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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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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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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。 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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《石油工业技术监督》2017,(9)
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。 相似文献
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苏里格气田是典型的低渗砂岩气藏,储层岩石孔隙结构复杂,具有明显压敏特征;目前气井采用控制产量和放压生产2种方式,其动态特征差别较大,对压敏条件下气体渗流机理及其对气井产能的影响认识不清,2种生产方式对气井开采效果的影响有待进一步评价。在岩心实验分析的基础上,通过储层压力敏感性评价,建立压敏条件下气井渗流方程,定量评价压敏条件下气井产能特征,并结合实际动态资料,修正渗透率压敏参数,分析预测气井开发后期生产动态,量化对比不同生产方式下压敏对气井开采效果的影响,优化配产,提升气田开发水平。 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
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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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高含硫气井压井液特点:根据普光气井压力系数及地层特性,通过室内岩心实验分析,开发了无固相有机盐压井液和系列添加剂。配制的压井液具有防漏、防气窜、防腐、与地层配伍性好、安全环保等特点。无固相压井液具有成本高、可重复利用的特点,运用于后期作业投产作业中。 相似文献
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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。 相似文献
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《石油工业技术监督》2016,(9)
综述了地层孔隙压力预测方法原理,并对目前存在的地层孔隙压力计算模型进行分析,优选出声波速度压实趋势线,采用储层压实法和非储层埋深法2种方法相结合,对研究区块进行地层压力的钻前预测,并将预测结果与实际测量孔隙压力进行误差分析,整体误差小于5%,该预测结果可直接用于钻井液密度的设计。 相似文献
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低渗透砂岩气藏气井配产方法研究 总被引:2,自引:0,他引:2
全面分析影响低渗透砂岩气藏气井产能的因素,提出了在气井配产过程中考虑压力敏感性、裂缝吐砂、井底积液、气体的非达西流动以及气井的稳产年限等因素的综合配产模式,为合理、科学开发低渗透砂岩气藏提供参考。 相似文献
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《石油工业技术监督》2017,(9)
对苏里格南气田气井出砂情况进行分析,认为出砂类型为支撑剂回流。针对如何控制支撑剂由地层回流入井筒,开展了气井合理产量优化研究。同时,结合开发中因气井出砂造成的危害,从井下节流器改进到易发生故障部位进行工艺优化,配合开井、排污控制、壁厚检测等相应制度,达到防砂目的。针对开井初期高产气井以及开发中节流器打捞无阻生产气井,进行井口除砂工艺实施,基本确定不同类型气井除砂制度。该分析研究对保障气田安全高效生产具有重要的意义。 相似文献
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