油层位。葡萄花油层属于松辽盆地北部沉积体系,是由长垣萨尔图、杏树岗水系,向太平屯、宋芳屯地区延伸形成的三角洲复合体,以三角洲内、外前缘相沉积为主。三肇凹陷葡萄花油层属于大型凹陷内成藏,油藏类型主要是复杂的岩性、岩性)断层类油藏,为松辽盆地长垣以东重要的岩性油藏分布区[10] 。

中原油田简介

中原油田位于河南、山东两省交界处，中心地区在河南省濮阳市。总部生活基地位于濮阳市城区东部。各二级单位分布在濮阳市的华龙区、濮阳县、清丰县、范县以及开封市的兰考县、山东省聊城市的莘县、菏泽市的东明县。其中以兰考县城北的钻井三公司生活基地最大。是中国东部地区一个重要的石油、天然气生产基地。1975年开始大规模勘探，1979年正式投入开发，其地质构造属渤海湾沉降带的一部分，是一个由地质断裂而形成的具有裂谷特点的盆地，地质上称之为东濮凹陷。盆地北起山东莘县，南到河南兰考，呈东北－西南走向，面积约5300平方公里，从地质图上看，恰似一把斜挂的琵琶。主要开发区域东濮凹陷横跨河南、山东两省的6地市12个县区，面积5300平方千米。除东濮凹陷外，国内还有内蒙白音查干、新疆伊犁、青海民和，四川普光等探区，登记地质调查面积6.99万平方千米，登记探矿面积1.76万平方千米。截止1999年底，累计探明石油地质储量4.85亿吨、天然气地质储量10 00亿立方米；生产原油9281万吨、天然气181亿立方米，外供商品气91.9亿立方米；实现工业总产值551.5亿元，上交各种税费52亿元。原油、天然气年生产能力分别为375万吨和12亿立方米。拥有固定资产原值176亿元，净值51亿元，员工3.5万人。早在50年代中期，石油、地质部门就开始了对这块宝地的探测工作，运用重力、磁力、电法等地球物理方法进行地质普查，用了十几年时间，初步查明了区域地质构造的特点。此后，胜利油田、石油物探局、河南油田等又先后在这里进行了地震勘察和钻探工作。1975年9月7日,位于濮阳县文留乡境内的濮参1井在钻探过程中喷出工业油流，从此拉开了中原油田勘探开发会战的序幕。濮参1井喷油，是我国东部地区石油勘探的又一重大突破。石油部立即决定从胜利油田、河南油田、石油物探局等单位调集力量，于1975年10月成立了东濮石油勘探会战指挥部，隶属胜利油田，1978年10月更名为东濮石油会战指挥部。经过三年多的勘探，探明了数量可观的石油地质储量，为油田大规模的开发准备了条件。1 979年7月1日，中原油区的第一个油田－－文中油田投入生产，当年生产原油23万吨。1981年8月，东濮石油会战指挥部改变隶属关系，成为受石油部和河南省双重领导的独立石油企业，1982年3月改称中原石油勘探局。中原油田勘探局成立以后，坚持勘探开发并重的方针，探明了石油地质储量大幅度增长，生产规模逐年扩大。在5300平方公里的东濮凹陷上这里先后发现了文留、濮城、文明寨、文南、胡状、马厂等14个油气田，一举挤身于全国大油田的行列。中原油田的勘探开发成就，是中国石油工人艰苦创业精神的一曲凯歌，在勘探开发初期，无数人舍弃舒适的工作环境和生活条件，宁肯到这茫茫荒原睡帐篷，啃干粮。他们日复一日，年复一年，与钢铁为伍，同风沙作伴。20年征尘滚滚，道路漫漫，英雄的石油建设者们用自己的双手，在中原大地树起了一座历史的丰碑，为祖国的现代化建设做出了巨大的贡献。中原油田开发建设以来，“六五”、“七五”经历了一个高速发展阶段。特别是从19 83年，油田针对油气资源丰富，但地质构造复杂、开发难度大等实际，开展了声势浩大的“三年科技攻关会战”，攻克了一批重大技术难题，原油产量平均每年递增100

