新疆油田氮气气举一体化管柱快速返排研究

新疆油田已投入开发的气藏储层物性差异大,存在黏土膨胀、水敏和固相堵塞等伤害。常规管柱射孔后,需压井提出射孔枪串,更换成储层改造管柱。反复压井导致储层二次污染,更为严重的是气藏压力系数低,储层改造后入井液靠自身能量返排困难。为此研制了储层改造+氮气气举返排、射孔+储层改造+氮气气举返排一体化管柱,优选配套工具:针对气井工程口袋较长或下部无利用层的气井,推荐使用丢枪射孔工艺,否则采用全通径射孔工艺;固定式气举工作筒抗内压90.00 MPa、抗拉强度达到70.00 MPa及气举阀波纹管承载达到35.00 MPa;采用压井阀解决了完井管柱应用封隔器后无压井液循环通道的问题。基于氮气物性修正和引入Beggs&Brill两相流摩阻系数来修正储层改造液体与压井液的差异,考虑氮气返排与常规连续气举设计的差异,完善了氮气气举返排设计基础理论,研制了配套工艺设计。现场射孔+酸化+氮气返排试验证实:该工艺为解决同类气藏入井液返排难题提供了新的技术途径,具有较高的推广应用价值。

新疆油田盆5气田放空气回收技术应用

新疆油田盆5气田采用分子筛对天然气处理站的放空气进行回收,介绍了分子筛的吸附原理、回收技术原理及工艺流程、净化脱水压力稳定安全措施等。通过优化破乳剂类型及注入量,净化脱水后的放空气满足回收利用要求。此项回收技术的利用,每年可减排废气5209.2×104m3,回收天然气约360×104m3,增加经济效益360万元。

克拉美丽气田采气工艺技术

克拉美丽气田是中国石油新疆油田公司发现的第一个地质储量上千亿立方米、以火山岩为储层的气田,因其储层的非均质性强,开发难度极大。根据克拉美丽火山岩气藏的特征,开展了气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应克拉美丽气田特点的开采工艺技术。通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了不同阶段气井生产的需要,保证了克拉美丽气田的高产稳产,达到了进一步提高气藏最终采收率的目的。

凝析气田开发后期处理厂工艺改进

凝析气田处理厂通过节流制冷脱水脱烃来控制天然气的露点,气田开采中后期由于压力逐年递减,导致外输气不能满足烃露点要求。通过HYSYS软件模拟计算和工艺比较,得出"JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺"可以满足气田中后期的外输气烃露点要求。

一体化管柱工艺技术在新疆气田的应用

通过对射孔工艺、入井液返排工艺、配套工具及管柱组合技术分析和研究,最终形成一套适合气井作业的一体化管柱体系,一趟管柱可完成射孔-压裂-排液等全部作业工序。成功在盆5和克拉美丽气田5口井应用,不仅解决了常规完井管柱受入井液返排困难、其他工艺耽误返排时间、反复压井加重储层污染等问题,而且为同类气藏修井作业优选合适的完井管柱提供了新的技术途径,具有较高的推广应用价值。

地下储气库注采压缩机可靠性维修管理模式

传统的事后维修模式不能合理分配有限的维修资源,难以满足地下储气库大型注采压缩机可靠性和安全性要求。基于动设备以可靠性为中心的维修管理理念,建立了地下储气库注采压缩机风险评价方法,开展了以可靠性为中心的维修决策分析,辨识出高中风险故障模式、故障原因与关键部件,制定了针对故障原因的维修策略与任务。建立了由程序文件和作业文件组成的注采压缩机完整性管理文件,开发了地下储气库注采压缩机专业管理系统,形成了一套地下储气库注采压缩机以可靠性为中心的维修管理模式。应用实践表明,该设备管理模式可更合理配置维修资源,保障了地下储气库注采压缩机的可靠与安全运行。

