苏里格南区范文

苏里格南区范文（精选7篇）

苏里格南区 第1篇

关键词：苏里格南区,马五1+2,储层

1. 岩石学特征

根据统计显示, 研究区马五1+2储层矿物主要由白云石 (55%-95%) 、方解石 (5%-30%) 为主, 剩余以泥质及其他矿物组成;储层主要以白云岩、泥质白云岩为主, 含少量灰质白云岩, 部分夹杂泥岩, 颗粒结构以粉晶为主。

2. 储集空间特征

2.1 储集空间类型

马五1+2储层发育溶蚀孔洞和裂缝, 岩心观察到的孔隙类型为溶孔、裂缝;镜下可见的孔隙类型有晶间孔、晶间溶孔、微裂隙。其中, 有效储集空间主要为溶蚀孔洞, 储层主要的渗滤通道是裂缝和微裂缝系统。

2.2 溶孔发育特征

肉眼可见的溶蚀孔洞形状多为圆孔状, 孔洞直径大小约0.5-5mm, 溶孔居多;溶蚀空洞充填物主要为方解石, 其次有白云石。有的网状微裂缝连接两个或若干个溶蚀孔洞, 说明溶蚀孔洞具有一定的连通性。

3. 储集孔隙结构特征

莲37井马五22测井解释气层2m, 视电阻率:139.1Ωm, 声波时差:166μs/m

平均孔隙度:2.9%, 平均渗透率:0.158m D, 气测峰值:2.015%。

镜下薄片:褐灰色细粉晶云岩, 裂缝、溶孔较发育, 被白云岩半充填-全充填, 断面有潮感, 有咸味, 久置后无盐霜, 密闭试验呈雾状无水珠, 浸水试验见气泡呈断续状冒出。

毛管压力曲线:排驱压力较大, 压汞曲线平台不明显, 进汞量中等, 退汞量很少几乎为0。表明孔喉结构不均匀, 孔隙之间连通性不好, 微观非均质性强。

4. 储层物性特征

经统计马五1+2储层参数, 孔隙度范围由1.26%-8.3%, 平均孔隙度为4.98%;渗透率范围0.01×10-3μm2-4.5×10-3μm2, 平均渗透率为0.783×10-3μm2。

通过制作样品孔隙度和渗透率的交会图, 由图所示:岩心孔隙度和渗透率总体上呈指数关系, 随着孔隙度增大 (当孔隙度≥2%) , 渗透率增大明显。

5. 有利区筛选

5.1 主控因素分析

通过马五1+2 (解释为气层、含气层) 孔隙度、含气饱和度、试气成果绘制散点图得出, 孔隙度与含气饱和度、含气饱和度与试气结果存在正比关系。

5.2 筛选结果与规模预测

结合构造特征、储层展布及孔、渗、饱关系研究, 对研究区马五1+2进行有利区筛选, 共筛选有利区6个, 面积100.9km2。采用容积法计算有利区内地质储量16.2×108m3。

6. 结语

6.1 岩石主要以白云岩、泥质白云岩为主, 含少量灰质白云岩, 部分夹杂泥岩, 颗粒结构以粉晶为主;矿物以白云石、方解石为主。

6.2 筛选有利区6个, 面积100.9km2, 地质储量16.2×108m3。

参考文献

[1]张岳华, 雷卞军, 穆永利, 张晓亮.苏里格南区马五1-4段成岩作用研究.内江科技.2013.

苏里格南区 第2篇

1 砂体类型分类

苏里格苏东南区块位于苏里格气田的东南部, 区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带, 行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖。区块地质储量2 736.09×108m3, 面积3 600km2, 其中盒8段为2 284.19×108m3, 面积2 484.98km2。区块平均气层厚度8.7 m, 盒8段试气平均无阻流量7.2×104m3/d, 其中20口井无阻流量大于4.0×104m3/d。

为了整体认知区块砂体的分布情况和储层物性, 及为水平井有优势区的优选提供基础, 以XX井区为例, 将盒8段自然伽玛曲线形态划分为4类:箱形、钟形、齿化钟形及指形, 将与之对应49口气井196个砂体也划分为4类 (表1) 。统计归类表明, 盒8下下段Ⅰ类砂体所占比例14.3%, Ⅳ类砂体12.2%, Ⅱ、Ⅲ类砂体73.5%, 砂体最好, 其次是盒8下上段、盒8上下段、盒8上上段 (图1) 。

区块砂体结构分析 (以图2为例) 表明, 其中Ⅰ类砂体砂岩储层物性好, 砂体结构表现为高幅度箱型, 砂体厚度大且有效砂体发育连续, 孔隙度>8%, 渗透率>0.8 m D。Ⅱ类砂体形成正粒序中高幅钟型结构, 砂体下部粒度粗, 物性较好, 砂体厚度较大且有效砂体较为发育, 孔隙度>5%, 渗透率>0.5m D。Ⅲ类砂体形成中低幅度齿化钟型结构, 砂体泥质夹层多, 储层物性相对差, 有效砂体较为发育, 孔隙度4%~6%, 渗透率0.2~0.5 m D。Ⅳ类砂体形成低幅度指形结构, 砂体泥质夹层多, 储层物性差, 有效砂体不发育, 孔隙度<4%, 渗透率<0.2 m D。通过绘制砂体类型分布图, 初步确定各个小层的了I、Ⅱ类型砂体的分布范围与展布情况。

2 砂体横向特征

为了进一步认知苏里格苏东南区盒8气藏的分布特点, 揭示产气砂体的连通性及宽度, 以XX井区为例, 利用已经完钻的水平井对砂体剖面进一步勾画, 绘制南北向5条剖面, 东西向8条剖面, 栅状图2幅, 区别不同的砂体叠置模式, 进一步落实水平井能否成为沟通砂体的桥梁, 提高了单井产量和控制储量[5]。

