大牛地气田增压条件下气井生产影响因素及生产特征分析

通过研究气井产量历史生产过程,为后期气井合理配产,提高采收率提供依据,特研究大牛地气田一期增压条件下气井生产影响因素以及生产特征。大牛地气田自大规模开发以来已超过10年,部分气井已经进入生产中后期,2013年实施气田集中增压工程,气井产量发生较大变化,需要对气井的产量递减特征进行研究。文章将对生产过程中出现的三种类型生产曲线增压前后的变化进行对比分析,找出主要影响因素,为维持气井的中后期稳产提供依据。     

靖边气田地面管网增压集输模拟分析

对于气田的开发的过程包括试采,产能的建设阶段,稳产阶段,产量的递减阶段和低压小产量的生产的阶段。对于定产生产的油田来说,又分为自然的稳产期以及增压的稳产期,和低产期。伴随着气井的不断生产,井口的压力变得越来越小。当压力降低到及气管线的系统压力的视乎,就不能够输入到集气管网中。为了防止这种状况的发生,使得管道的输送正常的进行,应当通过增压站对天然气进行增压的工作,这样就会减少管道在流动的过程中的摩擦的阻力。所以要将增设增压站以及增加对增压设备的使用。因此增压是在开采的过程中的一项重要的措施。随着靖边气田的开发以及天然气的不断的采出。底层的压力逐渐的降低。使得一些气井在生产的过程中和极其系统的压力相当,因此采取了间歇式的开采方式。因此本文主要介绍了,为使得靖边油田稳产,低压气井能够有效的开发,对靖边油田地面官网增压集输模拟的分析工作,这样具有较大的经济效益及社会效益。能够降低对管线以及设备的损失,同时也可以充分的利用地层中的能量,使得气田达到稳产具有十分重要的意义。     

联合增压和气举优势的新型排水采气工艺——BASI工艺

气藏在开发过程中都会产地层水或凝析液。产出液若不能及时排出,就会聚积在井底,增大井底回压、降低产气量,严重时可导致气井水淹停产。排液成为维持气井后期生产的重要措施。为此,介绍了一种新型排水采气技术———BASI工艺。它联合增压和气举2大工艺优势作业,不需要提供气举源,能高效地排出井底积液,实现气井连续携液生产,较大地提高采收率。该工艺已在已在加拿大、美国气田得到了成功试验及推广应用,并且在国内气田应用前景良好。     

单井同步回转增压技术在苏里格南区块的应用

随着苏里格南区块气井开采时间的延长,地层压力逐渐降低,单井产量递减,携液能力下降,部分气井逐渐出现了井筒积液的特征。为了排出井筒积液,提高单井产量,延长气井连续生产时间,利用单井同步回转增压技术降低井口压力从而增大地层与井口的压差将井筒积液排出。通过介绍一种同步回转增压装置在苏里格南区块的应用情况,分析该装置的使用效果,提出了气井增压生产技术的优化建议。     

松南气田单井产能评价分析研究

阐述了松南气田储层特征,根据单井的测试数据并对该数据进行分析,对该井的无阻流量、合理配产、单井控制储量进行评价,指导单井合理正常生产。     

注水井远程增压控制系统的开发

针对低渗透油田注水开发后,注水压力上升快、欠注井逐年增加的实际,依据分析结果结合以往增压增注措施效果,采取整体提压增注和单井增压增注等措施,对欠注井进行治理,为低渗透油田有效注水提供借鉴意义。为了方便生产管理,需要研发一套具有远传功能的控制系统,将日常生产需要的数据远传至数据中心,并显示泵出口压力、进口压力,泵瞬时流量、累积流量,注水井运行状态,并可根据压力上、下限报警,停泵报警,流量报警和历史记录查询。     

松南高含CO_2气田气井腐蚀评价及生产管柱优选

松南气田营城组气井处于严重的CO_2腐蚀环境之中,CO_2平均含量21.7%。且该气藏属受岩性构造控制的底水驱块状气藏,气井产水后加速管柱的腐蚀,给气井的正常生产带来很大的隐患。通过对CO_2腐蚀机理的分析,研究不同材质耐CO_2腐蚀性能,提出油管材质要求,优选不同生产条件下的采气管柱,保证该气田的高效开发。     

天然气增压开采工艺技术在气田开发的应用

本文在研究中以天然气增压开采工艺技术为核心,列举实际案例,分析天然气增压开发流程,提出天然气增压开采工艺技术在气田开发中的应用,保证天然气开采质量和开采效率,实现气田开发综合效益的最大化,并为相关研究人员提供一定的借鉴和帮助。     

排液采气配套技术在白庙凝析气藏的应用

本文针对白庙凝析气田气井井筒积液、压力下降快、产量递减幅度等特点,论述了排液采气配套技术的原理,总结了白庙气田气举排液方面存在的主要问题,分析了气井积液规律,通过对白50井等20口气实施增压气举排液,多级气举阀配套管柱的优化应用,排液效果明显,提高了白庙气田气井产能,达到了增气、增油的目的。     

