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榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

一、引言榆林气田山2气藏为无地层水的常压定容气藏,主要气源岩为上古生界的石炭—二叠系煤系地层〔1~3〕。陕141井区储层岩性以石英砂岩及砂砾岩为主,属于砂岩气藏。主要产气层是上古生界下二叠统山西组〔4~7〕。本研究主要以山2段主力气藏为研究对象,对前期生产动态进行描述与分析,研究陕141井区开发的合理工作制度与稳产情况,为进一步有效开发陕141井区提供理论参考和建议。二、压力描述1.井底流压根据Hagedorn—Brown垂直管两相流压降关系式来求气井的井底流压,通过描述生产过程中流压变化,研究气井的生产能力和生产动态。图1是陕141井区两口有代表性气井的流压变化曲线。生产过程中,压力整体上呈下降趋势,即使长期关井也无法恢复到原始状态,可以考虑在某一时期采取一些提高地层能量的增产措施。2.地层压力陕141井区山2气藏地层压力属于正常压力系统。从图2中可以看出,生产一段时间以后,2001年测试的压力比原始压力低,2002年的比20...  (本文共5页) 阅读全文>>

《中国石油和化工标准与质量》2016年22期
中国石油和化工标准与质量

中含硫气井干法脱硫工艺优化分析

0引言随着全社会不断加强对环境安全的重视,天然气作为洁净能源,在能源结构体系中扮演着越来越重要的角色。我国目前开采的天然气中很大一部分都是含硫天然气,含硫天然气不但危害人体健康,污染环境,并且对管道和设备产生强烈的腐蚀作用[1],因此,开发此类气藏的关键是选择经济有效的脱硫技术。从脱硫剂的选择上来看,脱硫技术可以分为干法脱硫技术和湿法脱硫技术[2,3],干法脱硫主要包括海绵铁法、氧化锌法和活性炭法等,湿法脱硫主要包括物理吸收法、化学吸收法、联合吸收法与氧化吸收法等。河嘉203H井是川东北地区唯一一口中含硫气井,原料气硫化氢含量约9 000 ppm,通过技术优选并结合现场实际情况选择干法脱硫工艺,脱硫剂为QF-12[4]。原有的二级脱硫工艺在现场实际运用过程中,存在出站天然气质量控制难度大、倒塔工艺复杂和脱硫剂硫容低等问题,为解决这些问题,通过技术优化,改进工艺流程及生产方式,严格控制出站天然气质量达标。1基本情况河嘉203H井属...  (本文共2页) 阅读全文>>

《化学工程与装备》2017年01期
化学工程与装备

浅谈如何构建气井测试作业多重安全屏障

引言近些年来,在全球范围内天然气的需求量不断加大,天然气资源的开采程度也不断提高。但是天然气是一种高压气体,对勘探开发测试的技术工艺要求高,工作难度大。与此同时,在储层中天然气往往夹杂着大量的腐蚀性流体和有毒有害气体,这样就增加了测试作业的风险,对气体测试过程中的安全保障提出了严峻挑战。气井测试工作是勘探、开发、利用天然气资源中的一个重要环节,因此在气井测试工作中需要多重的安全保护屏障。如果在气井测试过程中安全保障不到位,就可能造成严重的工程事故,甚至直接影响气田后续的开发评价。基于此,对影响气井测试作业的安全因素进行分析,有针对性的构建气井测试作业多重安全屏障,无论是对天然气资源的开发利用还是对操作工人的安全防护都具有重要的现实意义。1影响气井测试作业安全的因素想要构建气井测试作业的多重安全屏障必须分析出影响气井测试作业安全的因素,然后根据安全影响因素中的重点和难点有针对性的进行安全屏障构建,提高安全保护屏障的执行效率。1.1...  (本文共2页) 阅读全文>>

《化工设计通讯》2016年07期
化工设计通讯

小型天然气气井开发生产模式探讨

我国天然气储备非常丰富,不仅具有长庆、江油、达川气田等大型的天然气气田,而且还分布了很多的小型气田,虽然这些小型气田中天然气的储量不是很多,但是其质量往往是大型气田比不上的,为我国的能源市场源源不断地提供更加优质的天然气。而在这些气田进行开采的过程中,采用大型气田的开发模式,往往会造成很多人力与物力的浪费,因此,加强对小型天然气气井开发生产模式进行探讨具有重要的意义,有效提高了生产的经济效益。1小型天然气气井生产工艺流程1.1单井天然气生产工艺流程在单井天然气生产工艺当中,首先在井口处对天然气进行收集,并将其导入水套加热炉当中,将天然气加温降粘,同时,对其进行节流操作,使设备当中天然气的压力下降。之后,将降压后的天然气导入气液分离器中,使天然气中的杂质分离出来,并通过排污口将其排出,同时对洁净后的天然气进行相应的计量,将天然气的开采量进行记录。最后,记录完成后,将天然气导入灌输系统中,将其运输到液化气天然气工厂处理系统中。1.2...  (本文共1页) 阅读全文>>

《中国石油石化》2016年S2期
中国石油石化

土库曼斯坦阿姆河右岸低压气井排液方案优化研究

前言土库曼斯坦天然气资源丰富。东部阿姆河盆地属于中生界富气盆地,主要为整装碳酸盐岩气田,储层为上侏罗统,储层非均质性严重,为低压气井,开采难度大。1986年12月该气田年投入开发,实际生产井26口,1993年4月气田全部停产封存。1排液工程技术难点阿姆河右岸低压气井埋深为2303m~2533m,平均孔隙度5.74%,渗透率为53×10-3~155×10-3μm2。气田原始地层压力26.77MPa,压力系数为1.1MPa/100m,原始地层温度102℃。储层非均质性严重,天然气中甲烷含量为89.9%,H2S和CO2摩尔含量分别为2.988%和3.588%。排液采气工程技术难度和安全风险很大,气井自身能量的降低以及修井作业过程对储层存在不同程度的伤害,井底不断积液,产量降低很快,不能维持正常生产。为排出井底积液,提高油气藏开发效果,往往要通过连续油管液氮排液、气举排液和水利泵排液等措施来恢复生产。2常规气井排液技术2.1注氮气排液工...  (本文共3页) 阅读全文>>

《中国石油石化》2017年05期
中国石油石化

苏里格气田气井积液研究综述

一、苏里格气田概况(一)地质概况苏里格气田地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧的苏里格庙地区,行政区划属于内蒙古自治区。自开发投产起,其总勘探范围北起内蒙古自治区鄂托克后旗,东至桃利庙地区,南至陕西省安边市,西抵内蒙古自治区鄂托克前旗,苏里格气田东西距离达100km,南北距离196km,气田勘探面积4104km2。苏里格气田现为中国陆地勘探开发的一个特大型气田。现已探明地质储量约1.331012m3,累计基本探明储量约2.881012m3,下二叠统山西组山1段至中二叠统下石盒子组的盒8段为其主力产气层段。其储层以河流三角洲沉积砂体为主,沉积分布面积大,埋藏深度2900~3600m,平均深度约3300m;储层厚度80~100m,平均厚度约60m。气田地层压力总体在24.20MPa~27.80 MPa之间,且平均压力系数0.86。苏里格气田地质条件复杂,受储层物性的影响,该气藏是一个低压、低产、非均质性的砂岩岩性气藏。(二)地层概况苏里格...  (本文共2页) 阅读全文>>