长庆油田苏里格气田南区天然气管道风险管理对策分析

随着气田不断开发与发展,做好天然气管道安全管理成为面临的重要课题。本论文以长庆油田苏里格气田南区天然气管道为研究对象,综合分析了天然气管道整体安全状况,对管道的风险水平做出了大致判断。在以上分析研究的基础上,提出了加强天然气管道安全管理的一些建议。

采气六厂以理念实践推进企业文化建设的实践与思考

第六采气厂结合单位实际,在思想上突破,在实践中寻找路径,把企业倡导的文化理念引入基层岗位工作,通过实践来实现员工思维方式的转变和良好行为习惯的养成,通过层级企业文化成效测评,改进实践水平,在企业管理的具体实践中取得了效果。

苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状

苏里格气田作为我国内陆最大的整装气田,随着天然气不断开采,地层压力逐渐降低,采气工艺技术的革新与集气管网布局的优化成为延续气田生产寿命的核心问题。该气田通过井下节流工艺有效利用地温热能解决了水合物堵塞问题;新型锁芯式井下节流器一次打捞成功率在90%以上;布井方案采用单井串接工艺,缩短了采气管线长度;减少运行管理费用投入,使建设投资额降低约48.8%。梳理了近年来管网模型研究的发展动态,指出不同方法的优缺点,并以苏里格气田采气量增加30%的背景下,展示了骨架管网水力计算模型的建立过程和模拟软件算法流程,利用TGNET软件模拟管网压降幅度,从而有效抑制水合物生成并避免经济损失。针对集输管网适用性评价进行讨论,指出了生产工况变化对管网运行效率的影响,以及建立水力计算模型对于预测和避免潜在风险的必要性。

智能柱塞气举排水采气在苏里格西区应用研究

苏里格气田西区开采以来,部分气井已进入生产中、后期,压力和产能普遍偏低,不能满足气井生产的连续携液要求,导致部分气井井底或井筒内产生积液,严重影响气井正常生产。目前苏里格气田西区引入MI智能柱塞气举排水采气系统,通过分析柱塞气举排水采气系统的特点,结合在苏西区块的试验效果,评价其工艺适用性与经济效益,分析其优缺点。

致密砂岩气藏微观孔隙结构多尺度联合表征

致密砂岩的微观孔隙结构对气藏的开发至关重要。文中以临兴地区下石盒子组盒8段为研究对象,采用多种实验方法对致密砂岩孔隙结构进行精确表征。研究结果显示:致密砂岩主要孔隙类型为长石溶孔和岩屑溶孔,其次为粒间孔、晶间孔和微裂隙;高压压汞、CO_(2)吸附、N_(2)吸附以及渗吸-核磁等实验结果均反映了研究区致密砂岩孔隙结构具有较好的连通性;多尺度联合法表征的致密砂岩孔径分布以微孔为主,介孔次之,大孔最少;微孔的大量分布为比表面积做出主要贡献,介孔、大孔贡献较少,孔容主要由微孔、介孔贡献,大孔贡献较少;核磁共振计算的孔径分布比例与多尺度联合法的计算值在介孔、大孔阶段具有较好一致性,在微孔阶段,多尺度联合法的计算值大于核磁共振法,表明微孔为气藏的主要气体储集空间,而介孔和大孔为气体运移的主要通道,多尺度联合法在致密砂岩储层孔隙结构精细表征方面更具特色。

