基于核磁共振技术的气井采出流体乳化物成分分析方法

为定量分析神木气田气井采出流体乳化物成分、确定影响气田乳化的主要因素,基于核磁共振技术,计算了生产过程中采出水(PQ-8型泡排剂、凝析油、EM50压裂液、UT-6型泡排剂)与采出流体乳化物核磁共振T2谱叠合区面积,定量评价了各采出水与乳化物的相似程度,并通过传统的傅立叶红外光谱仪对核磁共振技术分析乳化物成分的可靠性进行了验证。结果表明,气井采出水中PQ-8型泡排剂与不同时间采出流体乳化物核磁共振T2谱叠合区面积最大(2831.65-4235.80),其是造成神木气田处理厂采出水乳化的主要因素;UT-6型泡排剂与不同时间采出流体乳化物核磁共振T2谱叠合区面积最小(87.61-394.20),其对采出水乳化几乎不造成影响。PQ-8型泡排剂与凝析油和不同乳化物样品的核磁共振T2谱叠合区面积差异较大,说明二者在不同乳化物样品中的含量存在较大差异,对后期的破乳剂配方确定及破乳带来一定难度。基于核磁共振技术对气井采出流体中乳化物成分的分析结果与用傅立叶红外光谱仪测得的结果一致。

可调式喷射引流装置在榆林气田的应用

随着气田的不断开发,气井压力、产量不断降低,实际运行参数偏离装置设计参数,影响装置运行效率。开展喷射引流技术优化研究,根据气田的特点及气井参数,研制并现场应用可调试喷射引流装置,评价装置运行效果。通过对喷射引流技术的优化研究,不断完善该项技术及其配套工艺,使其广泛用于气田生产。

喷射引流技术在丛式井组的应用

子洲-米脂气田有三组丛式井组,由于井组中各气井压力、产量、储层物性的差异,为避免气井生产中造成的井间干扰,目前井组的生产方式为:间歇、轮换制度,严重制约了井组气井产能发挥。随着气田的不断开发,井组将逐渐增多,本文首次提出在丛式井组井口应用喷射引流技术,使井组中多口气井能够同时、连续生产,以达到提高井组开发效率的目的,为气田丛式井组提供新的、有效的开采工艺,服务气田发展。

榆林南区气井生产降低压力损耗研究

根据气井的实际生产情况,建立了气井节点分析数学模型,运行相应公式计算出各流段的压损值,分析影响压损的各项因素,并在各项影响因素下研究压损的变化规律。依据气井的地质分类,确定Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类气井合理的平均生产压差、产量,在产量、压差优化的基础上分析不同油管规格下携液流量、压损的关系,优选出合理的油管规格。通过以上计算,提出气井生产合理化建议,以保证气井的合理高效开发。

苏里格气田苏14井区二叠系下石盒子组盒8段多期叠置砂体储层合理开发方式研究

苏里格气田苏14井区二叠系下石盒子组盒8段岩性气藏的主体储层为辫状河沉积体系形成的多种复杂叠置砂体,其叠置关系的认识对于气田的开发至关重要,如何制定合理工作制度成为气田高效开发的难题。通过分析气田储层砂体叠置关系,建立了不同类型生产井与叠置砂体分布关系模型,并利用数值模拟方法对不同砂体叠置模式下直井和水平井合理工作制度进行研究。结果表明,直井生产主要受到横向砂体叠置影响,纵向砂体叠置影响不大;纵向和横向砂体叠置均会对水平井生产带来明显影响;砂体叠置是造成苏里格气田稳产期短、产量开发早期就呈现递减的主要原因;间歇生产的工作制度能够更好地发挥地层能量,降低气井递减,起到很好的调峰作用。

子洲气田西干线积液量计算及药剂排液工艺技术

中国石油长庆油田子洲气田公司西干线积液导致管输效率低、能耗高、管网节点压力高,目前采取的频繁清管措施,不但影响正常供气,还存在着卡球、憋压等风险,给安全生产带来了极大的隐患。为此,根据实际管线路由以及气液两相流理论,建立了适用于该气田支干线的积液量计算数学模型,利用实际生产数据、清管参数进行模型的拟合和修正,得到西干线积液量与集气量、集气压差的实用关系式。同时根据该气田管线积液高含醇(体积分数为35%)、高含凝析油(体积分数为42%)的特点,研制开发了高抗醇、高抗油管道泡排剂UT-14,并进行了药剂排液试验。结果表明:试验前后管道进出口压差最多降低0.22MPa,排液效率超过33%,证实西干线积液实用公式的正确性和药剂排液在复杂地表下集气管线的适用性,可作为目前清管工艺的替代工艺,以确保集气管线的连续、安全生产。该成果对提高起伏管线集输效率、降低集输能耗和清管风险具有重要意义。