新疆凝析气藏气井修井液体系研究与应用

本文根据不同储层岩性、物性特征及敏感性,结合不同开发阶段储层保护的需要,相继研制了五种修井液;依据修井液技术特点,以储层压力系数、温度等参数,充分考虑气藏储层物性特征,并结合应用情况分析,研究建立了修井液技术界限,形成体系,为气井修井液优选提供应用依据及技术指导。

气藏型地下储气库动态密封性评价——以新疆H地下储气库为例

为了有效指导地下储气库(以下简称储气库)运行上限压力和动态监测井网的优化调整、保障储气库运行安全,以目前中国库容最大、调峰能力最强的新疆H储气库为研究对象,根据储气库高速往复注采地应力场交替变化的特点,综合地质、地震、测井和各类室内岩心实验结果,建立了H储气库区域尺度三维精细地质模型和三维动态地质力学模型,综合评价了H储气库在经历原气藏14年衰竭式开发及其改建储气库后长期高速注采气过程中交变应力下的圈闭动态密封性。研究结果表明:①H储气库地层压力的变化对区域地应力场具有显著影响;②原H气藏开发后断裂两侧地应力具有较大差异,但盖层未发生变形破坏,作为含气边界的控藏断裂也未发生滑移,保证了H气藏改建储气库的安全性;③由于H储气库高速注采导致地应力场变得更加不均衡,对储气库注采井的完整性具有潜在的负面影响;④H储气库在长期高速注采运行过程中盖层未发生剪切和拉张破坏,但地质力学数值模拟显示储气库长期高速注采导致储层南部的H断裂两侧形成最大约5 cm的相对错动变形,H断裂的密封性成为影响储气库完整性的薄弱区域;⑤建议在储气库南部H断裂上盘部署监测井,加强注采动态监测。结论认为,该项研究从定性和定量两个方面评估了气藏型储气库在交变应力作用下圈闭的动态密封性,对保障H储气库长期注采运行安全具有重要的指导作用。

丙烷制冷系统在低天然气处理量下的应用效益

天然气浅冷处理工艺为注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温脱水脱烃工艺,当原料气进站压力低,节流压差不足时,J-T阀节流降压后,不能满足外输烃水露点要求,一般可投用丙烷制冷系统用来提供冷量。若原料气气质较贫且进站气量较少,外冷后分离出的烃液较少,当液相产品价格较低时,附加收入不足以抵消丙烷制冷系统的功耗。以新疆油田某单井为例,建立天然气处理HYSYS模型,分析天然气制冷温度与析烃量之间的关系。在此基础上,分析当环境温度为15、25、35及41℃时,丙烷制冷系统负荷及液相产品价格的盈亏平衡点。结果表明,如果液相产品价格在盈亏平衡点以上,天然气制冷温度控制在-35℃,效益最高;若液相产品价格在盈亏平衡点以下,天然气制冷温度控制在-14℃,亏损最少;以液相产品的价格5 094元/t计算,随着环境温度升高,日利润逐渐由2 438.42元降低至1 925.55元;随着环境温度越高,混烃价格的盈亏平衡点越高,当环境温度为41℃时,盈亏平衡点为1 887.96元/t。

试论未来性原则在探井试采经济评价中的应用

探井试采是气藏评价阶段的一项重要工作,投资项目财务评价的结果是投资决策的重要依据。为了解决试采意义重大但受已完成钻井投资影响大的项目经济性论证难题,以探井试采项目的经济评价方法为研究对象,分析了目前所使用评价方法,并基于决策应是对将来投资进行的决策,结合探井试采项目的首要决策目标应是技术目标,提出了新的经济评价模型。研究结果表明:①在进行探井试采项目经济评价时,按照油气开发投资项目的经济评价方法,将已发生的钻井投资列入现金流的处理方式违背经济评价的基本原则之未来性原则。②将已完成钻井投资作为第一年现金流出的处理方法会低估项目的价值,甚至可能会导致错误的投资决策。结论认为:①仅以新增投资参与现金流分析的经济评价模型符合经济评价的未来性原则,可以提升项目内部收益率;②推荐探井试采项目在经济评价时仅以新增投资参与现金流分析。