纳林河地区本溪组深部煤层气地质特征及开发潜力

鄂尔多斯盆地东缘煤层气开发较为成熟,以中浅层煤层气为主,盆地其他地区煤层气资源尚未予以评价。本文立足于鄂尔多斯盆地中部纳林河地区,综合岩心、地震、测井和分析化验等资料,详细阐述8#煤层的基本地质特征,分析煤层气富集条件,评价其开发潜力。研究区8#煤层埋深3100~3400 m,煤层厚度3~10 m,R_(o)在1.6~2.2之间,属于高成熟-过成熟阶段。煤岩类型主要为亮煤和半亮煤,含气量平均值为18.70 m^(3)/t,游离气占29.93%。煤层中割理发育,平均孔隙度3.83%,平均渗透率3.95×10^(-3)μm^(2)。优质的煤层品质、平缓简单的构造特征、以泥岩为主的顶底板封闭以及高地层水矿化度和滞留环境,共同造就了“深埋藏、缓构造、强生烃、泥岩顶底板+弱水动力封堵”的深部煤层气自生自储富集模式。通过与大宁-吉县和佳县区块对比,纳林河地区具有一定的开发潜力,且纳林1H井较好的生产情况预示了本地区深部煤层气开发的美好前景。

考虑产水量变化的气井井筒结垢堵塞预测

为提高气井解堵措施的针对性,综合考虑气井井筒无机物结垢的热力学和动力学影响,特别是考虑气井产水量变化与垢在井筒内壁的黏附系数,建立了气井井筒结垢堵塞预测模型,并应用于靖边气田。结果表明:基于平滑指数法预测了气井日产水量,预测时间越长,累积产水量的误差越小。加权系数α越小,预测结果越精准,模型中α取0.2;通过现场生产资料拟合,垢在井筒内壁的黏附系数取0.001时,能够取得较为满意的预测结果;现场应用结果表明该模型预测的结垢堵塞物组成和堵塞程度与现场相符,对气井井筒除垢解堵措施具有指导意义。

置换法联合压裂开采天然气水合物技术

详细概述了可燃冰的物化性质、勘探开发主要历程及开采技术现状,着重介绍了压裂联合CO;置换开采天然气水合物技术,并对其在技术、经济及安全方面的优势进行了分析,同时指出了该联合工艺在技术、地质风险及环保方面存在的不足和挑战,并对其未来发展前景进行了展望。

两级同步回转压缩机排水采气技术应用研究

苏里格气田进入开发中后期,出现气井携液能力下降、井筒积液排出困难现象,导致复产稳产难度大的问题,严重影响气井正常生产。结合同步回转压缩机气液混输的特点,采取两级增压,对积液井实施连续气举、增大生产压差、排出井筒积液的排水采气工艺;以气井流入、流出曲线为基础,分析了排水采气机理;分析了气井在压缩机连续气举工艺下的生产数据,从增产效果、适用性、经济性及同类工艺对比四个方面进行了工艺评价;提出了压缩机装置以"高压力、大排量、高度集成"的思路继续优化发展的建议。研究结果对苏里格气田中后期稳产提供了有效思路。

苏里格气田南区气田采出水处理分析探讨

苏里格气田南区是苏里格气田的重要组成部分,气田采出水的安全、环保处理是气田平稳运行的保障。苏里格气田南区采出水包括上古、下古两部分,通过水量、水质及上古、下古采出水的配伍性试验分析,提出采出水处理方法.下古井采出水在地层温度下具有明显的结垢特性,而上古井采出水在地层温度下结垢特性非常小,结合气区实际情况,上、下古气井不含甲醇采出水可混合处理达标回注,而下古含醇采出水则需回收甲醇后方可进行处理回注地层。

H_(2)S/CO_(2)共存体系气液相中P110钢的腐蚀行为

为了研究油套管在H_(2)S/CO_(2)共存体系高温高压环境气液相中的腐蚀行为及腐蚀机理,利用高温高压反应釜展开了油套管P110钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中的动态腐蚀模拟试验。采用失重法计算了试样的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率,采用XRD、SEM/EDS、三维光学轮廓显微镜等手段研究了CO_(2)/H_(2)S共存体系中P110钢处于液相和气相中的腐蚀行为特征。结果表明:液相中P110钢的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率分别为0.0263 mm/a和0.2081 mm/a,均大于在气相环境中P110钢的均匀腐蚀速率(0.0148 mm/a)和点蚀速率(0.1569 mm/a)。液相中P110钢表面生成的腐蚀产物主要为红褐色粉状疏松的FeCO_(3),气相中P110钢表面所形成的腐蚀产物主要为FeCO_(3)和黑褐色致密均匀的FeS,FeS能抑制环境介质中CO_(2)、H_(2)S及Cl-对基体材料的进一步腐蚀。P110钢在液相和气相中发生的腐蚀主要为均匀腐蚀,局部区域有点蚀,存在局部腐蚀倾向。

