⑴ 西青开发区赛达二支路28号是什么公司
菲时特科技（天津）有限公司（以下简称菲时特）是新加坡FIRST FILTER INTERNATIONAL 公司在华独资企业,为专业的石油工具生产商，公司总部位于新加坡，并在中国、马来西亚、阿曼设有分公司与工厂。中国分公司位于天津市西青经济开发区。
公司主要生产各类石油和天然气开采用防砂筛管。主导产品为绕丝筛管、复合筛管、割缝筛管。产品也可广泛用于矿业煤炭筛选、电厂水处理、化工和造纸等行业。产品选用304、316L优质材料，具有结构坚固、抗拉抗压强、耐高温耐腐蚀等优良的性能。
菲时特以客户的满意为宗旨，产品质量控制完全遵照API,ISO等技术标准，致力于为客户提供价位有竞争力的优质产品。
公司依靠科技求发展，不断为客户提供满意的高技术产品，坚持质量管理与国际标准接轨，不断地改进、提高质量管理，逐步地发展为集科研、设计、生产、销售服务为一体的高新技术公司。菲时特愿与世界各地朋友携手并进，共创美好明天！
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中国天津 (工厂)
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⑵ 请教根据压力如何核算绕丝筛管的强度
压力=压强*受力面积（F=PS），压强=压力/受压面积（P=F/S）。
物理学上的压力，是指发生在两个物体的接触表面的作用力，或者是气体对于固体和液体表面的垂直作用力，或者是液体对于固体表面的垂直作用力。习惯上，在力学和多数工程学科中，“压力”一词与物理学中的压强同义。
固体表面的压力通常是弹性形变的结果，一般属于接触力。液体和气体表面的压力通常是重力和分子运动的结果。
压力的作用方向通常垂直于物体的接触面。如果观测到压力的作用方向与接触面并不垂直，通常是由于压力和摩擦力共同作用的结果。
⑶ 太平油田岩性地层超覆油藏
1.基本地质特征
太平油田位于义和庄凸起东部的斜坡带上，以大型宽缓的鼻状构造为背景，分为前古近纪和新近系两大构造体系。前古近纪自燕山构造运动后长期遭受剥蚀，自南向北依次出露了寒武系、奥陶系和石炭-二叠系，形成了沟梁相间、高低起伏的残丘山地貌，断层发育，断裂复杂，但因后期剥蚀已无明显落差。潜山顶面坡度在 1° ～11°之间。区内发育了3 个古构造高点，即沾 5、沾 6、沾 8，其高点埋深分别为 1000 m、825 m 和 1050 m，高点之间发育大小不一的槽沟 8 个，沟的相对高差在 40 ～60 m 之间，呈北东向展布。
该区三大古构造高点自上而下钻遇的地层有第四系的平原组、新近系的明化镇组、馆陶组，古生界及太古界。前古近纪基岩自燕山构造运动以后，长期遭受剥蚀，缺失严重，地层北倾，由北向南依次出露中生界、石炭-二叠系、寒武-奥陶系。其中寒武-奥陶系主要发育在沾 5-沾 29-沾 10-沾 28 区带及以西地区，沾 45 井区-新沾4 等井区也有局部出露，分布范围较广; 石炭-二叠系主要分布在沾 14-沾 188-沾 190 等井区; 中生界主要发育在沾195-沾北 5 以北的地区。新近系馆陶组不整合于前古近系基岩之上，呈超覆-披覆沉积，沾5 山头馆下段缺失，馆上段直接覆盖于潜山之上。沾 26 至沾 14 等大部分地区为馆下段所覆盖，主力含油层系馆下段累计厚度在 100 ～200 m 之间。沾北 5-沾北 3-沾 195-沾 194 等北部边缘地区发育有沙一段，但地层厚度薄，一般小于 40 m。东营组由于东营运动而长期遭受剥蚀，在区内已基本缺失。
沙一段、馆陶组在这种残丘山背景上自北向南逐渐超覆、披覆沉积，直至覆盖整个凸起，形成了大量的超覆、披覆圈闭。构造形态与基岩具有较好的继承性，区内无明显断层，仅在南部发育义古 74 南断层，该断层南倾，近东西向延伸，断距 20 ～50 m 左右，该断层是在义南断层基础上继承性发育的断层，义南断层为分割义和庄凸起与邵家洼陷的边界断层，延伸达 55 km，到了馆陶组沉积时期持续活动，但规模变小，仅延伸到义古 74 井东1 km，该断层对该区油气的运移与油藏的侧向封堵起着重要作用。
太平地区馆陶组以河流相沉积为主，岩性组合为一套含砾砂岩、砾状砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩夹灰褐色、紫红色泥岩。具有典型的下粗上细正旋回特征，以 “大块砂”段之上出现的第一套稳定泥岩的顶部为界，分为馆上段和馆下段。该地区馆下段从东北部低部位向西南部构造高点层层超覆，根据沉积旋回和精细地层对比，可分为 5 个砂层组，每个砂层组以正旋回为特征，单砂组地层厚度一般在30 ～50m。1、2 砂组以辫状河流相沉积为主，储层发育，具典型的 “砂包泥”特征。单砂层厚度 8 ～40 m，1 砂组砂岩含量为 40% ～60%，2 砂组砂岩含量在 80% 左右; 3、4、5 砂组具有明显的曲流河相特征。砂泥岩地层互层沉积，具典型的 “泥包砂”特征。砂岩含量一般为30% ～40%，单砂层厚度集中在3 ～6m。
馆陶组上段底部发育了 100 ～ 150 m 厚的泥岩地层，横向分布稳定，可作为良好的区域性盖层。而明化镇为厚层的泥岩夹薄层砂岩，可作为辅助盖层条件。馆陶组各砂层组之间也具有 30 ～40 m 的泥岩隔层，横向稳定性相对较好，为各砂层组独立成藏创造了条件。
2.油藏类型及油藏控制因素
油藏受近源凸起带成藏模式所控制。馆上段以披覆背斜油藏和岩性油藏为主，馆下段以辫状河流相沉积为主，储层具有横向变化快、连通差的特点，发育了地层超覆、岩性、岩性-地层超覆油藏、构造岩性油藏和小型的披覆背斜油藏等，以岩性-地层超覆油藏为主。根据钻井、测井、试油资料分析，区内馆下段各类隐蔽油气藏的形成、分布主要受泥岩盖层、古地貌、地层超覆边界与岩性等因素控制。
3.勘探技术的应用
太平油田历经多年勘探，目前已形成整体探明的局面，其中物探技术的运用和采油工艺的提高对推动该区勘探进程起了重要的作用。2000 年自新户三维出站，部署的义古 74井钻探成功。研究人员转变观念，从基础工作入手，经过不断探索和实践，找到了确定地层超覆线的科学方法，以及底板分析法、盖层分析法等先进的地震描述技术，在此基础上，结合多井约束反演技术及属性分析技术、相干分析等技术对该区馆下段各砂组进行了全面的描述刻画，取得了较好的勘探效果。
(1)古地貌研究提高了砂组地层超覆线预测精度
馆陶组超覆油藏的特点是大构造背景坡降度低，如太平油田沾 5 至沾 14 井区在 10 km的水平距离内垂直落差仅为300m，潜山残丘面积小，一般在1km2以下，幅度低，最高不足30 m，含油高度也比较低，一般小于 20 m，地层超覆线是控制油气成藏的重要因素，准确确定地层超覆线的位置对于指导勘探开发具有重要的意义。
在地震剖面上，不能根据砂组顶面反射同相轴的减弱或消失，来准确判断砂组超覆线的位置，这是因为受当前地震资料分辨率的限制，超覆线附近较薄的地层无法单独形成地震反射同相轴，必然受到上下地层的影响，反应不出真实的地质特征，这样就无法从地震剖面上准确判断出超覆线位置。
从整体沉积情况来看，本区主力含油层系为同一构造层，各砂组之间没有沉积中断，属于连续沉积体系，可作为一个整体来考虑。为此研究人员另辟蹊径，从区域构造的研究出发，通过反复对比研究，发现本区东营运动之后沉积的馆陶组整体表现为坳陷式沉积特征，地层并未经历过大的块断、掀斜作用，潜山之上的各砂层组顶面构造形态与潜山顶面具有明显的一致性，潜山之上的馆陶组各砂层组厚度与潜山顶面埋深应具有较好的线性关系 (图 10-1)，由此我们利用古地貌求取各砂组的地层超覆线位置 (图 10-2)，取得了较好的效果。
图 10-1 馆下段 1 砂组地层厚度与基岩面埋深关系图
图 10-2 太平油田各个砂组超覆线分布图
从太平油田多口井统计拟合的馆下段厚度与潜山顶面埋深的散点图来看，各砂组顶面到潜山顶面的地层厚度与潜山顶面埋深确实具有良好的线性正比关系。利用最小二乘法导出各砂组地层厚度与潜山顶面埋深的线性方程，由此求出了太平油田馆下 1-5 砂组超覆线对应的潜山位置，落实了各砂组地层超覆线的准确位置。通过与实钻对比，可以看出这种方法落实的超覆线是十分准确的，沾186 井2 ～5m 薄油层井都准确落于3 砂组地层超覆线之内 (图 10-2)。
(2)约束反演技术的应用实现了单砂体描述
本区馆下段主要为辫状河沉积，砂岩含量高，一般在40%以上，且厚度变化大，而新户、大王-邵家等三维地震资料主频均为 35 Hz，层速度为 2400 m/s 左右，常规地震剖面上只能分辨出厚度大于 18 m 以上的砂体，厚度小于18 m 的砂体则难以分辨，在实际勘探中，通过测井约束反演技术的应用，提高了地震预测的分辨率。
馆下段埋藏较浅，声波速度在测量过程中受井壁垮塌等多种因素影响异常较大，在实际反演过程中，选取自然伽马曲线、自然电位曲线拟合伪声波，实现曲线重构，由此进行反演，大大提高了反演精度。
