气田

摘要： 节能减排是企业发展追求的永恒主题。对于气田运行来说,投产后如何减少天然气消耗,各企业都有好的方法,对这些方法进行总结推广,对于减少温室气体排放、节约能源、降低成本都有十分重要的意义。迪那气田投产以来,在减少天然气消耗方面也积累了一些经验,比如井口少放喷、不放喷技术,闪蒸气回收利用技术,密闭灌泵技术,减少火炬放空技术等,在实际生产还对工艺参数进行了调整优化,取得了良好的效果。对这些实践经验进行总结,以及对其他气田生产运行过程中减少天然气消耗提供借鉴作用。

摘要： 四川盆地是我国典型的多旋回盆地,更是最重要的天然气基地,发现了大量的常规、致密砂岩、页岩气田。具有海相、海陆过渡相、陆相垂向叠加与平面分区明显、纵向多期构造运动叠加改造的特点,形成了全盆地、全层系含气。本文以普光气田、涪陵页岩气田和中江致密砂岩气为实例,阐述了叠合—复合控藏的概念,即叠合盆地油气成藏和富集的各种要素均受相互关联的多种因素的控制,不同要素间既有时间上的累加和空间上的叠置,也有横向上地质体因某种原因而结合在一起,比如构造与岩性体、构造与地层等。叠合控制油气的形成与演化,复合控制油气的富集与定位,进一步论述明确多旋回盆地叠合—复合控藏研究内容对油气勘探研究与实践具有重要的指导意义。通过对四川盆地典型大型气田实例剖析,表明四川盆地大型气田均是受多旋回盆地叠合—复合控藏的结果,即叠合控制油气的形成与演化,复合控制油气的富集与定位。本文系统分析总结四川盆地大型气田油气形成、成藏与富集规律,结合四川盆地勘探开发现状,针对四川盆地多旋特征提出油气勘探三个方面的重点研究内容:(1)构造古地理研究,厘清构造格局、储层、烃源和圈闭空间的叠合、复合关系以及对油气形成的控制作用;(2)区域地质构造演化研究,明确不同期次构造叠合关系以及对成油、成气、油气富集的控制作用;(3)构造分级与控藏研究,精细构造分级明确不同级次构造对气水关系、富集、储层改造控制作用。

摘要： 高含硫气田气井产出的天然气H_(2)S含量≥10%,CO_(2)含量≥10%,天然气为酸性气体、剧毒,同时产出的地层水中也含有大量的H_(2)S和CO_(2)。生产过程中,存在硫沉积造成井筒堵塞现象,制约气井的产能。文章介绍了一种运用溶硫剂分段解堵工艺,能够较为彻底解除井筒堵塞,快速恢复气井产能。

摘要： 南海某深水天然气平台,自投产至今火炬放空量非常大,最高达到4×10^(4)m^(3)/d,浪费了大量的清洁能源。针对此问题,在调研国内外火炬气回收方案的基础上,结合海上天然气平台火炬气来源和气量等,设计了火炬气回收的综合改造方案,整个方案根据火炬气类型分为低压火炬气回收和高压火炬气回收两个部分。通过设计总院论证,该火炬气回收改造方案,将从根本上解决火炬放空量大的问题,预计每年可回收天然气800×10^(4)m^(3)。

摘要： 随着某气田天然气不断开采,气田产量和压力逐渐下降,气井积液日益严峻,常规的泡排、优化管柱等利用气井自身能量的排采工艺已不能满足水淹气井的排水及复产需求,工艺路线、运行参数逐渐偏离最优状态,出现工艺适应性差、设备负荷率低、能耗上升等问题,气田能耗管理难度逐渐加大,运行成本增加。尤其是气田加热炉运行过程中存在耗气高,效率低等问题突出。通过对气田加热炉提效等节能技术进行研究,提高能量利用率、实现节能提效为气田节能减排、高效开发提供技术保障。

摘要： 集气管线腐蚀穿孔不仅会给气田带来不小的经济损失,同时也存在较大的安全环保风险。为保障气田集输系统高效、安全的运行,对气田集气管线采取腐蚀治理是十分必要的。本文通过对语陵页岩气田集气管线腐蚀原因进行分析,明确影响集气管线腐蚀的主要因素,采取有效的防腐措施,实现对地面集气管线腐蚀的有效控制。

摘要： 经国内外文献调研,对常规气田、非常规气田常用的起泡剂进行了综述,详细阐述了常规离子型起泡剂(包含阴离子型起泡剂、阳离子型起泡剂、两性离子型起泡剂三类)、常规非离子型起泡剂、高分子聚合物型起泡剂、复合型起泡剂的合成配方、适用条件、使用效果、优缺点等,最后提出了针对气田泡沫排水采气起泡剂未来发展的几点建议.

