苏54区块采气管网设计思路

目前,苏里格气田已进入快速发展的新时期,经勘探开发评价,该气田属低渗、低压、低丰度的“三低”岩性气藏,有效开发难度大。根据苏里格气田集输工艺的特点,结合苏54区块采气管网布局现状和地理位置的局限性,将已建采气管网与苏里格气田较成熟的采气管网模式进行对比分析,制定了适应苏里格气田集中增压的“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案缩短了采气管道长度,降低了征地和占压公路的费用,加快了区块开发建产的速度,实现了苏里格气田低成本滚动开发的目标,可为类似“三低”气田的开发和建设提供参考。     

某高含硫气田开发过程中SO2排放对区域土壤影响的分析

高含硫气田开发过程中SO2排放会对区域生态环境造成一定的影响,以国内某大型气田开发工程为例,以净化厂为中心,布点采样及试验测定分析了该气田开发过程中SO2排放对土壤有效硫、pH以及有机质的影响,从而探讨其对该区域土壤的综合影响,为气田开发与土壤保护工作的开展提供了依据.结果表明,2010年10月土壤有效硫含量稍高于2009年10月;2010年10月土壤pH、有机质含量稍低于2009年10月.该气田开发过程中SO2排放对区域土壤的影响甚微.     

页岩气田经济评价风险参数区间计量分析——蒙特卡洛模拟方法的运用

页岩气由于其特殊的气藏地质及开发特征,开发建设具有较大风险,做好经济评价为决策者提供更科学的决策依据就显得尤为重要。目前国内针对页岩气田经济评价研究较少,据此开展了以蒙特卡洛模拟方法为基础的页岩气田经济评价区间计量分析研究。所取得的成果包括:(1)建立了一套页岩气田经济分析的新思路、流程和方法;(2)在主要风险参数上,选定了价格与投资作为引入风险参数,明确了其分析形态;(3)以某页岩气田为例,构建了该页岩气田价格与投资的经济评价图版。对比常规方法,该方法更能体现经济评价的准确性及合理性,可为企业开发页岩气田提供经济性分析的流程。     

产气剖面井资料在涪陵焦石坝页岩气田开发的应用

涪陵焦石坝页岩气气田已经实现商业开发,主要采用长水平段分级压裂模式进行。结合涪陵焦石坝页岩气田页岩气水平井产气剖面测井资料,在分析产气剖面测井资料解释方法的基础上,对涪陵焦石坝页岩气水平井产气剖面测井资料的实际应用效果开展系统研究,总结出产气剖面测井资料在页岩气田开发中的应用,为页岩气水平井轨迹钻遇小层设计、页岩气藏储层评价、压裂工艺参数优化及动态分析提供可靠依据,有效指导页岩气田的合理开发。     

高含硫天然气集输管网的技术经济研究

针对高酸性气田集输过程中存在的腐蚀、水合物堵塞等问题，从集气站站场选址、集气管网的设置形式、干湿气的输送工艺、紧急截断阀室的设置及清管等方面，分析了集输系统的工艺要点及防止水合物形成的措施，提出了一套切实可行的集输工艺方案与防腐技术，可为气田的开发与安全生产提供参考。     

中国高含硫天然气集输与处理技术进展

随着中国高含硫气藏的大规模开发，配套的高含硫天然气集输与处理技术不断推陈更新。阐述了中国高含硫气藏的开发概况，系统总结了高含硫天然气的集输工艺、净化模式、脱硫技术、硫磺回收技术，详细介绍了高含硫气田在安全控制、污水回用、管理模式及“五化”建设（标准化设计、工厂化预制、模块化施工、机械化作业、信息化管理）等方面取得的一系列完整、先进、可行成果。未来应在脱硫和含硫尾气处理方面继续开展科学研究和技术攻关，不断追求低碳环保和实现“五化”建设，努力打造高质量标准化高含硫气田开发建设模式。（图2，表2，参44）     

