四川页岩气阳101井区页岩气增压开采方案优选

页岩气生产初期压降快,井口压力低于输送压力后,井口将被迫转为间歇性生产模式。为了满足井区各平台能够相对连续生产,增压生产是必要的。以四川页岩气阳101井区为例,对页岩气的增压时机、增压方式、压缩机的选型、增压流程等进行了详细的分析。

大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发,气井压力逐渐下降,目前约有30%的气井压力已接近管网压力(不低于4.5MPa)。为了维持气田的稳定生产,同时保证气田天然气的正常外输,迫切需要采取增压集输工艺。为此,针对大牛地气田的气藏特点,提出了4种增压集输模式:①单井增压模式;②集气站分散增压模式;③区域集中增压模式(多个集气站集中增压);④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明:依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备,既能最大限度地开发气田资源,又能满足管网外输压力的要求,是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。

阿姆河右岸某跨境气田增压必要性及优化研究

针对阿姆河右岸某跨境气田井口压力平输压、资源流失、压力分布不均衡、增压投资大、审批难以及地面增压工程基建人员不足等影响产能目标完成的难题,开展了增压开采必要性和增压方案优化工作,研究表明,增压开采势在必行,集中增压、分期建设的增压方案最优:(1)集中增压将所有压缩机部署在同一增压站内,分期建设既能降低资源流失,亦能缓解基建人员不足的问题;(2)通过优化产能剖面和安装流程切换装置,增压总需求功率能降至43 MW,压缩机数量和利用率达到最优,实现了投资最小化、效益最大化。该方案已经获得资源国审批,13台压缩机分两期投产运行,产能建设目标得以顺利完成,有效指导了地面增压工程的有序推进,提高了气田的开发效果。

涩北气田气举工艺的研究及应用

为了形成与柴达木盆地主力气田气水同采阶段相配套的排采工艺技术,以涩北气田第四系疏松砂岩气藏为研究对象,在综合分析气田开发现状的基础上,开展气举工艺技术研究。通过对气举方式选择、管流模型优选、管柱尺寸、气举参数、气举设备、地面流程等方面的系统研究,形成了单井撬装间歇和多井连续集中增压的多样化气举配套技术。研究结果表明:①气举技术井筒工艺无机械部件,很适合涩北气田出砂出水气井;②撬装气举灵活性强,适合井筒水淹气井的排水,集中增压气举自动化程度高,可规模化、多井同时排水,适合产层水淹的气井;③单井撬装间歇气举和多井连续集中增压气举的工艺相互补充,实现了"点和面"的全覆盖,可满足涩北气田的排水需求,将成为该气田开发中后期的重要治水手段。

克拉美丽气田开发中后期地面工艺调整改造探讨

克拉美丽气田进入开发中后期,随着底层压力下降,部分中、低压气井不能满足现有工艺最低进站压力需求,无法开井生产;由于面临关井的气井逐年增多,降低了气井开采效率和气田开发指标。为提高地面工艺技术适应性,需对集输处理系统进行改造,采用高、中、低压分输,处理站两级增压,分子筛脱水,膨胀机制冷工艺,有效提高轻烃等高附加值产品收率和气田开发的综合效益。改造后预计可累计多采天然气40×10~8m^3,新增液化气产量2.5×10~4t/a,新增稳定轻烃3 000 t/a。

英买力气田西线集输系统的优化

针对英买玉东1新增产能接入系统,同时考虑玉东2、羊塔5、羊塔1低压油气进入系统等问题,对英买西线集输系统进行优化。主要包括2部分:玉东1高压油气集输、西线区块低压油气集输。其中,玉东1高压油气集输是考虑新增产能进入系统;西线区块低压油气集输主要是考虑玉东2、羊塔5、羊塔1低压生产井进集输系统。

涪陵页岩气田增压工艺技术探讨

增压开采是页岩气井提高采收率的重要手段,可分为单站增压、区域增压、集中增压3种模式,不同的增压模式在工程投资、最终采收率、能耗与运行、兼容性方面差异较大。结合涪陵页岩气田增压运行实践,综合对比单站增压、区域增压、集中增压工艺优缺点,确定不同增压工艺的适用范围。

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。

煤层气田地面集输工艺

煤层气的开发利用是一项环保、节能、促安全的项目,但其低压、低产的特点导致开发成本居高不下,从长远来看,开发成本直接关系到煤层气行业的生存问题。在韩城煤层气田项目的建设中,形成了"井口计量、井间串接、低压集气、非金属管集输、集中增压"的低成本集输模式,使煤层气田开发进入商业化运营。