(3)属性分析技术的应用实现了储层、盖层预测
属性分析技术是着眼于地震基本属性，从不同角度利用不同算法求取包括振幅、频率类等的参数，由此进行储层预测的一种方法。这与该区特点相一致，在该区储盖预测中具有一定的优势。
太平油田主体馆下段 1、2、3 砂组，泥岩厚度与振幅具有明显的正相关，而泥岩的厚度与频率则表现为负相关特征。从平面预测情况来看，太平油田主体 1、2 砂组在地层超覆带强振幅区整带分布，且与鼻状构造背景相一致，盖层条件发育，成藏条件有利。形成了有利的含油气区。油气绕沾 5 山头环行分布。3 砂组在地层超覆带附近为弱振幅区，砂组内部泥岩盖层不发育，顶部 2 砂组砂岩百分含量在 70% ～80%左右，区域性盖层也不发育，因此成藏条件差。太平油田 4、5 砂组为曲流河相沉积，砂岩厚度与振幅表现为正相关的特性，与频率表现为负相关特性。对于 4 砂层组而言，有利的储层主要发育在远离超覆带的构造较低部位，沿沟谷水道比较发育。在地层超覆带附近，储层厚度明显减薄，为1 ～ 2 m 的薄层，以泥岩为主，表现为明显的弱振幅特征。从整个义和庄凸起东坡、西坡、北坡的对比来看，西坡与东坡类似，1、2 砂组具备较好的高振幅能量团，盖层比较发育，有利于成藏，北坡反射较弱，缺乏连续的、稳定的盖层条件，成藏条件相对较差，如沾25落空就是此因。
(4)相干分析技术的应用有效划分了地震相
从地震剖面来看，馆下段反射特征呈分段式变化，部分区段目的层内幕反射呈现波状断续特征，上平下凹，频率较低，具有明显的河道充填特征; 部分区段地震反射连续性较好，表现为高频高幅，具有漫滩特征。不同微相之间具有反射中断，少数伴有极性反转特征。
4.核销探井再评价技术
所谓核销探井是指探井完钻后没有利用价值并已报废的探井。它包括两大类: 一类是未下套管井，这类探井具有以下特点: 在钻井过程中没有发现任何油气显示，经综合评价后认为既不可能获得工业油气流又没有其他利用价值的探井; 另一类是虽然在钻井过程中见到油气显示、初次评价后也有产油潜力，但经试油后未获工业油气流的探井。由于第一类探井本身油气显示差，完井后又没下油层套管，老井重新试油风险大、成本较高，因而目前核销探井再评价主要指的是第二类核销井。
在对核销探井再评价过程中，主要考虑试油结论是否符合地质规律，是否符合储层的岩性、电性特征，尤其是那些岩屑、井壁取芯录井有油气显示而经试油后却连油花都未见的储层，以及测井曲线显示为储层物性好而经试油后为干层的井。在具体实行核销井再评价过程中主要采用了图 10-3 流程。
图 10-3 核销探井再评价流程图
(1)重新试油井选井依据
重新试油对应于初次试油，是指受地质认识或当时采油工艺的限制，在初次试油中所获取的储层产能、流体性质等主要地质资料与区域油藏聚集规律不吻合或者储层产能不能反映地层的真实产能等情况下，随着油气勘探开发程度的不断增加，油藏的认识的不断深化，尤其是随着近年来采油工艺技术的飞速发展，使得部分原来认为没有利用价值而核销的探井，可以通过推广、应用新技术还原地层的真实产能。考虑到地质认识和工艺技术发展的阶段性，在对老探井进行重新评价的井层选择上遵循以下 3 项原则:
①用现有的采油工艺技术或者经过短期攻关可以提高单井生产能力;
②试油井、层在平面上具有一定的代表性，一旦突破将对区带评价具有拉动作用;
③试油井、层具有一定的增储空间。
(2)实例解剖
①背景材料
太平油田所在的义和庄凸起北斜坡是燕山运动晚期在中、古生界残丘背景上发育起来的新近系地层超、披覆构造，该斜坡具有古近-新近系与前古近系双层地质结构: ①前古近系地层均为南倾，顶面遭受风化、剥蚀后形成了沟梁相间的古地貌形态。②古近系以及新近系的馆下段地层沿沟梁相间的古地貌由西、北、东三个方向向义和庄凸起逐层超覆、尖灭，形成分布广泛的地层超覆带; 新近系馆上段则覆盖于整个义和庄凸起之上，形成披覆背斜构造。
太平油田位于义和庄凸起的东北部，为古生界地层剥蚀区、馆陶组超覆区，它四周邻凹，成藏条件优越，以馆陶组下段为主力含油层系，油气富集于残丘山高部位和地层超覆线附近。该区的油气勘探起始于 20 世纪 70 年代，在背斜成藏理论的指导下，1972 年在义和庄凸起东高点部署实施了沾 5 井 (图 10-4)获得成功，试油射开 1060 ～1080 m 井段，3层 17.4 m，因原油稠，抽子下不去。1972 年 12 月，依据沾 5 一口井的钻遇油层情况计算并上报了探明石油地质储量 330 万吨。在此后的 14 年内，该区的油气钻探一直没有停止，到1986 年先后完钻探井27 口，开发井7 口，并在凸起东翼沾14 井区上报探明石油地质储量 777 万吨。太平油田尽管二次上报了 1107 万吨探明石油地质储量，但由于缺乏有效的地质和工艺技术支撑，对馆陶组稠油油藏的分布、开采特征认识不清，导致地质储量无法动用，储量优势无法转化为产能优势，1987 ～2000 年，太平地区的油气勘探、开发基本处于停止状态，连续 14 年没有实施 1 口新探井，出现了太平地区储量计算偏大、资源潜力被夸大的想法。
图 10-4 太平地区基岩顶面构造及试验区块位置图
②老井复查依据
根据区域成藏规律研究成果: 太平油田有利勘探面积约 45 km2，2000 年以前已探明并上报石油地质储量的沾 5 块、沾 14 块分别位于凸起的东高点及其东翼，而沾 18 块位于沾5、沾 14 块之间，具有与沾 14 块同样的成藏条件，理应含油，但是，沾 18 块内完钻的 11口探井经初次试油后只有 1 口井具有工业价值，其余 10 口探井因无开采价值而核销，这与新近系地层超覆油藏区域油气聚集规律相悖? 另外，沾 18 块试油结论还存在于泥浆、岩屑录井资料不符合测井解释结论不合理两大矛盾:
A.钻井过程中油气显示活跃的储层，试油结论却为干层
沾47 井位于沾18 块的东部，该井于1986 年7 月钻至目的层———新近系下馆陶组，当钻至 1303 ～1312 m，1313 ～1314 m，1315 ～1318 m，1320 ～1322 m 时，连续发现 4 层 15 m油气显示，油花占槽面总面积的 3% ～5%，呈褐色、星点状分布，油气显示时间持续 25分钟，此时的泥浆密度由 1.13 g/cm3下降到 1.12 g/cm3，粘度由 31 s 上升到 32.5 s。完井后，曾对 1301.8 ～1303.4 米进行井壁取心，壁心显示为油浸含砾砂岩。1986 年 9 月 2 日对该井进行了初次试油，射孔井段为油气显示最活跃、录井显示最好的 1304 ～1309 m，但是该层酸化后仅见油花，试油结论为干层。
B.测井解释结论不合理，造成气层漏试
沾29 井为1985 年完钻的一口预探井，原寒武系试油仅见少量稠油，馆陶组未试油。经复查后认为沾29 井 Ng下1 砂组 1152.6 ～ 1170 m 井段，声波时差 400 μs / m、感应 100 mΩ / m，4 米电阻率高达 16 Ω·m，原电测解释结论为油水同层。经复查后认为: 电测解释结论不合理，表现在: 砂层顶部1152 ～1153m 井段声波测井曲线表现为低值，对应的中子测井曲线为高值，应为气层，1153 ～1170 m 井段地层井壁取心为油浸中砂岩，电性曲线表现为高阻，应为油干层，其中油层厚 16.4 m，建议对其试油。
为了解决上述矛盾，有必要进行老井再评价，对馆下段储层进行精细测井解释，并从中优选出部分探井进行重新试油，在试油过程中要优化施工设计尤其要采取针对性地射孔、防砂、抽稠工艺，提高单井产能。
③老井复查情况
太平地区老探井岩心资料、地质录井资料较少，尽管沾 14 块部分开发井有试采资料，但是由于油层埋深浅，出砂，油井生产时率低，增加了资料分析的多解性，给测井二次评价带来了困难。针对这种情况，在对太平地区老井复查中，我们以有限的地质信息为基础，运用多井综合分析技术对大量测井资料进行纵、横向对比，用工区内不同区块的油水层分布规律指导储层含油性评价。开展储层的 “四性”关系研究，寻找适合本地区的测井解释模型，确定含油层的类型和电性特征，建立油、气、水层的测井解释标准，在此基础上对目标井、潜力层提出下一步实施建议。经过对工区内馆陶组油层富集区及分布情况进行分析后发现: 研究区域内馆陶组含油气储层具有以下三种类型，即稠油层、泥质含量重的薄油层、气层。
A.稠油层
油层的测井响应特征: 自然电位异常幅度大，自然伽马呈低值，微电极曲线中等值，具有明显的正差异，声波时差数值为 350 ～380 μs/m，感应电导率数值小，4 m 电阻率高。
如义古 18 井 8 号层为典型的油层。储层厚度较厚，为 10.4 m，自然电位异常幅度大，微电极出现明显的正差异，反映储层含泥质少，岩性较纯，同时感应电导率小，为 95 ms/m，声波时差为 360 μs/m，同时井壁取心为含油粉砂岩，反映储层孔隙度大，渗透性好，含油性饱满等特点。
B.泥质含量重的薄油层
