中国最大凝析气田即将投产

迪那2气田位于新疆南部的库车县和轮台县境内，累计探明天然气储量1752．18×10^8m^3、凝析油1338．9×10^4t，是中国目前发现最大的凝析气田。     

雅克拉集气处理站节能新举措

雅克拉集气处理站是集油气集输、天然气处理、凝析油稳定为一体的综合性天然气处理装置,是迄今为止中国石化(Sinopec)处理量最大、自动化程度最高的整装凝析气田天然气集气处理站.采用HYSYS软件,对雅克拉集气处理站油气处理系统工艺进行流程模拟,建立能量平衡及能流、物流、能耗优化模型,确认凝液分馏单元及凝液分离单元为主要能耗单元.开展各项实物量消耗系统检测和分析评价,了解用能现状,分析用能环节存在的问题,找出低效高耗能设备并挖掘设备节能潜力.通过对集输处理系统能流分布、用能情况、能耗检测、节能潜力的分析研究认为,降低产品损耗和凝析油稳定能耗具有节能潜力.继而通过凝析油外输泵变频控制改造、再生气系统改造、重接触塔凝液采出系统改造等措施,有效提高了雅克拉处理站轻烃收率,提高了液化气和轻烃产量,做到了合理用能.     

高含硫气田经济开发的单井日产量下限和单井控制地质储量下限

高含硫气田的开发安全条件要求高,技术难度大,开发成本高。储量和产量是决定高含硫气田开发经济效益的重要影响因素。单井日产量下限、单井控制地质储量下限是衡量高含硫气田达到经济高效开发的定量指标。建立了单井日产量下限、单井控制地质储量下限的数学模型。以某气井为例,计算并分析了天然气价格、气井投资、开采成本、产量变化模式等对单井日产量下限、单井控制地质储量下限的影响:①天然气价格与单井日产量下限、单井控制地质储量下限呈指数负相关函数关系;②气井投资、开采成本与单井日产量下限、单井控制地质储量下限呈直线正相关函数关系;③产量变化模式对单井日产量下限、单井控制地质储量下限影响最小。建议根据计算出的单井日产量下限、单井控制地质储量下限等参数来编制高含硫气田开发方案,以实现方案的总体经济效益达到最优。     

天然气膜法轻烃回收技术研究

简述了膜技术原理、特点和应用领域,重点介绍了在天然气净化过程中轻烃回收的应用。并对油田部分区块的干气、湿气进行膜技术实际应用理论计算,得出膜技术在天然气轻烃回收领域里有较好的应用前景,轻烃收率高,能耗低,经济效益显著。     

气田的概况及其形成原因

气田是天然气田的简称，是富含天然气的地域，是指受构造、地层、岩性等因素控制的圈闭面积内，一组气藏的总和。有时1个气田仅包含1个气藏，有时包括若干个气藏，还可能有油藏。通常，有机物埋藏在1km～6km深，温度在65℃至150℃，会产生石油。而埋藏更深、温度更高的会产生天然气。     

裂缝性凝析气藏试井解释新方法

通过分析凝析气藏的相图,建立了凝析液饱和度随压力降的变化规律,并回归得出了相应的公式;同时通过对气体压缩因子、黏度随压力、温度的变化,建立了这些参数和无因次压力的关系;在双重介质地层假设的基础上,建立了在试井过程中凝析气相对渗透率随凝析液饱和度变化的凝析气藏试井解释数学模型,采用隐式迭代的方法进行了求解并进行了参数敏感性分析;结果表明:凝析液的饱和度对凝析气藏试井的压力及压力导数曲线有着很大的影响,早期由于凝析液的析出,阻碍了气藏的流动,导致压力及压力导数曲线上升;在凝析液饱和度达到峰值之后,随着凝析液的挥发,凝析气的相对渗透率逐渐恢复,压力及压力导数曲线又回归到正常的径向流位置;由于裂缝和基岩之间的压力差,使得裂缝弹性储容比在测试过程中发生变化,进而影响了压力及压力导数;窜流系数和裂缝弹性储容比的变化决定了窜流段发生的早晚和程度;而基岩中气体黏度的变化使得窜流的发生稍微滞后。     

