靖边气田增压气井临界携液量与合理配产关系

增压开采气井的合理配产主要考虑在保持增压稳产基础上尽量满足气井携液要求,以尽可能地减少气井措施作业次数,保持气井正常生产,从而降低开采成本,提高开采效果。靖边气田增压开采试验区临界携液流量随井口压力下降而下降,在井口压力下降初期(15 MPa以上)临界携液流量下降幅度小;在井口压力下降到15 MPa以后,临界携液流量随井口压力快速下降。以N80井为例,增压前产量在1×104～2×104m3/d左右波动,增压时产量已降至1×104m3/d左右,增压后产量在1.5×104m3/d左右波动。生产至2009年2月时开始快速递减,增压稳产时间大概2年,因此该井合理配产为1.5×104m3/d。     

超低渗透油田地面集输工艺技术

集输站场进行全密闭式输送具有节能减排的优点,是油气开发过程中首选的技术。在某低渗透油田,将油气密闭分离装置和混输泵连锁变频以及超限保护技术进行紧密的结合,从而保证井口到增压点以及增压点外输油气混输泵到泵密闭输送。对某油田的脱水点、接转站、增压点进行优化简化后,到2012年,累计节约资金16 284万元;集输站场优化后,节省的土地投资为75万元;密闭输送后伴生气的回收增加了10%左右,每一个轻烃厂单日多收轻油24 t,液化气285 t,年均效益增加46 800万元。     

凝析油气田地面集输工艺技术

1.开发现状2006年河南油田决定开发宝浪凝析油气田。从地质角度讲,宝中凝析油气区块要比河南安棚油田深层气复杂得多。宝中凝析气藏构造形态是一长条状背斜,流体分布为受背斜控制而形成的背斜圈闭油气藏。凝析油地质储量112.54×104t,凝析气储量33.61×108m3,凝析气藏液烃含量较高,凝析油含量为330g/m3,地露压差较低,仅为1.2MPa。2005年河南油田开始在宝2325井进行系统试井,该井日产油1～6t,气约0.5～1.5×104m3,井口压力为12～18.5MPa,井口节流后压力为0.7MPa,井口温度15～20℃,据观察试采期间该井水合物堵塞情况较为严重。根据开发区块…     

大庆外围油田提高天然气利用率综合分析

大庆油田第九采油厂属于大庆西部外围油田,共有龙虎泡、敖古拉等17个油气田,建有单井及多井集气站9座,天然气、油田伴生气资源较为丰富。截至2012年底伴生气量达4577×104m3,气井气4623×104m3。针对大庆西部外围油田零散,个别油田套管气、伴生气量大,集输气管网不完善等问题,根据不同油气田特点,采取一系列切实可行、经济有效的措施,保证气井气生产,充分利用伴生气资源。优化集气站工艺,针对单井集气站和多井集气站采取不同的工艺,对使用年限长、工艺流程复杂的集气站进行改造,使气井安全平稳生产;综合利用伴生气资源,通过采用套管放气阀、完善集气管网、燃气发电及余热回收、天然气增压等技术,有效利用和回收伴生气资源。     

油气回收系统在石油库的应用

介绍了北京黄村石油库应用油气回收系统的情况,简要叙述了油气回收系统的基本原理和工艺流程,并对油气回收装置的运行进行了测试,测试数据表明油气回收后尾气排放的质量浓度由大于10×103mg/m3降低到小于10×102mg/m3,使周围空气质量明显改善,油库的安全系数大大提高,每年可回收油品30万L,折合资金90-100万元,装置投资3-5年可以回收,值得在成品油销售系统推广。     

准噶尔盆地油气勘探开发成果及前景(为祝贺新疆油田分公司年产原油一千万吨而作)

准噶尔盆地油气勘探始于20世纪初,大规模的油气勘探开发工作是从解放后开始的.随着20世纪50年代中期油气勘探重点由山前转向地台区,先后发现了克拉玛依油田及西北缘油气聚集带,特别是改革开放以来,引入了先进的勘探手段和理论,建立了西北缘大逆掩断裂带构造含油模式,又发现了准东油气富集区、盆地腹部侏罗系油气聚集带和陆梁白垩系油气富集带,总结并提出的"源外沿梁断控阶状运聚"成藏模式,有力地指导了油气勘探.在油气勘探取得重大突破的同时,油气开发也取得了骄人的成绩,20世纪80年代初期开展的大规模稠油热采,已成为油田产能的支柱之一,年产量达300×104t以上;创立了一整套合理开发砾岩油藏、中渗砂岩油藏、低渗裂缝性油藏、火山岩特殊油藏的理论和方法,使得油田得以实现22年持续增产;2002年新疆油田公司年产原油可达1 010×104t,成为我国西部第一个年产上千万吨的大油田.为了实现油田的持续发展,为西部大开发做出更大的贡献,已制定了近、中、长期发展规划,即2002年生产原油1 000×104t,天然气20×108m3;"十五"末原油产量达1 200×104t,生产天然气30×108m3;2010年生产原油1 500×104t,生产天然气50×108m3.     

提高轻烃装置运行范围研究

鄯善采油厂轻烃工区采用德国林德公司设计的轻烃回收装置,每天处理轻烃120×104Nm3/d。随着油田开发形势的变化,来气量不断减少。2010年上半年统计数据显示,每天处理的原料气量64.1×104Nm3/d,远低于设计的120×104Nm3/d。通过研究采用轻烃—气举联网技术、干气回流技术、膨胀机旁通回流技术等一系列技术措施,把装置的运行范围由原来的75～120×104Nm3/d提高到55～150×104Nm3/d,大大提高了装置的运行范围。     

井口伴生气回收研究及利用

天然气作为一种优质、清洁、高效的能源,应用越来越广泛。地处鄂尔多斯盆地的中国石油长庆油田具有站点多、分布广且井场布置分散,分布区域广的特点。在油田采油生产过程中,由于井口伴生气量小,经济利用价值低,大多被直接排放或燃烧,既浪费宝贵资源,又污染环境,回收井场采油过程中携带的伴生气势在必行。通过分析抽油机井下抽油原理,提出井口伴生气回收技术和方法,分析比较了井口伴生气回收中的定压阀回收技术、压缩机组增压回收技术和增压泵回收技术,特别是新近研制成功的增压泵回收技术,该技术具有能耗低、安装简单、维护方便、回收气量大的特点。应用成果可推广到中国各大油田单井井场及边远井场的伴生气回收。     

河南油田注水开发后期超细水泥封堵技术的应用研究

针对河南油田注水开发中存在的问题,研究应用了超细水泥封堵技术,并取得了显著效果.自1998年8月～2001年底在河南油田应用61井次,有效成功率85.3%,其中用于油井36井次,实现年度累计增油1.441×104t,降水7.6123×104m3;用于水井封堵25井次,累计增注14.32×104m3,控制无效注水16.95×104m3,创效益1852.28万元,投入产出比达1∶11.36,具有广泛的推广应用价值.     

低压气井井口增压开采技术

牙哈凝析气田经过10余年的开采,地层压力普遍下降,部分采气井开始出水,井口压力也呈现下降趋势,部分井井口压力低于集输管线压力,难以利用油井自身能量将油气输入集输管线。单井气液增压开采技术的成功应用,促使由于压力低而关井的YH23-1-14井恢复生产,日增油10~13 t/d,气产量4.0~5.0×104 m3/d,为该技术在同类油田的应用提供了可借鉴经验。