单井增压开采技术在煤层气开采中的应用

在信息时代的不断发展下,煤层气的开采技术得到了优化与广泛应用,结合目前很多企业应用的单井增压开采技术而言,其可以有效提高煤层气井开采后期的煤层产量和效率,有着较高的应用价值。在技术应用中,可以通过螺杆压缩机配合变频电动机组合的方式实现井口套管压力的降低,而且该组合方式还有着性能稳定和运行工况范围广的特点,可以实现单井煤层产气量的大幅度提高。基于此,具体分析了螺旋压缩机机组在煤层气开采中的应用,为相关企业的开采工作提供理论参考。

大牛地气田盒3气藏单井增压时机探讨

大牛地气田盒3气藏属于低压、低渗封闭性气藏,单井产量低,地层压力下降快,稳产难度大。针对目前开发中存在的问题,对盒3气藏定产降压气井的井口压力进行递减分析,对气井的稳产年限进行了预测,得出该气藏各气井稳产年限不一致,但大部分均能达到5a。气井的稳产年限对应的生产时间即为单井增压时机,对于稳产年限小于5a的气井可以采用增加管网压力的方法来延长稳产期,提高气藏采收率。

单井增压注水在低渗透油田的应用

我厂地处外围低渗透油田,油田储层物性差,非均质性强,注水开发后,表现出注水压力上升快、地层压力保持水平低,欠注井日益增多。通过对我厂采取的单井增压注水治理欠注井的实际效果进行分析,为今后注水系统的优化运行提供依据。

单井增压注水技术在XX油田的应用

XX油田储层物性差,非均质性强,属于低渗透油田。注水开发后,表现出注水压力上升快、地层压力保持水平低、欠注井日益增多。为了实现能够注够水,对欠注井实施单井增压治理。本文通过对单井增压注水试验效果进行分析,为欠注井的治理提供依据。

煤层气单井增压开采技术应用研究

增压开采工艺是煤层气开采后期提高采收率的重要手段,单井增压工艺可将低产井口的套管压力抽吸至负压,最大限度提高采收率。实施单井增压后,可以提高单井日产量达46%,单井采出程度提高30%~40%,证实了煤层气藏单井增压良好的应用前景。同时,螺杆压缩机性能稳定,工况范围宽,最低吸气压力可达-0.01MPa;相比传统活塞压缩机,喷油螺杆压缩机更能满足单井增压的工况条件。

单井增压开采技术在煤层气开采中的应用

单井增压开采技术是煤层气井开采后期提升煤层气产量及采收率的重要技术措施,通过采用单井增压工艺可以将煤层气井口套管压力降低至负压。在煤层气井场采用单井增压开采后,单井煤层气产气量提升幅度平均在27.8%,单口煤层气井采出程度提升30%~40%,表现出良好的应用效果。同时,采用螺杆压缩机配合变频电动机组合方式具有性能稳定、运行工况范围更宽的特点,煤层气井口最低吸气压力可降低至-0.01 MPa,相对于传统采用的活塞式压缩机,采用喷油螺杆式压缩式可以更好地适应煤层气单井增压开采需要。

煤层气单井增压开采技术应用研究

单井增压技术是煤层气开发后期提高煤层气产量和采收率的重要技术措施。采用单井增压技术,可将煤层气井井口套压降至负压。煤层气田采用单井加压开采后,单井平均增产27.8%,单井采收率提高30%~40%,取得了良好的应用效果。文章通过对压采工艺原则以及可采储量的分析,对煤层气单井增压开采技术进行了研究,以期为提高煤层开发的经济效益提供理论基础。

松南气田单井增压与整体增压匹配关系研究

松南气田于2009年10月底建成投产,累计生产原料天然气67.08亿方。目前松南气田生产井整体井口油压、产量逐年递减。自2016年开始,逐步对松南气田营城组和登娄库组低压气井实施单井增压,为保证气井平稳生产,提高气田采收率,2018年建立松南气田整体增压项目,2019年9月建成投产试运行。文章对松南气田增压现状进行了介绍,对进入整体增压气井的时间进行了预测,并结合目前工艺现状及气井生产情况,分析研究了松南气田单井增压与整体增压的匹配关系。