凝析油堵塞和完井液对凝析气藏气体产能的影响

为了确定由凝析油聚积和水锁引起的气体相对渗透率的降低情况，我们对取自沙特阿拉伯凝析气藏的碳酸盐岩和砂岩岩心进行了岩心驱替实验。实验使用油田凝析油样模拟近井地区的两相流，此时井底流压降出在露点压力之下。在油藏条件下对几种作为完井液的流体进行了实验，同时也对几种能解除凝析油和水锁的溶剂进行了评估。实验结果表明，由于凝析油堵塞储层岩心，使气体相对渗透率减少了70％到95％。实验发现所研究的溶剂对提高气体相对渗透率有效。此研究同时确定了实验条件下增加气体相对渗透率所需要的甲醇的量，进而外推到现场条件下。相对渗透率的降低更多的是发生在具有水相饱和度的两相流时期，此时受到凝析油和水锁双重效应的影响。甲醇驱替反凝析气藏，维持并改进后处理开采期油井的气体相对渗透率。甲醇和水的混合物对解除凝析油堵塞是无效的，并且在处理过后会减少气体的产能。甲醇对驱替岩心中的水很有效。异丙醇和甲醇的混合物同纯甲醇一样能产生相似的结果。总的说来，评价的溶剂对解除岩心中的凝析油堵塞都是有效的，它们推迟了凝析油的聚积，从而提高了气体的产能。     

北美非常规天然气开发的繁荣是否在中国再现

中国有大量的非常规气藏,包括致密砂岩和煤层气（CBM）。高速的经济增长需要更多的清洁能源,如从非常规气藏中开发出来的天然气。 80年代的北美,联邦税收以及各种由私人组织、公共公司和政府组织赞助的技术发展项目预示着非常规气藏开发技术的发展。随着地质、油层物理、钻井、完井和生产技术的成熟,天然气价格的飚升,过去十年里非常规气藏的开发技术在全球范围内呈现出一片欣欣向荣的景象。无庸置疑,未来十年,非常规气藏的形势将继续在中国一片大好。尽管在此以前还要面对巨大的挑战。 这篇文章首先分析了开发非常规气藏所需要的外部环境,包括价格、技术服务、成本还有工艺技术。我们主要从地质、油层物理和工程上考虑关键技术,并且考虑开发非常规气藏的成功性。该论文主要讨论了中国发展非常规气藏的有利条件,以及非常规气藏在中国蓬勃发展所必须面对的挑战。 作者基于中国和北美的工作经验,将讨论开发非常规气藏的不同工艺技术。本文主要讨论：新技术对开发非常规气藏的影响;中国发展非常规气藏的可行性,以及怎样利用这些技术;外国工程人员在中国开发非常规气藏中所扮演的角色。 本文认为一个开发、竞争、有着成熟的服务对未来的繁荣至关重要,而且政府的规章制度和在价格和税收方面的政策以及下游公共设施也会对开发非常规天然气资源产生重大影响。     

元坝超深高含硫生物礁大气田安全有效开发技术

元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最高的酸性大气田,国内外没有成功先例,缺乏相应理论、技术、方法。针对元坝气田长兴组气藏超深、高温、高压、高含硫、礁体储层复杂、气水关系复杂、天然气组分复杂、压力系统复杂、地形地貌复杂等"一超、三高、五复杂"的特点,以及面临的地质规律不清、气藏描述太难、有效开发不易、钻完井瓶颈多、安全环保压力大等五大开发难题,创新了生物礁发育与储层分布开发地质理论,提出了超深条带状小礁体气藏有效开发模式,形成了超深层小礁体气藏精细描述技术、超深高含硫水平井钻完井技术、高含硫天然气深度净化技术、复杂山区高含硫气田安全集输技术等开发关键技术体系,建成了世界上第一个7000m超深高含硫生物礁大气田,突破了7000m超深高含硫生物礁气藏开发禁区,突破了7000m超深高含硫水平井钻完井技术瓶颈,实现了高含硫天然气深度净化技术国产化,实现了复杂山区高含硫气田安全集输技术智能化,确保了大型超深高含硫生物礁气田安全环保有效开发。     

川东地区高含硫气井元素硫沉积分析及防治措施探索

近年来,川东地区长兴、飞仙关等高含硫气藏气井的投产,为弥补天然气产量递减起到了关键作用。但是,高含硫气井在生产过程中,天然气中的硫会随气体状态的变化而析出,堵塞气流通道,影响气井正常生产。结合高含硫气藏生产特征及气质组分,分析认为,元素硫沉积的主要影响因素是气流速度和压力、温度,而压力、温度的影响主要表现在硫的溶解度上。对典型高含硫生产井峰X井进行元素硫沉积分析。提出相应的防治措施:通过适当提高采气速度,控制井筒压力和温度的变化,并采取加注化学硫溶剂等措施,可以防治元素硫沉积;特别提到了采用高抗硫材质小直径管加注工艺,这是结合川东地区高含硫气井完井管柱特点(油套环空安装有永久封隔器)采用的药剂加注工艺。通过对高含硫气井元素硫沉积的影响因素分析和防治措施的推荐,为高含硫气井的稳定开采提供借鉴。     