气田新型上下古合采提高采收率技术探讨

随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的上古集输工艺及场站模式已不能满足生产需要。为充分发挥这部分含硫气井的产能,则需研发一种新的上下古合采地面集输工艺模式及配套的一体化集成装置。本文对适合上下古叠合区的三种天然气脱硫工艺进行了比选,优选出了一种新型低潜硫量非再生液体脱硫工艺,并在此基础上形成了苏里格气田以“井场和站场非再生液体脱硫工艺”为核心的新型上下古合采地面集输工艺模式,研发出了适应苏里格气田低潜硫气质特点的井场和站场液体脱硫一体化集成装置,经过现场实践表明新模式适用于苏里格气田上下古叠合区的开发需求,一体化集成装置运行平稳,脱硫后天然气硫化氢含量达到《天然气》GB 17820-2018中天然气Ⅰ类气质指标,对充分发挥上古区域内下古天然气的产能起到了良好作用。

苏里格气田A区块储层基础物性特征分析

储层基础物性分析对了解气藏、制定气田开发方案及研究气井合理生产制度都至关重要。以苏里格气田A区块实物岩心为基础,依次开展基础孔渗、矿物成分、扫描电镜和高压压汞实验分析,分析储层的微观结构特征。实验结果表明:1)目标区域属于低孔低渗碳酸盐岩储层,非均质性强;2)岩石以脆性矿物为主,黏土矿物质量分数极小(大部分岩石中黏土矿物质量分数小于2.0%);3)孔隙以粒间孔为主,孔隙形态多样,纳米级微裂缝少见,填充度不高,缝洞呈现几何式特征;4)最大进汞饱和度差异大,孔喉结构不均匀,分选性差,孔喉半径小且分布广。

高桥区泡沫排水采气试验效果评价

高桥区地处靖边气田南部,储层地质条件差,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。

气举排水采气工艺技术的研究分析

近年来,随着气井开发力度的不断加大,一些气井已成为低压低产气井,为确保其采收效率得到有效的提升,促进气井产能的提升,就需要在采气工艺技术上进行不断的优化和完善。而气举排水采气工艺技术则能更好地满足低压低产气井的需要。因此,本文主要就气举排水采气工艺技术在低压低产气井中的应用要点进行了梳理,以更好地满足实际生产的需要,在提升产能的同时确保整个生产过程的安全性和高效性。

油气管道全周期内流动安全研究

管道运行参数变化影响流体流动状态,研究不同工况下油气管道流态对保障生产安全具有重要意义。采用OLGA建立了油气管道流动模型,研究了不同参数变化对流动安全的影响,提出了适应性调整措施。结果表明,原油高含水率对流体压力影响最大,该工况下应防止井口回压过大导致油气开采效率下降,而输送流量和气液比对流体压力影响相对较小。输量、含水率和气液比升高时管道温度损失减小,降低管道内流体凝管和结蜡风险。小输量、低含水率存在管道结蜡的风险,应设置加热措施或者定期清管。大流量、高含水率、高气液比均会促使管道内段塞流流型覆盖范围变广,流体流动稳定性降低,在油田开发3~7年及中后期应注意管道沿程稳定性和出口处设备抗段塞冲击的能力。

