松南气田低压井增压集输技术研究与应用

松南气田现已处于开发中后期,随着气田开发,气井井口流压、产量逐年递减,气田剩余储量不能有效开发,为保证气田剩余储量有效开发,降低气井废弃压力、有效提高采收率,提高气田开发效益,必须实施增压集输等有效的增产措施挖潜增效,大力推广低成本、高效益的工艺技术。本研究通过调研国内气田常用的天然气井增压集输方法,结合松南气田产量及井口压力预测,经过技术经济对比,优选出了经济、高效的松南气田低压气井特色地面工程增压集输技术,对于松南气田挖潜增效具有重大意义。     

松南气田气井合理产量模式建立

松南气田开采层位为火山岩储层,受构造和火山活动的双重控制,非均质性强,连通性差,而且有边底水,现有的经验难以满足开发需要。目前松南气田已投入开发,如何确保火山岩储层气藏高效开发,首先要解决气井合理产量确定问题。针对松南气田火山岩储层的特点,对不同类型的气井开展试井工作,利用试井成果确定气井的产能方程。松南气田火山岩储层气井在生产上表现为产气量差别大、压力下降快慢不同,因此,在单井合理产量模式确定上,主要是以气井产能方程为基础,考虑气井的边底水特征、井筒积液、稳产期等因素,对不同类型的气井分别建立了合理产量模式。     

气密封BGT合金油管推荐做法探讨

松南气田含CO_2气井开发生产中出现套压异常升高问题,对生产套管、采气树、工具存在酸性腐蚀,影响安全生产及开发。通过生产井进行了统计和分析,对现场操作进行了调查和跟踪,结合BGT合金油管生产厂家的要求和普光气田下油管的做法进行了研究和探索,结合松南气田的实际生产情况,提出BGT合金油管推荐做法。     

增产措施在靖边气田C区的应用效果分析

随着气田的逐步开发,地层压力逐渐降低,部分气井生产过程中井口压力已与集气系统压力持平,不能连续生产,并且在气田开发中后期,此类气井数量逐年递增。本文通过对几种增产措施应用的效果对比,得出其适用条件,为低压低产气井的开采提供依据。     

井下节流工艺在涪陵页岩气井中的应用效果研究

目前,涪陵页岩气田焦石坝区块共有6口气井下入井下节流器,井下节流工艺在涪陵页岩气田气井防止水合物形成、提高气井携液能力、减少甲醇注入量、降低地面管线压力、简化地面工艺、提高气井生产时率上效果明显,但是下入固定井下节流油嘴气井无法满足气井频繁调产的需求,而下入智能油嘴气井如焦页BHF井易出现油嘴堵塞,油嘴失效的现象;面对气田日益紧张的产销需求,井下节流气井往往需要通过环空生产来提高气井产量,井下节流工艺在气井提产时适应性需要进一步评价;通过对比节流气井前后生产趋势,节流气井下入井下节流器后单位压降产量增加;对比井下节流气井与未井下节流气井生产效果,井下节流气井连续携液流量更低,相同气量下井下节流气井携液效果更好,相同累产时压力保持水平较高,单位压降产量较高。     

松南气田天然气增压工程

松南气田是中石化东北油气分公司最大的天然气开发生产整装气田,隶属于东北油气分公司松原采气厂,承担着东北油气分公司80%以上的天然气生产任务。保持松南气田天然气产量稳定,按计划平稳、安全运行对完成分公司的生产经营任务指标具有重大意义。     

松南气田营城组气藏生产特征分析

松南气田营城组气藏构造上位于达尔罕断凸带北段,主要含气层系是营城组火山岩气藏。在经历近十年的开发后,气藏平面、纵向动态波及状态与气井生产特征是下步调整挖潜、合理开发的关键。本文在气藏地质认识基础上,开展了气井分类生产动态分析,细化总结气藏地层压力、百万方压降、弹性产率、采气指数、生产压差变化特征等方面的分析,认为本区气井分为4种类型、各区域压降下降不一致,其弹性产率、采气指数等指标各有特点,具有下步继续挖潜的潜力。     

基于数值试井的单井和井组产量预测方法

针对于复杂低渗气藏的开发过程,产量的动态分析和预测可以有效的指导气田的开发,促进气田的开发管理,明确产量预测的开发指标。基于数值试井方法对单井和井组进行分析预测,确定气井的废弃压力,预测最终产量。形成了基于数值试井的气井产量动态分析预测方法,实例研究表明:该预测方法不仅适用于单井,也适用于井组生产动态的分析预测,预测结果与实际情况对比较为吻合。该技术的推广和应用,对低渗气藏的产量的分析预测具有实用意义。     

气井合理生产产量确定理论与方法分析

气井合理生产产量是保证气井在较低的投入下获得较长的稳产时间,是提高气藏采出程度,获得较好的经济效益的重要指标。同时,它是编制气田开发方案和制定生产任务的重要依据和高效合理开发气田的基础。通过相关文献的调研,介绍和分析了气井合理生产产量确定的6种方法,为气田开发方案的编制和气井的配产提供一定的借鉴。     

五百梯气田集气管网优化运行研究

气田开发后期气井产量下降,各井地层压力差异大,管网基本完善,为提高气田采收率广泛应用增压工艺,可以有效降低井口回压,提高气井生产能力,是提高气田采收率的重要措施。多个气田后期增压开发效果评价发现,实际开发效果与方案预测普遍存在偏差,其原因是方案编制主要考虑气藏工程要素设计后期增压工程,忽略了气井-增压机组是系统运行,尤其对于复杂管网,各井之间相互干扰,存在此消彼长的关系。通过对五百梯气田管网优化运行分析,认识到气井集中增压处理量存在极值,气田产量受到气井产能特征、增压机组处理能力的影响,优选气井高低压管网组合能够实现气田产量最大化。     

