AS气田地面集输工艺适应性分析

AS气田主要负责油田生产用气和哈市居民用气,近几年来经常出现集气管线冻堵和穿孔现象,严重影响正常的生产、生活用气。针对AS气田现有地面集输工艺,从初期的投入到后期的维护整个过程进行分析总结,从而寻找出节能、环保、经济适用、可操作性强的单井地面集气工艺为三管水伴热,外输干线最佳的集输工艺是甘醇脱水工艺,最佳计量工艺为单井连续计量工艺。     

对大庆油田气井集气流程的改进意见

气井集气工艺设计包括气井井场、从井场到集气站间的集气管道和集气站三部分。本文主要讨论前两部分。在大庆外围气田(井)试采开发过程中,初期地质情况不详、气井试采数据不全,经过     

适用于低渗透气田滚动开发的地面集输工艺技术

苏里格气田地面工艺技术,通过大量实验和不断的改进完善,从“保证安全、降低投资、提高效益”的目标出发,形成了“井下节流,井口不加热、不注醇,中低压集气,带液计量,井间串接,常温分离,二级增压,集中处理”的“三低”气田地面集输总流程,是继四川气田（单井中压集气工艺）、长庆靖边气田（多井高压集气工艺）之后的第三种气田地面工艺模式。2006年,该工艺技术在苏里格气田产能建设工程中得以成功应用,建成了天然气年生产能力10×10^8m3,平均单井地面建设投资与同类型气田相比下降了50％,且这种能耗水平低于邻区靖边气田采用模式的能耗水平。     

井下节流工艺在低渗透气田的应用

对于单井产量低、单井压力下降快、集气压力低的低渗透气田，传统高压集气工艺难以满足气井低压生产的实际工况，针对这种情况，在某气田井区进行了井下节流工艺研究和现场应用，简化了地面工艺，从理论和实际应用上发展并完善了低渗透气田开发模式。     

徐深气田地面工艺进一步优化简化措施

大庆油田徐深气田自2004年试采建设以来,地面工艺采用了多井集气、单井轮换的简化集气工艺.随着气田开发的不断深入,将陆续动用一些高压低产区块,如果按照现有开发模式,已经难以实现经济有效开发,需要加强技术攻关,降低投资,控制成本,实现气田开发效益的最大化.为此,以地下地上一体化技术为核心,结合生产实际,提出了徐深气田地面...     

涩北气田地面集输工艺技术

气田地面集输工艺技术是气田开发中一个重要环节,地面集输工艺水平先进与否,直接影响着气田开发总体技术水平高低和经济效益好坏.主要介绍了涩北三大气田的地面集输工艺,采取多气层同时开采,集气站实行混合布站方式,采用"高压采气,站内一次加热、节流、常温分离,高、低压2套集输管网,分气田集中脱水、集中增压"总的集气流程.在国内外大型整装气田中,较早提出并实现了高低压2套集输管网,充分利用地层能量,大大节约压缩机电力消耗,降低工程造价;采气管线同层串联工艺,改善低产井的热力条件,减少采气管线长度,减少集气站进站阀组及节流阀组数量,降低投资;集气站实现"无人值守,站场巡检"模式建站,实行无人值守数字化技术;针对气田出砂出水的特性,研制出适合气田气质特点的分离器等专有专利设备.整个地面工程落实"优化、简化、标准化"的设计理念,为其他气田的地面建设提供了良好的借鉴.     

苏里格气田单井采气管网串接技术

苏里格气田未来将有上万口井、上百座集气站。单座集气站最终管辖井数量50口以上，采用单井直接进站的常规集气方式，进站管线的数量多、距离长，无法满足大规模、低成本开发苏里格气田的要求。为此,针对该气田自身特点，采用井间串接放射状采气管网，采气干管上开口少，串接过程全在井场完成，接入新井不会影响采气干管正常运行，适应苏里格气田滚动开发的需要，并且增加了集气站管辖井数量，降低了管网投资，减少了管沟密集开挖对苏里格气田脆弱环境的破坏。     

利用测井资料预测气井绝对无阻流量

根据惯例,地面建设的规模如采气管线,集气支红,集气干线的管径大小以及集气站内加热,脱水等配套装置的生产能力,都依据单井或井组试井组试气产能大小来确定,但是气井从钻井－试气-配产周期一般需要80天,根据产能建设进展的需要,气井在测井之后的就应展开地面建设,为确保气田产能建设进度,为地面建设（采气管线,集气支集,集气干线,集气站内加热,脱水等配套装置）的合理设计提供依据,本文在大量统计分析的基础上,提出了利用测井资料预测气井绝对无阻流量的方法,经气井产能测试检验,证实该方法是有效的,本文提出了在1999－2000年天然气能建设中发挥了一定的作用,为气井配产,地面工程建设提供了依据,保证了产能建设的顺利实施。     

