子洲-米脂气田钻井堵漏工艺

子洲-米脂气田自从开发以来,井漏问题一直是阻挠钻井时效提高的一大难题。为了解决刘家沟组的钻井井漏问题从而提高机械钻速,钻井技术人员相继采取了不同的堵漏方法取得了不错的效果。针对子洲-米脂气田2009年产能建设中,降低钻井堵漏成本所采用的几种常见的堵漏工艺进行了介绍。     

充气钻井技术在子洲-米脂气田的应用

提高机械钻速、缩短钻井周期是节约钻井工程投资成本的一个重要手段。在子洲一米脂气田的产能建设过程中,刘家沟组的裂缝性地层漏失已经成为制约该区块开发速度的瓶颈。针对该区块内刘家沟组地层采用常规堵漏易“钻进失返”的特点。2008年在该区块的钻井开发过程中,对漏失严重的井,使用充气钻井抢钻刘家沟组的欠平衡钻井技术,在提高机械钻速、缩短钻井周期的同时,也节约了开发成本。主要对充气钻井技术在子洲一米脂气田的应用情况做了简介,同时对实施效果及投资成本方面进行了简单的评估。     

子洲-米脂气田低产低效井生产动态分析及管理方法

介绍了子洲-米脂气田低产低效气井的储层特点,对低产低效井进行了分类。利用现场开发生产资料并结合低产低效井开发管理经验,对子洲-米脂气田低产低效气井生产动态进行了分析,提出了泡沫排水采气、合理注入防冻剂及间歇提产带液生产的工艺对策。     

子洲-米脂气田含油含醇污水预处理药剂优化

在气田开采中,为了抑制天然气水合物的生成,通常向采气管线注入甲醇,并在集气站中分离,产生了含油含醇污水。由于甲醇属毒性物质,含醇污水直接排放会影响环境,因而必须进行无公害化处置。文章介绍了子洲-米脂气田含油含醇污水预处理装置设计及实际生产情况,并通过研究含油含醇污水的组成性质、预处理以及缓蚀阻垢技术,详细分析、评价了该工艺的生产现状,对存在的问题提出了一些改进建议。     

延安气田X井区地面集输系统低成本工艺优化研究

近年来延安气田采用中压集输工艺的已投产井区地层压力衰减过快,部分单井因输压过低难以并网生产,同时受黄土原沟壑地貌影响,集输管道起伏较大,积液问题严重,对此采用井口增压和管道通球虽然可以在短期内缓解该问题,但依然难以达到设计的稳产年限,需要整体提前增压,造成较大的投资浪费。X井区原工艺路线为中压集气,采用“集中注醇、单井进站、井口计量、返输用气”模式,通过对试采数据分析及多方案比选,通过降低集输系统压力,采用“井间串接、二级增压、移动计量、站内自用”的工艺路线,减少发球井场40座,采气管道133 km,取消井口固定计量、注醇和返输气管道,同时无需建设注醇配套设施及水处理装置,直接减少投资2 368.29万元,同时避免原方案稳产期末再投资增压设施12 781万元,整体上X井区方案优化后投资可减少15 149.29万元,表现出良好的经济效益。     

大牛地气田集输节能工艺

大牛地气田是典型的"三低"气藏,充分利用地层能量、尽可能地减少在生产加工过程中的能源消耗是实现大牛地气田经济开发的一道难题。大牛地气田经过三年三种集输工艺试验的经济对比确立了多井高压集气、低温集输工艺,充分利用气田开发初期气井压力高的优势,取消了井口加热,有效减少了能源消耗总量。集气站内使用高效多井式水套炉、旋流分离器和板翅式换热器等设备、工艺进一步降低了能源消耗。气田在近五年的开发中取得了一定的经济效益,实现了油气生产的低能耗、轻污染。     