2.1 剖面特征

该井区有效砂体呈条带状分布[6], 中西部砂体发育较好, 厚度主要在5~10 m。10 m以上砂体沿河道广泛发育, 局部砂体厚度达到20 m以上, 东部砂体发育规模较小。整体而言, 盒8下下段砂体发育好, 结合砂体类型及储层物性, 可考虑为水平井开发的主要气层段。

图4为所选井区一条南北向剖面, X1-H为一口在此剖面上的水平井。由图可知, 盒8下下段砂体发育程度及连续性在剖面上最优, 且盒8下下段剖面中北部 (X-c井和X-d井处) 单砂体连续性好, 砂体南北向长约6 500 m。其中, 盒8下下段有效砂体发育, 厚度大。

图4为所选井区一条东西向剖面, Y-1H为垂直穿过剖面的一口南北向水平井, 水平井末端钻遇泥岩。由图可知, 盒8下和山1中部砂体发育程度为优, 层内盒8下单砂体连续性较好, 但Y-b和Y-c井处盒8下下段虽然发育砂岩, 但不连续, 反映该时期河道的迁移。

2.2 有效砂体叠置模式

示例井区剖面反映出苏里格气田既有主河道 (数百米宽的砂岩) 分布又有多支流辨状河道 (数米至数十米的砂岩) 分布, 并夹杂数米至数百米的河道间泥岩分布特点的地质模式。水平井段岩屑录井资料的分析还表明, 水平井段显示出砂、泥岩交互出现的特点, 且砂、泥岩的宽度大多只有数十米, 少数为数百米, 这都给水平井的开发部署带来难题。

为了明确井区的水平井开发方式, 需要对井区砂体叠置模式进行统计分析研究。主要考虑砂体叠置关系不但反映了砂体形成时的水动力特征、物源及沉积相垂向演化[7,8], 同时也能对盒8下段的小层砂体精细解剖, 进一步刻画苏里格苏东南区的储层非均质性[9]。根据苏里格气田以往开发经验, 一般将大型孤立体、具物性夹层的叠置体、具泥质隔层的叠置体、侧向切割连通体、横向串糖葫芦型作为水平井开发有利目标砂体 (图6) 。砂体解剖表明, XX井区主力气层段盒8下有效砂体垂向上发育模式以横向切割连通型、具泥质隔层的叠置型以及具物性夹层的叠置型三种为主, 孤立式少量分布。

结合苏东南盒8段有效砂岩厚度图发现, 钻井较密、开发程度较高的地区砂体连片发育, 储层连通性较好。砂体在盒8下有效砂体展布稳定, 在区块中西部多期叠置、横向连片, 有效砂体发育较好, 厚度主要在6~9 m, 局部可达到9 m以上, 而在东部有效砂体发育规模较小。井区盒8下下段河床侧向迁移频繁, 有效砂体发育有限, 井区南北向有效砂体长500~700 m, 有效砂体东西向宽200~400 m, 但是可以通过砂体空间上的叠置, 局部复合有效砂体长达到3 000 m, 局部复合有效砂体宽达到1 500 m。反映出水平井南北向部署砂体连续程度高, 东西向部署砂体连续性有限的特点。

3 水平井差异化设计

针对盒8气藏水平井开发中储层非均质性强、泥岩夹层多且易垮塌、水平段长度受限等开发难点[10], 总结井区部署水平井的约束条件。考虑微幅构造平缓, 坡降在15 m/km之内;辫状河道心滩微相展布区为有利评价区;有效厚度满足水平井开发条件;开发井产量高, 水平井轨迹方向与河道展布方向一致的原则对水平井进行部署开发。根据区块的地质特征和工程技术, 主要设计对应主要三种水平井轨迹。

3.1 平直水平井-块状砂岩

当单层砂体整装连续, 厚度大, 采用平直型水平井轨迹 (图6) 。X2井盒8下发育连续砂体13 m, 与邻井对比连续性好, 设计X2-1H1井采用平直型水平段轨迹, 实钻水平段长度1 060 m, 有效储层钻遇率88.7%, 试气获无阻流量126×104m3/d。

3.2 大斜度水平井-多层叠置型砂岩

当纵向发育多个砂体叠置, 气层厚度较大, 横向砂体连续性好, 局部发育泥质夹层, 采用大斜度水平井轨迹 (图7) , 这种井的优势在于水平井可穿过多个单砂体, 有效的沟通物性隔层, 提高气层钻遇率。X3井盒8下发育连续砂体20 m, 与邻井对比连续性好, 设计X3-1H1水平井采用大斜度水平段轨迹, 实钻水平段长度1 152 m, 有效储层钻遇率64.9%, 试气获无阻流量104.7×104m3/d。

3.3 阶梯水平井-分段砂岩

当稳定发育两套气层, 且中间泥岩隔夹层厚度小, 采用阶梯水平井轨迹 (图8) , 这种井的优势在于减少泥岩垮塌情况, 可以提高储层钻遇率。X4井盒8下下段发育气层11.7 m、山1上段发育气层12.8m, 两段气层间泥岩夹层厚5.1 m, 设计X4-1H2水平井采用阶梯型水平段轨迹。实钻水平段长度1 005 m, 有效储层钻遇率65.1%。

通过以上工作思路, 根据砂体叠置模式进行井轨迹穿越方式设计, 在目前已完钻水平井中, 81%口井采用平直型, 11%口井采用阶梯型, 8%口井采用大斜度穿越, 实施效果良好, 有效提高了有效储层钻遇率和储量动用程度。并且, 进一步证明盒8下段有效储层发育, 辫状河三角洲平原河道砂与心滩坝砂体通过相互叠置、连通, 平面上构成毯状沉积复合体, 垂向上河道下切、叠加拼接, 形成大型辫状河叠置砂体。