子洲-米脂气田泡沫排水采气技术研究与应用

子洲-米脂气田通常采用泡沫排水采气工艺,以提高气井开采时率,由于甲醇和高矿化度地层水严重影响泡排剂的起泡性能,部分气井泡排效果较差。针对现场存在的问题,结合子洲-米脂气田工艺特征,研制抗高矿化度,抗甲醇的泡排剂、优化工艺参数,开展现场试验,排除井筒积液,提高低产、积液气井的产能,对合理有效开发低产气井具有重要意义。

积液气井排水采气工艺优化研究

截止2011年年底,榆林气田南区和子洲气田共投产气井354口。其中Ⅲ类低产低效井108口,占全厂井数的30.51%,大多数存在井筒积液,富水区块的气井共计58口,目前4口气井产液严重,占总井数的16.38 %,严重时造成气井水淹停产,为解决积液气井排水采气的问题,重新优选新型泡排剂、优化气井排水采气制度、引进新型排水采气技术,建立一套适用于全厂积液气井的排水采气配套工艺技术,及时恢复气井的正常生产,确保气井产能正常发挥。

气井防砂工具在水平井的应用

随着子洲-米脂气田的建设,水平井的发开成为重点,2011年共打水平井7口,投产4口,其中3口气井投产后均不同程度出砂,导致下游管线或阀门出现刺漏现象,影响气井正常生产,因此,在以往27/8"井下防砂工具的基础上,研究加工31/2"大管径井下防砂工具,同时开展地面防砂工具的研究,确保气井正常生产及下游地面设施的安全运行。

置换法压井技术在榆林气井的应用

该井是榆林气田一口开发井,该井在2001年对山_2层进行了压裂、试气求产,测试流动压力22.387 MPa,试气无阻流量6.6142×10~4 m^3/d,地层压力系数为0.9992,是该区块一口相对高压高产的气井。在对该井进行地层测试时由于测试工具掉入油管卡死,导致气井无法正常生产,由于气井相对高压高产,且油管堵死无法循环造成压井处理事故难度大、安全风险高。通过采用了井筒气液置换法压井技术有效的控制了压井的施工压力和压井液用量,并一次取得了压井作业的成功,保障了该井后续井筒作业的安全进行。

污水回注井DL-C2井运行效果评价

DL-C2井是2011年第二采气厂新建的一口污水回注井,该井的建成缓解了米脂天然气处理厂老井注水压力,同时为进一步研究子洲-米脂气田纸坊组、和尚沟组、刘家沟组和石千峰组等各层系地层吸水能力提供了参照。本文主要介绍了该井的投产情况及投产后的运行效果。

子洲-米脂气田钻井堵漏工艺

子洲-米脂气田自从开发以来,井漏问题一直是阻挠钻井时效提高的一大难题。为了解决刘家沟组的钻井井漏问题从而提高机械钻速,钻井技术人员相继采取了不同的堵漏方法取得了不错的效果。针对子洲-米脂气田2009年产能建设中,降低钻井堵漏成本所采用的几种常见的堵漏工艺进行了介绍。

悬挂式速度尾管在榆林气田南区的应用

在气田开发过程中,气井普遍产水,不同程度地影响了气井的正常生产。近几年来,榆林气田南区开展了以泡沫排水、井下节流助排、间歇提产带液等为主的排水采气工艺技术研究与应用。与其它工艺技术相比,悬挂式速度尾管具有一次性投入,操作简单,连续稳定,有效期长,排水采气和水合物防治双重作用等优点。通过应用悬挂式速度尾管技术,可以有效提高气井携液能力,防止气井积液、保证气井正常生产。

洲4站气动紧急截断阀供气系统改造效果评价

针对目前子洲-米脂气田气动紧急截断阀运行现状,分析运行中存在的问题,引进小型空气压缩机,压缩空气作为主驱动气源,氮气作为备用,实现气动紧急截断阀双气源驱动,选取洲4站进行现场安装试验,保证气动紧急截断阀安全、平稳、有效运行,使其充分发挥安全效益,以消除安全隐患。

榆林气田集气站ESD的研究与应用

针对目前榆林气田南区集气站的安全防范措施存在一定的安全隐患问题,阐述在集气站系统利用原有的SCADA系统,在其基础上增加联锁保护程序来实现ESD功能,使得一系统两用,操作过程简单化,又节约了成本。