2015秋石大远程《油田开发方案设计》在线考试答案

中国石油大学（北京）远程教育学院2015年春季期末考试《油气田开发方案设计》学习中心：_ __ 姓名： ___学号：_ 关于课程考试违规作弊的说明 1、提交文件中涉嫌抄袭内容（包括抄袭网上、书籍、报刊杂志及其他已有论文），带有明显外校标记，不符合学院要求或学生本人情况，或存在查明出处的内容或其他可疑字样者，判为抄袭，成绩为“0”。 2、两人或两人以上答题内容或用语有50%以上相同者判为雷同，成绩为“0”。 3、所提交试卷或材料没有对老师题目进行作答或提交内容与该课程要求完全不相干者，认定为“白卷”或“错卷”，成绩为“0”。一、题型本课程考核题型为论述题，10选5题。每题20分，试卷总分100分。二、题目 1、论述开辟生产试验区的目的、任务、内容和原则。提示：参见教材第一章，结合自己的理解全面阐述生产试验区的各项内容。答：1、开辟生产试验区的目的 1)深刻认识油田的地质特点。通过生产试验区较密井网的解剖，主要搞清油层的组成及其砂体的分布状况，掌握油层物性变化规律和非均质特点，为新区开发提供充分的地质依据。 2)落实油田储量。油田的储量及分布是油田开发的物质基础，但利用探井、资料井计算储量，由于井网密度较小，储量计算总有一定的偏差。因此对一个新油田来讲，落实油田储量是投入开发前的一项十分重要的任务。 3)研究油层对比方法和各种油层参数的解释图版。通过实际资料和理论分析，找出符合油田情况的各种研究方法。 4)研究不同类型油层对开发部署的要求，可为编制开发方案提供本油田的实

证试验区开辟的速度快、效果好。 2、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉及到的各个方面的内容。提示：参见教材第二章，重点说明油气田开发方案编制过程中涉及到的八方面内容。答：1、油田开发方针和基本方针我国油田勘探开发应遵循胡方针是：少投入、多产出、确保完成国家原油产量总目标。 2、具体遵循的原则是 1）、在详探胡基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层，对此必须实施稀井广探，稀井高产和稀井优质的方针，尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量。2）、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建设、边生产的方针。3）、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油，并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。 3、在编制开发方案时，应对以下几方面的问题作出具体规定 1）、确定采油和稳定期限一个油田必须以较快胡速度生产以满足国家对石油的需要，但同时对稳产期或稳产期采收率有明确的规定，它们必须以油田的地质条件和工艺技术水平以及开发的经济效益为出发点，一般的稳产期采收率应满足一个统一的标准，即大部分的原始可采储量应在稳产期采出来。 2）、规定开采方式和注水方式在开发方案必须对开采方式作出明确的规定，是利用什么驱动方式采油以及开发方式如何转化（如弹性驱动转溶解气驱再转注水、注气等）如果决定注水，应确定早期还是后期注水，而且还必须明确注水方式。 3）、确定开发层系一个开发层系，应是由一些独立的上下有良好隔层，油层性质相近，驱动

泡沫压裂

一种抗高温二氧化碳泡沫压裂液的研究 1.泡沫压裂 1.1泡沫压裂介绍。利用特殊装备、特殊的化学添加剂，使用CO2/N2泡沫液作为压裂液进行加砂压裂的水力压裂施工方式称为“泡沫压裂”。常用的CO2泡沫压裂的压裂液是由液体CO2（-18℃）和凝胶水（压裂液基液）与发泡剂构成的“气-液分散体系”，这种分散体系是热力学不稳定体系. 1.2 CO 泡沫压裂液的优点。 2 1.用于低渗油气层改造，CO2溶于水中形成低PH值的碳酸水可以减少粘土膨胀提高渗透率增加近井地带导流能力致使产量提高。 2.减少了水基压裂液用量，因此大大减少了压裂液对储层的污染。 3.具有低滤失性，提高了液体效率，有利于裂缝型油气藏的改造。 4.较高的表观粘度，是理想的前置液和携砂液，造缝能力强，携砂能力强。 5.在储层中汽化后，增加地层能量，提高返排率，有利于保护地层，减少油层污染。 6.CO2可大量溶解在原油中，使原油体积膨胀，粘度下降，增加原油流动性，使原油产量增加。 7. CO 2饱和碳酸水的界面张力为清水的20～30%，使流动阻力大大降低，是较好的助排剂 1.3 CO 泡沫压裂的发展概况 2 ●70 年代开始使用水+ 起泡剂+N 2组成的比较原始的泡沫压裂液，砂液比只有1-2PPG（1PPG=119.8kg/m 3 ），但解决了低压井的压后液体返排问题 ●80年代初采用水+起泡剂+聚合物+N2/CO2组成的泡沫压裂液，巨大地提高