这类油层的测井响应与典型油层测井响应相似，但储层岩性为粉细砂岩，含一定量的泥质，使得测井电阻率比典型油层测井值低。
如沾 53 井的 3 号层为泥质含量重的薄油层，电性特征为: 自然电位负异常幅度小，异常厚度薄，反映含泥质重，感应电导率受含油性和泥质含量的双重影响，其数值比典型油层大，如沾 53 井感应电导率为 187 ms/m。
C.气层
气层的测井响应: 自然电位异常幅度大，自然伽马呈低值，微电极曲线中等值，具有明显的正差异，声波时差数值大，中子伽马数值高、感应电导率为小，4 m 电阻率数值高。
通过对太平油田沾 18 块 11 口核销探井进行再评价，共发现油层 23 层 216 m，气层1 层1 m。
④重新试油情况
2001 年对太平地区已完钻的 11 口核销探井进行老井复查，从中优选出沾 18 井、沾29 井、沾 47 井、沾 48 井、义古 13 等 5 口井进行重新试油，取得了较好的勘探成果。其中: 1986 年完钻的沾 47 井完钻后，馆陶组电测解释结论为油水同层，试油结论为干层，经复查后认为是为油层，建议对其重新试油。2001 年 4 月 18 日采用 102 枪 127 弹对原射开的1304 ～1310m 井段进行大炮弹重新射孔，经过稠油解堵措施后，采用螺杆泵加电热杆的抽稠方式求产，日产原油 6.66 t，不含水。投产后，沾 47 井日产原油 15 t，此后的数年时间里，该井仍以日产原油 15 t、不含水的生产能力稳定生产，截至 2004 年 11 月，该井已累计生产原油15800 t。1985 年完钻的沾 29 井原来认为馆陶组没有油层而核销，经再评价后认为该井在馆下段有气层 1m，油层16.4m，2001 年5 月5 日，对该井进行重新试油，采用 102 枪 127 弹射开馆陶组 1152.6 ～1170.4 m 井段后，实施了绕丝筛管防砂，稠油解堵等针对性稠油油层增产措施，然后采用 4mm 油嘴放喷求产，日产油 0.34 t，日产天然气15984 m3。
2001 年通过对老井复查、重新试油以后，储层产能和地质认识获得了重大突破。2001 ～2002 年，太平地区成为胜利油区增储上产的热点地区，先后部署探井 18 口，开发井 74 口，上报新增探明含油面积21.9 km2，石油地质储量 2654 × 104t，新建原油生产能力 14 × 104t。总之，正是由于对老探井重新试油，使得多口核销探井重新恢复了活力，使得被 “抛弃”了 14 年的勘探区块重新增加了探明储量，使得近 30 年几乎没有动用的地质储量不仅有效地得到动用，而且增加了新的生产能力，拓展了勘探空间。
由此可以看出: 造成太平探区老探井核销的根本原因是试油不彻底。探井产量低并非因为探井储层差，也不是因为储层中不含油，而是由于地层埋藏深度浅，储层胶结疏松，再加上油稠，引起砂岩出砂，砂埋油层，造成油层液量低、试油结论为干层; 或者是由于井筒排液少，所排出的液量仅为少量的压井液而非真正的地层液的假象，造成本来可以出油的油层误认为是水层的假象。因此，强化防砂、抽稠技术的应用是还沾 18 块馆陶组油层本来面目的关键之所在。
(3)勘探效果
太平油田发现于 1972 年，是济阳坳陷北部义和庄地区发现的第一个浅层油气田，1972 年和 1986 年分别在沾 5 块和沾 14 块上报探明含油面积 11 km2，储量 1162 × 104t，控制含油面积 5.5 km2，储量 456 × 104t。但油气分布规律没有完全搞清，制约了该区勘探工作的顺利进行。之后在 1986 ～2000 年的 14 年没有部署探井，长期处于停滞不前的局面。2001 年以来经过加强基础地质综合研究，区域地层对比，认为原上报东营组储量的层位应为馆陶组下段，油藏类型应为地层超覆背景上的地层超覆油藏或岩性—地层油藏。在这种认识的指导下，结合配套的地层超覆线描述技术、储层预测技术的成功应用，尤其是通过核销探井再评价使得已经报废 14 年的老探井重新获得工业油气流，实现了馆陶组稠油产能的重大突破以后，不仅拔掉了区带进一步油气勘探的 “拦路虎”，而且拔掉了产能难以突破的硬钉子，之后科学部署了义古 74、沾 181 等多口探井，在两个含油区块之间实现了油气勘探的新发现。首先，在两块之间的南部部署义古 74 井获重要发现，电测解释馆陶组见油层 3 层 13.3 m、油水同层 1 层 4.8 m。射开 1151.0 ～1160.2 m 井段，日产油 12 吨。义古 74 钻探成功以后，为尽快控制含油范围，整体部署 9 口探井，除北部探油水边界的沾 185 井落空外，其余 7 口井均钻遇油层。同时，通过老井复查，老井沾 29、沾 47、沾18 重新试油也获工业油气流。地质认识的突破带来油气勘探的重大突破 (图 10-5): 2001年探明沾18 块馆下段含油面积8.2km2，石油地质储量 1350 × 104t ，2002 年在沾 14 块 Ng下 4 +5 砂组上报Ⅲ类探明含油面积 12.7 km2，石油地质储量 1184 × 104t; 沾 452 块 Ng 下3 + 4 砂组上报探明含油面积 1.0 km2，储量 120 × 104t。2006 年油气勘探锦上添花又在沾130 块新增探明含油面积 7.5 km2，地质储量 540 × 104t。至此太平油田累计探明含油面积39.4 km2，探明储量 4301 × 104t。
图 10-5 2001 ～2007 年太平油田勘探成果图
⑷ 排采设备优选措施
(一)自洁式抽油泵
在煤层气排采中,因排采的水中含有大量煤粉,在普通抽油泵中,煤粉易沉积在固定阀周围,并黏附在阀球、阀座上。抽油泵工作达到一定时间后固定阀失效,导致停抽检泵。停抽后,固定阀被煤粉掩埋更加严重,导致抽油机无法启动。
针对韩城区块煤层气生产问题,对普通抽油泵进行了改进,改进后的自洁式抽油泵能够对沉积在固定阀周围的煤粉进行自行冲洗,延长抽油泵在煤层气井开发中的使用周期。
静止的液体受到水流的冲击时,其内部的沉积物会获得能量而运动,并悬浮在液体中,随水流一起运动。自洁式抽油泵就是利用液流对沉积在固定阀周围的煤粉等(固体颗粒物质)进行冲刷,使其悬浮在液体中,通过抽油泵的吸液、排液过程将煤粉排出抽油泵,实现自洁的功能,防止固定阀因煤粉黏附、掩埋失效,实现煤层气井的连续与稳定生产。自洁式抽油泵主要适合于含煤粉的煤层气井和含砂的油井。
自洁式抽油泵主要由泵筒总成、柱塞总成、泵筒加长管、导流筒、出液阀和进液阀总成六部分组成,如图7-27所示。泵筒总成、泵筒加长管、导流筒和进液阀总成随排采管柱一起下到井筒中的设计深度,柱塞总成和出液阀总成随抽油杆下入排采管柱中。其中导流筒是自洁式抽油泵的主要部件,由圆钢经车床、铣床加工而成。初始方案考虑煤粉的通过率,但由于导流孔面积过大,排砂能力不足,井液含砂量过大,经过现场应用效果不明显。针对以上问题进行以下改进方案:考虑在不影响煤粉等通过的情况下,缩短导流筒长度,减小过流面积,使其与阀座过流面积比约为1.6,使液流能够更充分的对沉积的煤粉进行冲刷(熊先钺,2014)。
自洁式抽油泵工作原理如图7-28、图7-29所示。上冲程时,柱塞上行,柱塞下腔体积变大,下腔压力变小。在压差作用下固定凡尔开启,上、下游动凡尔关闭,地层流体进入泵筒。地层流体从固定凡尔进入泵筒后使泵筒逐渐充满地层流体,直至上冲程结束。在此过程中,地层流体通过固定凡尔导流装置对沉积在泵筒底部的泥砂、煤粉等颗粒进行冲刷,使泥砂、煤粉等颗粒随地层流体排出泵筒。下冲程时,柱塞下行,柱塞下腔体积变小,下腔压力变大。在压差作用下固定凡尔关闭,上、下游动凡尔打开,地层流体通过游动凡尔进入泵筒上部的油管,直至下冲程结束,完成一个抽汲过程。
图7-27 自洁式抽油泵的结构示意图
1—泵筒总成;2—柱塞总成;3—出液阀总成;4—泵筒加长管;5—导流筒;6—进液阀总成
图7-28 上冲程示意图
图7-29 下冲程示意图
通过上述结构设计和工作原理,自洁式抽油泵可实现的功能有:在抽汲过程中,固定凡尔导流装置对从固定凡尔总成进入泵筒的地层流体流向进行引导,使地层流体对沉积在抽油泵底部的泥砂、煤粉等颗粒进行冲刷清洗,并通过地层流体将固体颗粒排出泵筒,起到自洁功效。在泵筒下部增加了泵筒加长管,其内径略大于泵筒内径,柱塞在运动到下死点时能越出泵筒一定长度,这样可以把泵筒内的积砂带出泵筒,起到保护泵筒工作面的作用,防止发生卡泵现象。柱塞具有刮砂槽,可以将进入柱塞和泵筒间隙的煤粉、砂粒等固体颗粒刮进刮砂槽,在柱塞上、下运动过程中带出泵筒,降低泵筒磨损,延长泵筒的使用寿命(熊先钺,2014a)。
(二)射流泵
1.射流泵工作原理
射流泵排采工艺技术是以高压水为动力液驱动井下排水采气装置工作,以动力液和产出液之间的能量转换达到排水采气的目的。在产出液的举升过程中,液体在生产管柱内任意截面的流速均大于保证煤粉上升的最低液流速度,从而能保证煤粉随流体一起顺利排出。排水采气装置的吸入口下至煤层下部,保证煤粉不埋煤层。
