天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用

天然气是一种清洁能源,在环境形势日渐恶劣的背景下,天然气开发已经备受关注。在天然气开发中,气田开发后期压力会降低,天然气无法靠自身的能量输送出来,所以就需要引用机械设备。压缩机增压是一种比较常见的天然气增压开采技术,能够降低井口的流动压力,进而提高天然气开采的效率。为了进一步加强对天然气增压开采技术的研究,本文就该技术及其应用展开论述。     

徐深气田井场的数字化建设

随着油田数字化全面展开,气田数字化也亟待开展,为提高气田开发效益、提升井站安全运行能力、缓解用工紧张矛盾,结合气田数字化建设需求,以徐深气田井口数字化改造工程为例,对井口生产数据自动采集上传、视频实时监控、电子远程巡井、远程按需关井等技术进行分析,该区块井口数字化实现了井口"无人值守、远程监控"的目的,为气田全面开展数专积累了技术储备和宝贵的生产管理经验。     

低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用

牙哈凝析油气田经过十多年的开采,地层压力普遍下降,气田整体压降不均衡,难以利用油气井自身能量将油气输入集输管网。针对此问题,提出应用单井增压混输技术,将因压力低不能进入集输管网的长期关闭的井复产。实际应用结果表明:低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用非常成功。     

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。     

克拉美丽气田集输管网设计技术优选分析

克拉美丽气田开采中后期井口压力、温度及产量降低,出水量增加,导致原有集输工艺不能满足输送要求,需对集输管网进行优化。对气田井位布局分析认为应采用放射状管网类型,根据井位及井口压力进行井组划分,以管网系统总建造费用最小为目标函数,以管道设计输量、流速和承压能力为约束条件,建立了地面集输管网优化模型,采用分级优化法求解该优化模型。以D1区为例模拟计算,结果表明优选后管网投资节省35%,集输效率提高11%。     

信息动态

牙哈凝析油气田经过十多年的开采,地层压力普遍下降,气田整体压降不均衡,难以利用油气井自身能量将油气输入集输管网.针对此问题,提出应用单井增压混输技术,将因压力低不能进入集输管网的长期关闭的井复产.实际应用结果表明:低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用非常成功.     

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。     

超稠油井循环润滑光杆密封器的研制与应用

超稠油由于存在"四高一低"的特点,在开采过程中由于超稠油特殊的开采方式,造成油井下泵初期温度高、含水高;中后期粘度高、温度低;末期液量低、间出等问题,导致了"盘根需要频繁换,井口需要频繁擦"的恶性循环。为了解决井口跑油的问题,研制了超稠油井循环润滑光杆密封器。     

井下节流技术在延长气田的应用

节流器的作用是坐封在天然气井内,利用地层热能,在井筒底部节流降压,防止井口产生水合物冰堵现象,以代替高压注醇工艺。同时,由于节流降压的作用,使天然气井口压力降低,为气田应用中低压集输工艺创造了条件,降低了天然气井的开采成本。     

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。     

橇装式单井增压采气装置研制与应用

随着采气作业的进行,气田井口压力会迅速下降,井口气压在气田中后期将长期将保持在一个较低压力小幅浮动,井口压力偏低,井底天然气不能够进入输气管网。因此需要在井口增加一套装置举升井底天然气,这样井底天然气能够进入输气管网。本文通过研究气田集输工艺,结合现场工作情况,设计出一套橇装式可移动单井增压采气装置,并已经完成样机试制和型式试验。可有效延长气田开发寿命,增加采气量和收益,在气田中后期开发有着重要意义。     

苏里格气田增压工艺技术研究

苏里格气田是典型的“低压、低渗、低丰度”三低气田,气井压力下降快,绝大部分时间处于低压生产状态,为满足外输要求,增压集输工艺是苏里格气田开发的核心工艺.本文分析总结了苏里格气田集气站采用分散增压的方式更为合理.并按照集气站分散增压的布站模式,对苏里格气田的压力系统进行优化研究,提出了集气站外输压力,井口压力的确定方法通过压缩机综合选型技术研究确定是压缩机型号,并对压缩机基础优化设计进行研究.苏里格气田形成了井口压力分季节确定,冬季把气井井口的压力节流1.3MPa,集气站增压运行,实现“低压”集气;夏季把气井井口的压力节流到4.0MPa,实现“中压”集气.最终确定的方案结合了两个思路的优点,称之为“中低压”集气工艺.     

