某气田天然气处理厂注醇量影响因素研究

高压低温的工况环境会使天然气集输管道内形成水合物,造成管路堵塞等事故,为了抑制水合物的生成,一般向集输管道内注入醇类物质,常用的有甲醇等,合理的注醇量可以提高经济效益.众多学者对甲醇的合理注入量进行了许多理论研究,多数研究都是通过半经验公式预测计算处注醇量.根据某油田天然气处理厂的实际工艺流程,建立贴近于现场的模型,分...     

苏里格气田集输管道注醇量计算及应用研究

在冬季,为了抑制天然气集输管道中生成天然气水合物,通常将甲醇作为水合物抑制剂注入到管道中。本文以探究甲醇的合理注入量为目的,分析出现有HYSYS计算模型的不足:研究背景与苏里格气田存在差异,不具有适用性;缺少计算气体中气相水含量的模块。结合苏里格气田的集输支线工艺流程现状,搭建了HYSYS注醇量新计算模型。以某条集输支线为例进行计算分析,结果表明:影响注醇量的主要因素为集气站外输管道内气体流量,其次是集气站的地温。计算结果已进行现场应用,操作期间管线运行压力稳定,验证了模型的合理性。该研究模型使得苏里格气田管道注醇更加科学,过程更加方便,可以为苏里格气田合理注醇提供参考依据。     

集气管线预注醇分析及优化

天然气水合物堵塞管线是冬季采气过程中经常遇到的一个问题,甲醇是苏里格气田东区用于防治水合物的主要抑制剂。根据苏里格气田"井下节流、中低压集气、井间串接"等工艺流程特点,文章从注醇量、注醇点等方面对冬季预注醇进行了分析优化。通过理论定性计算甲醇注入量,并随着气温、压力等的变化及时调整制度;依据入冬前的管线巡护工作准确选取甲醇最佳注入点。该方法形成后,集气管线预注醇更加合理,不但减少了井堵频次,还大大降低了甲醇消耗量。     

靖边气田水合物形成预测优化注醇

天然气水合物堵塞管线是采气过程中经常遇到的一个重要问题。文章针对长庆靖边气田水合物的形成条件,采用统计热力学方法,对该气田不同组成天然气在不同压力条件下形成水合物的温度进行了预测,计算出了靖边气田各井井口节流温降情况。依据靖边气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使靖边气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的防堵提供参考依据。     

苏里格气田苏53区块合理井网井距研究

苏53区块是典型的低压、低渗、低丰度、非均值性强的岩性气藏,应用经济极限及合理采气速度方法计算了该区块的技术合理井网井距,并结合数值模拟研究及现场试验结果确定该区块气藏的合理井距。建议开发方案:储量丰度高于1.3×108m3/km2区域采用600m×800m近似菱形不规则井网一次成形,集中建产;而储量丰度低于1.3×108m3/km2区域先采用600m×1 200m近似菱形不规则井网控制。     

玛河气田注醇工艺优化研究

新疆油田公司采气一厂的克拉美丽气田、玛河气田等几大气田都存在气气换热器换热效果差,容易冻堵,倒换备用设备频繁的问题。通过分析气相处理工艺发现导致气田换热器换热效果差的主要原因为注醇防冻效果不好。笔者利用Hammerschmidt经验公式计算并结合现场情况确定注醇量和注醇浓度,通过实验证明用单级注醇方式取代两级注醇,明显改善换热效果。     

榆林气田合理注醇量计算方法及防堵认识

对榆林气田气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究，发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物，造成地面管线堵塞。依据水化物生成原理，榆林气田主要采用加入甲醇防止水化物形成。依据气井生产过程中甲醇消耗特征，建立了计算气井合理注醇量的方法，使榆林气田的气井注醇量更加科学合理，不但减少了井堵频次，同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的合理注醇提供参考依据。     

榆林气田合理注醇量计算方法及防堵认识

对榆林气田气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究,发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物,造成地面管线堵塞。依据水化物生成原理,榆林气田主要采用加入甲醇防止水化物形成。依据气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使榆林气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的合理注醇提供参考依据。     