高压水(动力液)由动力液罐通过井口进入动力液管线,沿动力液管线到达井下泵体,并驱动井下排水采气装置工作,产出液和动力液的混合液通过动力液管和混合液管组成的环形空间到达井口进入动力液罐(图7-30)(张霖,2008)。
图7-30 射流泵同心双管腔结构示意图
2.主要结构
射流泵排采工艺的设备包括地面和井下两部分。
地面部分主要包括:动力液罐、地面泵、变频器、过滤器、特制井口、控制和计量仪表等,具体流程如下:首先,高压水(动力液)经动力液管线到达该井,通过通用电子流量计到达井口的高压翼一端。其次,地层产出液和动力液的混合液从井口的另一翼产出,经流量计进入混合液管线,然后,进入泥砂、水、煤粉分离罐,沉降分离后,动力液循环使用,煤层产水进入污水池。最后,煤层气从套管产出,计量后进入输气流程(陈凤官等,2012)。
井下部分包括:动力液管、混合液管、排水(煤粉)采气装置、筛管、尾管等(如图7-30)。
3.工艺优点
1)防砂防煤粉
排水采气装置井下泵筒吸入口下至煤层下界,以保证能深抽到一定的动液面,并且煤粉及泥砂不会埋没煤层。此外,在井下泵地层流体进口处装有缝宽为1.8mm的绕丝筛管,以防止大粒径的固体颗粒堵塞井下泵流道,影响井下泵的正常工作。根据泥砂和煤粉直径选择合理的井下泵工作参数,可保证煤粉及泥砂能排至地面。
2)无运动件无偏磨
相对于常规有杆泵排采设备,射流泵排采工艺管柱结构中无有杆部件,无运动部件,因此,不存在管杆偏磨影响。
3)不动管柱换泵
井下泵心坐封于工作筒内,当原井排量无法满足生产需求或泵心出现故障时,只需调整地面阀门,改变动力液由混合液管流入即可实现地面捞泵,将更换的泵心投入动力液管中,恢复动力液流入方向使泵心坐封即可恢复生产。因此,相对于常规有杆泵排采设备,射流泵排采设备可以在不动管柱的情况进行更换井下泵,且操作简单、时间短,无修井作业费用(熊先钺,2014a)。
(三)电潜螺杆泵
地面驱动螺杆泵因驱动杆易造成杆断、杆管磨损、卡杆等问题,制约其进一步推广应用(刘新福,2009)。在这种情况下,同时具有无杆采油、井下驱动和螺杆泵优点的电潜螺杆泵受到普遍关注。
韩城区块应用于煤层气井排采的为电动潜油单螺杆泵,排采系统由地面部分、井下部分和中间连接部分组成。
地面部分由自动控制台、自耦变压器、地面接线盒及井口装置组成(图7-31)。自动控制台可用手动或自动开关来控制电潜螺杆泵工作,同时保护潜油电动机,防止电机-电缆系统短路和电动机过载。
图7-31 电潜螺杆泵地面部分组成
中间部分由特殊结构的电缆和油管组成。将电流从地面部分传输给井下部分,在气井中将电缆和油管外表面固定在一起,在井下部分将电缆和单螺杆泵、保护器外壳固定在一起(图7-32)。
图7-32 电潜螺杆泵中间部分和井下部分组成
井下部分是电潜螺杆泵装置的主要机组,它由潜油单螺杆泵、联轴节(带泵吸入口)、保护器、减速器和潜油电动机部件组成,起着抽液的主要作用(图7-32)。
井下部分主要连接情况:井下潜油电机的输出轴通过花键套与锥齿减速器传动轴连接;减速器通过花键套与保护器轴连接,再通过花键套与泵轴连接;泵的出油口通过带螺纹的接头与输油管连通。
电潜螺杆泵的工作原理:井下潜油螺杆泵由转子和定子组成(饶孟余等,2010)。潜油电机通过机械减速器和联轴节驱动螺杆泵泵轴转动。转子和定子相啮合形成一个个连续的密封腔室,当转子在定子内转动时,空腔从泵的入口端向出口端移动,空腔内的液体也随之从泵的吸入端泵送到排出端,通过油管输送到地面,从而起到泵送作用(李芳,2011)。
从现场应用效果来看,电潜螺杆泵主要具有以下优点。首先,井下系统工作时无动力部件,因此,井下设备有较高的可靠性,且维修周期长,费用低;其次,与有杆泵(如抽油机、螺杆泵等)相比较,更适用于斜井和水平井,对因出砂导致的泵砂卡和因出煤粉导致的卡泵等问题效果显著,减少修井频次,降低因修井对储层造成的伤害。此外,电潜螺杆泵还具有能在高温、高气液比、出砂和腐蚀等复杂条件下工作的优点,能有效解决高产水井因产水高选用大泵径有杆泵出现抽油杆断脱或脱节器损坏的问题等。
然而,电潜螺杆泵最容易损坏的泵部件是定子,每次修泵必须起下管柱;一次性投入成本较高;泵要求流体润滑,要有一定的沉没度;与抽油机相比,安装较为复杂。目前大多数现场应用于浅井(熊先钺,2014a)。
(四)杆式泵
杆式泵与常规管式泵的不同在于杆式泵坐封于油管内。杆式泵分为两部分,一是与油管连接的密封支撑接头,二是杆式泵。在下泵作业时,密封支撑接头随油管一起下入井底,杆式泵随抽油杆一起下入井底,并坐封于支撑接头上。当井下泵因煤粉影响出现故障时,可以通过抽油杆将泵直接提出井筒进行更换,避免常规管式泵作业时需取出全井抽油杆和油管,实现了不动管柱检泵,缩短了占井工期,降低了作业成本。
杆式泵根据固定方式的不同分为顶部固定和底部固定两种。其中,顶部固定杆式泵特点:排出的液体能够把顶部与油管间的煤粉及时冲刷干净,有一定的排煤粉效果。泵筒受液体压力作用,会增大泵筒与柱塞的间隙,导致泵效降低,故不适用于深井。底部固定杆式泵特点:由于支撑装置在泵的底部固定,泵筒受外压力,受力状况好,泵隙变化小,适用于深井,但煤粉容易积存在泵筒和油管的环形空间内,不适用于出煤粉严重井。
杆式泵根据密封方式的不同又分为皮碗和机械密封两种。为保证坐封稳固,韩城区块煤层气井使用双卡式即金属和皮碗双重密封,此种密封不仅锚定力大,并且双密封实现双保险(熊先钺,2014a)。
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⑹ 修井用油管钳的资料及说明书怎么写啊
常规修井操作规程常规修井作业规程
第5部分：井下作业井筒准备
SY/T5587.5--2004
1．范围
本部分规定了油水井井筒准备过程中的施工准备、作业程序与质量控制、安全环保要求和资料录取。
本部分适用于井下作业过程中的井筒准备施工作业，包括起下油管作业、探砂面、冲砂洗井和通井、刮削套管工序的过程控制。
2．术语和定义
下列术语和定义适用于SY/T5587的本部分。
2．1
冲砂
向井内高速注入流体，靠流体作用将井底沉砂冲散，利用流体循环上返的携带能力将冲散的砂子带到地面的方法。
2．2
正冲砂
修井液沿冲砂管向下流动，在流出冲砂管口时以较高流速冲击砂堵，冲散的砂子与修井液混合后，一起沿冲砂管与套管环形空间返至地面的冲砂方式。
2．3
反冲砂
修井液由套管与冲砂管的环形空间进入，冲击沉砂，冲散的砂子与修井液混合后沿冲砂管上返至地面的冲砂方式。
2．4
正反冲砂
采用正冲的方式冲散沉砂，并使其呈悬浮状态，然后改用反冲洗，将砂子带到地面的方式。
2．5
正洗井
修井液从油管进入，从油套环形空间返出的洗井方法。
2．6
反洗井
修井液从油套管环形空间进入，由油管返出的洗井方法。
2．7
喷量
洗井出口液量大于进口液量的差值，也就是洗井过程中从地层喷出的液量。
2．8
漏失量
洗井进口液量大于出口液量的差值，也就是洗井过程中漏人地层的修井液液量。
2．9
通井
用规定外径和长度的柱状规下井直接检查套管内通径的作业。
2．10
套管刮削
刮削套管内壁，清除套管内壁上水泥、硬蜡、盐垢及炮眼、毛刺等的作业。
2．11
痕迹
通井时通井规经井内摩擦、碰挤后所显示的痕印。
3．施工准备
3．1资料准备
3．1．1 基础数据（包括井斜数据）、目前井内状况、施工目的及注意事项。
3．1．2 施工井地质方案和工程设计应资料齐全、数据准确。
3．1．3 井内油管规格、根数和长度，井下工具名称、规格深度及井下管柱结构示意图。
3．1．4 历次作业情况及井下事故发生时间、事故类型、实物图片及铅印图。
3．1．5 油层套管情况。
3．2设备准备
3．2．1 修井机、通井机和井架能满足施工提升载荷的技术要求，运转正常，刹车系统灵活可靠。
3．2．2 井架、天车、游动滑车、绷绳、绳卡、死绳头和地锚等，均符合技术要求。
3．2．3 调整井架，使天车、游动滑车和井口中心在一条垂直线上。
3．2．4 检查液压钳、管钳和吊卡，应满足起下油管规范要求。
3．2．5 作业中的修井机或通井机都应安装检定合格的指重表或拉力计。
3．2．6 大绳应使用外径22mm~25mm的钢丝绳（也可根据实际情况选用与提升负荷相匹配的钢丝绳），穿好游动滑车后整齐地缠绕排列在滚筒上。当游动滑车在最低位置时，滚筒上至少留半层钢丝绳。当大绳在一个捻距内断六丝时，应更换新的大绳。
3．2．7 搭好井口操作台（钻台）、拉油管装置及滑道。井口操作台上除必须的工具、用具外，不准堆放其他杂物。
3．2．8 泵车的泵压和排量达到施工设计要求。
3．2．9 液压钳应悬挂合适的位置，尾绳拴牢，并配备扭矩仪表。
3．3工具管柱准备
3．3．1 下井工具、油管按设计要求准备。
3．3．2 油管的规格、数量和钢级应满足工程设计要求，不同钢级和壁厚的油管不能混杂堆放。
3．3．3 油管桥架应不少于三个支点，并离地面高度大于或等于300mm。油管10根一组并按照顺序进行编号，排放整齐，油管上严禁堆放重物和人员行走。