4 结论

(1) 盒8两个层段中, 盒8下下段砂体结构多表现为箱形、钟形及箱-钟形组合, Ⅰ类砂体 (14.4%) 发育比例高于其他小层, Ⅱ、Ⅲ类作为砂体主体 (73.4%) , 砂岩储层物性优于其他小层;

(2) 砂体呈多边式、多层式、孤立式接触分布, 通过该区块完钻井砂体剖面特征表明, 砂体叠置模式以横向切割相连, 局部可连片为主。盒8下下段砂体层内沉积稳定, 有效砂体连续发育, 是开发水平井的优势层段。

(3) 通过砂体有效叠置模式的研究, 可相应形成设计水平井井轨迹的三种方式:平直型、大斜度型和阶梯型。其中, 该井区水平井设计井轨迹以平直型为主。

摘要：苏里格气藏呈现出典型致密、非均质性等特点, 给水平井的开发造成困难。为了提高气井单井产量及采收率, 探索了一种简便实效的工作思路, 通过对目标层段砂体分类统计、砂体规模刻画、砂体叠置规律探索, 形成对不同砂体的水平井井轨迹设计。结果表明, 苏里格苏东南区通过对水平井的差异化设计, 有效的提高气井钻遇率及单井产量。

关键词：差异化设计,砂体叠置,苏里格气藏,盒8,水平井

参考文献

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苏里格气田开发技术探讨 第3篇

1.1 典型的致密砂岩气

苏里格气田产层孔隙度主要分布在3%—1 2%, 常压空气渗透率主要分布在0.01×103—1.00×103μm2, 50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2;通过覆压渗透率测试评价地层条件下储集层基质的渗透率, 发现85%以上样品覆压渗透率小于0.1×103μm2。不同孔隙结构的致密砂岩, 其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103-1.0×103μm2, 所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。

1.2 大面积岩性气藏、储量丰度低

苏里格地区上古生界位于有利生烃中心, 发育大面积展布的河流—三角洲沉积砂体, 区域封盖保存条件良好, 有利于大型岩性气藏的形成与富集。根据目前的勘探开发情况分析, 气田上古生界多层系含气, 但丰度多为 (0.8—1.5) ×108m3/k m2, 储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度—特低丰度气田, 开发难度较大。

1.3 单井控制储量和产量低

受储集层致密和强非均质性的影响, 苏里格气田单井控制储量和单井产量低。根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1 000×104—3 500×104m3, 直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。

1.4 各区带之间存在明显差异

苏里格气田范围广, 不同区带之间成藏控制因素存在一定的差异, 使得不同区带储层特征存在明显的不同。根据目前勘探、开发认识, 苏里格气田中区天然气较为富集, 为最有利的开发区带;东区受成岩作用影响储层普遍致密, 但多层系含气;西区烃源岩发育差, 局部富水。

2 苏里格气田开发新技术

2.1 精细研究储层、优化井网

2.1.1 开展加密试验, 落实有效砂体规模及空间展布

为优化井网, 提高气田采收率, 开辟了苏14、苏6、苏10等3个密井网开发区, 部署加密井50余口。综合应用地质、测井及生产动态等资料, 以储层沉积学和测井地质学的理论为指导, 对实施加密井进行砂体解剖;结合井组干扰试井成果, 进一步验证砂体规模与连通性。

2.1.2 优化井网, 提高采收率

在有效储层规模及空间展布规律研究的基础上, 利用动储量评价、经济极限法、数值模拟法等对气田井网井距进行了优化。优化成果表明:平均储量丰度1.2×108m3/k m2, 合理单井控制面积0.48 km2 (井距为800m×600 m) , 可以提高苏里格气田最终采收率约15%。

2.1.3 转变开发方式

目前苏里格气田主要采用3种井型:直井、直井丛式井组、水平井。鉴于苏里格气田含气砂体小而分散、多层分布的地质特征, 水平井的应用有一定局限性, 主要在主力气层发育好的区块应用水平井, 其他区块主要采用直井或直井丛式井组开发。

直井和直井丛式井组井网优化技术流程根据苏里格气田的实践经验, 致密气田井网优化的技术流程可归纳为5个步骤:根据砂体的规模尺度、几何形态和展布方位, 进行井网的初步设计;开展试井评价, 考虑裂缝半长、方位, 拟合井控动态储量和泄压范围, 修正井网的地质设计;开展干扰试井开发试验, 进行井距验证;设计多种井网组合, 通过数值模拟预测不同井网的开发指标;结合经济评价, 论证经济极限井网, 确立当前经济技术条件下的井网。

2.2 水平井开发新技术

2.2.1 水平井选井技术

苏里格气田因河道频繁迁移, 形成了大量长形砂体, 其复合砂体可呈带状, 有效砂体大都为豆荚状。因此, 水平井选井首先要进行沉积相、砂体展布、气层分布规律研究, 优选有利目标区, 除要求邻井目标, 层具有较好条件外, 还要求水平段方向与局部河道砂体走向基本一致。对于开发程度较低的区域, 邻井资料较少, 选井只能参考水平井骨架井, 而要搞清局部河道走向, 骨架井部署方式非常关键。

2.2.2 水平井入靶技术

(1) 水平井目标层判断

入靶是水平井施工中难度最大、技术要求最高的重要环节, 在目前水平井不实施斜导眼井的情况下难度更大。因此入靶前必须详细对比邻井资料, 利用多种方法综合判断、反复验证并准确定位目标层。

(2) 水平井入靶深度

入靶深度过浅除无法清楚了解目标砂体下部情况, 考虑到水平段施工多使用增斜钻具, 基本不存在从气层底部穿出的可能, 建议尝试在气层底部入靶, 一方面可以起到斜导眼井作用, 另一方面可以更清楚认识砂体上部岩性特征和含气情况。

