增压开采

摘要： 随着气田开发的不断深入,地面系统出现集输管道负荷逐年增大,单井站运行成本高,部分气井压力逐年降低,开发效益变差,加热炉无法实现精细管理,以及气井伴热运行与维护成本高等问题。因此,围绕气田地面系统降本增效的目标,对徐深气田地面工程建设及运行情况进行调查与分析,通过优化井站布局,有效实现了井站生产成本的降低;建设高低含碳天然气混输工艺,灵活配产,降低了集输干线运行负荷,使资源得到充分发挥,实现多产多输;利用增压开采技术延长低压气井的开采年限,提高气藏采收率;应用加热炉完整性管理平台,为加热炉风险识别、能效评价以及维修维护等管理提供详实可靠资料,达到完整性管理的目标;推广应用注醇防冻工艺,大幅降低防冻工艺建设费用与运行成本。这些措施解决了影响气田安全及平稳运行的各类问题,进一步提高了井站的平稳运行能力和开发效益,可为徐深气田长期地面规划提供指导意见。

摘要： 压裂后产量快速降低是页岩气井生产的典型特征,不施加干预措施很难实现经济开发。为页岩气井优选合理的人工举升工艺,排出井筒积液,稳定页岩气井产量,提高单井可采储量,是页岩气藏高效开发的核心工作之一。调研了常规人工举升工艺在北美页岩气产区的应用情况,分析了各项技术应用的限制因素和存在的不足;针对页岩气井寿命周期内的压裂液返排、处理段塞流、前期及后期生产特征,总结出了页岩气井不同生产阶段人工举升工艺的优选方案,并阐述了应考虑的影响因素和注意事项;最后,介绍了两种页岩气井增压增产新技术的工艺原理和应用效果。该研究可以为国内页岩气田的经济高效开发提供借鉴。

摘要： 为了进一步提升该技术的实际应用价值,文章分析了增压开采技术在天然气开发中进行应用的有效前提,对天然气增压开采技术在气田开发后期的应用进行综合分析,就目前该技术的实际应用以及优化方案进行了探讨.

摘要： 基于涪陵页岩气田页岩气井生产动态资料和气井废弃条件,应用不稳定产量分析方法分析气田增压开采潜力;比选多种增压方式,结合气量预测进行压缩机进出口压力选型.结果表明:增压开采潜力大小与增压前技术可采储量具有明显相关性,通过增压开采可提高技术可采储量0.18亿方左右;集气站增压方式与气田山地中压集输管网和气田滚动开发模式匹配性最好;增压开采是改善页岩气井低压低产阶段生产效果的有效措施.

摘要： 中浅层气田储层物性较差,已进入开发中后期,气井产能及地层压力逐渐下降,现有13 口气井井口压力接近或低于地面外输管网压力,难以维持连续生产,影响开发效益.为了提高低压气井采收率,开展单井增压现场试验,对比不同工艺、不同压缩机应用效果,探索增压工艺在中浅层气田适应性.

摘要： 为了提高单井产能及气田采收率,降低气井井口生产压力,气田将井口增压开采工艺技术应用于单井试验中,取得了明显成效。基于此,本文通过试验井、井口增压机组选型及生产流程参数对工艺实用性进行评价,提供全新的技术依据。

摘要： 针对磨溪雷一1气藏中储层有效厚度薄、渗透性差、天然气含硫的问题,开展了精细气藏描述及井下管柱安全生产的相关研究.为确认磨溪雷一1气藏的储层有效厚度及储层物性,采用了测井资料与地震信息结合方法,形成了建模-数值模拟一体化精细气藏描述技术,精确划分层段、识别储层甜点,形成了裸眼封隔器分段酸化储层改造技术、水平井开发结合井网优化技术等气藏高效开发技术.针对井下管柱腐蚀、堵塞严重的问题,对井下油管及玻璃钢油管进行寿命评价,采用了预防性更换油管,形成了修井延长井筒腐蚀气井开采期技术.基于上述技术的成功应用,为气藏实现持续25 a的稳产奠定了坚实的基础,为低渗碳酸盐岩气藏高效开发的典范,目前实现累计生产天然气110×108 m3,取得了较好的开发效果.

