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为进一步评价彭水区块页岩气资源潜力,落实页岩气单井产量,探索水平井钻井工艺技术的适应性,石化华东石油局近期在该区块展了相关试验和研究,先后钻成彭页HF1井等4口水平井,取得了良好的勘探发效果,对页岩气水平井钻井完井有了更深入的认识。笔者结合4口井的钻井实践,分析探讨了彭水区块页岩气水平井钻井关键技术。钻井概况截至目前,彭水区块已钻成彭页HF1井、彭页2HF井、彭页3HF井和彭页4HF井等4口水平井,其中彭页HF1井为侧钻水平井。井均采用三井身结构,主要目的层均为志留系的龙马溪组。为了防止上部灰岩井段出现井漏等复杂情况,并有效提高机械钻速,彭页2HF井、彭页4HF井一和彭页2HF井、彭页3HF井、彭页4HF井二均采用了气体钻井技术。彭页3HF井在一钻进中,由于地层出水量较大,采用了常规钻井。在井眼轨迹控制方面,彭页HF1井、彭页3HF井和彭页4HF井都采用了旋转导向钻井技术,彭页2HF井采用了地质导向钻井技术。井都使用了油基钻井液钻进目的层井段,其中彭页2HF井和彭页3HF井使用了国产油基钻井液。井固井均采用了高性能性水泥浆体系,保证了固井质量,满足了后期压裂的需求。在三钻进中,4口井均出现了不同程度的井漏,油基钻井液漏失量较大,造成了较大的经济损失。关键技术及应用效果分析2.1气体钻井技术彭水区块上部三叠系、二叠系地层灰岩发育,漏失严重,前期在大冶组、吴家坪组等上部地层钻遇溶洞性漏失,钻井液失返,使用投石子、注水泥、狄赛尔堵漏等多种方法都效果不佳,如彭页1井(彭页HF1井的导眼井)堵漏耗时长达75d;该地层可钻性差,钻头选择困难,造成钻井施工投入高,机械钻速和生产时效很低,周期长、难度大、风险大;另外,彭水区块韩家店组和小河坝组地层造斜能力极强,前期钻井过程中,钻至该地层井斜角难以控制,其中彭页1井的井斜角达到16.1,完钻时井底位移达24.m。
概述据不完全统计,目前我国国内城市道路照明的总灯数约4万只(套),加上高速公路、工矿企业、机场、码头等非市政照明灯具约1万只(套),总数超过5多万只,并且每年以1%以上的速度递增。其中城市公共照明在我国照明耗电中占3%的比例,约439亿kWh,以平均电价.65元/kWh计算,一年支达285亿元,成为各地财政部门的一大负担。根据24年 建设部的统计结果,我国照明耗电大体占 发电总量的1%-12%。
作为污泥脱水的调试,其工作的主要任务就是依照现有条件,寻找到污泥、设备和絮凝剂三者之间的运行组合参数,三者之间单纯依赖于某一方或忽视其它方都会使运行出现问题。控制好这些运行工况参数保证长期稳定运行,并在现场出现了变化情况下及时进行科学有效的调整,使其仍然满足 配合,实现絮凝剂消耗情况下,的污泥效果和的效率,从而实现的运行费用,满足技术经济要求。污泥性质和浓度发生变化的絮凝剂调整在污水厂工艺、设备调试初期,由于受到水质、水量、水工艺运行状态等因素的影响,待污泥的性质可能会发生很多变化,这种变化对污泥脱水机和絮凝剂的依赖性会产生波动,污泥龄或污泥存放时间会影响到污泥性质,如污泥浓度、污泥有机质含量(或灰分含量)、污泥密度、污泥颗粒规格(污泥自身骨架结构状况)等对絮凝剂和脱水机的依赖波动会更加明显,因此在现场要根据情况及时进行调整来保证能够正常的污泥脱水运行管理。
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