摘要： 在当今气田生产过程中,数字化与实际生产相结合已经成为气田生产的主要方式.在数字化气田生产与应用的过程中,需要各种各样的自动化仪表进行参与,因此,只有不断地提高自动化仪表的应用效率,才能不断提高数字化气田生产的技术.数字化气田生产需要与自动化仪器仪表相配合,将生产过程不断实现自动化并提高生产气田的数字化程度,才能够有效地达到智能化生产的相关管理目标.

摘要： 清管技术在油气集输过程中是一种常见的清除管道内杂质和积液及腐蚀产物的方法,其能够有效地将管道内存在的所有杂质和积液等清除掉,大幅度提高管道的输送效率,同时清管作业还能够有效防护管道内壁的腐蚀.然而,清管过程中面临着各种风险,为尽量减少清管过程风险,保证采气管线在运行期间的平稳性和高效性,应做好采气管线清管保障措施.本文重点讨论了气田采气管线清管保障措施.

摘要： 渤中19-6气田井深超过5000m,亟须确定地层的强度.利用取得的岩心,进行相关的岩石力学实验,结合测井数据对渤中19-6区块进行强度建立.该强度剖面指导了渤中19-6气田的现场作业.

摘要： 天然气是易燃易爆危险品,天然气生产的主要特点是工艺流程复杂、生产环节连续性强,因此HSE是天然气生产过程的重要工作内容之一,一切按制度办事、按规定办事、按程序办事、按操作规程办事,才能最大限度的避免火灾、爆炸、中毒等事故的发生,确保天然气地面工程各环节的持续安全和高效运行.本文通过分析了国内外13家石油公司的主要HSE理念和特点,同时对长庆气田设备本质安全的7种相关作法进行了说明,并以长北项目为例,详细介绍了从设计、建设到生产运行和维护管理各阶段HSE的作法,希望对国内气田HSE的建设提供一定的借鉴.

摘要： 构造裂缝的定量预测对提高克深2气田的钻井成功率和单井产量具有重要的现实意义.在利用岩心、薄片和成像测井资料对构造裂缝基本特征进行分析的基础上,采用基于地应力场的数值模拟技术对构造裂缝进行了定量预测.结果表明,克深2气田的构造裂缝以直立和高角度的剪切裂缝为主,多呈雁列式和斜交式排列,宏观裂缝开度集中在0～0.8mm,微观裂缝开度一般在0.01～0.06mm,部分裂缝被方解石、白云石等矿物充填;细粒脆性岩石比韧性岩石和粗粒岩石具有更高的构造裂缝发育程度;裂缝集中发育段和裂缝不发育段往往相间出现,具有明显的分层特征;构造裂缝线密度在背斜高部位较低,向两翼逐渐增大,而裂缝的开度、孔隙度和渗透率较高,向翼部逐渐降低,表明构造裂缝在背斜高部位的整体发育程度高于两翼,断层带的构造裂缝线密度较高,开度和渗透率分布不均,孔隙度普遍为高值,反映具有较高的构造裂缝整体发育程度.研究还认为,构造裂缝密度并未考虑裂缝开度,因此仅依据密度判断构造裂缝的有利发育区并不合适,而采用裂缝的孔隙度或渗透率来表征构造裂缝的发育程度更加合理.