土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议

土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为：该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。     

苏里格气田地面工艺配套技术现场试验研究

苏里格气田属储层非均质性极强的低渗、低压、低产气田。通过前期评价试验发现，“高压集气、集中注醇、节流制冷、低温分离”的地面工艺不符合苏里格气田的现场实际；“井口加热、中压集气、带液计量、站内外加冷源低温分离脱水脱烃”的地面工艺在安全可靠的前提下不能最大化地降低地面投资。为了进一步优化地面工艺流程，降低投资成本，在2005年以前工艺试验的基础上，进一步开展井下节流试验等一系列地面工艺配套技术试验，简化和优化了地面生产工艺，形成了适用于苏里格气田的地面工艺配套技术，对于苏里格气田经济有效开发，具有较好的应用前景。     

产水气田排水采气技术的国内外研究现状及发展方向

随着气田开发时间的延长,产水气田的出水井数量迅速增加,导致产量大幅下降,给气田稳产和国家供气的稳定带来了严峻挑战。排水采气技术作为解决气井出水、保障气田稳产的主体技术,正面临着一系列新的挑战,现有排水采气技术现场不适应性问题逐渐突出。如果对排水采气技术面临的现状和技术瓶颈不清楚,会导致攻关方向不明确,严重制约技术的进一步发展。因此,从中国已开发气田的系统分析出发,探讨了排水采气技术在气田开发过程中的作用及地位,阐述了国内外排水采气近年的研究进展,并剖析了现场存在的问题,梳理出了中国排水采气当前阶段面临的三大挑战,并结合国内外排水采气技术的研究现状与面临的问题,为未来排水采气技术的发展提出了六个攻关方向。研究结果对排水采气技术的发展具有指导意义。     

一点法产能公式在延安气田上古生界气藏中的应用

一点法产能公式在气田产能评价中应用广泛,不同气田都会不断修正各自的一点法产能公式,但针对延安气田具有低压低渗、纵向气层多、单气层厚度薄、差异性大等特征,一点法产能公式中的α系数值为整个气田平均值,则会出现较大差异,为了能够更准确评价气井产能,本文根据研究区已有的修正等时试井成果,将气井按照不同层系、不同产能进行分类,求得不同层系和不同产能范围内的平均α系数值,验证对比后,一点法产能公式较之前更加准确,符合现场应用实际。     

涪陵页岩气田井网加密技术探讨

涪陵页岩气田是全球除北美外最大的页岩气田,至2013年投入商业开发以来,至今已钻探开发井420余口,2015年完成50×108m3产能建设,2017年建成百亿立方米大气田。随着生产时间的延长,部分井产量、压力递减快。低压气井逐年增加,气田持续稳产压力大。美国页岩气开发经验表明:加密钻井可以增加波及面积、提高储量动用程度、提高气井的采收率,井网加密已经成为开发页岩气藏的主要技术之一。通过对涪陵页岩气田目前开发状况进行分析,认为在涪陵页岩气田开展气井加密调整技术具有一定的可行性。     

南海深水气田测试设计与实践

南海深水气田测试面临海床温度低致使测试管柱中易产生天然气水合物和深水作业费用昂贵等困难和挑战,使得深水气田测试设计不同于常规气田,测试设计时须考虑天然气水合物的形成条件预测及防治。提出了一开一关的测试流程,并对流程中4个阶段的测试时间进行了优化。以南海深水气田某气井为例进行了应用,结果表明测试非常成功,与设计基本一致。本文的测试流程目前已在南海珠江口盆地多口深水气井测试中成功应用,具有较好的推广价值。     

土库曼斯坦萨曼杰佩气田气井异常积液与对策

气井积液在气田开发过程中形成机理复杂,对气田开发危害大,直接影响气井产能的发挥和气田的最终采收率。土库曼斯坦萨曼杰佩气田动态监测资料表明气井普遍存在积液,其形成原因和对气田开发的影响等问题严重地制约了该气田进一步上产。为此,依据气井积液的物质来源,将生产井积液类型分为地层水积液型、凝析液积液型、外来液积液型3种;再利用静压梯度法及PLT监测法对该气田气井积液进行了判别,结合气井临界携液能力分析并综合气藏生产资料,对气井积液形成机理进行了研究。结果表明,该气田气井积液普遍,下部井段储层水淹,但形成机理有别于其他气田,主要是气井长期封存,压井液沉淀造成下部储层孔隙堵塞,天然气无法就近进入井筒,压井液无法带出而长期滞留井底,形成积液,排除了地层水锥进的可能;同时,气田以块状储层为主,储层物性和连通性较好,积液对气田开发影响较小。基于以上认识,及时提高气田的开发规模、加大边界气田的强采,大大提高了气藏的采收率。     

