glb区块链 glb环球链

泰达币 2022年12月28日 09:25 192 0

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东霖国际集团是传销吗

东霖国际集团不是传销，是庞氏骗局。东霖国际集团是10月18日公布的232个非法资金盘骗局之中的一个。东霖国际声称受印度金融监管部门NFA监管。东霖国际将所谓的拆分、互助、虚拟币、分红、二元期权及微交易等资金盘区别开来，自称所有的收益来自外汇市场，月收益高达15%到20%(浮动)且公开透明，这种宣传估计够得上非法集资的定性条件了。

扩展资料：

10月18日发布232个非法资金盘部分如下：

1、3658远离2、3D橘色橙人崩盘跑路3、6度链无法提现4、AB商城远离5、ADC矿机远离6、ADO无法提现7、AE币跑路8、AMB远离9、AOK澳客国际存高风险10、Ait艺术村平台限制11、BCL数字货币提现困难12、CAB远离13、CCM商城远离14、CDBC远离15、DVM梦想币跑路16、EPCO跑路17、ETH Legend无法提现18、ETJ改名重启19、ETZ以太钻跑路20、FA崩盘跑路21、FFC未来金融链跑路22、FIFA PALY跑路23、FN未来网远离24、GCR跑路25、GEC环保币远离

26、GTO及时撤出27、HDB恒大币跑路28、HPA高风险29、HTR远离30、HoT乾生金矿跑路31、JMC共赢生态系统跑路32、JVI远离33、KBC康宝币跑路34、LTCGS国际跑路35、MCC机械币跑路36、MFC崩盘37、MMG永久矿机跑路38、MMM GLBAL远离39、Moretoken远离40、OAC币绿洲资产无法提现41、OMS奇妙市集跑路42、PMD远离43、PRC远离44、Plustoken远离

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参考资料来源：凤凰网：最新整理232个非法资金盘骗局黑名单，你碰了哪个？

如何创建 NFT商品？

创建 NFT：从文件开始

如果对创建 NFTs 感兴趣，要先把媒介捋清楚。NFTs 可以支持一系列文件，比如视觉文件（JPG、PNG、GIF 等）、音乐文件（MP3 等）、3D 文件（GLB 等）等。

也就是说，像创建其他媒体文件一样开始创建 NFT，无论是上传到电脑上的 JPG 照片，还是使用音乐制作软件创建的迪斯科 MP3 曲目。一旦传统文件准备好了，你只需采取额外的步骤，将其上传到铸币平台，以便将其标记为 NFT。

如何铸造 NFTs

在以太坊生态系统已有一系列的 NFT 铸币平台，它们都有自己的权衡取舍。

首先，有像 NFTCN(NFT中国)、OpenSea、Rarible 这样的 DIY 铸币平台。无论这些资产是精美的数字艺术、会员证等，这些项目都可以让创作者轻松地铸造自己的 NFT。

此外，尤其是在数字艺术领域，有一些专属的会员制 NFT 铸币平台，创作者必须先向这些平台申请并且通过，才能进行铸币。例如，SuperRare 和 Async Art 就是这样的项目。

一旦准备好文件和选择的铸币平台，你就会连接到选好的以太坊钱包，将文件（类似于在 Imgur 或 Flickr 等主流平台上的方式）上传到平台上，并填写资产的后续描述。

在这个过程中，你可以设置是要创建一个独立还是基于版本的作品，资产的版税比例，可解锁的内容等等。一旦这些都准备就绪，就可以开始铸币过程，但提前需要一定数量 ETH 支付审批和铸币交易。

注意：最近几周 Ethereum Gas 费一直居高不下，很多 NFT 创作者都面临着极高的铸币成本。为了应对这种情况，创作者可以 1）等待 gas 费降低，2）等待 layer2 扩容解决方案被广泛地接受，3）或提高 NFT 价格以补偿 GAS 费。

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,morh998@163.com

(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 Shangzhi 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 production wells made a great breakthrough in the production history of the area.The production of the horizontal well exceed 15000 m3/d, and the highest production 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 production 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。

参考文献

康永尚等.2008.我国煤层气井排采工作制度探讨,天然气地球科学