摘要： 长庆气田目前几个主力区块均已进入开发中后期,气藏资源和底层能力不断衰减,单井压力持续下降,部分气井由于压力低而不能使所生产天然气进入集输管网.针对长庆气田开发过程中遇到的上述问题,提出了增压开采工艺以解决气田中后期或低压区块气井压力低的问题,并结合长庆气田不同区块的特点,经过不断的摸索,总结出了与各区块相适用的增压模式.经过近几年不断实践验证了气田增压开采工艺的实用性,本文对长庆气田近年所成功应用的几种增压工艺从压力系统论证到压缩机选型经验做了总结.希望能对今后其他类似气田后期增压开发提供些许借鉴.

摘要： 靖边气田已进入自然稳产的中后期阶段,主力区块气井井口压力低于9MPa,由于采用高压集气模式,增压开采潜力巨大.靖边气田面积大、井数多,非均衡开采严重,单一增压方式存在局限性,依据靖边气田的开发动态特征和地面建设现状,对比不同增压方式的适应性,优选了以区域增压为主、集气站增压为辅的混合增压方式.按照整体部署、分期实施的原则,精细气藏动态描述,将靖边气田优化为30个增压单元,增压时间2010～2015年.

摘要： 大牛地气田进行规模开发已近10年,早期投产井已经进入递减阶段,为确保气田进一步稳产,气田实施增压开采势在必行,而对于增压开采条件下的合理配产指标尚不明确,因此,开展增压开采下合理配产研究,可有效延长气井稳产时间,实现气田长期稳产,提高采收率.通过对对气田处于不同压力和产量下的气井进行生产特征分析,结合数值模拟对各类气井不同配产条件下的稳产期、采收率、递减率和采气速度等指标的预测结果,综合确定出了不同类气井在增压开采条件下的合理配产,目前该项成果已成功应用于大牛地气田增压开采,为增压工程的顺利实施提供了技术支撑,相关的研究思路和技术方法也能为后续的二期增压提供参考.

摘要： 本文通过室内理论研究结合矿场先导试验建立大型低渗非均质气藏的增压开采配套技术。开展不同增压方式的适用性评价及开发效果分析，优选集气站增压和区域增压相结合的增压方式；针对储层的非均质性和非均衡开采特征，动、静结合优化开发单元，精细划分增压开采单元；定产试验和理论研究相结合，优选增压时机的预测方法，确定靖边气田的增压序列；气藏工程和经济评价结合，确定增压开采最低井口吸气压力为2.0MPa。

摘要： 随着天然气的采出，进入中后期生产的气田越来越多，由于地层能量衰竭，气井井口压力逐渐降低，达到或接近管网外输压力。为了降低气田废弃压力，提高采收率，更多的气田需要开展增压开采工艺，增压开采成为气田开发后期提高采收率的重要技术手段。气田增压主要有单井增压、集气站增压、气藏增压三种方式，或者三者之间配合使用。以靖边气田陕45 区块为例，开展增压开采先导性研究，针对不同废弃井口压力、生产规模及增压方式总共设计了98种增压方案，运用数值模拟技术，对气田增压效果进行分析。计算结果表明：（1）三种增压方式增压效果及变化规律基本一致，说明在相同配产方式下，增压方式对增压效果没有显著影响，增压方式的确定主要取决于经济及工程因素。集气站增压工程投资少，通过调节单井产量，能延长气井自然稳产期，推迟增压时间，降低生产成本；陕45 区块气井较分散，推荐采用集气站增压方式，前期采用一级增压，废弃井口压力控制在2.0MPa，后期继续开展二级增压，废弃井口压力控制在0.25MPa。（2）相同增压规模下，随井口压力下降，递减率降低，预测期内采出程度提高，但增幅后期明显降低。（3）同一井口压力下，随增压规模增加，递减率增加；通过调整增压规模，可以控制气藏递减速度，合理调节稳产时间。

摘要： 安岳气田须二气藏属于低孔、低渗、有水、凝析气藏,储层储集空间以残余原生孔、粒间粒内溶孔为主,裂缝局部较发育,孔渗关系具双重介质特征,单井控制储量低,开采中水侵和反凝析污染对气井产量和气井生产油压负面影响较大,大部分气井产地层水和凝析油且生产油压低于5MPa,通过研究和应用,探索出了以排水采气、注气吞吐和增压开采为主体的提高采收率技术,取得了明显的增产效果,有效缓解了气藏产量递减.