(3) 水平井入靶前井斜角论证

施工经验证实, 井底位置在预计目标层顶部时井斜应控制在84°左右, 即便以该井斜钻遇目标层, 当增斜至90°入靶, 入靶深度也仅4m左右;当井斜超过84°后, 垂深下降随井斜增大而减慢, 因此, 入靶前探砂顶井斜角84°最佳。

2.2.3 水平段地质导向技术

(1) 随钻伽马分析技术

随钻伽马是判断水平段地层岩性特征的重要依据。通过现场岩性与随钻伽马相关性分析, 发现随钻伽马值在100API以下时, 钻遇岩性多为砂岩, 伽马值越低则岩性越纯, 随着伽马值的升高, 岩性逐渐变细;伽马值在100—150API之间, 岩性一般为泥质砂岩, 随着伽马值的升高岩性逐渐变为砂质泥岩, 而当伽马值大于150API时, 岩性一般为泥岩, 并随伽马值的升高泥岩越纯。

(2) 井眼轨迹调整技术

水平段施工及时调整井眼轨迹可有效避免在钻遇岩性变化时来不及调整而钻出砂层, 尽管钻遇砂岩物性较好, 只要粒度发生变化, 应及时做出适当调整。如果在设计允许的正负偏差 (±1m) 范围内调整, 可不用更改设计或下达书面指令。

(3) 砂体形态对比技术

水平井施工前, 为了详细了解水平段方向砂体厚度变化趋势, 要提前进行邻井目标层附近岩性组合对比。除对比砂体厚度外, 更重要的是对比邻井砂体形态特征, 砂体形态特征的相似性是同一河道砂体的重要标志, 通过砂体形态特征对比可以正确判断局部河道走向。如果水平段前后两口邻井砂体形态特征相似, 表明水平段方向与河道走向基本一致, 反之, 则水平段穿越河道间。

3 苏里格气田进一步的技术发展方向

3.1 开展致密气藏攻关试验

针对苏里格气田致密气开发中的技术瓶颈进行攻关, 形成适合该气田致密气藏经济有效的开发技术, 加速致密气资源的转换和动用, 为实现气田稳产提供技术保障。重点开展直井连续多层压裂、水平井多段压裂、低伤害压裂液体系等技术研究与试验, 为致密气藏的有效开发提供技术保障。

3.2 配套完善排水采气技术

积液井是非计划关井中影响产能发挥的主要因素。因此, 开展排水采气工作显得尤为主要, 目前苏里格气田主要以泡沫排水采气为主, 下一步要针对气井生产动态特点和环境条件, 优选适合的排水采气工艺, 进一步配套完善排水采气技术。

4 结束语

苏里格气田通过管理创新和技术创新实现了规模开发, 根据规划苏里格气田2014年将实现年产200×108m3的目标, 最终将成为中国最大的天然气田。苏里格气田的成功开发, 必将促进中国同类低渗透气田的规模开发, 从而促使占中国石油目前探明储量中65%的低渗透、特低渗透储量得以高效开发。

参考文献

[1]王亚莉, 孔金平.天然气开发投资现状分析及政策建议[J].天然气工业, 2009, 29 (9) :110-112

苏里格气田丙烷电机节能改造研究 第4篇

1 丙烷制冷工艺简介

丙烷制冷系统是苏里格气田天然气集输处理的核心设备, 系统主要包括压缩机组、蒸发式冷凝器、储液器、油路系统、经济器和丙烷蒸发器等, 以及相关的电仪自控系统。

该处理厂丙烷压缩机采用美国约克公司RWF型螺杆式压缩机, 滑阀在10%~100%之间无级调节, 内容积比自动调节 (Vi=2.2~5.0) 以节省由于压缩机过压缩、欠压缩造成的功耗损失, 额定制冷功率为1292k W。配套电机为南阳YB560M2-2WG型防爆交流电机, 额定电压10k V, 额定电流39.1A, 额定功率为560k W, 转速为2977r/min, 效率为94.87%。

主要工艺流程为, 液体丙烷在丙烷蒸发器中吸收了热量后变为丙烷蒸汽, 同时使原料天然气温度降设定温度。丙烷气体经油分离器分离出夹带的液体后进入丙烷压缩机。压缩后丙烷气体经空冷器后冷凝为液体。丙烷液体进入丙烷储液罐, 再经节流阀降压后进入经济器分离为气液两相, 气体返回压缩机的补充气入口, 液体则进一步节流降压后进入蒸发器, 在蒸发器中吸收原料天然气的热量后蒸发为丙烷蒸汽, 从而完成整个制冷过程的循环。

2 处理厂运行现状

(1) 运行概况该处理厂设有3套丙烷制冷系统, 根据处理气量选择运行。丙烷蒸发器出口天然气温度冬季控制在-10℃, 夏季控制在-5℃, 压缩机通过电机直接驱动, 电机恒速运行, 通过调节滑阀开度来改变压缩机负载。

在实际生产运行中, 单套设备日均处理气量在480万方左右, 基本处于设计满负荷500万方/天的运行状态, 在满足温度控制要求的情况下, 丙烷压缩机滑阀开度在10%~40%, 由于负载过轻, 经济器未投运, 丙烷电机运行效率为40%~60%, 空载能耗大。图2为某月丙烷压缩机电机运行效率和滑阀开度统计情况。

由图2可以知, 压缩机的滑阀开度值和电机运行效率值均较低。由于电机恒速运行, 在丙烷蒸发器丙烷量充足且控制温度满足实际生产需求的情况下, 丙烷压缩机滑阀长期处于较小的开度, 整个丙烷制冷系统运行处在“大马拉小车”的状态下, 系统的整体运行效率非常低。