了泡沫压裂液的粘度及稳定性，砂液比提高到了4-5PPG，高压储层泡沫压裂工艺技术获得成功，使得该技术得到了飞速发展。 80年代末开始采用水+起泡剂+聚合物+交联剂+CO2组成的泡沫压裂液，泡沫的稳定性进一步提高，造缝能力、抗温能力和携砂能力进一步增强，高温下砂液比也可达到4-5PPG，深井高温储层泡沫压裂技术得到发展。 1.4 CO 2 泡沫压裂的工艺技术的特点及用途 1.4.1恒内相设计当支撑剂浓度增加时，保持压裂液基液排量稳定，但相应降低液体CO2排量，使其降低值与支撑剂占的空间值相当，内相（气体+支撑剂）和外相（液体）保持平衡，以保证压裂液的泡沫质量、表观粘度恒定。恒内相技术可以保障砂液比，避免因为砂比提高后压裂液性能的改变而导致的井口压力增高（摩阻增加、密度降低）。但是会增加施工操作工作量。 1.4.2变泡沫质量渐增施工当支撑剂浓度增加时，保持压裂液基液排量和液体CO2排量稳定，随着支撑剂浓度增加，压裂液的泡沫质量也增加。该施工方式操作简单，不需要频繁改排量，CO2注入量大。但是随着砂比增加、泡沫质量也增加，混砂液摩阻也增加，对卡封压裂无法判断砂堵或摩阻增加分量，易导致井口压力超高，提前结束施工。 1.4.3变泡沫质量渐减施工设计当支撑剂浓度增加时，提高压裂液基液排量，逐步降低液体CO2排量，保持施工总排量不变。该施工方式可降低压裂液摩阻，降低井口压力，施工成功率高。但是随着砂比增加、泡沫质量也减少，CO2注入量减少，返排能力降低。泡沫压裂的发展方向及现状 1.5 CO 2 CO2 泡沫压裂液的研究在国外始于20 世纪60 年代，1986 年联邦德国的费思道尔夫在石炭系士蒂凡组气藏的压裂改造中试验成功；与此同时，在美国犹他州东部犹他盆地的瓦塞兹（Wasatch）地层的压裂改造试验中CO2泡沫压裂比常

二氧化碳爆破专项施工方案

泸州市########平场工程致裂系统实施方案设计单位:环通爆破工程有限公司设计人：何朝明设计时间：二0一七年九月二十日

目录一、工程概况二、液态二氧化碳相变致裂技术简介三、二氧化碳致裂原理四、二氧化碳致裂产品优势五、实施方案（一）地面操作间装管（二）钻孔施工（三）设备运输（四）放炮（五）回收六、施工安全技术措施（一）注意事项（二）试验安全技术措施七、设备配置表

一、工程概况（一）概况泸州#########平场工程位于#######街道，占地约980亩，挖方量约150万方，由四川宗科建筑工程有限公司实施。（二）环境拟采用爆破施工的区域距离在建标准厂房约110米，距离正在施工的人工挖孔桩区域约90米，距离最近的民房约110米。（三）地质结构与地貌该工程均为丘陵地形、构造剥蚀侵蚀河谷地貌和浅丘剥蚀地貌类型。致裂区域内地表为爆破后场地，地形地貌构造剥蚀斜坡为主，斜坡坡度一般15～30°，局部地段斜坡坡度达30～45°，斜坡整体按由南向北呈下缓上陡，整个致裂区域表面经处理无其他植被覆盖。本工程沿线出露地层为第四系侏罗系中统沙溪庙组沉积岩层和第四系全新统土层。表层主要为人类工程活动堆填的人工填土层和第四系冲洪积层；下伏基岩为侏罗系中统沙溪庙组陆相沉积岩层，岩性为砂岩和坚石呈互层。场地及周边未发现较大褶曲及区域性断裂带等，无活动断层影响工程安全及稳定性，构造简单，岩层平缓，岩体完整，区域稳定性较好。综合评介：该致裂区域较好，可以进行二氧化碳致裂作

业。二、液态二氧化碳相变致裂技术简介液态二氧化碳相变致裂技术是一种理念先进、方法安全、效果显著的致裂技术，属于物理致裂技术，具有致裂过程无火花外露、致裂威力大、无需验炮、操作简便、不属于民爆产品，其运输、储存和使用获豁免审批等优点，被广泛应用于采煤、清堵、建筑物拆除。因此，液态二氧化碳相变致裂技术有望取代炸药预裂致裂、水力扩孔、水力压裂来强化提高煤层透气性，快速消除突出危险性或冲击地压。液态二氧化碳相变致裂属于物理致裂过程，通过化学加热液态二氧化碳，使其压力剧增至20MPa~60MPa，高压液态二氧化碳冲破定压剪切片迅速转化为气态，体积膨胀600多倍，瞬间释放的气体膨胀能使钻孔周边煤体致裂；液态二氧化碳体积膨胀过程会吸收大量的热量，能有效降低致裂范围内的煤体温度，有利于抑制煤层自燃；液态二氧化碳相变致裂采用低压启动（9v），比传统致裂更安全，且不需要验炮，致裂后即可进人，实现连续工作。液态二氧化碳相变致裂装备结构如图1所示。图1液态二氧化碳相变致裂装备结构如图