摘要： 增压开采技术是气田开发中后期,主要通过降低井口压力、地层废弃压力,增加外输压力,从而达到延长气井稳产期、减缓气田递减,提高气田采收率的开采方式.本文以榆林气田南区为例,针对该气田开发难点,综合考虑生产、地面、经济等因素,以气藏工程为主体,结合地面集输分析、经济评价等多学科多方法,优化气田不同区域增压时间序列、优选增压方式、划分增压单元、优选井口压力,优化设计气田增压模式,预测气田增压开发效果,形成岩性气藏增压设计关键配套技术,为气田后期稳产提供可靠的技术支撑.

摘要： 利用核磁共振、恒速压汞、薄片鉴定、相渗实验、岩心衰竭式开采物理模拟实验等手段,根据川西地区致密砂岩气藏的开发地质特征,可划分为3种主要类型:多层叠置毯状致密砂岩气藏以砂体横向展布稳定,纵向叠置程度高,原始束缚水饱和度较高为地质特征,形成了以直井分层压裂多层合采、提高储量动用程度,水平井加砂压裂、提高单井产能及泡沫排水采气为主的开发模式;多层叠置条带状致密砂岩气藏以砂体规模小、厚度薄为地质特征,形成了多层合采与层间上返挖潜、提高单井可采储量,开发后期增压开采与高低压分输为主的开发模式;砂泥薄互层毯状致密砂岩气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,形成了滚动开发评价、降低开发风险,多层合采、转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气为主的开发模式.

摘要： 进一步挖掘低压低产气井的生产潜力,提高气井采收率是近年来老油气田天然气开发重要的议题,而增压开采是目前较常用的开发技术.目前国内外压缩机组均以大功率、大处理量的机型为主,对于低压低产气井来说显得投资过高,没有经济效益.因此,如何选择和应用小型压缩机组,改进小型压缩机组的应用工艺,对于指导老气田低压低产气井的经济、安全、有效开发,具有重要的意义.

摘要： 研究了大牛地低渗透气藏增压开采后效果,基于Arps递减方法,对增压前后递减规律进行了分析.以大牛地气田六号站井组气井为例进行了递减规律分析,确定出该井组每口井不同阶段的递减类型和递减率.对比增压前及增压后气井产量变化,对大牛地气田增压开发效果进行了评价.

摘要： 本发明涉及石油注水开采技术领域，公开了一种石油开采用智能二次增压泵及增压方法，通过启动增压总泵，经过增压总泵的增压作用将水通过第一四通管和第一支管分别排进两个第二支管内，两个第二支管分别将水排进多个增压分泵内，最后通过多个注水管排出，从而实现注水增压，提高开采效率，通过控制器关闭其他多个石油开采通路上的第二单向阀，同时打开第二四通管，使得其他多个注水管内的水分别排入相对应的第三支管内，多个第三支管内的水通过第二四通管并最终由其中一个第二连通管注入需要增压的注水管内，从而实现众多增压分泵同时对同一通路进行注水增压，实现单通路高压注水开采石油。

摘要： 本发明属于增压泵技术领域，且公开了一种石油开采用气驱液体增压泵，包括增压箱，所述增压箱底端的左右两侧均固定连通有压缩管，所述压缩管的底端固定连通有驱动管，两个所述驱动管的底端连接有防护套，所述防护套的中部设有驱动组件。本发明通过设置有两组压缩气体用的组件，并将两组第一柱塞及其底端的结构交替设置，保证其在工作时一端的进程过程对应另一端的回程过程，使其在相对时间内位于增压箱内部的液体处于持续压缩状态，避免传动装置在气缸内部的柱塞回程时压缩动力缺失，无法实现连续压缩状态的问题，通过优化结构设计使其可满足连续压缩状态，显著提高装置整体稳定性，保证了液体压缩的连续性，压缩稳定性较高。