摘要： 陵水17-2大气田位于琼东南盆地陵水凹陷深水区,陵水凹陷经历古近纪断陷、早中中新世热沉降及晚中新世—第四纪新构造运动三个阶段,形成下断上坳的双层结构.该凹陷沉积充填了始新世陆相地层、早渐新世海陆过渡相地层和晚渐新世—第四纪海相沉积,凹陷新生界最大厚度达13km,面积达5000km2,是深大继承性凹陷.陵水凹陷发育始新统湖相、渐新统下部崖城组海陆过渡相、渐新统上部陵水组海相三套烃源岩,其中崖城组是主力烃源岩,崖城组烃源岩主要包括煤系烃源岩和海相泥岩烃源岩.陵水凹陷是高温凹陷,崖城组烃源岩底部温度可达250°C以上,烃源岩镜煤反射率可达2％～5％.开放和封闭体系的高温模拟生烃实验显示,该套烃源岩生气极限R0值可以达到4.38％以上.崖城组主体处在生气窗内,资源量近万亿立方米,是富生烃凹陷.陵水凹陷发育6套储层,其中莺歌海组—黄流组储层埋藏最浅、勘探开发成本最低、是首选勘探目的层,该储层形成于琼东南盆地中央峡谷水道.该峡谷长约425km、宽度3～25km,平均10km,深度270～700m,走向东西平行于陆坡、呈单一深水水道.根据水道内地层切割关系,在主水道的限定内,共发育5期次级水道;由4个阶段形成,发育峡谷轴部砂、侧向加积砂、天然堤和侵蚀残余砂4类储集体,物性极好,形成岩性或构造—岩性圈闭.陵水凹陷新构造期沿凹陷北部边缘和南部边缘发育两个串珠状分布的底辟带,底辟类型为泥—流体底辟,发育层位在陵水—崖城组、梅山组—黄流组,南部底辟带沟通了深层崖城组烃源岩与浅层峡谷水道砂岩,是有效的运移通道.在新构造期,陵水凹陷断陷生成的天然气垂向运移至水道砂体,再在水道储层内发生侧向运移,呈T形运移模型,在圈闭内形成天然气田.

摘要： 鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界储层总体上属低孔、低渗储层,据4922个岩心样品孔隙度、渗透率分析表明,储层平均孔隙度在8.0％～10.9％,储层平均渗透率在0.52～6.47mD之间,储层流体以地层水与天然气为主,针对这种低孔且孔隙空间结构复杂、低渗非均质性强的碎屑岩储层,由于地层中各种流体分布状况与钻井液或钻井液滤液侵入特征的多样性,这不仅影响储层及流体的性质,也影响到测井曲线的响应.因此对于该类储层进行流体性质判别,应该充分利用常规测井及特殊测井所蕴含的地质信息,从多个方面来识别和评价流体性质.本文经研究得出了该区块束缚水饱和度与含水饱和度重叠法、电阻率-声波交会法、视地层水电阻率法、深侧向电阻率与深感应电阻率组合法和核磁共振测井TDA时间域分析等5种流体识别评价方法,其实际应用效果较好,识别符合率达到了85％以上.

摘要： 国内很多气层埋深大于1000米,静压大于10.0MPa,静温大于50°C.气田自身能量绝大部分不但没有得到利用,反而还要用其他能量加以抵消(电能和热能等).为了防止天然气水合物堵塞井筒和输气设施,有些气井在现有天然气井采气管柱内安装了节流器,这样气井自身压力能就被白白消耗掉;有些气井采用高压进站,节流降压至低压状态下进行处理,为了防止处理设施冻堵,需对含油含水的天然气进行加热(电或热水),用外加热能将天然气压力能抵消.“气田自身和所处环境条件”不但可以用来处理不正常产气井和提供输气动力,还可以用来发电,提供冷量.如何利用“气田自身和所处环境条件”是一项系统工程,应纳入气田开发方案统一考虑,符合节能减排政策,应尽快组织有关部门加以认真研究,制定确实可行方案加以实施.使气田自身能量得到合理利用,最终实现气田合理高效开发.吉林油田在利用气田压力能为制冷装置提供冷量方面已取得明显效果,尤其2012年在利用“气井自身和所处环境条件”来处理不能正常产气的气井方面取得了突破性进展,已成功复活11口气井,累计增气壹亿多标准立方米(截止2014.12.31),并取得了六项成果和形成四项专有技术.

摘要： 苏里格气田东区开发过程中,硫化氢、二氧化碳、氯离子及水等多种腐蚀介质对井下管柱,地面集输管线及设备会产生不同程度的腐蚀,腐蚀主要有硫化物应力腐蚀和酸性气体的电化学失重腐蚀两类.针对苏里格气田运行现状,开展井筒油套管腐蚀检测、集气支干线外腐蚀检测、站内管线壁厚测试等,通过大量的测试数据,基本摸清了苏里格气田东区采集输系统腐蚀现状,对存在的问题提出了相应的预防措施.

摘要： 苏里格气田采用井间串接的集输模式,将新井接入集输流程时,需要采用关井、放空、置换再动火的传统连头工艺进行单井管线动火连头施工.不仅影响气井正常生产,并且由于管线内存在液态烃类物质,置换周期长,完全置换难度大,给动火连头作业带来极高的安全风险.针对该情况,2014年引进了不停输带压开孔封堵动火技术,并在苏里格气田进行了现场应用.施工后对不停输带压开孔技术的现场应用进行情况进行了分析,对施工过程进行了讨论,总结了施工过程中的细节和亮点,并提出了后期管理建议,为今后不停输带压开孔封堵动火技术在苏里格气田的推广提出了思路.

