赵兴龙
- 作品数：5 被引量：36H指数：3
- 供职机构：中国石化更多>>
- 发文基金：国家自然科学基金中国石油化工集团公司科技攻关项目更多>>
- 相关领域：石油与天然气工程矿业工程更多>>
- 延川南煤层气井合理配产及其排采控制被引量：9
- 2020年
- 为了深入研究煤层气井合理配产及其排采控制方法,延长气井高产稳产期,通过对延川南煤层气田煤层等温吸附特征与气井生产参数进行对比研究,提出了煤层气井合理配产方法,并在现场煤层气井排采参数及动态规律对比分析基础上,以煤储层压力、临界解吸压力、兰氏压力、稳产压力为关键控制节点,将延川南煤层气井排采过程划分为5个阶段,对各阶段排采参数控制进行了研究。结果表明:延川南煤层气田煤层气井井底流压在煤层兰氏压力附近时,产气量达到峰值,煤层气井的稳产气量与峰值产气量,以及稳产流压与兰氏压力之间有较好的线性关系,得出的拟合公式,可以计算各井合理稳产流压和稳产气量。5个排采阶段,分别是快排期、缓慢降压排水期、上产期、产量波动期和稳产期。对于延川南煤层气田,快排期日降井底流压在0.1 MPa左右较为合理,缓慢降压排水期、上产期和产量波动期排采控制非常关键,缓慢降压排水期日降井底流压在0.003 MPa左右,上产期谭坪构造带气井日降井底流压要小于0.005 MPa,万宝山构造带要小于0.01 MPa,产量波动期日降井底流压要控制在0.003 MPa左右。
- 赵兴龙
- 关键词：煤层气合理配产井底流压
- 延川南区块煤层气井高产水成因分析及排采对策被引量：20
- 2013年
- 为了解鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气井高产水的成因及高产水对煤层气井产能的影响,对延川南区块内煤层气的地质条件、压裂施工情况以及不同产水量煤层气井生产特征进行了分析研究,探讨了延川南区块高产水特征形成的原因,确定了高产水煤层气井的排采方法。结果表明,压裂缝的缝高过大,沟通了二叠系下统下石盒子组砂岩裂隙含水层组,是导致延川南部分煤层气井产水量过大的主要原因;高产水会造成实际见气储层压力比临界解吸压力低,降低了煤层气井产能。高产水煤层气井的排采难度大,需要选择合理的排采设备,在气井产气之前井底流压要平稳、快速下降,使煤层气井尽早见气,见气之后适当放缓排采速度。该排采方法在高产水煤层气井进行了应用,排采效果较好。
- 李清赵兴龙谢先平许祖伟
- 关键词：煤层气产能影响
- QC活动在提高延川南煤层气田气井免修期中的应用被引量：2
- 2019年
- 为了有效延长延川南煤层气田煤层气井免修期,运用QC活动的模式,从原因分析、要因确认、制定对策、对策实施和实施效果等几个方面开展工作,通过活动确认了导致延川南煤层气田气井免修期较短的原因主要有4个,分别是煤粉沉降、管杆结垢、管杆腐蚀和管柱结构不合理。制定了相适应的工艺措施,有效的提高了气井免修期,大幅节约了作业成本,保障了气井排采连续性。
- 赵兴龙
- 关键词：煤层气井免修期工艺措施
- 煤层气井整体压裂及排采技术研究--以延川南煤层气田为例被引量：4
- 2021年
- 为了促进煤储层改造效果,有效实现井间干扰,提升气井产气水平,通过整体压裂试验,在单井排采制度基础上,建立煤层气井整体排采制度,并进行排采参数定量化研究。结果表明:以储层压力(P_(c))、临界解吸压力(P_(j))和井间干扰压力(P_(r))为井底流压关键控制节点,将整体排采制度划分为5个阶段,分别是井底流压快速调整阶段、井底流压缓慢调整阶段、井底流压基本一致阶段、同步降压排采阶段和井间干扰阶段;其中,井底流压快速调整阶段日降流压小于0.08MPa,井底流压缓慢调整阶段小于0.02MPa,井底流压基本一致阶段小于0.01MPa,同步降压排采阶段和井间干扰阶段小于0.005MPa。经过现场试验和应用,整体压裂的两个平台15口煤层气井,通过整体排采降压,产气效果明显好于相邻平台气井。
- 赵兴龙常昊
- 关键词：煤层气井整体压裂井间干扰
- 延川南煤层气田高产水煤层气井排采设备选型方法研究被引量：1
- 2020年
- 为了深入研究延川南煤层气田高产水煤层气井排采设备选型方法,提高排采设备适用性,降低成本,提升产气水平,首先研究了高产水井分布规律及其成因,然后以达西定律为理论基础,提出了高产水煤层气井排采设备选型方法。经现场验证,该方法准确性及实用性高,再经合理的排采控制,高产水煤层气井能够获得较好的产气效果。
- 赵兴龙
- 关键词：达西定律选型