单通道井开发海上边际气田可行性研究与实践

由于储量规模小、丰度低,单井产量不高的气田,利用常规方法开采,气田开发建设的投资规模大,生产成本高,经济效益差或无经济效益。从地质油藏角度开展单通道(小井眼)井在边际气田的应用的可行性分析,并结合海上油气田单通道井先导性试验,认为采用单通道钻完井技术可以降低钻井成本,通过用钻小井眼井节省的钻完井费用,多钻开发井,可以有效控制储量动用程度,提高采收率。该项技术适合在储量丰度较小的边际油气田或开发中后期调整井中推广应用。     

优化调整技术在多套层系气田水平井中的应用——以H气田为例

H气田发育多套含油气层系,主力储层为碳酸盐岩,该气田地震资料品质差,储层预测难度大,从而导致水平井储层钻遇率低。根据水平井水平段长度对产能的影响,考虑水平段摩阻和气井的非达西流动影响等因素,该气田优化设计水平段长度在600~1200m。在水平段长度、水平段走向等参数优化设计、调整的基础上,在水平井钻进过程中利用测井、综合录井资料进行随钻跟踪,形成"H气田式"随钻跟踪地质导向技术。实施后储层钻遇率高,气井产能较高,证明上述水平井实施优化调整技术在H气田水平井开发中效果较好。     

大庆徐深气田气藏相态与渗流机理研究

大庆徐深气田属于低渗透砾岩、火成岩气田,气体中CO2含量不同,气田发现以来,未对不同含量的CO2相态进行过系统测试,因此无法确定在计算储量时偏差系数的取值是否合适,以及气藏中含水量与水中溶解天然气含量是多少。在岩心渗流过程中,由于砾岩颗粒大,火山岩储层非均质强,小岩心测试渗流机理无代表性。采用不同含量的天然气进行了PVT测试、气中水含量和水中气含量测试;采用全直径岩心研究了储层水气相渗、流速敏感性、启动压力、应力敏感性,并对测试结果进行分析和总结,对大庆徐深气田及相同类型气田开发均有较好的指导意义和应用前景。     

徐深气田钻井设计的优化

结合徐深气田火山岩气藏的地质特征,提出了钻井施工中井壁稳定性差、裂缝发育造成的漏失严重、储层高含的CO2气体易腐蚀套管及钻井作业条件苛刻等技术难点。徐深气田营城组安全钻进的密度窗口很窄,控压钻井更适合于控制井涌、井漏现象,从而提高了井控安全性。通过从控压钻井设计、井身结构、钻井液体系、提速工具等方面优化钻井设计,2015年徐深气田的7口设计井节省费用3000余万元,这对今后徐深气田的开发有一定的指导意义。     

水力喷射分段压裂技术在大牛地气田DPI井的应用研究

在大牛地低渗致密气田顺利完钻8口水平井，有4口水平井无阻流量大于5×10^4m^3／d，其他井无阻流量（0．3～0．6）×104m^3／d，为了进一步提高大牛地气田水平井的产量，针对不同储层特征、井身结构试验应用了水平井压裂技术，并初见成效。尤其是采用水平井水力喷射定点压裂工艺，使得DPI井天然气产量大幅度提高，无阻流量由完钻时0．69×10^4m^3／d提高到11×104m^3／d，该井的成功实施，为水平井开发大牛地气田提供了技术保障。     

气田地面集输管网系统的优化设计

气田地面集输管网系统是气田地面工程中一个投资巨大、内容复杂的系统，对这个系统进行优化设计，可获得显著的经济效益。气田地面集输系统优化，即是寻求站址、管网布局以及管径、壁厚等主要工艺参数的最佳组合，使得整个系统在技术上可行，经济上最优。通过分级优化和模型协调法，将复杂的气田地面集输系统整体优化问题先分解为若干子问题，分阶段进行优化，然后应用模型协调法，协调管网布局和参数的关系，最终解决气田地面集输系统的整体优化问题。     

高含硫气田集输管道材质的选择

分析了高含硫气田管道的四种腐蚀类型,指出有效的防治方法是:在高含硫气田的开发初期,根据输送介质的腐蚀性选择具有抗SSC、SCC和HIC(SOHIC)能力的钢材.阐述了含硫介质腐蚀的机理,提出了管道材质的分类选择方法,探讨了普通钢和复合钢管的选择原则.     