气井生产系统节点分析在大牛地气田的应用

根据大牛地气田气井的实际情况,建立了与其适应的产能方程及井底压力的计算方法。应用节点分析方法,对大牛地气田生产气井进行IPR计算、井简流动计算、气嘴流动计算、节点分析计算、敏感参数分析等,对气井生产系统进行整体分析和预测,确定生产系统中各参数对整个系统的影响程度,优化了气井实际生产的生产参数。为选择合理的气井工作制度、确定油藏压力保持水平、优化采气方式提供了决策依据。加快了大牛地气田的开发进程,提高了气田开发经济效益。     

苏里格气田井下节流器的使用和打捞前后产量分析

苏里格气田气井普遍采用井下节流工艺,在初期阶段,井下节流器在采气过程中有很大优势。随着气田的开发,气井压力和产量逐渐下降,井下节流器无法排液,井筒产生积液现象,造成井底回压大,影响气井生产。分析井下节流器的作用和井筒内流体的状态,以及打捞节流器前后的产量变化,为现场打捞提供了理论支持。     

川西气田增压开采影响因素分析

目前川西气田经过多年的开发已进入开发后期,气井在低压低产阶段受外输压力影响逐步增大,增压开采能够提升气井外输能力,最终提高气藏采收率,因此增压开采是气田开发过程中的必经阶段。川西气田自2001年开始在新场蓬莱镇组气藏实施增压开采先导试验,经过15年的开发,先后在新场、马井、洛带等气田实施了增压开采工艺,影响增压开采效果的因素有很多,本文主要从气井自身潜力分析,结合气藏地质特征及气井生产动态特征,从渗透率、增压导入时机及生产方式三方面入手,利用二项式产能方程建立相关性,与实际气井增压效果进行对比分析,最终推导出气藏增压影响因素。     

提高靖边气田间歇气井开井时率试验研究

随着气田的开发和天然气的不断采出,地层压力逐渐降低,间歇气井日益增多,这些气井由于地层能量低、储层物性差及产水因素的影响,导致气井只能间歇开井生产。靖边气田经过深入研究间歇气井的地质情况及生产动态特征,采取低配产连续生产、喷射引流、解堵助排采气等相应措施,提高了该类气井的开井时率,使整个气田实现高效均衡开发、持续稳定生产。     

文23气田降压采气稳产技术

在井口流压接近管网系统压力的气田开发中后期,降低管网的系统压力,是保持气井产能、延长气井自喷采气期的有效手段,也是提高天然气采收率、实现气田高效开发的重要途径之一。针对文23气田气井分布相对集中的特点,以集气站为单位,创造性地采用了高低压分输技术、分散降压采气的方式,适应文23气田不同的开发阶段,延长了气井生产时间。降压采气技术在文23气田的应用实现了井口压降0.8MPa以上,扩大了生产压差,提高了最终采收率。     

低压气田气井结盐生成机理研究与预防措施效果评价

针对气田开发后期采出程度高、地层压力低、气井积液结盐的现象,通过对井筒中盐垢成分、地层压力、温度的分析,得出了气井结盐机理,并介绍了目前气田生产过程中常用的清防盐方法。旨在通过机理研究和现状调查,为气田长效开发提供技术支持。     

生产数据分析技术在普光M1井的应用

针对普光气田高含硫化氢、二氧化碳、气井产量大,施工操作复杂,风险较高,难以有效监测气田开发这一难题,本文引进生产数据分析技术,以普光气田M1井为例,对其184天的产量、井口压力等生产数据进行了解释分析,确定了单井控制储量、可采储量、表皮系数等重要参数,其结果与常规试井的解释结果误差较小,并在此基础上对该井以不同产量生产一段时间之后的压力进行了预测,科学指导了该井的合理开发,形成了一套适合于普光高含硫气田且与常规试井分析等效的动态分析新技术。     

凝析气井井筒结蜡的影响因素研究

在凝析气井的生产管理中,气井防蜡清蜡是其中一项重点工作。本文通过统计大涝坝气田和轮台S3气田各凝析气井井筒结蜡的不同情况,得出影响凝析气井井筒结蜡的不同因素:原油含蜡、压力、温度、产量、含水、气油比等,并通过对比分析,确定在影响凝析气井井筒结蜡的影响因素中,油压的影响因素占主导地位,为凝析气井的防蜡清蜡工作提供了依据。     

浅谈一种致密砂岩气藏气井管理方法

苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区,是低孔、低渗、低产、低丰度的大型致密砂岩气藏。苏里格气田的稳产接替方式主要为新建产能,因此随着开发时间的延长,投产井数逐年增多。同时,随着地层压力下降,气井不同程度积液,严重影响了气井产能及气田稳产。因此,“气井如何管理”成为气田开发急需解决的问题。2018年左右,长庆气区系统提出了“全生命周期”的气井管理模式。以苏75区块为例,认为以现阶段气井的压力、产量为基础的分类管理,更加简单适用,尤其针对水气比高、单井产量低、递减快的富水区气井。利用这一管理思路,苏75区块综合递减一直控制在20%以内,取得了较好的开发效果。笔者认为,“全生命周期”的气井管理模式与该管理方法结合,全局与个性化兼顾,将能推动气田的更好发展。     

大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术

随着气田开发时间的延长,气井压力和产量不断下降,排水难度加大,部分气井采取排水措施无效果,积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。本文通过大量现场试验和总结分析,总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术,期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。