PIPESIM软件在大牛地气田注醇优化中的应用

大牛地气田为低压低产含水气田,单井管线在天然气采输过程中,容易因局部节流,形成天然气水合物。目前大牛地气田采取的是注甲醇防堵,而PIPESIM软件可以通过模拟不同气井在不同生产阶段的水合物生成条件,从而指导最优化注醇量,即实现了防堵的目的,又可以节约成本。通过本论文的验证,得出了PIPESIM软件模拟调整注醇量适用于大牛地气田的气井。     

大牛地气田气井注醇管线解堵工艺标准探讨

大牛地气田冬季平均气温低,最低达到-30℃以下,气井生产受气温影响大,随着气温的降低管线堵塞频繁发生,严重影响到气井的正常生产~([1])。尤其是近年来频繁出现的注醇管线堵塞情况,导致堵塞井无法通过站内注醇泵泵注甲醇、泡排剂等各类药剂,被动的采取井口排水及预防措施,大幅增加了人员日常工作量。目前大牛地气田出现的注醇管线堵塞井,多为各种药剂通过站内注醇泵混注后经过注醇管线在管内结垢所致,解堵困难。常用的解堵方法有注醇解堵和降压解堵。     

大牛地气田地温数据测量和应用

大牛地气田位于陕西榆林市与内蒙古鄂尔多斯市交界地区。气田使用了集气站流程集气模式,气田冬季环境温度低至-30℃,需要在井口伴注甲醇预防堵塞。气井注醇量与温度关系较大,气田前期没有对管线埋深处温度进行测量,导致注醇量模拟值与实际不符。本文使用温度变送器,对气田管线埋深处温度进行了长期测量。并对地中温度的日、年变化规律进行了分析。测量的地中温度数据用于软件模拟预测气井进站温度和注醇量,预测结果与实际相符,能够指导气井注醇量调整。     

井下节流技术在大牛地气田D47井区的应用效果评价

大牛地气田采用高压集气集中注醇工艺流程,部分气井出现井筒及集气管线堵塞严重等问题,为此开展井下节流技术的研究具有重要意义。文章结合井下节流工艺在大牛地气田D47井区大量现场试验资料,简述该工艺基本原理,降低集气支线压力等级,节约加热用气,节约甲醇抑制剂加注量,降低开采成本,具有显著技术和经济效益。     

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。     

大牛地气田天然气脱硫工艺比选

通过对比目前国内外常用的天然气脱硫工艺,结合大牛地气田的集输工艺特点及气井含硫量,综合考虑运行成本和生产管理,在油气田开发中就大牛地气田含硫井及硫磺回收选择切实可行的实施方案。     

分体式柱塞工艺在大牛地气田D1-74井的应用

大牛地气田随着生产时间的增加,气井压力逐渐下降,气井排液越来越困难,普通泡排工艺受泡沫密度、含有凝析油等因素影响,使得一些积液减产气井生产困难。针对以上原因,第一采气厂引进了分体式柱塞气举排水采气工艺,采气一队D1-74气井于2012年12月开始分体式柱塞工艺实验,通过实验已经取得了一些成果,有助于分体式柱塞工艺在大牛地气田的推广和应用。     

大牛地气田集气站标准化设计

针对大牛地气田形成的高压进站、站内加热节流、低温分离、轮换计量外输、站内向井口集中注醇防堵的集气站工艺,在集气站规模和工艺流程基本相同的情况下,对集气站标准化设计的优势显得愈发突出。依据集气站标准化设计,可以批量采购集气站的设备和材料、盘活物资供应需求、缩短建造工期,降低安全风险、保障工程质量,很好地适应了大牛地气田大规模的开发建设。     

大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析

大牛地气田地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水,站内集中注醇的集输工艺。针对新建高压水平生产井,集气站内节流降压脱水工艺仍具有较好的操作适应性,当进站压力为6．0MPa时,实施换热器改造;采用换热器后,复温外输工艺可有效延缓增压时机,进站压力可进一步降低至2．7MPa,经站内流程后外输天然气仍具有较好的水露点控制深度。研究表明,大牛地气田采用的复温外输工艺可以较好的满足气田滚动开发及天然气生产需要。     

大牛地气田采气工艺初探

大牛地气田具有多套气层叠合连片特点,且大部分为低产区块,气田中的太原组、山西组地层具有产水特征。受地层气产量较低的限制,大多数气井地层出水后无法依靠地层自身能量将地层水带出地面而无法连续生产。同时由于地层产水,极易在井口附近的油管内形成水合物和产生冰堵,严重地影响着气井采气的正常进行。通过研究与应用,较好地解决了大牛地气田的采气工艺问题。本文简要地介绍了大牛地气田的采气工艺。     

试井工艺技术在低渗致密气田水平井的应用

大牛地气田上古生界储层致密,具有低孔、低渗的特点,针对大牛地气田水平井测试工艺技术方面的难点问题,开展了试井工艺技术研究,实施了一点法测试和修正等时试井两种稳定试井工艺以及压恢测试的不稳定试井工艺,取得了一定效果,为气井的合理配产提供必要的资料,为评价储层奠定了基础。     