胡154区块分注井合理投捞调配周期探索

投捞调配是精细分层注水的常态化重点工作。由于井下情况复杂,分层注水量经常发生变化,因此需定期投捞调配。而大部分井投捞调配周期不一。通过总结安五作业区胡154区块不同类型分注井在2016年历次投捞调配期间的注水情况,统计相邻两次投捞调配时间间隔,分析影响调配周期的若干因素,挖掘背后规律,探索出合理投捞调配周期。     

水平井注采井网合理井距及注入量优化

为解决水平井水井为刚性水驱,推导出考虑和不考虑水平井水平段压力损失两种情况下水平井注采井网的合理井距、合理注入量公式.根据公式分析认为,水平井水平段压力损失受管径、注水量或产油量、水平段长度影响.对于特定水平井,压降损失主要受产油量或注水量影响;对于确定的油藏,影响最大井距的主要因素是水平井长度、生产井产量、水井注水量.利用该研究结果设计的塔里木油田哈得4薄砂层油藏水平井注采井网在开发中起到了降低注入压力、增大注入量、有效保持地层压力的作用,应用效果良好.图2表2参29     

埕岛油田馆陶组上段油藏合理产液量及注水量矢量优化方法

埕岛油田馆陶组上段油藏进入中高含水期后,受储层非均质性强、水线不均匀突进、多井组生产相互干扰严重等因素的影响,注入水在地下驱替不均衡,直接影响油藏的整体开发效果。为此,提出合理产液量及注水量矢量优化方法,建立驱替突破系数的概念,确定均衡驱替界限为驱替突破系数等于3,并将实际油藏驱替模式分为4种,确定适用于不同驱替模式下的油水井合理产液量和注水量,达到实现油藏均衡驱替的目的。应用该方法在埕北11N井区的7个井组进行了矿场提液试验,截至2015年12月累积增油量为2.7×10~4t,预计评价期内(15a)采收率可提高5%。     

注采井间压力计算模型及应用

目前地层压力是指油田在开发过程中某一阶段的地层压力,对评价油田开发效果具有重要意义。根据渗流理论,依据势的定义及叠加原理,建立了不等产量一注多采井组压力计算模型。根据生产动态资料,可在不关井情况下,计算注采井间的地层压力。在此基础上应用VB语言编制相应程序,经平面耦合,绘制断块内地层压力分布,取各注采井间供油半径处压力的平均值作为断块的平均地层压力。计算实例表明,在距油水井10 m范围内压力下降较快,占总压降的60%以上;计算模型计算的平均地层压力与实际测试值对比,计算精度较高,能够满足油田实际需要。     

PIPESIM软件在水合物生成预测及注醇制度优化中的应用

为了摸清天然气水合物生成的影响因素并为实际生产中注醇量的优化提供参考,根据大牛地气田目前气井的产气量和地层压力,利用PIPESIM节点分析软件对气井井筒压力分布、井筒温度分布、地面管线压力分布、地面管线温度分布、水化物生成温度分布、水化物形成位置进行了预测,并模拟研究了有关敏感性参数对水合物生成的影响。研究结果应用于实际生产取得了显著的效果,提高了生产时率．并大大减少了生产成本。     

宝浪油田宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组合理注采井距研究

宝浪油田宝北区块储层渗透率低,Ⅰ—Ⅱ油组当前注采井距为260 m,难以建立有效驱动体系。应用启动压力梯度法、低渗透油藏经验公式法和压力恢复测试法,对研究区技术极限合理注采井距进行了研究,3种方法计算的合理注采井距分别为174,170和168 m。分析宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组调整井新井投产或老井上返补孔初期产油量统计结果可知,平均单井初期产油量约为6 t/d,现有井网条件下单井控制石油地质储量为0.93×104t,利用经济井网密度对研究区的合理注采井距进行了研究,在油价为70美元/bbl时,经济极限井网密度为35口/km2,合理注采井距为169 m。     