子洲-米脂气田泡沫排水采气工艺优化研究

随着气藏开发过程的进行,地层压力逐渐下降,气体流速降低无法满足最小携液流量时,常出现气井井筒积液。泡沫排水采气工艺具有操作方便、经济性好、成功率高的特点。针对子洲-米脂气田地质和流体具有储层物性差、气井水质矿化度高、生产工艺含醇量高的特点,泡沫排水采气工艺成功实施的关键在于选择合适的泡排剂。通过对气井气质、水质的分析,选择目前国内排水效果较好的几种泡排剂HY-3g、HY-3k、ZT-5B、ZT-11c、CT5-2作为性能评价研究对象,进行室内实验和现场试验研究,最终确定HY-3k型泡排剂,在不同甲醇含量下具有起泡高度高、携液速率快的特点,同时具有较强的抗高矿化度能力。现场试验表明,该泡排剂对增产气量和提高气井的采气时率都具有明显效果。     

气田集输工艺运行优化方法

高压采气阶段集输工艺一般采用多级节流、多级加热方式,其能耗主要表现为节流压能损失和热能消耗。为提高气田开发整体效益,提高集输系统效率,优化集输工艺参数非常重要。节流压差越大,需要消耗的压能和热能越大,集输系统效率越低。普光气田气井的天然气携带的热能已能满足节流降温的需要,但是压力等级需要调节,所以均可以实施一级节流至20 MPa不加热、末级节流至8.5 MPa后一次加热的集气工艺,其他气井仍需要实行多级节流两次加热集气工艺。优化方案实施后,减轻了水套加热炉负荷,集气站效率提高了2.44%,集输系统效率提高了7.3%。     

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。     

UT系列泡排剂在子洲-米脂气田试验及效果评价

针对子洲气田气井生产情况及集气工艺流程特点,室内开展起泡机理研究,进行起泡剂的性能评价,筛选出适合现场条件使用的起泡剂UT系列,并用现场实采水样与起泡剂进行了性能评价和配伍性试验。结合前期在试验室对多种样品进行的评价筛选结果,确定UT系列起泡剂在本厂子米气田进行现场试验,试验结果表明:其产水量有了明显增加,油套压差有了明显的减小,液面降低,井底积液明显减少,达到了泡沫排水的要求,初步解决了井底积水对气井生产的影响。     

页岩气气田集输系统腐蚀控制技术研究与应用

目的针对页岩气气田集输系统面临的腐蚀问题,采用系统分析及模拟评价手段,进行不同阶段的腐蚀行为及规律研究,明确腐蚀主要原因及应对措施。 方法系统分析了各阶段的腐蚀主控因素,根据腐蚀特征将页岩气开发分为一个排采阶段及两个生产阶段,采用失重模拟实验、扫描电镜、能谱、XRD等手段研究了不同阶段的腐蚀行为及规律。 结果在5~18 m/s流速条件下,砂含量及流态变化较大的地方的腐蚀以冲蚀为主,电化学腐蚀为辅,且冲蚀表现为犁削型冲蚀损伤;随着流速降低,砂沉积及返排液沉积腐蚀特征发生转变,明确了SRB和CO₂共存条件是导致集气管线穿孔失效的主要原因;通过模拟SRB成膜的现场工况,获得了点蚀速率为5.86 mm/a,这与部分管线穿孔失效的点蚀速率相当。 结论提出切实可行的腐蚀控制方案,主要包括使用耐冲蚀材料、增大壁厚、加注杀菌缓蚀剂,并应用于页岩气现场,使集输系统失效降低90%以上。      

浅析酸性天然气集输管道失效特性

酸性天然气集输管道由于运行风险较高,在进行管道完整性管理时需对其进行失效模式分析。介绍了天然气集输管道的通用失效模式,对酸性天然气集输管道的失效特性进行了分析,论述了酸性天然气的腐蚀和堵塞失效的机理,并提出了将堵塞作为集输管道失效模式的分析方法,以期降低集输管道运行的风险。     

天然气矿场集输系统用能分析及评价方法研究

天然气矿场集输系统是由井场、集气分离站、增压站、集输管网和气田水回注站等用能环节按照一定拓扑结构衔接而成的复杂用能系统,是气田生产中的主要能耗环节之一。现有过程系统能量模型不完全适用于天然气矿场集输系统,对过程系统"三环节"能量结构模型进行了改进,将集输系统划分为能量转换、传输、利用和回收4个环节,从能量平衡和火用平衡两个角度,结合"三箱"用能分析法,提出具有一般性的集输系统用能过程"组合模块多环节分析法"。对某气田矿场集输系统进行了用能分析,确定集输系统节能降耗切入点,提出了调整改造措施。构建包含各用能子环节的二级指标体系与评价准则,利用改进层次分析法确定各级指标权重,建立集输系统用能模糊评价模型。     