(2) 耗电量情况该厂某月能耗情况如图3所示。

由图3可以看出, 单台丙烷制冷系统占处理厂总耗电量的33.97%, 耗电量大。若能够针对丙烷系统进行合理的节能改造, 使高压电机在最优经济当量运行, 降低能源损耗, 提高电机效率, 将对该天然气处理厂带来很大的经济效益。

3 节能改造措施及可行性分析

由于电机额定效率、空载损耗为固定值, 因此, 其运行效率高低直接取决于负载率。国家对三相异步电动机3个运行区域作了如下规定:负载率在70%~100%之间为经济运行区;负载率在40%~70%之间为一般运行区;负载率在40%以下为非经济运行区。结合丙烷电机在满足实际生产需求同时负载率偏低的情况, 研究变频调速技术的应用以提高丙烷电机运行效率, 达到节能降耗的目的。

(1) 转速改变对电机运行效率的影响电机转速计算公式如下:

式中:n为电机转速;f为定子绕组频率;P为电机级数;s为电机转差率。

由上式可知, 当改变交流电机定子绕组供电频率, 电机转速就可随之变化, 实现对电极转速的调节和控制。

电机效率计算公式如下:

式中:η为电机运行效率;P1为电机输出的轴功率;P2为电机输入功率。

在实际的生产机械中, 电动机的负载种类包括平方转矩、恒转矩、恒功率和粘滞性负载等几类特性。典型的平方转矩类型负载是风机和水泵, 其电机的输入功率与电机转速的3次方成正比关系, 因此, 在电机输出功率相同的情况下, 通过调节降低可大幅提高电机的运行效率。

由于该厂丙烷电机正常生产过程中为恒速运行, 丙烷电机运行效率为40%~60%, 空载能耗大, 因此在不改变现有电机等配套设施的前提下, 考虑加装变频调速装置, 通过调节电机转速来提高电机效率, 从而达到节能降耗的目的。

(2) 高压变频调速技术原理变频器是利用电力半导体器件的通断作用将工频电源变换为变频率的电能控制装置。

高压变频调速主要是采用单元串联多电平技术或者IGBT元件直接串联高压变频器等技术, 实现变频调速系统的高功率输出, 同时消除对电网谐波的污染。图4为带有旁路系统的工作原理图。

主要技术指标: (1) 效率:≥96%; (2) 输出电压范围3k V~11k V; (3) 输入电流谐波总含量:≤4%; (4) 输入功率因数:≥0.95。

目前国内外高压电机变频调速方法多种多样, 其中高-高式直接高压变频器是将高压电源经高压开关柜直接送至高压变频器, 变频高压后直接供电给高压电机定子, 其具有技术先进、效率高、占地面积小等优点, 是高压变频器的主要发展方向。

(3) 丙烷压缩机组变频调速的可行性分析国内外高压变频调速装置种类繁多, 技术也相对比较成熟, 以美国施耐德ATV1200 10k V高压变频器为例, 其在三门核电站海水膜反渗透升压泵变频调速及包头钢铁集团风机变频调速等工程中, 节能降耗得到了很好的应用。

美国施耐德ATV1200-A700-1010采用多电平串联的技术实现高压输出, 主要包括变频柜、功率柜和控制柜三部分, 如图5所示。

主要技术指标如下: (1) 输出电流:40A; (2) 适用电机功率:560k W; (3) 变压器容量:700k VA; (4) 电压等级:10k V±10%; (5) 频率分辨率:0.01Hz; (6) 输入电流谐波总含量:<2%; (7) 变频器过载能力:120%/分钟, 每10分钟允许过载1次; (8) 可以设定并调节被控量 (比如压力、流量等) 的期望值, 变频器将根据被控量的实际值, 按照系统设定的PID参数自动调节变频器的输出频率, 控制电机的转速, 使被控量的实际值自动跟随期望值; (9) 主电源瞬时掉电5个周期内可满载运行不跳闸, 掉电10s内不停机, 最大限度维持运行; (10) 电网掉电, 在设定时间内电网恢复正常, 变频器可自行启动。可以自动识别并跟踪电机转速, 实现无冲击再起动, 恢复到原来的工作状态;⑾变频器输出可以和电网同步, 实现工频无扰切换功能;满足现场实际使用需求。

(4) 丙烷压缩机组变频调速改造措施 (1) 由于该厂3套装置分别独立运行, 因此考虑采用一拖一运行模式, 即一台电机配备一台变频器, 则需购置三套高压变频系统, 主回路简图如图6所示;

(2) 丙烷电机供电由10k V配出柜出线至电容补偿柜后直接接入丙烷电机, 改造后电容补偿柜出线需接入变频柜, 由变频柜出线至丙烷电机;

(3) 变频器并列安装, 每套控制变频器底部开挖1200mm电缆沟, 由于单套设备长宽高为3960×1600×2670mm, 其前维护空间不得小于1500mm, 后维护空间不得小于800mm, 顶部维护空间不得小于500m, 因此新建变频控制室长宽高至少为10100×4960×3170mm, 且顶部安装导风罩, 以满足后期维护及变频器散热需求;

(4) ATV1200-A700-1010型变频器运行频率、电机转速等各项运行参数输出4-20m A信号, 采用RS-485 Modbus协议接入控制室串口服务器, 通过以太网与PKS系统无缝连接, 中控界面远程监控实时运行状态。

(5) 当出现变压器超温、模拟输入信号缺失、功率单元旁路运行等故障时, DCS系统自动报警, 在中控界面显示报警信息, 确保变频器故障时可以及时进行报警提示。

(5) 改造投资成本回收预测施耐德ATV1200型10k V高压变频器在20%~100%的速度调节范围内输入功率因数大于等于0.96%, 逆变器效率大于等于98.5%, 变频改造普遍节电率在20%~40%。若按最低20%计算, 仅5月份单套丙烷电机节电约224280k Wh×20%=44856k Wh, 则全年节电约538272k Wh, 工业用电按0.52元/k Wh计算, 年节约电费279901.44元。