川北阆中-南部地区大安寨段油气藏储层酸压改造技术及实践

川北阆中-南部地区大安寨段油气藏成藏模式以“自生自储”为主,总体上属于常温（74～80℃）、高压（原始地层压力系数〉1．3）、构造-岩性复合圈闭、薄层状、低丰度、无边（底）水碳酸盐岩裂缝性未饱和油藏或凝析气藏。由于大部分油气井地层压力下降快,地层压力梯度低,产量递减率高,限制了常规酸化压裂等增产措施的推广应用。本文针对大安寨油气藏的地质特征,并结合油气藏开采效果评价,提出了采用胶凝压裂酸化（酸压）技术改造储层的增产措施。通过室内试验得到了凝胶酸TC4—1的配方：20％（HCl）＋3．5％（CTl-9）＋1．0％（CTI-31＋1．0％（CT1-7）＋1．0％（CT5-9）＋1．0％（IV-93）。针对不同类型的储层,对酸压工艺进行了优化,并实施了加液氮酸化、压前预处理等配套措施。现场实施效果表明,研制的酸化配方及配套技术具有良好的适应性和显著的增产效果。     

Reserval气体比率法在渤海探区BZ油田的应用

在海上录井随钻解释工作开始时间并不长、解释符合率还不是很高的情况下,如何捕捉钻井中的油气显示层,开展定量评价油气层,特别是不漏掉薄层、轻质油气层及低电阻率油气层,具有极其重要的意义。Reserval气体比率法利用轻烃与中烃比率(RLM)、轻烃与重烃比率(RLH)以及重烃与中烃比率(RHM)曲线的组合形态,可以指示不同的储集层流体性质,甚至可根据它们的变化很容易地辨认出油水界面,较好地解决了渤海海上常用方法无法解释的问题。利用以Reserval气体比率法为主,结合其他录井等相关资料,对渤海探区BZ油田已钻的19口井进行解释评价,结果显示:气层解释符合率100%,油层解释符合率87.3%,油水同层符合率62.5%,水层符合率73.7%,总体符合率达到83.9%。Reserval气体比率法的应用,提高了渤海轻质油、凝析油、低电阻率油层的解释精度。     

Flow Rate Effect on Retrograde Condensate Dropout in Trinidad Gas Reservoirs

Abstract

The gas reserves off the East coast of Trinidad contain a significant proportion of gas condensate fluids. When these fluids are produced to surface, the components can be separated by fractionation into gas and liquid fractions at the surface facilities. The premium components, propane and butane, generate an additional source of income. However, if the pressure drops to below the dew point in the reservoir, some of the heavier hydrocarbon components will condense and be trapped in situ rather than be produced to surface, with a substantial loss in revenue due to non-production of these components. Reservoir engineers prevent this by maintenance of pressure by gas or water injection, but economic analysis usually shows that, if the oil/gas ratio is less than 50 barrels per million standard cubic feet (scf) of reservoir fluid, pressure depletion is the overall most economical route than any pressure maintenance scheme. This is because the cost of the extra equipment and operation expenses are not recovered by the sale of the produced heavier components. Some of these valuable premium components are then left in the reservoir. All of Trinidad's gas condensate reservoirs are currently produced by pressure depletion, as their oil/gas ratios are significantly less than 50 barrels per million standard cubic feet. However, the volume of condensate production at surface has shown unusual behavior as it is a reversible function of flow rate and not pressure direct. This article provides an insight into the PVT properties of condensate reservoirs relevant to the nature of the behavior of Trinidad's reserves, and considers how a producer may obtain the contracted rates of gas delivery of these high flow rate wells (> 100 million scf/day), but still have maximum economic benefits from condensate recovery.     

东濮凹陷杜桥白区深层储层主控因素研究

为了进一步了解东濮凹陷杜桥白地区深部(3 500 m)油气储集层物性主控因素,在已有资料的基础上分析了东濮凹陷深部储层特征物性并对其作出了评价。综合分析结果表明,东濮凹陷内深部油气藏储层主要为古近系沙河街组三段(Es3)砂岩,影响储集层物性主控因素主要为与沉积环境和岩相有关沉积物的初始物质成分特征、受成岩过程和埋藏深度影响压实作用及受构造作用。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

俄罗斯油气资源开发及出口贸易进展述评

俄罗斯是世界油气大国,拥有丰富的石油天然气自然资源,集中了全球1/3的天然气和12%的石油资源,油气勘探开发已有140多年的历史,在世界石油格局中占有举足轻重的地位。2009年,俄罗斯石油产量4.94×108t,天然气产量5560×108m3,高居世界榜首;石油(含凝析气)出口量为2.474×108t。近20年来俄罗斯一直保持着100%的石油储量替代率,2005年以来每年发现的新增石油储量均超过当年产量。俄天然气工业保持着完整统一的经营体制,俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom)生产的天然气占俄天然气总产量的80%以上,从而使全国天然气产量基本保持稳定。俄原油出口贸易2/3在欧洲,其次是独联体等国家。石油出口50%以上靠油轮海运,1/3靠管道输送,靠铁路运送的不到出口总量的5%。成品油和石化深加工等高附加值产品的出口在能源出口中的比例将不断增加。鉴于亚太地区石油市场的庞大以及俄罗斯的能源外交战略,今后亚太市场将是俄石油出口的重点研究方向。俄罗斯《2010～2030年国家石油天然气工业经济发展长期规划》对俄本国、欧亚和世界能源市场的发展将产生重要的影响。     