气田集输系统内腐蚀数据治理研究

目的内腐蚀数据治理是实现腐蚀控制管理业务数字化转型的重要前提,在现阶段内腐蚀数据来源不一、数据入库格式不统一、数据出现异常等背景下,引入内腐蚀数据治理能够高效解决腐蚀业务管理与数据管理脱节、数据标准化程度低以及数据质量难以控制等问题。 方法分析探究了中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)地面集输系统各生产环节的内腐蚀数据采集管理现状、数据治理流程以及数据治理成效,并基于西南油气田腐蚀数据与控制管理平台展示重点区块的内腐蚀数据入库情况。 结果①通过制定内腐蚀数据标准和管理办法,规范了数据入库格式,提高了数据共享能力,降低了数据沟通成本,确保了各类数据及时、准确、完整、规范入库;②通过箱形图对内腐蚀数据开展异常数据识别研究,识别准确率达到88.3%,实现了内腐蚀数据质量的高效校准,提高了腐蚀数据分析评价结果的可信度;③基于内腐蚀数据入库研究,2022年完成了205个场站以及233条管线的数据入库,有助于全面了解西南油气田各气矿场站及管线的腐蚀情况;④基于治理后的内腐蚀数据,围绕腐蚀预测、风险评估和整体腐蚀控制进行了腐蚀数据决策支持研究,提高了数据的有效利用率。 结论内腐蚀数据治理的持续推进能够支撑西南油气田腐蚀控制管理业务数字化转型,为西南油气田全业务链数字化一体协同模式的构建奠定坚实基础。      

川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。     

自动化技术在油田集输站的应用

随着油田勘探开发力度不断加大、集输处理能不断提升,目前部分集输站的管理与生产操作已经无法满足油田高质量发展要求,集输站是整个油田在生产过程时十分重要的一个环节,极大地制约了劳动生产力和油气集输过程的安全.本文集中论述在合理的条件下集输站中采用自动化技术,对整个集输过程的信息化监控和各生产环节工艺参数自动化的控制,最终达...     

苏里格气田水平井地面工艺适应性分析

苏里格气田从2008年开始规模化开展水平井技术攻关试验效果明显。相对直井、定向井而言,水平井具有井口回压高、气流温度高、单井产量高、以及气体流速快的特点。以"井下节流"为主的"中低压集气工艺"模式能否适应苏里格气田水平井开发的需要,关系着水平井能否平稳有序生产。井下节流与井口加热节流方式的选择,井间串接进站与单井进站方式的选择,都与水平井的产量、地层出砂的程度、距离集气站的远近有关。无论采用哪种生产方式,都应该具体计算、具体分析,以确保水平井能够稳定生产。     

塔河油田超稠高硫原油集输处理关键技术

塔河油田超稠油是奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型超重质未饱和底水油藏,具有超深、超稠、高黏、高密度、高含H₂S、高矿化度等特点,且酸压作业规模大,开发与地面集输难度大。西北油田分公司通过科研攻关,解决了超稠油集输处理的系列技术难题,在上游板块首次创新了掺稀降黏集输技术、首次应用高含H₂S稠油气提法脱硫技术、突破稠油脱水工艺,实现了超稠油的密闭集输。     

长宁页岩气区块集输站场风险评价技术研究

页岩气气井压力的迅速衰减会伴随砂含量、水含量、站场压力等参数的改变,最终导致页岩气集输设备腐蚀速率的动态变化,传统的多米诺效应后果计算方法对页岩气区块撬装设备失效后果计算会产生高估.针对以上问题,基于页岩气区块的生产特点,结合三次样条插值法,建立了三次样条插值法腐蚀速率预测模型.同时,改进了传统的多米诺效应失效后果计算...     

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强,属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式（采用井间与区块相结合的接替方式开发）,采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺;②管道不保温;③中压集气;④井口带液连续计量;⑤常温分离;⑥两次增压;⑦气液分输;⑧集中处理。形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量” 等一系列工艺技术,有效降低了地面工程的投资成本,提高了气田开发项目的经济效益,对类似气田的开发建设具有借鉴意义。