所选高压变频器单台采购成本约42万元, 则由以上数据预测, 预计两年左右可回收设备投资成本。

4 结语

丙烷压缩机电机变频改造, 取消了滑阀的节流控制, 采用高压变频器根据负载情况对电机运行速度自动调节, 提高了电机的运行效率, 改善了目前丙烷电机“大马拉小车”的现状, 同时实现了电机软启动, 避免电机直接启动对电网、压缩机等设备的冲击, 电机功率因数的提高, 降低了无功损耗和谐波污染, 给企业带来极大的经济效益。

摘要：装置区丙烷制冷系统作为苏里格气田高能耗设备, 日常生产过程中, 在丙烷蒸发器丙烷量充足且满足生产需求的情况下, 丙烷压缩机滑阀长期处于较小的开度, 电机运行效率极低, 某天然气处理厂2014年单台丙烷压缩机组耗电量占全厂年耗电量近40%, 因此, 针对目前丙烷制冷系统高能耗、低能效的现状, 研究分析了变频调速技术在丙烷压缩机组节能降耗中的应用。

关键词：天然气处理,丙烷压缩机,负载率,高压电机,高压变频器,效率

参考文献

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[4]吴榕辉.三相异步电动机的经济运行[J].广州市能源监督检测所, 2005.

灰色系统理论在苏里格气田的应用 第5篇

灰色系统理论 (Grey System Theory) 的创立源于20世纪80年代。邓聚龙教授在1981年上海中-美控制系统学术会议上所作的“含未知数系统的控制问题”的学术报告中首次使用了“灰色系统”一词。灰色系统理论经过20年的发展, 现已基本建立起一门新兴学科的结构体系。其主要内容包括以灰色代数系统、灰色方程、灰色矩阵等为基础的理论体系, 以灰色序列生成为基础的方法体系, 以灰色关联空间为依托的分析体系, 以灰色模型 (GM) 为核心的模型体系, 以系统分析、评估、建模、预测、决策、控制、优化为主体的技术体系。

2 灰色预测GM (1, 1) 模型的原理

灰色预测模型建立是以微分方程来描述系统内部动态过程, 并通过对原始数据生成处理而减弱其随机性, 即在生成过程中, 不是寻求概率统计规律, 而是强化对灰色序列间有用信息的利用率, 将原序列转化成易建模的新序列, 再用典型曲线拟合建立系统的微分动态模型, 最后对依照新序列所建模型作还原生成 (递生) 处理, 即得到原序列的灰色预测模型。按照已知数列所建的模型, 从时间发展来看, 具有某种规律性和时间外推性, 因此这种模型能用来预测。用数学语言讲, 就是给定x, …, 的条件下, 求出+1的条件期望值 (即预测值) 。

对于一个油田 (或气田) , 当产量进入递减阶段时, 其产量的递减规律一般比较复杂。有时在历史数据拟合和未来预测上偏差较大, 若采用基于灰色系统理论而建立的GM (1, 1) 模型常能够提高历史拟合精度和动态预测精度。

设油 (气) 田的产量数据序列为:

对应的一次累加生成数据序列应为:

相应的GM (1, 1) 模型形式为:

油气田产量递减的GM (1, 1) 预测模型的导出记估计量

其中

由 (6) 式可以求解待定系数a, u值, 代入 (4) 式中得GM (1, 1) 模型 (4) 式的解:

其离散后的预测公式模型:

然后再作一次累减生成数据序列, 就获得相应的产量预测值:

3 灰色预测GM (1, 1) 模型及应用

以苏东27-36为例, 下面介绍其详细计算过程。

利用Excel处理数据, 可以计算出:

利用该公式就能计算出预测的累积产量, 再利用公式

计算出预测的月产量。

对计算出的预测月产量和实际的月产量作出产量拟合图, 如图1所示。

第2个月与第3个月的预测产量与实际相差较大, 原因是前3个月的实际月产量数据是离散的, 不满足递减规律, 而其它实际月产量和预测月产量数据点的拟合度较高, 所以忽略前三个月的误差分析, 因此在对苏东27-36井实际月产量和预测月产量的误差分析中最大绝对误差为9.28%, 最大相对误差为0.64%, 最小绝对误差为3%, 最小相对误差为0。

结语

本论文利用灰色系统理论对苏里格气田的低产气井苏东27-36建立预测模型, 利用Excel对所建立的预测模型进行数据处理就可以计算出预测参数, 再通过预测参数就可以计算出预测月产量, 和实际月产量数据作产量拟合图可以发现两个数据拟合度高, 误差小。从而就可以对低产气井进行未来产量的预测, 可以提出将其合理利用的方案。其计算模型简单、所需样本少、计算量小, 计算结果客观合理, 便于实现电算化, 有较高的预测效能和较好的实际应用价值和效果。

摘要：为了更好的对低产气井进行开发和利用, 引入灰色系统理论。灰色系统理论是一种研究少数据、贫信息以及不确定性问题的新方法, 它有着简便、易学、准确性和可行性高的特点。例如GM (1, 1) 预测模型, 通过实例证明了该方法在石油工程应用中具有预测模型简单、预测精度高、计算速度快、方便实用等特点, 对实际生产有一定的参考价值。

关键词：苏里格,灰色系统理论,生产动态

参考文献

苏里格南区 第6篇

从前期勘探结果看, 区块整体产水严重。区内完钻探井33口, 28口井不同程度产水, 产水井占84.8%, ;平均日产水量12.44m3, 其中日产水量大于20m3的井5口, 占产水井的17.9%。复杂的气水关系直接影响区块的产能建设部署及实施效果。明确气水分布规律, 筛选产建有利区集中建产, 对指导区块高效开发具有深远意义。