摘要： 苏里格气田属于低压、低产、低丰度气田,压力恢复慢,对此建立了适用于苏里格气田的修正等时试井、一点法试井等产能评价方法.本文对修正等时方法中的异常产能曲线校正做了较充分的研究,在此基础上用一点法做了苏西地区产能分析,同时论证苏里格气田产能测试合理工作制度和异常资料处理技术.

摘要： 目前长庆气田修井作业中,多使用清洁盐水压井液,由于水锁损害依然严重,存在漏失严重、排液复产困难和伤害储层等问题.本文依据"暂堵和防漏"主导思路,在射孔段附近形成吸水、架桥暂堵层,减少压井液漏失和水锁伤害,设计研发低伤害暂堵压井液体系,通过实验性能评价,开展现场试验应用,仅需少量暂堵压井液就可实现气井有效暂堵,经济效益显著,形成了针对更换油管、打捞桥塞和补射新层等3种类型的暂堵修井工艺.该技术的成功试验将为上古异常低压井二次改造、难以带压起出复杂管柱井和油管堵卡井的压井修井作业提供可靠保障.

摘要： 落实剩余储量及其分布规律是气田中后期开发调整的重要依据,本文应用井控面积法落实单井地质储量,同时分析了影响剩余储量分布的影响因素为砂体展布、平面非均质性、层间非均质性以及开发井网不完善.在此基础上总结出剩余储量的分布现状并认为剩余储量以动用和未动用两种类型存在.

摘要： 本发明涉及一种油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，其特征在于：在搅拌作用下，向装有废弃钻井泥浆的搅拌罐中依次加入粉煤灰、硫酸亚铁、过硫酸盐和pH调节剂，搅拌一定时间后，再加入混凝剂；后再按照适当重量比加入当地农田耕作土壤、农作物秸秆、农家肥、有机肥和无机肥，在充分搅匀后进行堆肥处理，在堆肥过程中，通过翻耕、浇灌和保温保湿措施来保证堆肥效果；在堆肥处理一段时间后，种植园林用花卉或树木，并适时浇灌和添加营养物以保障花卉或树木的正常生长。本发明提供的处理方法有效地解决了油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的环境污染问题，具有投资少、处理效果好、运行操作简单等优点，种植后的花卉或树木可用于市政园林建设。

摘要： 油气田压裂液、油气田固井剂及油气田压裂暂堵剂，均含有PVA纤维，所述PVA纤维由聚合度1000～3000、醇解度80～99.5（mol）%的聚乙烯醇经纺丝制备而得，所述PVA纤维的醛化度η为25～35%，其Rp为120～180°C。所述PVA纤维常温下单纤线密度1.0～1.8dtex，断裂伸长率10～25%，纤维长细比为200～600，纤维的真实密度0.8～1.4g/cm3。油气田增产幅度可达30～50%；固井剂强度、韧性明显提高，还可起到防漏的作用；油气田压裂暂堵剂在压裂过的油气井使用，目的是堵住老裂缝，裂开新裂缝，本发明压裂暂堵剂压力升高6MPA以上，油气井增产2倍以上。

摘要： 油气田压裂液、暂堵剂、固井剂，含有PVA纤维，所述PVA纤维由聚合度1000～3500，醇解度80～99.9mol%的PVA经纺丝制备而成。油气田压裂液具有较好的耐温抗剪切性能，对环境伤害小，成本低且环保，有很好的携砂功能，利于压裂液返排；油气田固井剂可以增强固井材料的强度和韧性，还可以起到防漏的作用，且可降解，对环境破坏小；油气田压裂暂堵剂具有良好的降虑失作用，在欲暂堵的部位形成一层遮蔽层，使压裂液顺利转向，产品可降解，残留在地底的成分不会对环境造成污染。

摘要： 油气田压裂液、固井剂、暂堵剂，含有PVA，所述PVA的聚合度1000～3000、醇解度80～99.5(mol)%，所述PVA分子中‑COONa基团的含量为0.3～0.9(mol)/kg；以及聚合度1000～2500，醇解度80～99.5(mol)%的PVA纺丝制备而成、密度1.10～1.35g/cm3、长2～40mm的PVA纤维。提高了压裂液返排速度，增强了固井材料的强度和韧性，使油气田压裂暂堵剂具有良好的降滤失作用，在欲暂堵的部位形成一层遮蔽层，使其顺利转向。