全方位加速油气生产

近期中国油气界针对不同类油气的发展孰先孰后、孰重孰轻出现了一些争论。从主体技术(水平井和压裂)和环保措施上看,致密(砂岩)油气、页岩油气、煤层气等都是基本相同的。我国致密油气成功实现规模生产,已掌握的致密油气成套技术为煤层气和页岩油气的发展奠定了相当雄厚的技术基础,不但水平井和压裂各自形成了完整的技术链,而且配套构成了庞大的技术系列,如果再加上改革和监管体系的重大进展,将使以致密油气、页岩油气、煤层气为主体的非常规油气具备良好的发展前景。据估算,目前我国致密油、致密气的产量至少分别占全国油、气产量的1/4和2/5左右。但即使如此,我国由常规油和致密油、重油构成的石油产量增长缓慢,天然气产量增长远不能满足能源构成调整和城镇化发展的需要,这就迫使我们要拓宽油气供应的思路。就国内生产而言,要确立常规和非常规并举,非常规油气中大力促进后起的页岩油气和煤层气的开拓,关注油页岩、煤制油(气)、生物质制油(气)等的发展,这就构成油气广义多元化发展的战略思维,进而因地因时制宜地全方位加速油气生产。     

Lifecycle analysis of different urban transport options for Bangladesh

Once again, sustained high oil prices are forcing policy makers in oil importing countries to consider alternatives to oil products as transportation fuels. Unlike in the past, advancements in technology, relative success of some experiments and increased familiarity among and acceptance by the public of some alternatives indicate a higher likelihood of success. In particular, natural gas offers a couple of the best options as compressed natural gas (CNG) and chemical conversion of natural gas into diesel (gas-to-liquids, GTL). These options are likely to be most attractive in countries that have cheap access to natural gas. We compare lifetime costs of several individual transportation options for Bangladesh, an oil importer with natural gas reserves. The results are then used to inform the natural gas policy debate in the country. Assuming a natural gas price of $1.5 per million Btu, both the CNG and GTL options are competitive with conventional gasoline/diesel cars if the oil price stays higher than $35–40 per barrel. If natural gas price increases after new upstream developments, CNG becomes less attractive while GTL remains competitive up to $2.5 if capital costs of GTL facilities decline as expected. Under a government policy push (lower discounting), the breakeven price of oil falls to $30–35 per barrel.     

雅克拉凝析气田单井集输管道腐蚀因素分析及治理对策

雅克拉凝析气田于2005年投入开发,生产层系为白垩系。该气田井流物复杂,呈高CO2(含量为2.34%～3.1%),高Cl-(含量约为7×104mg/L),低H2S(含量为13.33～43.59mg/m3),低pH值等特点,凝析油含水率为0.76%～12.37%,地层水矿化度约为14×104mg/L。在气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质中,H2S、CO2、Cl-和水是主要的腐蚀物质,在温度为40～60℃、压力为8.5MPa工况条件下,单井集输管道(尤其是出井口150m范围内)出现多次腐蚀暴管、穿孔事件,且不同区域内的管道均有结垢发生。腐蚀因素主要包括介质组分和含量、介质流速和流态、管道材质等。通过对单井集输管道各种腐蚀影响因素进行分析,并对常用防护措施进行比选,综合应用缓蚀剂加注技术、阴极保护技术,以及管道材质优选、材料表面改性和弯头改型技术等防护措施,有效解决了单井集输管线腐蚀穿孔、刺漏问题,为治理高含CO2、Cl-及高流速的"甜性"腐蚀环境下的集输管道腐蚀提供借鉴。     

建立促进页岩气发展的监管体制——放松价格监管和加强环境监管

本文针对中国常规和非常规天然气发展状况指出,中国没有建立全国统一的监管机构,阻碍了中国常规和非常规天然气的发展,在页岩气发展进程中尤显重要。本人提出建立促进页岩气发展的监管机构框架、职能、任务、队伍和经费来源。鉴于中国目前的监管问题,放松价格监管和加强环境监管是页岩气(常规和非常规天然气)发展的二大核心问题,即保证了页岩气的经济上的赢利,又保护环境和公众身体健康。