单井增压采气工艺在大牛地气田的应用

随着大牛地气田的不断开发,气井压力产量逐渐降低,气井依靠自身能量携液的能力变差,积液井需要放空辅助排液,低压井由于接近外输管网压力而无法充分释放其产能。为此,气田引入了GasJack撬装压缩机设备,并组织实施单井增压采气工艺试验,试验从解决积液井放空与释放低压井产能两方面进行,验证了该工艺对于积液井排液有良好效果,尤其可以实现低产积液井的放空气回收;对于低产井增产具有重要作用。同时,明确了该装置实际出气压力不得高于2.6MPa,单台设备日处理量最高可达6000m^3/d。此外,通过经济评价认为单台设备运行的经济效益的边界为日增产量>1400m^3/d。

单井增压-管网降压注水工艺在洲城油田的运用

单井增压-管网降压注水工艺是油田注水有效降低能耗的途径之一，同时也提高了注水管网的效率，促进注水系统效率的整体提高，现实了良好的经济效益。在能源日趋紧张的社会，这一注水工艺值得推广。

低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用

牙哈凝析油气田经过十多年的开采,地层压力普遍下降,气田整体压降不均衡,难以利用油气井自身能量将油气输入集输管网。针对此问题,提出应用单井增压混输技术,将因压力低不能进入集输管网的长期关闭的井复产。实际应用结果表明:低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用非常成功。

地面增压注水原理及合理注水压力确定

为提高水井的注入量和注采压差,进行提压注水试验,目前在注入流程中加入单井增压橇装置提高注水压力,建立油水井间有效驱替。该技术可实现在系统整体运行压力不上升的前提下,提高个别注水井的单井注入压力,完成配注要求,降低注水能耗。单井增压泵最大出口压力40 MPa,最大提压能力可达20 MPa,对井口压力没有特殊要求;最大排量25 m3/h。

松南气田气井增压效果评价

通过从废弃压力、气藏递减率、可采储量、经济效益等多个方面对松南气田营城组和登娄库组增压单井进行效果评价。分析认为通过单井增压可以解决低压井无法进站的问题,提升气井携液能力,保障稳定生产,有效的降低了气井的废弃压力,控制气藏的递减率,提升了气藏的可采储量,创造良好的经济效益。

大港油田注水工艺系统节能降耗技术研究与应用

为了更好地实现油田高效注水开发的目的,近几年大港油田对注水工艺系统开展了联网运行、高效泵代替低效泵、注水系统的高低压分离改造、单井增压注水、注水管线除垢技术及变频调速等多项节能降耗技术研究与应用。分析了油田采用这些技术有效提高注水系统运行效率及实现注水系统优化运行的情况,提出了大港油田注水系统今后的发展方向和建议。

Gas Jack撬装式压缩机在苏里格气田的应用效果评价

叙述了Gas Jack压缩机结构及原理,并分析了其在苏里格气田进行干管增压的应用效果。现场应用表明,Gas Jack压缩机工况能满足集中增压气井生产后期继续开采的需求,有效降低气井废弃压力,延长气井生产时间,提高气井最终采收率。

末后期井口气对增产设备的挑战与机型选配

浅要地总结分析了末后期井口气对增产设备的主要挑战,并提出了对策,为相关设备的开发和选型提供参考。然后分析了五种井口增产专用于设备的性能特点及其核心原理,再结合其它传统机型,针对不同井口工况进行了设备的简单匹配。

温米油田增压注水技术的研究与应用

在低渗透油田注水开发过程中,存在许多井欠注的问题,常规的压裂酸化等措施未达到理想的效果,增压注水是解决这一问题的有效途径之一。受平面非均质性的影响,整体增压运行成本高,效率低,通过单井增压泵的增压注水方式,可以有效提高注水量,促进油井见效增产,达到提高低渗透油田注水波及体积和采收率的目的。