3．3．4 清洗油管管体及内外螺纹，检查油管有无弯曲、腐蚀、裂缝、孔洞和螺纹损坏。不合格油管有明显记号并单独摆放，不准下入井内。暂时不下井的油管分开摆放。
3．3．5 下井油管应用油管规通过，油管规选用符合表1规定。
3．3．6 丈量油管使用+,&以上的钢卷尺，丈量三次，累计复核误差每1000mm应小于或等于0.2m。
3．3．7 冲砂、洗井出口管线用硬管线连接，管线末端采用120°弯头，喷口向下，管线每10m~15m用地锚或水泥墩固定。
3．3．8 根据油层套管内径选择合适的通井规，通井规外径应小于套管内径6mm~8mm，其长度大于或等于800mm。
3．3．9 根据油层套管内径选择套管刮削器。套管刮削器规格应符合表2和表3的规定。
3．3．10 将准备并保养好的井控器材和消防器材摆放到位。
3．3．11 进行冲砂作业时，井场具备10m3以上的储液罐。
3．3．12 泡沫冲砂时，井场具备泡沫发生器。
3．4修井液准备
3．4．1 修井液性能要求。
3．4．1．1 修井液与油水层产出液应具有良好的配伍性。
3．4．1．2 注水井修井液水质应符合下述要求：
———固体悬浮物含量不大于2mg/L；
———含铁离子总量不大于0.5mg/L；
———含油量不大于30mg/L；
———PH值为6.5~8.5。
3．4．1．3 修井液的密度、粘度、PH值和添加剂性能应符合施工设计要求。
3．4．2 修井液储备量为井筒容积的两倍以上。
3．4．3 修井液应具有较强的携砂能力，一般情况下应避免使用钻井液冲砂，严禁用沟渠水冲砂或洗井。
3．4．4 配制修井液用的配制罐应摆放整齐，标识清楚，保持清洁。
3．4．5 配制修井液使用的处理剂、原材料应符合产品质量标准的要求或经检测合格。
4 作业程序与质量控制
4．1 起下油管作业程序与质量控制
4．1．1 卸井口装置，进行试提。
4．1．1．1 卸井口装置前，首先将油套管阀门缓慢开启，无大的喷溢趋势时方可拆卸采油树。将采油树的钢圈、螺栓和钢圈槽清洗干净，涂抹黄油，摆放在固定位置备用。
4．1．1．2 试提前检查油管头的顶丝退出情况，试提时应缓慢提升。如果井内遇卡，在设备提升能力安全范围内上下活动管柱，直至悬重正常无卡阻现象，再继续缓慢提升管柱。油管挂提出井口后，停止提升，卸下油管挂并清洗干净，摆放在固定位置。
4．1．1．3 安装封井器，并试压调试合格。
4．1．2 起、下油管。
4．1．2．1 起油管。
4．1．2．1．1 有自溢能力的井，井筒内修井液应保持常满状态，每起/!根, 0!根油管灌注一次修井液。
4．1．2．1．2 根据动力提升能力、井深和井下管柱结构的要求，管柱从缓慢提升开始，随着悬重的减少，逐步加快至规定提升速度。
4．1．2．1．3 使用气动卡瓦起油管肘，待刹车后再卡卡瓦，卡瓦卡好后再开吊卡。严禁猛刹刹车。
4．1．2．1．4 应使用液压钳卸油管螺纹，待螺纹全部松开后，才能提升油管。
4．1．2．1．5 起井下工具和最后几根油管时，提升速度要小于或等于#$& $12 ，防止碰坏井口、拉断拉弯油管或井下工具。
4．1．2．1．6 起出油管应按先后顺序排列整齐，每10根一组摆放在牢固的油管桥上，摆放整齐并按顺序丈量准确，做好记录。
4．1．2．1．7 油管滑道应顺直、平稳、牢固，起出油管单根时，应放在小滑车上顺道推下。
4．1．2．1．8 起油管过程中，随时观察并记录油管和井下工具有无异常，有无砂、蜡堵、腐蚀及偏磨等情况。
4．1．2．1．9 应对起出的油管或工具进行检查，对不合格的及时进行标识、隔离或更换。
4．1．2．1．10 起立柱时，起完管柱或中途暂停作业，井架工应从二层平台上将管柱固定。
4．1．2．2 下油管。
4．1．2．2．1 下井油管螺纹应清洁，连接前应均匀涂密封脂。密封脂应涂抹在油管外螺纹上，不应涂抹在内螺纹处。
4．1．2．2．2 油管外螺纹应放在小滑车上或戴上护丝拉送。拉送油管的人员应站在油管侧面，两腿不应骑跨油管。
4．1．2．2．3 用液压钳上油管螺纹。下井油管螺纹不应上斜，应上满扣、旋紧，同时观察扭矩仪显示数据，其扭矩可参见附录A的规定。
4．1．2．2．4 油管下放速度应控制，当下到接近设计井深的最后几根时，下放速度不应超过5m/min。
4．1．2．2．5 下人井内的大直径工具在通过射孔井段时，下放速度应小于或等于5m/min。
4．1．2．2．6 油管未下到预定位置遇阻或上提受卡时，应及时分析井下情况，校对各项数据，查明原因及时解决。
4．1．2．2．7 油管下完后上接清洗干净的油管挂（装有密封圈），对好井口下人并坐稳，再顶上顶丝。
4．1．2．2．8按设计要求安装井口装置，井口阀门方向应一致。
4．2 探砂面作业程序与质量控制
4．2．1 起出原井管柱，下管柱探砂面。
4．2．2 采用金属绕丝筛管防砂的井，要下带冲管的组合管柱探砂面。绕丝筛管与组合管柱规格的使用配合应符合表4规定。
4．2．3 当探砂管柱下至距油层上界30m时，下放速度小于或等于5m/min，以悬重下降10kN~20kN 时连探两次，确定砂面位置。2000m以内的井深误差小于或等于0.3m，大于2000m的井深误差小于或等于0.5m，并记录砂面位置。
4．2．4 带冲管的组合管柱探砂面，在冲管接近防砂铅封顶或进入绕丝筛管内时，应边转管柱边下放，悬重下降5kN~10kN时连探两次，确定砂面位置，误差小于或等于0.5m，并记录砂面的位置。
⑺ 柳林地区煤层气排采工艺技术初探
莫日和 郭本广 孟尚志 张文忠
作者简介:莫日和,1969年生,男,汉族,广东高州人,硕士,高级工程师,中联煤层气有限责任公司,油气井专业,从事钻探、排采工程技术及管理工作,北京安外大街甲88号,(010)64299374,13041082135,[email protected]
(中联煤层气有限责任公司,北京 100011)
摘要:本文从柳林地区地质及储层特征等技术层面上进行分析,采用数值模拟的方法,根据柳林地区不同地点不同的地质特性,设计了对应的排采设备及排采方案,尝试并使用了电潜泵、螺杆泵,游梁泵三种不同类型的泵,首次在该区试验采用丛式井组的煤层气生产方式,使该区的煤层气生产取得了历史上的突破,水平井产量超过了15000m3/d,直井最高产气量达到1800m3/d,应用情况表明,该排采工艺技术能较好地满足柳林地区煤层气井排采的需要,为该区大规模开采煤层气积累了宝贵经验。
关键词:柳林地区 排采技术 排采效果 应用
Brief Discussion About the CBM Well Dewatering Technology in Liulin area
MO Rihe GUO Benguang MENG Shang ZHANG Wenzhong
(China United Coalbed Methane Corporation, Ltd., Beijing 100011, China)
Abstract: This paper analyzed the geology and reservoir characteristics of the LiuLin Areas with the numeri- cal simulation method, according to the different geological characteristics in different locations of the LiuLin dis- trict, corresponding dewatering equipment, scheme and three different type of pumps was designed, including ESP, PCP and beam-pumping unit.As the first experimental test, the use of cluster coalbed methane proction wells made a great breakthrough in the proction history of the area.The proction of the horizontal well exceed 15000 m3/d, and the highest proction of a vertical Well reached 1800 m3/d.The application showed that the dewatering technology meet the dewatering needs of coalbed methane in the LiuLin area, and also accumulated the experience for the large-scale proction of coalbed methane in the future.