1 地层水化学特征分析

1.1 地层水常量组分特征

据苏林水型分类方案[1]可知, 苏54区块盒8、山1段的地层水类型为Ca Cl2型;地层水总矿化度在34.5~82.2g/L, 平均57.9g/L;p H值在5~6.1, 显示酸性水特征;阳离子以Na+、K+和Ca2+离子为主, Mg2+离子相对较少;阴离子以Cl-为主 (表1) 。

1.2 水化学特征系数

地层水化学特征系数常用的有钠氯系数 (Na+/Cl-) 、变质系数[Cl-/Mg2+、 (Cl--Na+) /Mg2+及Cl-/Ca2+]、碱交换系数 (IBE) 等, 这些参数与油气的运聚和保存有一定的成因关系。

根据水化学特征系数和矿化度 (表2) , 再与国内外油气藏水化学特征相对比发现, 苏54区块地层水符合油气伴生水的特点, 它与油气储层长期伴生, 并在油气演化及成藏过程中和烃类间存在着经常性的物质成分交换。而且水化学特征系数在一个较宽的范围内变化, 说明地层水处于还原环境, 反映储层封闭的良好条件, 对烃类聚集成藏与赋存非常有利。

2 气水层识别

根据苏54区块盒8和山1段储层流体性质及其典型井的测井响应综合特征, 将区块生产井划分为气井、水井、气水同产井和干井4类[2,3,4,5]。完试68口井中仅19口井纯产气, 纯产水井7口 (苏*, 日产水51m3) , 气水同出井40口, 干井2口 (表3) 。

根据试气结果, 水化学分析和测井解释, 结合动态资料和静态资料, 综合考虑各试气井无阻流量大小, 挑选工区内具有代表性的探井和生产井, 定性分析气、水层的测井特征, 综合判断气水层。

从区块电阻率统计结果看:区块内存在高阻气层、低阻气层、高阻水层和低阻水层, 高阻气层和低阻水层属于正常响应。综合试气、测井和扫描电镜等资料, 区内低阻气层、高阻水层产生的原因有以下6个方面: (1) 高不动水饱和度; (2) 高地层水矿化度; (3) 高孔低阻气层; (4) 泥浆滤液侵入引起低阻; (5) 黄铁矿引起低阻; (6) 致密水层电阻率明显偏高。

典型井分析:苏A (图1) :该井射孔段为盒8下1段3 548~3 550.5m。2008年10月23日压裂施工, 砂量、酸量比20, 砂比26.7%, 砂浓度389.8kg/m3, 排量1.6~2.2m3/min, 入井总液量187.3m3, 返出总液量203.4m3。2008年11月2日测试, 日产气量333m3, 日产水8.4m3。分析地层水样, 总矿化度35.87g/L, Ca Cl2型水, 呈地层水特征。

该井射孔层位中子响应值为2.9%~4.4%, 平均值4%;声波时差分布在209.5~226.4μs/m, 平均值218.4μs/m;自然伽马分布在26.6~35.1API, 平均值31.8API;孔隙度分布在6.4%~8.5%, 平均值7.6%;深侧向电阻率52.4~64.2Ω·m, 平均值58Ω·m。综合对比分析后为3 547.8~3 551.7m、3 552.7~3 554.2m、3 555.1~3 558.0m为水层。

3 气水分布特征

气藏中对天然气和地层水分布的影响因素较多, 包括沉积相带的展布、圈闭类型、水动力条件、储集层的成岩作用、储层物性的非均质性、断层等。苏54区块不存在明显气水界面是由于地层较平缓, 天然气成藏过程中未能将地层水完全排驱干净, 加上岩石物性差异较大, 最终导致气水界面不明显。

3.1 气水分布剖面特征

苏54区块上古生界钻遇的水层、含气水层及气水层厚度普遍较薄, 地层水相对独立, 为局部滞留水。根据目前已有的测井、试气资料, 地层水主要分布在盒8和山1段。由于井距较大, 气水界面难以确定。气、水层多为薄层, 垂直物源方向砂体连通性差, 少见大面积联通气层, 故气水分布规律难以判断;平行物源方向砂体连通性相对较好, 气层与含气层有可能连通。盒8段气层普遍发育, 厚度大, 钻遇率高;井间距较大, 气水不一定连通, 单井有全产气和全产水等现象, 多井之间存在上水下气的现象。山西组气层发育厚度较盒8段略小, 气藏规模有限, 储层物性较好, 气层发育 (图2) 。

3.2 气水分布平面特征

苏54区块非均质性强, 在平面上同一层位内产气与产水层分布复杂, 分布范围不稳定, 气水分布缺乏统一边界。同时地层水分布受单砂体控制, 单个含水砂体的规模有限, 但多个单砂体横向连片分布, 使得地层水在平面上分布较广 (图3、图4) 。区块除中东部基本不产水外, 南部、北部及西部均有地层水的存在, 并且在一定程度上具有连片分布的特征。

在气水分布规律研究的基础上, 结合地质研究成果, 对区块进行综合评价, 落实Ⅰ+Ⅱ富集区面积394.3km2, 占总面积的21.9%。在区块东部不产水的地方筛选出优先开发区 (水平井整体开发区) , 2012年完钻直井25口, Ⅰ+Ⅱ类井比例达到72.0%, 完试22口井, 平均无阻流量10.6×104m3/d。完钻水平井3口, 2口试气均达百万方, 开发效果良好。

4 结论

1) 苏54区块地层水型为Ca Cl2型, 矿化度大, 同时水化学特征在一个较宽的范围内变化, 说明地层水处于还原环境, 反映储层封闭性良好, 有利于油气聚集和保存。