高含硫天然气田运营期长效生态监测及评价

高含硫的天然气田在开发运营过程中会排放出大量的SO2,且主要是由净化厂排放,对周围的生态环境将产生一定的影响。故采取长效生态监测的方式,对工程(主要是净化厂)周围的农作物、林草植被、大气、土壤、地表水、地下水、雨水进行监测,并根据相关标准进行评价探讨,以判断高含硫天然气田开发运营对周围生态环境的影响程度,指导人们采取生态恢复或其他应对措施将影响降低到最小。     

增压开采技术在大牛地气田的应用

随着气田开采的不断深入,气井压力和产能逐渐降低,为了充分发挥气井产能,满足气田开发需要,需要进行增压开采。通过软件模拟和增压前后气井生产数据分析,明确了单井压力下降规律和产量递减规律,确定了增压开采期合理配产原则、废弃压力和采收率。通过软件模拟分析管网的集输气能力,确定管网的增压时机,制定了增压运行方案。     

定量分析邻井压裂对页岩气井生产的影响

涪陵页岩气田采用水平井分段压裂的方式进行开发,2013年以来已有近200口井投入生产,随着加密井的部署,邻井压裂对生产井的影响不能忽视。通过对气田近5年的生产井生产动态数据和压裂数据分析,定量识别和分析了邻井压裂对气井生产的影响。研究认为井距小于1600m且在地层主应力方向上的气井受到邻井压裂影响的概率较大;压裂的工程因素与影响程度没有相关性;生产井的生产时间和累计产量与气井受到的压裂影响呈正比关系,该研究为气田气井生产管理提供了依据。     

普光气田气井合理配产方法分析

应用最优化理论，针对普光气田具体实际情况，根据流体流动的全部或部分流程，在一系列约束条件下建立适合普光气田的“优化动态数学模型”，以“优化动态数学模型”获得的最大产气量作为单井合理产气量。目前普光气田井筒没有积液，但气田存在边、底水，用该方法得到的配产量能达到控水的目的。并且对单井合理产气量进行了参数敏感性分析，研究了单井配产气量、气嘴最大开度与气嘴最大直径之间的关系。结果表明，气嘴直径达到一定值后，单井配产气量将不再增加，而保持稳定；气嘴的大小与气嘴最大开度并不是一个简单的线性变化关系。     

高压高含量二氧化碳气田井口管道设计

为了解决高压高含量二氧化碳气田井口管道设计的难题,将ASME B31.3-2012,API 6A-2010和ASTM A182-2004、ASTM A453-2000、ASTM A194-2000、ASTM A790-2000、ASTM A815-2001标准相结合,得出高压高含量二氧化碳气田井口管道的设计思路和方法:采用双相不锈钢管道材料,所有大尺寸管道均采用焊接方式且不允许在线开孔,所有小管道分支采用数据法兰连接,根据材料的屈服强度校核管道水压强度试验压力。将该方法应用于中国南海东方1-1气田WHPF平台井口管道的设计,目前该气田井口管道运行良好。研究成果有助于海上和陆地高压高含量二氧化碳油气田的开发,且可以更好地规范油气集输管道的建设,提高石油工程的安全可靠性。     

伊尔库茨克至中国输气管道

设计和铺设伊尔库茨克至中国输气管道的目的是向伊尔库茨克州的消费者提供科维克金疑析气田的天然气,并向亚太地区的国家出口天然气。出口天然气管道工程的设计是科维克金疑析气田开发规划的组成部分。该规划从1992年开始由西丹科石油公司和PyCИA财团共同实施。西丹科石油公司从1997年秋季开始与起主要作用的外国合作伙伴BP公司合作。     

磨溪气田气体流速对腐蚀的影响

气体流速大小对气田的腐蚀有重要影响。采用雷诺准数Ｒｅ判断了磨溪气田的气体流动类型，分析了气体临界流速，它是表征流体携带腐蚀产物能力大小的参数，磨溪气田的集输设备内气体流速都小于１．５ｍ／ｓ，因此导致部腐蚀严重。当气体中有液体存在时，只有能使流体在管道设备内呈雾状流动的流速才对管道设备的防腐最有利。同时雾状加注缓蚀剂能使缓蚀剂扩散均匀，提高缓蚀效率。