油气田开发后期中天然气增压开采工艺技术的应用

由于能源紧张问题严重阻碍开展各类社会活动,促使如何正确分析在油气田开发后期中应用天然气增压开采工艺技术也成为领域的研究方向之一。文章简述天然气增压开采工艺技术的应用条件和如何通过科学选择气井区、重视增压站选址、运用合适的设备、提高工况协调性、结合多元化方法合理研究油气田开发后期中天然气增压开采工艺技术应用的相关内容。     

煤层气田关于阀组增压的研究分析

文章对煤层气田几种典型的增压方式进行了对比分析,重点介绍了阀组增压的使用特点和使用优势,并结合具体工程实例对增压方式的选择进行了简单说明,为优化集输管网、降低能源损耗起到一定的指导作用。     

气井排水采气工艺研究

长庆油田苏里格气田是我国有名的三低油田,主要特征表现为低渗透、低产量、低丰度。苏里格西区块单井产量相较于中区及南区较低,并且携液能力较差,部分气井由于积液会导致气井淹停。随着天然气不断开发,这些低能低效气井由于积液水淹问题进一步制约了苏里格的开发生产,因此提出排水采气工艺技术对苏里格气井进行措施改善。目前苏里格西区气井已经逐项开展数字化排水采气工艺技术,在排水采气工艺技术的应用下,使得气井产量有了进一步的提升。     

数字化增压撬现场应用及改进措施分析

数字化的增压撬的有效利用,缩短了企业增压站点建设的周期,简化了生产过程,有效的实现工作中的自动化,对解放劳动力有重要的意义,现代作业区广泛的使用数字化增压撬,数字化增压撬的适用工作环境恶劣,在使用过程也出现了很多问题,除了工作环境的原因,更主要的是产品自身的原因,本文将结合实际进行增压撬现场应用和改进的探讨。     

浅谈苏东气田泡沫排水采气应用效果分析

苏里格气田是一个低渗、低压、低丰度的“三低”气田,单井产气量较低,且气田局部出水严重,如果气井井筒积液,造成井筒压降升高,增加液体对气层的回压,导致天然气产量将急剧下降,甚至出现死井的现象,因此,有效排出井筒积液是实现气田稳产的方法之一.本文以2个月泡排试验所录取数据为基础绘制气井采气曲线,分析不同气井的泡排效果,摸索低产气井有效的泡排制度,保证气井平稳生产,从而提高气井最终采收率.     

单井增压注水在低渗透油田的应用

我厂地处外围低渗透油田,油田储层物性差,非均质性强,注水开发后,表现出注水压力上升快、地层压力保持水平低,欠注井日益增多。通过对我厂采取的单井增压注水治理欠注井的实际效果进行分析,为今后注水系统的优化运行提供依据。     

国产最大增压机组落户西南油气田

2010年12月31日,西南油气田沙坪场增压站RTY3360增压机组项目顺利完成机组调装。据悉,这一套由中油成都天然气压缩机厂研发的增压机组,是目前国产最大的增压机组,也是西南油气     

中浅层低渗断块砂岩气田开发调整

以汪家屯气田扶杨油层气藏为例,汪家屯气田在开发过程中反映出储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题,为了增加储量动用程度,提高采收率,开展了气藏地质再认识,包括重新进行地层对比、三维地震构造解释、储层预测研究。进行气井动态特征研究,对气井进行产能评价,计算单井井控动态储量,分析井间连通关系,从而评价气藏井网适应性,明确气藏剩余潜力分布及大小,在此基础上编制了气藏开发调整方案,通过部署加密井、老井压裂改造、补孔、堵水、增压开采等措施,明显改善了气藏开发效果,探索出复杂断块气藏持续高速开发的新途径。     

浅谈苏里格南气井增产措施

苏里格南区块属于典型致密岩性气藏,且储层非均质性强,砂体变化大;随着气田工业化开发的加快,储层能量下降,井筒积液增加,导致气井产量递减快,实现单井稳产越发困难。介绍了气井产量出现递减的原因,利用气井动态分析方法,结合苏里格南气井实际生产情况,对苏里格南区块采取的压力恢复、泡排、速度管柱、二次压裂等气井增产措施进行效果评价。     

增压透平膨胀机轴向力的分析及平衡探讨

增压透平膨胀机是一种非常常见的机械器具,在当前的生产实践中有着非常广泛的应用,从当前的应用情况来看,保持增压透平膨胀机的稳定运转对于整个机器设备来说是非常重要的,文章从实际出发,对增压透平膨胀机的轴向力的运行机制进行了详细地分析,并且阐述了该设备在运行时容易产生的危害,同时针对当前的应用现状提出了一定的平衡措施。     

井口气回收优化工艺的应用

长庆油田公司苏里格气田属于低渗、低压、低丰度的典型“三低”气田,气井普遍具有单井产量低、携液能力差的特点。随着气田采出程度的提高,气藏能量降低,相当一部分气井进入中晚期开采阶段,气井难以自喷带水生产,部分气井因井筒积液导致天然气开采减产甚至关井停产的情况,影响了气井产能的发挥。产量不达标,投资成本难收回,从而严重制约了油田井口气回收项目的开展。如何消除井内积液对天然气开采造成的影响,实现复产、增产,是现在井口天然气回收业务所需解决的问题。