2) 苏54区块产水井在平面上分布零散, 纵向上气、水关系复杂, 无统一气水界面, 地层水相对独立, 为局部滞留水。区块仅中东部基本不产水, 南部、北部及西部均有地层水的存在, 并且在一定程度上具有连片分布的特征。

参考文献

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广角AVO反演在苏里格地区的应用 第7篇

关键词：广角度,AVO反演,苏里格

引言

苏里格气田盒8含气砂层有效储层厚度小, 横向变化大, 有效储层分布的不确定性给储层预测带来了很大的难度。长庆油田研究院通过对地震资料采集和处理的技术攻关, 发现利用大于地震反射临界角的资料进行适当处理和解释可以获得揭示含气砂岩储层与普通砂岩具有差异性的信息, 而这些信息在常规的模数资料中可能因为技术上的原因而损失掉了。后期的发现更表明这种信息是相当有效且是不可缺少的。地震资料在采集时采用大炮检距和宽方位角, 得到的广角反射资料为后续的研究留有余地。

1 广角AVO的理论基础

砂岩含气后, 泊松比一般会明显降低。岩心分析表明含气砂岩泊松比在0.1~0.2之间, 干砂岩在0.25左右, 泥岩的泊松比一般都大于0.25。因此, 泊松比差异是盒8段气层与围岩的明显区别。且研究区盒8沉积稳定, 地层平缓, 这都为AVO技术的应用奠定了基础。

针对苏里格地区大角度、小道距、高覆盖次数的数字地震资料特点, 建立了AVO预测储层的基本技术流程和方法系列, 开展了上述区块数字地震资料的AVO反演方法研究。针对大角度资料的特点, 有必要将AVO反演从小角度向入射角大于临界角的大角度转变。在入射角较小的情况下, 同类波的反射系数随入射角的增大而减小。但在临界角以后, 反射系数却急剧增大, 因为不能形成透过波, 能量全部反射, 所以, 大角度反射能量往往比折射波更强。

2 AVO属性提取的有效入射角范围检验

从超道集提取角度道集, 需要区域的速度资料。综合几口典型井的测井资料, 通过声波时差曲线拟合了深度与地震波双程旅行时间的关系作为速度模型的输入, 提取角度道集后发现该区目的层盒8段最大入射角达到了41°。在做AVO反演时, 并不是每一个角度都是我们必需的, 角度也不是越大越好, 而是有一个上限。针对上限的选取, 我们做了大量试验。

2.1 分角度叠加剖面连续显示

如图1分角度的AVO异常剖面显示, 振幅数据用灰黑色显示并连续排列, 发现绝大多数测线当入射角达到35°以后, 振幅的变化趋势有所改变。对于第四类含气砂岩, 振幅应该是正向减小, 但达到35°左右后, 振幅负向加大或者基本趋于平稳;对于第三类含气砂岩, 振幅应该是负向加大, 但达到35°左右后, 振幅正向减小或者基本保持不变。分析其原因, 我们认为在35°范围内, 振幅的变化主要是由地层泊松比的降低造成的, 而超过35°后振幅的变化可能主要与地震衰减有关。选取AVO变化的有效范围, 入射角变化应不大于35°。因为当入射角大于这一角度后, 盒8含气层段的振幅随入射角变化的趋势发生了变化。因此, 提取AVO异常属性, 不要采用入射角大于35°以外的数据。

2.2 角道集上振幅随炮检距变化

图2中上部是典型角度道集剖面, 下部是角度道集振幅用颜色显示。追踪角度道集上目的层波谷的反射, 显示振幅随炮检距逐级增大, 而振幅在35°附近变化趋势发生改变。而将角度道集的振幅用颜色显示, 同样可以看到随着角度的增大, 颜色由绿变黄, 达到35°后黄色开始有减弱的趋势, 黄色变瘦变绿。角度道集上显示的振幅随炮检距变化从细微之处刻画了振幅的细微变化。

2.3 AVO异常属性剖面对比分析

角度选取的是否合适, 判断的标准是看反演得到的典型异常属性剖面与井点处的气层测井解释结果的吻合程度。选择0~30°, 对比两参数与三参数反演的结果, 发现三参数反演效果较好。同样是三参数, 改变反演所用角度范围, 分别选择0~30, 0~31, …0~41等12个角度范围泊松比反演剖面, 发现0~35°的反演结果与井点处的气层测井解释结果的吻合程度最好。通过检验AVO异常属性各参数对入射角变化的灵敏性, 并与井点处含气饱和度的对比分析, 确定AVO异常属性提取的合适角度参数为三参数0~35°。这也进一步检验了有效入射角选择35°是合适的。

结论

(1) 、针对大偏移距地震资料的特点, AVO反演时选取角道集的有效入射角范围应不大于35°。35°以外的数据不是由泊松比的降低所导致的, 其振幅不再单调变化。0~35°反演得到的典型异常属性剖面与井点处的气层测井解释结果的吻合程度是最好的。因此, 在苏里格地区提取AVO异常属性, 不要采用入射角大于35以外的数据。

(2) 、泊松比、相对密度、流体因子是指示含气性比较敏感的三个参数, 且以负异常为好的含气性指示。用过井的属性剖面并通过与已知井的对比来表现它们与储层含气性的关系, 认为AVO反演出的异常属性剖面与相应井点处的实际含气分布状况基本一致。好的含气砂岩所表现的是负异常的泊松比叠合在AVO截距的波谷上, 而含气性较一般的砂岩所表现出的是负异常的泊松比叠合在AVO截距的弱波谷上。

参考文献

[1]史松群等.苏里格气田全数字地震勘探技术及应用[J].中国石油勘探.2007, (3) :33-43.