Keywords: Liulin area; dewatering technology; Dewatering results, application
1 前言
我国的煤层多属于低孔、低渗、低压,如何确定合理的工作制度以保证煤层气产出量的最大化就显得很重要了。排采的好坏往往决定着煤层气产量的大小,是保障煤层气井连续稳定经济排采的重要因素。煤层的渗透率比普通油气藏要低很多,如果排采制度选择不当,很容易给煤层造成伤害,使压裂裂缝闭合,严重时还会导致气井不出气。
鄂尔多斯盆地东缘柳林示范区煤层气资源蕴含量大,煤层物性较好,针对其开展排采制度及设备的研究,形成一整套的烟煤储层排采制度与设备选型规范,是保障煤层气井连续稳定经济排采的前提,对整个柳林示范区形成商业化开采规模很有意义,同时针对该区块的研究对于中国中阶煤煤层气的开发也有很重要的意义。
2 煤层气排采机理
煤层气又称煤层甲烷,煤炭工业称之为煤层瓦斯,是在成煤过程中形成并赋存于煤层中的一种非常规天然气。这种天然气大部分(70%~90%)赋存在煤岩孔隙内表面上,少量呈游离状态存在于煤的割理和其他孔隙、裂隙中,对煤层气进行开采可以为工业和民用提供重要能源;同时也可以减少煤矿开采时的瓦斯爆炸事故[1~4]。煤层中天然裂隙或割理通常被水饱和,煤层气吸附在煤上。要采出煤层气,首先要让它从煤中解吸出来。只有排出足够的水,煤层压力降至煤的解吸压力后,煤层气的解吸才能开始。所以与天然气生产不同,煤层气在开始产气之前先要排出煤层中大量的水[5]。
3 地质概述
3.1 含煤地层与煤层
本区块内发育煤层14层,其中山西组5层,自上而下编号为1,2,3,4(3+4),5号煤层;太原组9层,自上而下编号为6上,6,7,7下,8+9,9下,10,10下,11号。其中山西组的2,3,4(3+4),5号煤层,太原组的8+9,10号煤为主力煤层,(3+4)号煤层厚度0.04~6.05m,平均为2.81m。全区发育。煤层结构简单,局部含1~3层炭质泥岩或泥岩夹矸,夹矸单层厚度为0.05~0.50m。5号煤煤层层位较稳定,煤厚0~5.04m,平均厚为2.70m。8+9号煤煤层厚度为0.79~10.30m,平均厚度为5.11m,全区稳定。
3.2 煤层吸附特征
该区块内煤层变质程度较高,吸附能力较强。据区块内煤层气井山西组3+4号煤层的朗格缪尔体积为18.34~22.45m3/t,平均20.70m3/t,朗格缪尔压力为1.49~3.52MPa,平均2.27MPa;5号煤层的朗格缪尔体积为13.14~23.21m3/t,平均19.65m3/t,朗格缪尔压力为1.73~2.64MPa,平均2.36MPa;8+9(8+9+10)号煤层的朗格缪尔体积为16.10~25.54m3/t,平均22.48m3/t,朗格缪尔压力为1.27~3.18MPa,平均1.96MPa。平均朗格缪尔体积20.94m3/t,朗格缪尔压力2.2MPa。
3.3 含气饱和度
柳林示范点内煤的兰氏体积(最大吸附量)为18.34~24.43m3/t,平均为21.38m3/t。测试结果表明,煤储层的吸附能力是比较强的。煤层含气饱和度一般为60.22%~75.10%,平均为66.73%。柳林示范点的煤储层大部分处于欠饱和状态。
3.4 渗透率
山西组4(3+4)号煤层的渗透率在0.011~2.80mD之间,5号煤层的渗透率在0.06~2.26mD之间;太原组8+9+10号煤层的渗透率在0.005~24.80mD之间。平均渗透率为3.93mD。可见该区块煤层的渗透率相对较高,且变化范围较大,随煤变质程度及埋深的变化相关系不明显,各向异性及非均质性显著。
3.5 储层压力
该区块4(3+4)号煤层的储层压力为2.58~8.33MPa,平均为5.79MPa,压力梯度为0.46~1.12MPa/100m,平均为0.84MPa/100m;5号煤层的储层压力为2.92~8.41MPa,平均为6.01MPa,压力梯度为0.60~1.11MPa/100m,平均为0.83MPa/100m;8+9(8+9+10)号煤层的储层压力为3.31~7.46MPa,平均为6.47MPa,压力梯度为0.53~1.174MPa/100m,平均为0.85MPa/100m。可见该区块内储层压力较大,压力梯度一般小于静水压力梯度(0.98MPa/100m),为低压异常状态。
3.6 区域水文地质条件
区域主要含水层有奥陶系及石炭系灰岩岩溶、裂缝含水层;二叠、三叠系砂岩裂缝含水层;第三、第四系砂砾石(岩)孔隙含水层。
奥陶系中下统的石灰岩、泥灰岩、白云岩厚度为400~600m。主要出露于煤田外围。奥陶系为浅海相沉积层,其中以上马家沟组岩溶发育程度最高,富水性最强,峰峰组次之,下马家沟组较弱。下统冶里组、亮甲山组一般岩溶裂隙不发育,富水性弱,但局部破碎带岩溶发育,富水性强。本层含丰富岩溶水,是区域性主要含水层。水型主要有NaH-CO3和NaCl型。该含水层上覆有较发育的泥页岩、铝土岩隔水层,离煤层距离较大,因此对煤层的影响较小。
石炭系上统太原组灰岩岩溶、裂隙含水层由5层灰岩组成,总厚度约20m左右,出露范围小,岩溶、裂隙一般不太发育,岩溶以溶隙、小溶孔为主,且多被方解石充填,富水性较弱;区块东缘浅埋区一带,岩溶发育,呈蜂窝状,连通性好,接受补给容易,富水性较强。由于岩溶裂隙发育的不均一性,富水性在不同地点差别较大。水位标高在789.31~814.74m之间,水型多为NaHCO3和NaCl型,矿化度为1190~3210mg/L。
3.7 煤层含水性
柳林试验区煤层水来源受区域水文地质条件制约,主要有地表水和含水层水,断层水不发育。地表水源主要是三川河流水,在试验区东部上游区域,河水向煤系注入或渗透,对煤层水起到一定补给作用。区域含水层是试验区煤层水的主要来源,它的强弱决定了煤层水的大小。柳林地区生产井产水量变化很大,北部区块产水量很大,而南部区块产水量很小,大体上是北高南低,东高西低,与构造走向基本一致。南部地区煤层顶、底板皆为泥质岩,供水性差,渗透到煤层中的水极少。
4 排采设备选型
根据柳林地区煤层气特点,排采方式优选思路主要考虑以下三点:一是尽可能降低井底流压以便充分降低储层压力;二是考虑泵受气体影响等因素;三是确定煤层的供液能力。
设备选用的方法是在生产工作制度中,选择多种排采方式。例如:区块南部低产水量或后期产水量较小的煤层气井,选用工作制度便于调整、液面比较好控制的变速调控抽油机、数控抽油机等[6]。而在北部区域,煤层气井产水量大供液能力强(通常日产水量大于100m3),前期考虑以排水为主,选择大泵来加强排水降压,通常采用螺杆泵、大直径游梁泵及电潜泵。
4.1 游梁泵
游梁泵(抽油机)生产较稳定,检泵周期长,技术、管理都比较成熟。但排量不能过高,且需考虑气体的影响因素。柳林南部杨家峪地区储层供水不足,产水量少,适合采用的就是游梁泵排采工艺,连续生产6个多月,目前泵况仍然良好。在国内众多煤层气勘探开发作业中,常用的排采作业方式是游梁泵排水采气工艺,应用效果非常好。在该区南部采用5型抽油机,能充分满足生产需要。
4.2 螺杆泵
螺杆泵主要由地面驱动装置和井下泵所组成。螺杆泵的优点是气体、煤粉、压裂砂对螺杆泵的影响相对较小,和游梁泵比较,螺杆泵成本低、安装简单、占地面积小,螺杆泵在生产时一般将吸入口下到煤层以下,这样可以使油管中尽量只产水少产气。它的缺点是投产初期,如地层煤粉过多会使螺杆泵卡死而造成抽油杆拧断,而且当扭矩较大时容易发生井下事故,检泵周期一般比较短。日产水量60m3/d以下,使用GLB600-23型即可,如果日产水量接近150m3/d,用GLB900-18型泵效果较好,如果超过150m3/d,就应该选用GLB900-23的泵。
柳林北部地区产水量一般在50~200m3/d,因此在北部普遍采用螺杆泵,使用证明螺杆泵很好地完成排水采气任务。