甲醇防冻堵工艺在徐深气田的应用

从甲醇预防天然气水合物造成管线冻堵的原理入手,根据目前徐深气田注醇工艺现状,从井口和外输两方面,建立了计算合理注醇量的方法,使气井注醇量更加科学合理,避免了甲醇浪费,从而达到节约降耗的目的。同时利用LabVIEW软件编制了计算程序,简化计算过程,方便员工使用,可以为徐深气田气井的合理注醇量提供参考依据。     

大牛地气田动态分析方法

鄂尔多斯盆地大牛地气田开发进入了稳产阶段,动态监测工作已经积累了丰富的基础资料;但由于对常压低渗气藏生产动态分析方法的经验少,采用何种方法进行分析,是气田急需解决的重要问题。也只有通过合理的动态分析方法,有效的指导生产,才能寻求最佳的单井配产产量,使气井稳产高产,提高气井采收率。本文以大牛地气田地质研究结论为基础,讨论适合气田的动态分析方法。     

大牛地气田大28井区山2气藏水平井稳产的技术对策

大牛地气田山2气藏动用程度低,剩余未动用储量大,剩余潜力大,是下一步上古气藏开发调整的重点,同时山2气藏水平井稳产期短,递减快,亟须开展稳产技术对策研究来控制递减。在单砂体精细刻画的基础上,结合气井生产动态分析,将气井分为三类。I类井通过泡排辅助排液实现稳产,II类井通过“气举+”排采工艺实现连续生产,III类通过“组合拳”复合工艺提高气井生产时率,改善生产效果。通过分类治理,精准施策,形成不同类型气井的稳产技术对策,降低气井递减率,为气田其他气藏稳产提供借鉴。     

生产数据分析技术在大牛地气田的应用

大牛地气田属低渗透封闭气藏,且储层非均质性强,认识气藏地层参数,预测气井产能,评价生产状况具有十分重要意义。在矿场应用中,试井常常需要关井,影响产量导致测试难以开展;同时积液严重的气井,由于关井测试会造成井底积液,严重时会造成测试后无法生产,需要依靠排液措施才能恢复生产。面对大量气井无法从事试井的问题,利用生产数据进行分析,成功的解决了上述难题,并在大牛地气田取得了较好的效果。     

大牛地气田含醇污水处理工艺效果评价

大牛地气田经过十多年的生产实践探索,逐渐形成了适合气田本身的一套含油含醇污水处理工艺技术。其核心工艺技术是水质预处理的油浮选工艺以及甲醇回收的甲醇精馏工艺,文章对工艺使用效果进行了系统评价,现场应用表明,油浮选工艺和甲醇精馏工艺对含油含醇气田污水具有良好的适用性。     

大牛地气田天然气水露点控制方法

大牛地气田规模性开发已有十余年,气井压力从最初的高压20MPa以上逐渐下降到目前的低压3MPa左右,在气井压力逐渐降低变化的过程中,如何保证集气站的外输天然气露点能达到行业要求的水露点,这里介绍了在气井生产的不同时期,采取不同的控制集气站的技术参数和生产工艺方法,从而保证了大牛地气田的外输天然气露点符合行业标准。     

大牛地气田天然气水露点控制方法

大牛地气田规模性开发已有十余年,气井压力从最初的高压20MPa以上逐渐下降到目前的低压3MPa左右,在气井压力逐渐降低变化的过程中,如何保证集气站的外输天然气露点能达到行业要求的水露点,这里介绍了在气井生产的不同时期,采取不同的控制集气站的技术参数和生产工艺方法,从而保证了大牛地气田的外输天然气露点符合行业标准。     

自动加药装置在马北八气田的应用

2013年马北八气田投入开发,随着开发时间的增长,马北八气田呈现出含水上升和地层压力下降等问题,同时马北八区块年均气温较低,马北八气田在冬季生产过程中受冻堵和气井出水影响严重。通过近一年来自动加药装置的应用,能够实现该区块气井注醇和泡排工艺的同时应用,缓解了气井生产中冻堵和井筒积液难题,提高了马北八区块气井生产时率,是维持马北八气田稳产的一种有效工艺手段。     

大牛地气田水平井泡沫排水技术优化研究

泡沫排液采气工艺是对付自喷能力不足,气流速度低于临界流速气井较有效的排水方法,其设备简单、操作简便,一般适合于有一定自喷能力、产液量低于100m^3／d、井深小于3500m的产水气井。该工艺在大牛地气田已运用多年,其应用的井数在逐年增多,且通过新泡排制度的摸索施行其成功率也在逐年提高。然而过去的泡排工艺大都针对直井,随大牛地气田近年来水平井数量的逐渐增加,有必要同时对水平井的泡沫排液采气工艺也进行评价和优化设计,完善大牛地气田泡排工艺技术。