对高含硫气田开发的几点建议

四川盆地东北部普光、罗家寨等三叠系飞仙关组鲕粒滩大中型气田的发现，标志着四川盆地天然气勘探开发进入了一个新阶段。如何安全、环保、高效地开发好这类特别复杂的高危气田，是摆在人们面前的一个难题。为此提出高含硫气田开发要依靠科技进步，既要在战略上藐视它又要在战术上重视它、既要解放思想又要实事求是、既要胆大又要心细的观点。高含硫气田的开发除了要解决好防腐、安全和环保三大关键问题外，基础还在地质和气藏工程研究上，进而提出了4点建议：第一，要重视边、底水能量以及活跃程度对气藏开发影响的研究；第二，气井配产及相应开发规模的确定要合理，要想方设法创造条件试采；第三，硫沉积实验和试验要早抓，尽快取得认识；第四，开展含硫气体相态实验，并在此基础上深化开发理论研究。另外，还要重视高含硫气藏的取样工作，做到真实可靠。     

考虑时变效应的致密气井产能评价——以延安气田为例

在致密气井的生产过程中,压裂裂缝导流能力、储层流体分布和气水相渗都会不断发生变化,具有时变效应,而传统的产能评价往往忽略了这种效应。针对这一问题,通过建立考虑裂缝导流能力时变效应和储层气水相渗时变效应的渗流数学模型,评价了时变效应对气井产能的影响。研究结果显示：压裂裂缝导流能力的时变效应增加了流体流动阻力,缩短了气井的稳产期;气井生产过程中,除了流体和岩石本身的膨胀能外,气水相渗的时变效应能够减小束缚水饱和度,使得部分束缚水转化为可动水,增大了水相渗透率,减小了气相渗透率,加快气井见水并增大气井产水量,促使气井递减提早出现。延安气田的实际气井生产表明,不考虑时变效应预测的稳产期偏长,预测的产水量远低于实际气井的产水量,时变效应对气井生产的影响不可忽略,结合延安气田开发实际还需进一步研究在立体井网开发模式下考虑时变效应的气井产能模型。     

考虑时变效应的致密气井产能评价——以延安气田为例

在致密气井的生产过程中，压裂裂缝导流能力、储层流体分布和气水相渗都会不断发生变化，具有时变效应，而传统的产能评价往往忽略了这种效应。针对这一问题，通过建立考虑裂缝导流能力时变效应和储层气水相渗时变效应的渗流数学模型，评价了时变效应对气井产能的影响。研究结果显示：压裂裂缝导流能力的时变效应增加了流体流动阻力，缩短了气井的稳产期；气井生产过程中，除了流体和岩石本身的膨胀能外，气水相渗的时变效应能够减小束缚水饱和度，使得部分束缚水转化为可动水，增大了水相渗透率，减小了气相渗透率，加快气井见水并增大气井产水量，促使气井递减提早出现。延安气田的实际气井生产表明，不考虑时变效应预测的稳产期偏长，预测的产水量远低于实际气井的产水量，时变效应对气井生产的影响不可忽略，结合延安气田开发实际还需进一步研究在立体井网开发模式下考虑时变效应的气井产能模型。     

二氧化碳埋存技术在我国海上气田的应用与思考

海上有些气田天然气中富含二氧化碳,在开采天然气的同时会分离出大量的二氧化碳,当分离的二氧化碳不能或不能全部用于工业用途时,需要对二氧化碳进行处置,避免大气污染。从二氧化碳深部咸水层地质封存机制入手,结合挪威北海Sleipner气田二氧化碳地质埋存成功实例,对我国海上气田产出的二氧化碳开展地质埋存数值模拟研究。研究结果表明：海上气田开采时产出的二氧化碳,通过分离后回注到深部成水层的埋存方式,可以达到二氧化碳永久埋存的目的。     

Enticing Prospects for China''s Submarine Pipeline Construction

China has abundant oil and gas resources offshore. At the end of the 20th century, CNOOC discovered enormous hydrocarbon resources in the offshore Bohai area. To date,CNOOC has established three major gasfields respectively in the Bohai Sea, East China Sea and the western South China Sea and has provided over 4 billion cubic meters of natural gas to Liaoning, Tianjin, Shanghai, Hong Kong and Hainan Island. The Ya 13-1 gasfield in particular, with proven natural gas reserves of 90 billion cubic meters,provides 3 billion cubic meters of gas to Hong Kong annually. Dongfang Gasfield, with an even larger volume of proven natural gas reserves, has pushed the offshore natural gas production to a magnificent scale following its commencement of operation.