4.3 电潜泵
当产量超过200m3/d可以考虑使用电潜泵,选择型号是具体看排量以及下泵深度,另外在大斜度的定向井中使用电潜泵可有效防止油管、油杆偏磨引起的油管事故。目前用到的电潜泵有QYB98-200/700,GQYB1M01-220/700,QYB98-300/700-N8三种。在北部区域,个别直井及水平井产水量较大,我们选用了电潜泵,在水平井中使用排液量达300m3/d,较好地完成了排水降压的需要。
5 井下管柱及工具选择[7~8]
(1)油管、油杆的选择,要满足载荷的需要,在北部产水量大的井中适用89mm的油管、22mm或25m的油杆(图1),在南部则适用73mm的油管和22mm抽油杆(图2)。
(2)泵径的选择:要尽量满足排液时最大产液量的要求且泵径还不能选择过大,因为泵径越大则悬点载荷越大,对抽油杆及整个排采系统要求更高。柳林南部一般选用38mm管式组合泵,冲程选用2.1m,冲次1~1.5次/min,可以满足该区排量小于10m3/d施工的要求。
6 排采制度的选择[9]
合理的排采速度是煤层气高产的保障。如果排采速率过大,液面下降速度过快会使有潜力的煤层气井排采半径缩短、发生速敏效应、支撑剂颗粒镶嵌煤层、裂缝闭合现象来临较快、渗透率迅速降低,进而造成单井产气量低。如果排采速度过小,经济上又不能达到要求。我们借助ECLIPSE建立的模型,充分考虑压敏效应、速敏效应的影响。
图1 螺杆泵井下管柱结构
图2 游梁泵井下管柱结构
通过模拟结果可知,随着降液速度的增加,峰值产量以及累计产量逐渐增加,最后趋于平缓。推荐3,4,5层采用每天降液面6m的速度,计算出来的结果符合杨家峪地区实际降液5~10m的情况。
7 煤层气排采工艺技术的应用
7.1 防气措施
将泵放置到煤层以下。排水泵以下安装沉降式气锚或者螺旋式气锚。
7.2 防煤粉措施
泵以下安装绕丝筛管、沉砂管、“小泵慢抽”、“间歇式排采”时使用防砂卡泵(实心柱塞泵)。
7.3 排采方案
满足生产井排采技术要求,随井的动态变化作相应调整,初期采用定压排采,生产中定产排采。
(1)将泵、计量流程调试至正常工作状态,排采尽量保持连续性。
(2)确定解吸压力,根据解吸压力将排液分为三个阶段:
初期排液阶段:开始排采,当液面降至解吸压力点以上200m左右时,主要是排水降液,降液速度可控制在不大于15米/天,此阶段大约需要1~2个月。
稳定排液阶段:解吸压力点以上200m至煤层以上100m,此阶段可进一步降低排液速度,控制在每天5~10m,此阶段大约需要2个月。
稳定生产阶段:煤层以上100m至煤层,此为稳定生产阶段,保证抽油机等设备平稳运行,液面稳定,以保障平稳连续产气。
图3 丛式井组井眼轨迹
7.4 丛式井组试验
丛式井是在同一井场,钻探多个井眼的油气开发技术,其优点是节约用地、节约钻前工程投资,便于生产管理。针对柳林煤层气气探区地面多为高山林地及良田熟土的特点,在反复论证、试点、总结和不断完善基础上,大力应用大斜度井、水平井等井筒技术,试验推广应用丛式井组。应用丛式井的井组同场部署5口井(图3),每个井组修建一套废水池和清污分流系统,有效保护了耕地面积,有力推动公司向集约型、清洁型、节约型发展,全面提高投资综合效益。
丛式井组的排采设备选用基本与普通直井相同,在井斜不大,产水量较低的情况下,选用游梁泵,如果井斜大于40°,就考虑选用电潜泵。在我们的井组中,4口井选用游梁泵,1口选有电潜泵。试验表明,选用的排采设备很好地完成了经久耐用和排水降压的目的。
7.5 应用效果
形成了一套适合烟煤的直井、水平井排采制度和工艺技术,排采效果好。在该区首次实现了水平井单井产量突破15000m3/d(图4),直井单井产1000m3/d以上,最高达1800m3/d(图5)。
图4 水平井排采曲线
8 结论
(1)针对煤层气排采生产需要,展开了煤层气排采工艺技术的攻关、配套及初步尝试。形成了一套适合柳林地区不同地区、不同产层的排采设备及配套工艺技术。
图5 直井排采曲线
图6 丛式煤层气生产井组
(2)根据煤层气井排采的特点,通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。
(3)尝试了适合该区丛式井组(图6)的排采设备及工艺,为该区大规模应用丛式井组进行开发创造了条件,丛式井组占地少、易于管理、在地形复杂的柳林地区将会显著提高煤层气开发的整体效益。
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⑻ 浅淡如何做一名合格的井下作业监督
井下作业监督 井下作业监督是我国石油工业深化改革，特别是随着石油石化企业重组改制的产物。随着我国加入WTO后，井下作业市场将更加开放，各石油企业将逐步建立新的运行机制和管理模式，中国很多石油企业纷纷走向世界，搞区块承包，开发油气田，提供技术输出和劳务输出；世界的一些企业也纷纷走到中国提供技术服务；全国各油田跨区块开发油田，特别是各油田奔赴西部油区。这些开发和技术服务中，出现了很多承包和反承包，出现了很多甲、乙、丙方的承包关系，施工中专业化程度越来越高，井下作业监督也就应运而生，并显得尤为重要。近几年，我国和国外井下作业监督的实践证明，对井下作业实行项目管理，对全过程进行监督，对提高作业施工质量、降低作业成本将发挥重要作用。 井下作业监督是由发包方（甲方）聘任驻承包方（乙方）承包的作业施工项目的全权负责人，对甲方负责，对乙方施工的项目进行全过程监督。做好作业监督有利于方案、设计的有效实施，为保证在施工过程中严格执行操作规程和技术标准，避免工程事故，做好安全生产，有利于提高作业施工质量，提高措施和维护作业效果；有效控制作业生产成本，增加总体经济效益，有利于甲、乙双方对施工项目的密切合作。对现场出现的问题，可提出解决办法，尽量缩短施工周期，提高作业时效。那么，怎样才能做一名合格的井下作业监督呢？根据本人从事二十多年井下作业工作的经验和近一个月的井下作业监督培训可归纳为：一个合格的井下作业监督应具有“一个素质”；“二个水平”；“三个能力”。 一、做一名合格的井下作业监督必须具有良好的个人素质 井下作业监督的工作性质是对甲方负责，为乙方服务，确保优质高速完成工程项目的施工。所以井下作业监督应熟悉掌握各类井下作业工艺技术，具有开发地质、采油工程、气井射孔、生产测井、油田化学等相关知识。作为一个井下作业监督，应热爱祖国，热爱石油事业，拥护党的基本路线，拥护四项基本原则，拥护改革开放的方针，认真执行国家及上级各业务部门的方针、政策和法规；应具有强烈的事业心和责任感，忠于职守，钻研业务，具有科学的工作态度和艰苦奋斗精神，勇于负责和开拓创新，应具备较高的政策水平和原则性，遵纪守法，廉洁奉公，公道正派，能团结协同工作，具有健康的身体，能吃苦耐劳，能适应野外工作。 监督是甲方派驻现场的代表。他将依照国家颁布的法律、法规、政策和股份公司勘探与生产分公司制定的有关技术规定、规范、标准、施工设计以及合同对工程实施进行全过程监督或阶段监督，监督施工质量，工程进程、安全措施，协调各施工环节，严格按HSE的标准组织生产运行。 井下作业监督的现场不在城市，也不可能在室内，而是在条件艰苦的野外。要想监督好，就必须具有不怕苦，不怕风吹雨打，不怕烈日曝晒等的影响，始终盯在施工现场，注意施工过程的每一个环节，工作中应不厌其烦地验收，检查下井的每件工具和每根油管、抽油杆，不让一件不合格的工具和管、杆下入井内，将返工工序杜绝在萌芽状态。所以作为一个合格的井下作业监督，应学习老一辈石油工作者提出的：有条件要上，没有条件创造条件也要上的精神，工作中应兢兢业业，吃苦耐劳，把工作放在第一位，把自己全部的精力投入到监督工作中，不放过每一个可能引起油水井作业返工的细节，使施工井道道工序全优，最后达到全井优质施工，达到增产增效的目的。 