克拉美丽气田火山岩气藏储层改造技术

克拉美丽气田火山岩气藏具有裂缝和孔隙双重介质特征,岩石坚硬、储层物性差、天然裂缝发育、自然产能低等特点,必须经过压裂改造才能获得较高产量,然而火山岩储层的复杂性给压裂改造造成很多困难,存在裂缝破裂和延伸机理认识不清、压裂液滤失大、人工裂缝扭曲或多裂缝、裂缝开度狭小、易砂堵、高储层温度、高启裂梯度、高施工泵压等问题。为此,通过理论研究和现场应用分析,总结出了一套抗高温、抗高压、抗砂堵、降滤失、快返排等储层改造技术,经试气和投产分析表明,压后增产效果明显,大大提高了火山岩压裂施工的成功率。

凝析气藏生产过程中气油比异常原因分析

在凝析气藏的衰竭式开发过程中,当井底压力高于露点压力时,生产气油比应恒定不变,当井底压力降低至露点压力后,地层中流体发生反凝析现象,生产气油比会增大。但是,在日本的Yufutsu凝析油气田、中国的雅克拉和大涝坝凝析气藏的开发中,当井底压力下降至露点压力以下时,部分气井的生产气油比并没有增大,反而出现了大幅度下降的现象。针对这一异常现象,分析了可能造成此异常现象的因素(水侵、组分梯度、组分异常、储层物性、毛细管数效应以及界面张力),通过数值模拟,对凝析气藏的气油比进行了预测。认为在凝析气藏的开发中,气油比的下降只是暂时的,随着压力的继续降低,地层中反凝析污染加重,凝析气井的生产气油比会迅速增大。

凝析气田高效回收乙烷技术研究与应用

某凝析气田为了实现长期稳定生产,将实施增压及深冷提效工程,通过提高天然气中乙烷、液化气等资源的回收率综合提升气田的开发效益。处理站内已建浅冷装置的所有设备及功能均原地保留,不作任何更改,原有的自控系统、辅助生产系统等也均保留原功能不变。新建深冷装置在现有生产分离器、湿气脱固体杂质装置和凝析油稳定装置基础上新建1套分子筛脱水装置,以满足深冷凝液装置的最低温度(-106℃),轻烃回收采用RSV工艺,乙烷回收率达到95%,提高了天然气处理厂的经济效益,为凝析气田中后期提效改造摸索出了一套行之有效的方法。

车排子地区头屯河组古地貌与油气分布

利用三维地震资料对头屯河组进行连井区域对比,分析车排子地区侏罗统头屯河组厚度变化和地层尖灭线位置。采用地层厚度法和层拉平方法研究头屯河组古地貌特征,分析古地貌构造单元。结合构造演化剖面和平面图分析古地貌演化和被改造后的特征。开展地震属性与沉积相分析,并结合井下岩性特征,分析古地貌对沉积和岩性的控制作用。车排子地区头屯河组古地貌呈坡—沟—隆—凹组合特征,斜坡的陡缓程度对沉积相的类型和岩性及其沉积物的粗细有一定的影响,沟谷既是输砂通道,也是聚砂的重要场所,现今砂体的分布与沟谷展布方向关系密切。结合古地貌、构造演化和沉积相特征分析了车排子地区头屯河组油气藏地质和分布特征,指出了该地区油气勘探方向。

呼图壁气田高效开发的技术对策

气田的高效开发是建立在对其地质特征的认识、开发方案的制订、开发过程的调控和开发规律的把握基础上的。呼图壁气田为典型的砂岩气田,经过开发前期的科学评价,使多学科综合技术相互配合、相互渗透,创立了气田开发的地下地面一体化开发评价模式;利用现代试井解释技术,落实了气藏地质储量,确定了气田合理采气速度,优化配置了单井产量,并通过均衡压力剖面、产水规律等方面的综合研究成果与应用经验,实现了气田连续稳产10 a的高效开发,形成了一套砂岩气藏高效开发技术对策。对该气田开发效果的评价结果表明,气田投资回收期短,累计创产值36.63亿元,实现了稀井高产,对高效开发同类气藏具有借鉴意义。

