三低气田生产系统规划设计研究

三低气田(低产、低渗、低丰度)是我国在常规气藏开发接近枯竭或步入稳产期后期的研究重心。目前国内外文献资料仅局限于此类气田某一方面的研究,缺乏将常见工艺结合起来后整体性的规划,本文借鉴国内多个三低气田的建设经验,为研究此类气田中后期开发提供工艺调整思路。

海上“三低”油气田多功能气举测试新工艺

针对现有测试工艺不能满足海上"三低"油气田快速、高效、经济的测试要求,提出了通过钻杆-油管小环空注气进行气举的多功能气举测试新工艺,并相应优化了气举阀、气举工作筒结构,设计了油管插入密封装置和钻杆升沉补偿装置。现场应用效果表明:所提出的多功能气举测试新工艺具有快速诱喷排液(返排残酸、压裂液)、变深度测试求产、下钢丝绳作业取样等多种功能,成功解决了常规测试技术在处理海上"三低"油气田时遇到的困难,加快了测试速度,节约了作业成本,为海上"三低"油气田的地层测试提供了有效的技术支持。

华庆区块“三低油气田”井控管理研究

某油田位于中国第二大沉积盆地——鄂尔多斯盆地,横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省(区),勘探总面积37万平方千米,是中国近年来增长幅度最快的“三低”油气田,而**集团**采油作业区正处于鄂尔多斯盆地中的陇东油气区。随着近年来注水井的增多以及各种补能增产新工艺、新技术的逐步应用,改变了原始的地层情况,“三低”局部呈现出“高压”特性,井控风险逐年增加。因此,转变“低渗不会喷、井控不重视”的思想是当前井控关键所在,在井控管理上始终坚持“警钟长鸣、分级管理、强化监管、常抓不懈、绝无一失”的工作方针,从而避免井涌和井喷事故的发生,确保油田开采安全。文章详细介绍了“三低油田”潜在的井控风险、井控管理模式以及对发生井喷的原因分析,针对相关原因探讨合理的应对策略。

二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属于三低气田,水锁伤害严重,压后排液困难。如何实现对储层的低伤害、快速返排是储层改造技术面临的一个重要问题。二氧化碳干法压裂技术采用液态二氧化碳作为压裂液,利用压裂液对裂缝壁面冲蚀作用形成的岩石碎屑为支撑剂,压裂后,二氧化碳气化并迅速从地层中返排出来,从而实现了对储层的增产改造。该技术在苏里格气田进行了一口井的成功应用,施工过程顺利,压后改造效果较好。通过施工表现出二氧化碳干法压裂技术能够形成动态裂缝,具有一定的增产、稳产能力,且压后返排迅速。但也存在一系列的缺点,如:施工管路摩阻较高,滤失较大、返排过程中易在管柱中产生冰堵等。总体而言,二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田具有一定的适用性,并可以作为低渗透油气井增产改造技术的借鉴。

“三低”气田地面集输工艺适应性分析

针对鄂尔多斯盆地"低渗、低丰度、低产"气田,地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水,站内集中注醇的集输工艺。与传统直井生产相比,水平井具有"井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快"的特点。集气站内节流降压脱水工艺对水平生产井仍具有较好的操作适应性,进站压力范围15～8MPa时,外输压力可达5.3MPa;当进站压力为7.0MPa时,加热炉停止;当进站压力为6.0MPa时,出站压力为2.4MPa,即现有集输工艺的操作下限。

带压作业技术在三低气藏苏11-18-42井中的应用

苏里格气田是目前我国最大的整装天然气田,并且是典型的"三低"气田,主要采用"井下节流"为核心的中低压集气模式加快产能建设。压裂完井管柱井下节流装置失效,是苏里格气田面临的主要事故。常规作业带来的施工安全隐患,作业周期长,污染成本高等问题一直是制约苏里格气田的效益开发。带压作业新技术在苏11-18-42井的成功应用,很好的解决了上述问题,该技术在国内"三低"气田的推广使用具有一定的借鉴意义。