轮古7 井区三叠系砂岩储层黏土矿物特征及敏感性损害研究

塔里木油田轮古7 井区油藏为中-高孔、中-高渗储层,为了研究该储层在开采过程中的伤害因 素,在了解其岩石性质及矿物成分特征的基础上,利用敏感性实验评价方法,分析了轮古7 井区三叠系油 藏储层损害机理。研究表明：高岭石含量高的中-高孔、中-高渗油藏不一定存在速敏损害;由长石溶蚀 改造而产出并局限于长石颗粒铸模内的高岭石引发的储层潜在速敏损害较小,碱敏损害较大;呈包膜形 式产出并以石英为主的碎屑颗粒表面的伊利石对储层潜在速敏损害较小;呈片状以孔隙充式填产出的伊/ 蒙混层主要引发水敏效应。另外,轮古7 井区三叠系油藏还具有中等偏强碱敏、中等水敏、中等偏弱酸敏 和无速敏的特征。     

中轻质油田注聚可行性及注采井网优化研究

目前海上油田注聚主要应用在稠油油藏,在渤海的中长期规划中,计划对中轻质油藏实施注聚,所以为了提高中轻质油藏的采收率,对中轻质油藏的注聚模式进行研究。本文主要应用含水率注采井数比关系曲线,无因次采液指数曲线和油藏数值模拟的方法分析中轻质油藏注聚时机、井网对注聚效果的影响。然后通过实际模型来进一步研究BZ油田注聚后的增油量以及降水效果。结果显示BZ油田注聚时机在含水率为80%以后,且目前井网不能满足直接注聚的条件。通过研究得出,中轻质油藏开发晚期实施注聚效果更好,并且应按照剩余油分布的规律来调整注采井网。     

神狐水合物藏降压开采产气量预测及增产措施研究北大核心CSCD

南海神狐海域是我国最具天然气水合物开发潜力的区域之一,但目前尚未达到商业化开采的产气量水平。采用水合物开采模拟软件TOUGH+HYDRATE,建立了神狐水合物藏的储层地质模型,并在此基础上开展降压法试开采产量历史拟合及长期开采的产量预测,对比分析了直井降压、水平井降压、直井降压联合压裂、直井降压联合注热和直井降压联合井壁加热等增产措施的效果。研究结果表明,神狐水合物藏基于直井降压试采预测的长期开采日均产气量低于商业开采要求,须借助增产措施;神狐水合物藏开采最佳增产措施为水平井降压,其次为直井降压联合压裂。本文研究结果可为神狐水合物藏的开采提供一定借鉴。     

注水井合理配注优化设计系统研究及应用

应用Delphi高级语言编写,基于Oracle数据库,采用模块化结构设计,建立注水井合理配注优化设计系统。利用该系统合理配置单井注水量,可以有效地缓解平面、层间、层内矛盾,有效控制含水上升,提高水驱开发效果和水驱采收率,同时大幅度提高开发人员动态配水工作效率。     

辽河油田高3618区块火线预测及注采参数优化

辽河油田高升稠油油藏高3618区块受储集层强非均质性、井间干扰、孔喉堵塞等影响,火线推进不均匀,火驱效益低,为此,通过火驱物理模拟实验,明确原油不同氧化阶段的温度界限,利用阿伦尼乌斯方程修正动力学参数,在基础井网上建立井间连通性模型,定量表征注采井间连通程度.并用高温气体示踪剂模拟方法验证连通性模型合理性,两者结合表征...     

普通稠油油藏聚合物驱合理井距研究——以古城油田泌125区块为例

以古城油田泌125区块为例,针对普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流动呈非牛顿流体特性,应用油藏工程方法计算了注入能力、采液能力与油藏注采井距的关系;针对稠油油藏存在启动压力梯度的情况开展了有效驱替对井距的研究,结果显示,驱替压力梯度在注采井周围能量损耗最大,油水井中点处存在最小驱替压力梯度,且井距越大,最小驱替压力梯度越小。考虑到经济因素,参考数值模拟研究结果,最终确定了泌125区块合理的井距范围为120~141 m。