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《石油工业技术监督》2020,(3)
开发Ⅱ区属于低孔、低渗、低丰度的大型气藏,具有单井控制储量小、稳产期短、非均质性强、连通性差的特点,是典型的低渗透致密岩性气田。按照ODP开发方案,生产初期采用88.9 mm(31/2")油管中压模式进行生产,产量低于1.8×10~4m~3/d下入38.1 mm(11/2")小油管进行生产,达产后低压模式生产。由于开发工艺的特殊性,除少量气井保持相对稳产,气井表现出前期稳产时间短、间歇生产期长、开井时率低的特点。遵循气井全生命周期管理和降本增效的思路,对开发Ⅱ区的气井按照井身工艺、产气量、生产阶段、动态特征进行分类,建立单井的配套生产制度和工艺措施,建立Ⅱ区一井一法一工艺的台账。以矛盾论和实践论的思想为指导,采用PDCA工作方法,验证其实用性,从而实现气井的精细化管理,提高单井的开采效果和气藏的稳产水平。 相似文献
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东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部,为低渗致密含水气藏,随着开发的深入,生产过程中涌现出不少问题,主要有三方面:一是受东胜气田提产保供影响,部分气井生产制度偏大,导致气井压力、产量递减迅速;二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时,气井容易出现积液现象;三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时,气井频繁水淹,靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析,分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施,现场实验后取得不错效果,为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。 相似文献
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涩北气田水平井生产过程中出水出砂严重,为了解决涩北气田出水出砂等影响生产的技术难题,指导气田的高产、稳产和高效开发,研发了适用于涩北气田的水平井管内砾石充填防砂工艺技术,并在台H1-9井进行了现场应用,该井生产过程中不出砂,防砂有效期超过2年,防砂效果显著。解决了涩北气田筛管完井水平井出砂严重,甚至停产的问题。 相似文献
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南海深水气田开发环境恶劣,出砂预测、防砂方式选择和精度的设计至关重要。通过3种出砂预测模型计算了南海深水气田出砂临界生产压差;总结南海深水气田储层粒度特性、黏土矿物含量及吸水膨胀性,利用Johnson方法和Tiffin方法对南海深水气田防砂方式进行理论设计,并根据室内出砂模拟实验结果对防砂方式及参数进行优选。研究结果表明:开采初期南海深水气田出砂临界生产压差小,但生产后期出砂会加剧,应采取防砂措施。理论设计与出砂模拟实验相结合,推荐南海深水气田使用优质筛管与砾石充填方式完井,砾石层充填厚度为5 cm。现场应用表明防砂设计方案保证了防砂效果和产能最优化,可指导深水气田的高效开发。 相似文献
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随着苏里格气田开发的深入,积液气井数量逐年增加,气井积液严重影响了气井产能的正常发挥。柱塞气举作为一种高效的排水采气措施,在苏里格气田已经形成了规模化的应用,但由于苏里格气田地质动态复杂,无统一的柱塞气举效果评价方法,通过柱塞选井、制度优化、效果评价3个方面展开分析,形成了柱塞气举效果评价方法。结果表明:柱塞选井应考虑气井当前产能,柱塞制度应以周期效果进行调整优化,Foss&Gaul模型可作为柱塞应用效果的评价方法。 相似文献
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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。 相似文献
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经过两个月的试运行,邻水作业区福成寨气田间歇井——成32井优化化排加注方式取得了显著成效:截至5月30日,一该井已连续开井生产60天,日产约3万立方米,月均增产天然气23.3万立方米,成为福成寨气田的主力生产气井。 相似文献
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在总结分析大牛地气田开发过程中不同堵塞类型的基础上,研究摸索出一套有效的解防堵工艺方法,并对现有“以加注甲醇为主的解防堵工艺”提出优化建议,为提高生产效益和其他类似气田的解防堵工作提供借鉴经验。 相似文献
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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,为进一步合理的调整气井的产量,需要对气井的产量递减特征进行研究。本文将对生产过程中出现的三种类型生产曲线进行分析,通过对258口气井的储层数据,压力数据,配产与储量数据和积液数据结合地下气井渗流规律进行分析,认为三种生产曲线由裂缝、渗透率、启动压力等共同影响形成,为维持气井的中后期稳产提供依据。 相似文献
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《化工管理》2019,(3)
龙凤山气田位于松辽盆地长岭断陷南部的龙凤山次凹,2010年、2012年部署探井北1、北2井获得油气显示后,2013年实施评价井北201井,营城组见良好油气显示,其中营城组Ⅳ砂组段测试日产气量5.7×104~6.1×104m~3。营Ⅳ砂组气层为龙凤山气田主力气层,平均孔隙度为8.7%,平均渗透率0.56×10-3μm~2,属于特低孔、特低渗储层。营Ⅳ砂组整体为构造背景下岩性气藏,以凝析气藏为主。气田开发至今,已出现反凝析现象,导致气井产能、渗流能力降低,气井动态储量减小,采收率降低,同时储层的压力敏感性导致气井无阻流量下降。针对这些问题,本次研究提出了一系列解决方法,包括临界携液流量配产、数值模拟技术优化采气速度、小油管排液采气、建设低压生产流程等,目前已有部分方案取得初步成效。 相似文献
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《石油工业技术监督》2019,(11)
由于井下节流相比于井口节流具有气体压力波动小、水合物不易生成等特点,被广泛应用于气井生产中。在使用过程中,节流器的节流尺寸、井筒温度和压力与节流器下入深度密切相关,通过分析节流压差和温度变化,可以根据产量要求计算出合理的下入深度。这里将节流过程视为等熵绝热过程,根据能量守恒定律,建立节流温降数学模型和压降数学模型,并开展了节流参数的研究。 相似文献
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苏里格气田开发模式及经济效益评价 总被引:1,自引:0,他引:1
长庆苏里格气田属于典型的低渗、低丰度气田,开发难度大,采用常规的开发方式难以取得预期的经济效果。通过对储集层静态与动态资料的研究,设计了经济有效地开发苏里格气田的技术方案。同时在开发工艺、地面建设等方面也进行了一系列的研究。形成了一套适合于该气田的低成本开发模式,并采用相关指标,对不同类型气井在不同单井投资和天然气价格条件下生产的盈亏情况进行了预测。 相似文献