一个合格的井下作业监督只有具有良好的个人素质，才能够以客观、科学、公平、公正的态度，以实事求是、尽职尽责的工作精神进行井下作业监督，对甲方负责，为乙方服务，使甲、乙双方全部满意。 二、做一个合格的井下作业监督，必须具有“二个水平“ 1．井下作业监督应具有精湛的专业技术水平。 井下作业名目繁多，工序复杂，所使用的技术涉及面广，而且随着科学技术日新月异的发展进步，其作业工艺技术将更为复杂。如近年来，水平井、分支井的不断投入生产，侧钻井的增多，修套工艺技术的迅猛发展；稠油油田和低渗透油田的不断开发，整个油田开发技术水平在不断升级。如果井下作业监督自身不具备精湛的专业技术水平，不熟悉、不掌握先进的工艺技术水平，做作业监督工作，就无以下手，监督起来就会非常被动，就达不到人们常说的对甲方负责为乙方服务的目的。 因此，作为一名井下作业监督，不应只满足于现有的知识、专业水平，应树立不断学习、不断实践、不断进步的理念，做到活到老，学到老。一是加强专业理论知识的学习，认真学习井下作业的基础理论，大修工艺技术，特殊井（水平、分支井、侧钻井等）的工作原理，防砂堵水调剖等理论知识，学习压裂、酸化等进攻性增产措施理论。二是要向实践学习，不放弃每一次实践的机会，多到施工现场，多到一些工用具的生产销售厂家，多向有实践经验的工人师傅、专家老总学习，掌握现场施工的要领，注意现场施工的每一个环节，并认真地做好记录，录取每项资料数据，对不懂的问题，要反复推敲，不耻下问，直至弄懂弄通，使自己的现场施工经验和现场组织协调能力不断提高。 2．做一名合格的井下作业监督，必须具有较高的综合管理水平。 井下作业监督面对的是一个几万元、几十万元甚至几千万元的项目工程，不但施工工序繁多而且施工项目复杂，中途牵涉的单位众多，中途可能进行压裂、酸化、防砂或测井等大型施工。如果井下作业监督不具备较高的综合管理水平，就不能协调处理好各种关系，工作中就会出现意想不到的漏洞，就会造成很大的损失。做一名合格的井下作业监督不仅需具备较高的专业知识，还应具备很多相关的知识。如项目管理、定额管理．法律知识、标准化知识、领导艺术知识等。美国项目管理专业人员资格认证主席说：在当今社会，一切都是项目，一切也将成为项目；项目是一个特殊的将被完成的有限任务，它是在一定时间内，满足一系列特定目标的多项相关工作的总称。 按此定义，一项石油工程施工，无疑是一个项目，那么作为一名合格的井下作业监督就应懂项目管理，熟知项目管理的要点，用项目管理的理念开展井下作业监督工作。法律知识中的合同法对甲方、乙方和作业监督显得更为重要，合同条款的制定、执行，关系到甲、乙双方的利益，关系到工程施工能否顺利完成。标准化知识在工程施工中也显得尤其重要，企业标准、行业标准、国家标准乃至国际的一些标准，都对各项工程施工做了明确的规范，按国际标准进行施工的队伍就有优先进入国际市场揽活的权利，并与国防施工接轨。按国家标准施工的队伍，就是以在全国范围内的不同行业中承揽工程项目。按行业标准进行施工的单位，可以在全行业之内进行工程承包。 领导艺术知识就更不用说了，领导艺术是一门很高、很深地学问，领导艺术高可以做到高屋建瓴，统揽全局，可以做到运筹于帷幄之中，决胜于千里之外。所以做一名合格的井下作业监督，必须不断地学习项目管理、定额管理、法律知识、标准化知识、领导艺术等知识，不断提高自己的综合管理水平。 三、做一名合格的井下作业监督，必须具有：“三个能力“ 1．做一名合格的井下监督，必须具有优秀的组织协调能力。 井下作业工程施工不是一个人单独能干的工作，它必须由多人配合，协同作战才能完成施工任务。组织协调能力不是一朝一夕就可以具有的，它需要长期的锻炼和积累。简单的一个油井检泵作业，如果让一个没有任何组织协调能力的人来组织协调施工，是不可能让油井完井开抽的。一次大型的压裂施工，参战的工作人员上百人，参战的车辆几十台。 一个合格的压裂总指挥必须心中明白：压裂的工序步骤，施工用各车的性能用途，压裂的用料，什么时候压开地层，什么时候加砂、加砂的砂比的安排，压裂过程中的人员分工，压裂中的注意事项等。只有做到心中有数，只有具有一定的组织协调能力，才能够组织指挥好整个压裂施工，使整个压裂施工按设计优质完成，达到增产增效的目的。 2．做一名合格的井下作业监督，必须具有全面的宏观决策能力。 决策是一门学问，决策是依据所掌握的资料、数据等，通过分析，思维判断对某事做出的决定。古今中外有很多因决策的正、误而全面取胜或全面失败的事例。决策能力的大小，不是一朝一夕炼成的，它需要很深的基本功，需要很宽的知识面，需要对专业知识熟练掌握。在井下作业施工过程中，经常需要做出决策，如小修解卡中，方法用的好，小修就可以完成解卡施工，如果方法用的不好，本来小修可以解决的问题需上大修。 在绕丝筛管的砾石充填防砂中，如加砂量超过理论量，顶挤时间已过，仍然不起压，如何决策？继续加砂？丢手？拔出重防？也需现场决策，决策的好可使施工顺利进行，如决策不好，可能返工。还有在堵水施工中，决策用哪种方法堵水；在挤水泥法堵水中的水泥用量的决策上，都是考验一个工程技术人员决策能力的例子，决策的好，可以使施工成功，达到增产增效的目的，不然就会适得其反。 3．做一名合格的井下作业监督，必须具有较强的实际工作能力。 一个人实际工作能力的强弱，是由他的工作经历和工作风格及知识范围决定的。一般说，工作时间长的人，实际工作能力就强，但也不尽然。一个人工作时间长，如果工作时不注意观察，工作后不加以总结，他就不会有大的提高。如果一个工作时间不太长的人，工作中注意观察，工作后能够及时地加以总结，并不断地观察、分析思考，吸取别人工作经验教训，这样他的实际工作能力提高的就很快。 在井下作业监督过程中，监督人员必须是一个具有较强实际工作能力的人，如果监督人员眼高手低，什么工作都不会做，井下作业的道道工序均不会操作，他的监督就达不到对甲方负责，为乙方服务的目的。所以作为一名井下作业监督，必须不断地培养、锻炼自己的实际工作能力，使自己的实际工作能力不断提高，从而提高自己的监督水平。 总之，做一名合格的井下作业监督，不但应具有良好的个人素质，同时应具有精湛的专业技术水平、较高的管理水平，还应具有优秀的组织协调能力，具有全面的宏观决策能力，较强的实际工作能力。
⑼ 为什么采用机械防砂
机械防砂分两类：第一类是现场应用比较普遍的防砂管柱防砂技术，主要是采取在采油泵下挂接如绕丝筛管、割缝衬管、双层或多层筛管、各种防砂器等，原理是利用上述防砂管柱阻挡住地层砂，防止进人采油泵内。优点是简便易行，可以有效的防止中粗砂岩油层所出的大砂径砂。不足是对出细砂的井易造成堵塞，使采油泵不进液，而且寿命相对短。第二类机械防砂是第一类机械防砂方法的发展进步，它采取先下入防砂管柱后再进行充填，充填物常用砾石，还可用陶粒、果壳等。由于该类防砂方法应用较早，技术逐步完善提高，目前被认为是防砂效果最好的防砂方法之一。按照完井方法不同又可分为用于裸眼完井的裸眼井砾石充填和用于射孔完井的套管井管内砾石充填防砂方法。技术原理是将筛管或割缝衬管下入井内防砂层段，然后用流体携带经过优选的合适粒径的砾石，将其充填于筛管和油层或套管之间。形成一定厚度的砾石层，利用其阻止油层砂流入井内的防砂方法。充填的砾石粒径选择依据油层砂的粒径进行匹配。油层中砂粒被阻挡于砾石层之外，通过自然选择堆积在砾石层外形成一个由粗到细的砂拱，既有良好的流通能力，又能有效阻止油层出砂。管内砾石充填施工常与大直径高孔密射孔技术相结合，以便提高成功率。 总体看充填防砂具有施工可靠、成功率高、费用适中，而且目前已成功用于水平井的防砂的优点，缺点是不适用于防止细粉砂地层的出砂，且施工后井内流有物件，在对油层压裂改造等措施时常需大修取出。 总之，机械防砂对地层的适应性强，无论产层薄厚、渗透率高低、夹层多少均可，缺点是不适应于细粉砂地层和高压地层防砂。