SHM气田含油污水处理药剂筛选

SHM气田采出污水具有高含油、悬浮固体含量高、高矿化度、弱酸性、油水分离慢等特点,影响回注系统的正常运行。采用混凝沉降法处理采出污水,对p H值调节剂、除铁剂、无机絮凝剂和有机絮凝剂的种类和加量进行了优选,研究了加药时间间隔和加药次序对絮凝效果的影响。结果表明,在气田采出污水中先加入0.5 m L/L除铁剂双氧水、3 min后用Na OH将p H值调至7.5左右、1 min后加入100 mg/L无机絮凝剂PAC、2 min后加入6 mg/L有机絮凝剂阳离子聚丙烯酰胺,处理后水质由弱酸性变为中性,絮体完全沉降时间为8 min,悬浮固体含量由400~700降至14~30 mg/L,含油量由722~1366降至32~42 mg/L,达到注入水水质要求。

GC-1型泡排剂应用效果评价

气田经过不断开发，地层压力逐渐降低，井筒积液严重影响气井的产能发挥，目前主要采取泡沫排水采气技术排出井筒积液，该技术具有工艺简单、低成本、见效快、易操作的特点，在本厂广泛使用。但部分气井由于高含凝析油，随环境温度的升高和凝析油含量的增加，泡排剂的起泡能力和稳定性会大大降低，尤其对于凝析油含量大于20％的气井中，许多起泡剂产生的泡沫会在1～2min内消失，甚至不产生泡沫，泡排效果不明显，应用一种能够用于凝析气井开采的泡排剂成为一种需要。

气田管输带压条件下天然气水露点测定及应用——子洲气田集气站为例

天然气从井口到处理厂的流动过程中,由于流程中温度和压力等不断变化,可能出现部分凝析水,造成输送效率下降。子洲气田集气站采用"小站常温分离、湿气气相输送、处理厂集中脱烃脱水"的工艺模式,其中常温分离的方法,需要通过水露点的研究确定凝析水产生的部位,明确不同工况下合理的集气站运行温度,提高集气站分离效率。利用自研的水露点测试仪对子洲气田(洲1、洲4、洲8)集气站外输部分取天然气进行不同压力下水露点测试,建立了水露点—压力的指数预测模型,进而建立了水露点与含水量的关系方程。子洲气田洲4站数据计算表明,该站夏季凝析水主要出现在外输到接收站的管道中,日产凝析水量约8 m^3,冬季时站内就出现了凝析水,从外输端到接收站的凝析水量少于夏季,但外输到接收站的管道中仍有一定量的凝析水出现,矿场外输压降和清出积液量随日期变化曲线说明了该次计算结果是比较可靠的。根据该次带压条件下水露点预测可计算的集气站管线日产水量,为现场措施清管提供有力指导,减少了管线运行阻力。

基于水露点分析的气田集气站注醇量优化——以子洲气田集气站为例

天然气通过集气站输送过程中,温度、压力等环境条件不断变化,易出现水合物,造成管线堵塞,影响天然气正常的输送,解决问题的做法是通过集气站时注醇。结合子洲气田集气站采用"小站常温分离、湿气气相输送、处理厂集中脱烃脱水"的工艺模式,为了确定合理注醇量、优化注醇制度,首先,根据各级分离器进、出口处天然气水露点测量值和所在部位环境温度对比判断是否需要注醇。对于需注甲醇时,将测量的各级分离器和管输接收端天然气水露点与对应的环境(管道)温度之间的最大差值作为需要优化的最大温差值。接着,利用行业标准露点修正图版建立了露点修正模型。最后,基于需优化的最大温差值,利用注醇量和温度修正值的关系对比确定子洲气田集气站最佳甲醇注入量。所得甲醇注入量既可有效抑制水合物形成又可节约成本。最终形成适合子洲气田集气站不同季节甲醇注入推荐表,可用于指导集气站生产。

考虑采动影响的煤层气储层数值模拟方法研究

为了实现采动条件下煤层气开发模拟优化,采用动态虚拟井随采动工作面一起推进表征采动过程中工作面对邻近煤层物质交换的影响。利用变渗透率场实现工作面推进过程中邻近煤层的渗透率场的变化,通过随采动工作面推进的虚拟井与变渗透率场耦合作用实现采动条件下煤层气模拟。模拟结果与矿场实际监测数据较为吻合。