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作为企业组织之一员,我们要高效高质开展日常工作,立足岗位持续做出创新创效价值贡献,就必须具备干好工作所需的充足精力、强大动力、清晰方向与迭代方法.每天面对繁琐复杂、艰苦挑战及动态变化的工作任务,我们唯有身体具备充足的精力体力、内心拥有强大激情动力、眼睛盯着前行的清晰正确方向,手上掌握迭代精进的工作方式方法,才能敬业务实... 相似文献
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吐哈盆地丘东洼陷侏罗系致密砂岩气藏储层具有埋藏深、高压、储层破裂压力高、地温高、特低孔特低渗、非均质性强、横向储层厚度变化大、纵向分布多等特点,储层加砂困难,增产改造工艺技术面临极大挑战。针对区块储层改造难点,优化了针对性的压裂工艺技术:针对致密砂岩储层特低孔特低渗、岩石致密,采用滑溜水+胶液混合压裂工艺技术,滑溜水形成复杂体积缝,胶液携砂增大砂浓度并提高导流能力;采用分簇射孔+复合桥塞分层压裂工艺实现分层改造,取得了一定的改造效果,对探索深层致密砂岩气藏储层改造技术具有重要借鉴意义。 相似文献
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企业创新发展的根基在团队,唯有科学有效把握团队创新的基础、本质与根本目标,不断激发团队工作创新创意激情动力,才能有效助推企业组织持续兴旺发展。 相似文献
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鲁克沁油田二叠系梧桐沟组深层砂砾岩稠油油藏储层破裂压力高、地层温度高、原油黏度高、岩性复杂,给储层压裂措施带来诸多难题。针对储层特征,压裂以提高施工成功率、提高导流能力、提高储层动用程度、降低储层伤害为思路,以低浓度胍胶高效交联压裂体系、"注水蓄能+压裂"技术、多次加砂、准101.6mm非标油管、组合粒径加砂为技术对策开展研究工作。结果表明:前置液多段塞+段塞式加砂+组合粒径陶粒的加砂方式现场适应性较强,可保证施工成功率与裂缝导流能力;"注水蓄能+压裂"技术使地层能量得到有效补充,弥补了注采井网不完善、高压欠注及地层压力系数下降等缺陷;低浓度胍胶高效交联压裂液体系具有低摩阻、低滤失、低界面张力、返排彻底、对地层伤害小、携砂性能好等特点,现场规模推广应用单井液体成本下降40%;采用准101.6mm非标油管及套管注入压裂可有效降低施工风险。将研究成果应用于玉北6区块17井次,增产、稳产效果明显。 相似文献
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利用浸渍还原法在Nafion117离子交换膜上制备银汞合金Nafion膜电极,考察了制备电极的主要因素,通过研究得到了浸渍还原法制备银汞合金Nafion膜电极的优化条件为:氯化汞浓度0.005mol/L,用浓度为0.1mol/LNa2S2O3络合,80℃下浸渍40min,用浓度1%(wt)的SnCl2做还原剂,还原时间2h,所制备的电极电阻较小,银汞结合比较致密,主要分布在膜的内表面.将制备的电极进行电化学性能评价,研究表明银汞比为1:1的电极对苯加氢的催化活性最高,同时生成环己烷的电流效率较高为39.68%,电极具有较好的活性及选择性. 相似文献
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红台低压气藏用压裂液生物酶破胶剂的性能与现场试验 总被引:1,自引:0,他引:1
为解决红台区块低压、低孔、低渗砂岩气藏压裂改造施工中压裂液破胶返排困难、残渣含量高对地层的伤害问题,对酶博士生物酶的破胶机理与酶活性的影响因素进行了探讨,并开展了生物酶破胶剂技术研究。研究结果表明:生物酶对红台区块泡沫增能压裂液具有适应性、配伍性好的特点,生物酶破胶剂可以在pH 6~10、40~90℃条件下使用,在pH=7、温度为80℃时活性最高;在泡沫增能压裂液体系中加入20 mg/L的生物酶破胶剂,压裂液快速破胶返排,破胶液黏度低于3 mPa.s,残渣含量254 mg/L,与未加生物酶相比降低幅度达63%,从而可提高压裂后地层的渗透率与导流能力。该技术应用于红台区块低压气藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益。图5表4参6 相似文献
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吐哈油田水力喷射压裂技术研究与应用 总被引:1,自引:0,他引:1
随着吐哈油田开发的不断深入,薄差层、水平井、筛管完井的特殊井日益增多,常规的压裂技术缺乏针对性,为此,引进与发展了水力喷射压裂技术。水力喷射压裂技术是集射孔和压裂于一体的新型增产改造技术,,适用于低渗油(气)藏及油(气)水关系复杂、水平井、筛管井段、底水发育、油(气)层多薄互层等储层的增产改造。该文从水力喷砂射孔原理入手,分析了其技术特点及影响水力喷砂射孔效果的因素,并对施工参数进行了优化,该技术在吐哈油田现场应用34井次,增产效果显著,为同类油气田的开发提供强有力的技术保障。 相似文献
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