RTU控制系统在牙哈凝析气田井口上的应用

从原理和特点两方面阐述了牙哈作业区远程终端控制系统和该系统在凝析气田井口上的运用情况。     

涩北气田开发指标预测研究中的应用

影响气田开发效果因素众多。本文主要根据气田地质特征 ,结合气藏工程论证结果 ,针对不同的采气速度 ,井距 ,井口限压 ,射孔方式等因素展开研究 ,分析其对气田开发的影响程度 ,为该气藏开发提供充分的理论依据     

含硫气井的主要完井技术要求

我国在天然气的勘探开发过程中,含硫气田占据很大的比例。因硫化氢具有诸多危害,因而增大了对此类气田的开发难度,对此国内外诸多油田都针对这一难题制定相应的技术措施和标准,针对衔接含硫气井钻井与开采的完井技术研究也非常广泛,已形成了多套技术标准。我国对含硫气田的完井技术标准也已日渐成熟,尤其在川东北区域,已经形成了比较完整的完井技术体系。本文主要参照QSH0025-2006、QSH0022-2007行业标准及相关文献阐述了完井过程中关键的几个技术要求,包括油气层保护措施、完井井口装置及试压标准、完井生产管柱及工具选择、地面流程技术要求,为井队技术人员及相关施工人员在含硫气井完井施工中提供可靠的依据。     

低压气井集输中天然气压缩机的优化应用

沈西浅层天然气气田已开采数年,属开采后期。气井产能降低,压力衰减快。随着大民屯新区块高压气井的投产,1号集输站回压明显增高,低压气井无法依靠自身能量开采,生产难度加大,产量大幅下降。增压开采是低压气井后期生产的主要工艺之一,本工艺改造了低压气井生产的集输流程,通过天然气压缩机优化配产在输气管线中形成压降,降低了井口回压,提高了生产流压,达到了提高采收率的目的。     

元坝气田井口安全控制系统优化

保证高含硫气田长期安全生产的关键之一是气井的安全运行,坚持安全生产,防控结合,是高含硫气田开发的基本原则。本文首先介绍了前期的河坝1等气井井口安全控制系统的特点和问题,对比介绍了元坝气田井口安全控制系统在整体上所做的优化,详细介绍其结构、控制流程和逻辑关系等。元坝气田是分公司首次实现井口安全系统的整体设计,目前已保证了15口井安全平稳的投产,具有性能更加稳定可靠、操作更加方便、成本更低等特点。     

负压采气技术在红台凝析气田的应用

负压采气技术是气田开发中后期提高采收率的重要手段,特别是中低孔低渗和特低渗为主的气田。利用负压压缩机组降低井口生产压力,增大生产压差,提高出口压力,达到提高采收率的目标。     

含硫气田集输系统运行优化

随着气田的不断开采,井口压力、温度不断的变化导致集输系统处在运行效牢较低的状态,对于气田,特别是含硫气田集输系运行优化的研究较少。为此,以终端接收压力、温度参数为基点,以集输运行成本最低为目标开展参数优化研究。通过分析影响含硫气田集输系统高效运行的加热温度、耗气量和加药量等敏感因素,建立运行费用最小的集输系统运行优化和评价模型,采用线性逼近的方法对优化模型进行求解。基于国内某含硫气田的调研数据进行优化计算,根据计算结果提供了一套适用于该气田集输系统的优化运行参数,将气田集输系统的万方产气量的成本降低了9．3％,集输系统效率提高了5．1％,从而最大程度地利用了现有设备,保证集输系统最低运行成本同时掌握了集气站、管线和整个集输系统的运行情况。     

气田地面集输工艺技术优化

气田地面集输工艺在油气资源开采中占据重要地位,其技术水平直接影响油气开采效率,我国当下对油气资源需求度逐渐增加,也对地面集输工艺技术提出了更高的要求,因此必须要重视气田地面技术工艺的研究,并针对其存在问题,进行合理讨论。通过对油气技术系统的工作内容进行分析,讨论了气田地面技术存在的诸多问题,提出了气田地面集输工艺的优化方案。