低压低产气井排水采气工艺技术探析

随着我国工业化水平的不断提高,大气污染日益严重,对其治理成为重中之重,因此越来越多的科学研究者对新能源产生了更多的关注,而天然气是目前应用最普遍的清洁能源。天然气的生产流程较为复杂,首先由气井中开采出天然气,再由集气系统对其进行一系列处理后,才能输送给用户。这其中气井的开采环节较为重要,直接影响到天然气的产量。但在一些低压低产气井中,天然气的开采存在较高难度,有井内积液等复杂问题,会增加开采成本,并严重影响开采效率。针对这一问题,本文首先分析了低压低产气井中应用排水采气工艺的重要性,并分析总结了目前在低压低产气井开采工作中广泛使用的工艺技术,为相关的工作提供一定的理论指导,促进行业的可持续发展。

某油田套管脱扣失效分析

对某油田Φ139.7 mm×7.72 mm J55 LC SEW套管脱扣掉井事故进行了详细调查,分析了脱扣套管的理化性能、损伤特征,并对同批新套管进行螺纹、上卸扣、整管拉伸等实物性能进行验证试验,分析表明在失效接头外螺纹第22~23扣根部周向位置萌生一定长度的裂纹,在高压泥浆的循环作用下,导致外螺纹从内表面向外表面形成一个局部的高压区,从而在泥浆刺漏和冲蚀下使接箍镗孔端刺穿损坏,造成套管材料强度和螺纹连接结构和强度发生改变,最终在起套管过程中因承受不了较大的拉伸载荷而发生掉井。

气井井筒溶垢剂的制备与应用

长庆S2××区块气井井筒堵塞物主要有CaCO_3、CaSO_4、BaSO_4等垢和FeCO_3、FeS等腐蚀产物,对生产影响较大。针对这一情况,从溶垢量、起泡能力和缓蚀性等方面开展了解堵剂的制备与性能研究,确定了配方为10%有机酸YG-1+1%炔醇类酸化用缓蚀剂HJF-50A+0.5%泡排剂UT-11C的酸性解堵剂和配方为10%胺基酸盐YH-1+0.5%十二烷基磺酸盐类泡排剂YFP-2的碱性螯合剂。在温度20数90℃下,酸性解堵剂对CaCO_3的饱和溶垢率为85.93%数87.46%,对应饱和溶垢量为68.74数69.97 g/L;对FeCO_3的饱和溶垢率93.76%数95.02%,对应饱和溶垢量为75.01数76.02 g/L;对FeS的饱和溶垢率为65.69%数71.23%,对应饱和溶垢量为52.55数56.98 g/L;对80S挂片的腐蚀速率3.13 g/(m^2·h),携液率90.00%。碱性螯合剂主要溶BaSO_4、CaSO_4等酸不溶物,在90℃时,对BaSO_4的饱和溶垢率72.43%,对应饱和溶垢量为14.49 g/L;对CaSO_4的饱和溶垢率76.78%,对应饱和溶垢量为61.43 g/L;携液率95%。现场采用酸性解堵剂和碱性螯合剂多轮次间歇加注方式处理井筒结垢严重井,油套压差降幅达1.01数3.0 MPa,产气量增幅为14.2%数53.71%,获得了显著的溶垢效果。

基于多方法融合的低产低效气井优选

随着致密气田的深入开发,低产低效井逐年增加,已经成为制约气田开发的关键问题之一。以苏里格气田某区块30口气井为研究对象,引入产量贡献率作为动态分类指标,运用气井产量贡献率累计分布曲线的类分割点将气井划分为4类。以纵向合采砂体数、有效砂体厚度、孔隙度、渗透率和含气饱和度等参数作为静态评价指标,采用熵权-理想点法,对气井进行静态分类。基于动态和静态分类结果,引入自相关距离判断异常值点,进行低产低效气井优选。研究表明,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类气井的储层质量依次变差,累计产量依次减小;4口气井为低产低效井,优选结果符合生产实际。该研究成果可为气田进一步挖潜的选井、选层提供一种新的技术途径。