摘要： 本发明公开了一种油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，其修复方法具体包括以下步骤：S1、通过设备或者人工进入到油气田及页岩气田废弃钻井中，将钻井中的垃圾全部收集，然后全部取出人为制造的产品，返回钻井内部对其内部进行环境改善，没有人工残留痕迹之后环境改善工作便停止进行。本发明涉及油气田及页岩气田废弃钻井技术领域，该油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，可以使钻井在废弃后可更快恢复到原始生态中，被人为破坏的位置能够快速被修复，保护生态环境，而且恢复速度极快，针对问题进行专项修复，使得修复效果更好，从而对自然环境进行保护，使自然环境被破坏的地方加速恢复。

摘要： 本发明涉及一种油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，其特征在于：在搅拌作用下，向装有废弃钻井泥浆的搅拌罐中依次加入粉煤灰、硫酸亚铁、过硫酸盐和pH调节剂，搅拌一定时间后，再加入混凝剂；后再按照适当重量比加入当地农田耕作土壤、农作物秸秆、农家肥、有机肥和无机肥，在充分搅匀后进行堆肥处理，在堆肥过程中，通过翻耕、浇灌和保温保湿措施来保证堆肥效果；在堆肥处理一段时间后，种植园林用花卉或树木，并适时浇灌和添加营养物以保障花卉或树木的正常生长。本发明提供的处理方法有效地解决了油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的环境污染问题，具有投资少、处理效果好、运行操作简单等优点，种植后的花卉或树木可用于市政园林建设。

摘要： 本实用新型公开一种油气田压裂储砂装置及油气田压裂供砂设备，涉及油气田压裂设备技术领域，用于解决现有技术中油气田压裂供砂设备需采用成本较高、不利于作业人员的安全健康和现场的清洁的吊车方式进行输砂或者采用输送角度较大、输送速度较低的皮带输砂装置进行输砂的问题。本实用新型的油气田压裂储砂装置包括多个储砂分罐，所述储砂分罐内形成有储砂腔，多个所述储砂分罐沿竖直方向可拆卸连接、且多个所述储砂分罐内的储砂腔依次连通；多个所述储砂分罐的形状相同、且多个所述储砂分罐的尺寸沿竖直方向依次减小或依次增大，以使多个所述储砂分罐能够相互嵌套设置。本实用新型的油气田压裂储砂装置用于将支撑剂输送至混砂设备内。

摘要： 本实用新型标准化地面建设气田集气站及上下古合采气田集气站，属于石油天然气领域，应用于短期气井中，本实用新型提供的一种标准化地面建设气田集气站，包括：用于超压自动放空的进站橇、用于对采气进行加热降压的加热炉区橇、用于进行初步气液分离的集气橇、用于对采气进行脱水的脱水橇和清管区橇，进站橇、加热炉区橇、集气橇和清管区橇分别设置在不同的橇上，进站橇一端与气井连接，进站橇另一端通过加热炉区橇与集气橇连接，集气橇通过脱水橇和清管区橇连接。并解决了短期气井在采集完后，采集设备无法搬运会对设备的利用造成浪费问题。

摘要： 本实用新型涉及天然气开采技术领域，公开了一种用于凝析气田的撬装换热装置和凝析气田采气系统，所述撬装换热装置包括管路组件、球阀(11)、节流阀(12)、换热器(13)和用于监测管路组件中的天然气的压力和温度的监测组件，所述换热器(13)包括换热器的管程件和换热器的壳程，所述管路组件包括第一管(1)、第二管(2)、第三管(3)和第四管(4)，所述节流阀(12)设置在所述第二管(2)上；所述球阀(11)设置在所述第三管(3)上。本申请提供的撬装换热装置能够适用于天然气凝析气的节流制冷回收工艺，且能够至少实现该工艺中的手动换热。

摘要： 本实用新型公开了一种气田水罐防喷器，包括由多个弯头相互焊接而成的防喷器本体，焊接于所述防喷器本体内用于水流冲击降压的挡板，焊接于所述防喷器本体两端的用于变径降压的大小头，以及焊接于所述大小头端部的用于外接设备的法兰，一种气田水罐，包括中空圆柱形的水罐本体，设置在水罐本体上的进水口、出水口、清污口、闪蒸气出口和基座，防喷器连接在闪蒸气出口，本实用新型实现了气田水的有效泄压降能，消除气田水的冲击能量，避免了气田水进入闪蒸气管线或者闪蒸汽管道内阻火器内，有效的保证了闪蒸气管线的正常呼吸以及阻火器的正常工作，给生产运行带来了安全和环保的保障。