准噶尔盆地五八区复杂岩性与油气层识别

准噶尔盆地五八区乌尔禾组-佳木河组储层岩性复杂,油气水层识别难度大。针对这类油藏的特点,利用岩心资料刻度测井资料来识别岩性,提高了可靠性和精确度。在此基础上,利用双孔隙度差值法、三孔隙度比值法、三孔隙度差值法、空间模量差比值法,分别计算各类试油层的判别值,结合常规储层计算参数,制作了综合识别图版来判别各类储层,应用效果较好,尤其是较好地解决了该区气层和油层难以区分的问题。

超声速旋流分离器内天然气液化过程研究

目前关于超声速旋流分离器内天然气凝结液化过程的研究较少,为此,通过数值模拟计算对Laval喷管内气体凝结液化过程进行研究,并分析喷管结构对凝结液化的影响。研究结果表明,甲烷气体在喷管内发生了自发凝结现象,但凝结冲波现象并不明显,这与甲烷气体凝结过程液滴生长较慢且凝结潜热较小有关;随着喷管膨胀率的增大,气体过冷度增加越快,其能更早达到凝结液化条件(Wilson点);喷管内最大成核率、液滴数目及湿度(液化率)均随膨胀率的增大而增大,膨胀率从6 000 s-1增大到12 000 s-1,成核率最大值增加154.8%,液滴数目增加79.5%,喷管出口湿度增加51.7%,较大程度提高了液化率;对于扩张段长度固定的喷管,过大膨胀率将导致气体温度或压力低于三相点而无法液化;不同膨胀率及不同入口条件下液化率均较低,需进一步开展多级液化研究。

影响克拉美丽气田天然气水合物生成因素分析

现克拉美丽气田的主要单井集输工艺为"井口注醇初级节流+集气站集中加热节流"和"井口加热节流+集气站集中加热节流"两种,在开采、集输过程中常因天然气水合物冻堵而影响气井正常生产。针对天然气组成、凝析油含量、电解质浓度、抑制剂浓度等影响天然气水合物生成的影响因素进行分析,探讨各因素在克拉美丽气田天然气水合物形成中的作用。同时,根据克拉美丽气田实际情况提出了防止天然气水合物生成的预防措施,有效地改善天然气水合物冻堵问题。

暂堵型聚合物凝胶压井液在复杂气藏低压气井中的应用

目前凝析气藏国际最为复杂气藏,其复杂在于气体随压力变化相态也在变化,而准噶尔盆地的凝析气藏不仅相态随压力、温度变化而变化,其储层的岩性种类多、变化快,这为气田修井作业造成很大难点。随着气田的开发深入,地层压力逐渐降低,修井作业中压井液漏失量大,储层污染严重,导致气井复产困难。研究出具有暂堵性能的聚合物凝胶压井液。该压井液无固相、稳定性好、防膨率高、抗剪切、低滤失,同时具有良好的防漏、暂堵性能,其封堵率大于99%,突破压力梯度大于13.5 MPa/m。通过多井次现场应用,取得良好的储层保护效果,压井液漏失量明显降低,产量恢复率可以达到90%以上,有效解决了低压、中强水敏、易漏失地层的气井复产难题。

呼图壁气田高效开发

呼图壁气田目前是新疆油田公司储量规模最大的天然气田,经过开发前期的科学决策,使多学科综合技术得以相互配合、相互渗透,创立了气田开发前期地下地面一体化、上下游一体化的研究评价模式;在气田开发过程中,通过多种动态监测技术的应用、配套工艺技术优化、科学管理模式的建立,实现了气田的高效开发;自1998年投产以来,安全生产运行2960天,已累积向克拉玛依供气41.5×10~8m^3,年供气量5.6×10~8m^3,占环西北缘管网供气量的40%,基本结束了克拉玛依石化厂、电厂及稠油热采供热站以渣油作为燃料的历史,极大降低了克拉玛依油田能耗,成为油田公司"九五"期间新的经济增长点,被中国石油集团公司评为"优秀高效气田"。