摘要： 本实用新型公开了一种防倒流的油田开采用增压注水设备，包括水泵：进水管，其设置于所述水泵的左端；出水管，其设置于所述水泵的上侧；壳体，其固定连接于所述出水管的前端；阀门组件，其设置于所述壳体的内侧；出水口，其设置于所述壳体的前端；安装支架，其固定连接于所述水泵的下端；套筒，其固定连接于所述安装支架的四角；驱动盖，其均轴承连接于所述套筒的上端；驱动杆，其均嵌套设置于所述套筒的内侧，所述驱动杆的上端均与所述驱动盖构成固定连接结构。该防倒流的油田开采用增压注水设备能便于快速的对该设备进行平稳的架设，防止设备运行过程中由于震动而晃动，对设备使用寿命造成影响，且能够在注水时防止倒流。

摘要： 本实用新型公开了一种井口增压天然气开采装置，包括天然气入口，所述天然气入口一端设置有入口调节阀和超压自动切换阀，所述入口调节阀另一端连接于第一气液分离器，所述第一气液分离器一端连接于第二气液分离器，所述第一气液分离器另一端连接于储液罐，所述第二气液分离器通过入口过滤器连接于燃气压缩机，所述第二气液分离器与储液罐之间还设置有平衡调节阀和充压调节阀，所述燃气压缩机依次连接于压缩机冷却器、天然气冷却器和燃气分离器，所述储液罐与燃气分离器之间还设置有污水排放阀，所述储液罐底部还设置有液位调节阀。本实用新型解决了井口压力低于集输管线压力的问题。提升了天然气开采的效率。

摘要： 本发明公开了一种气田产气递减阶段增压开采方法，将气田增压开采阶段划分为有气源补充增压开采和无气源补充增压开采两个阶段，有气源补充开采阶段以小于气田总产量的某一最佳初始产量作为增压起始点，然后根据增压气量递减情况分批次导入气井增压，整个有气源补充增压开采阶段压缩机增压量基本稳定在，所有气井气源补充完后，仍以规模进入无气源补充增压开采阶段，持续增压采气，直到气田废弃。

摘要： 本发明公开了一种气田产气递减阶段增压开采方法，将气田增压开采阶段划分为有气源补充增压开采和无气源补充增压开采两个阶段，有气源补充开采阶段以小于气田总产量的某一最佳初始产量作为增压起始点，然后根据增压气量递减情况分批次导入气井增压，整个有气源补充增压开采阶段压缩机增压量基本稳定在，所有气井气源补充完后，仍以规模进入无气源补充增压开采阶段，持续增压采气，直到气田废弃。

摘要： 本实用新型公开了一种低压气井增压开采装置，属于低压气井增压技术领域。一种低压气井增压开采装置，包括筒体，所述筒体内部开设有增压腔体，所述筒体位于所述增压腔体外侧的位置贯穿设置有输送管，所述输送管与所述增压腔体靠近底端的位置连通；所述增压腔体内设置有活塞，所述筒体顶面设置有驱动组件，所述驱动组件用于使活塞沿增压腔体竖直移动，通过活塞和驱动组件的设置为低压气井中增压，提高资源利用率，利用螺纹杆使活塞竖直向下运动，对气井内进行增压将气体从输送管送出。

摘要： 该实用新型涉及气体压缩机技术领域，尤其涉及一种用于井口增压开采页岩气体的压缩机组管路。包括PLC控制系统和进气支管，所述进气支管位于进气分离器和二级进气缓冲罐之间，所述进气支管的一端和进气分离器出口处的连接管路连通，所述进气支管的另一端与二级进气缓冲罐的连接管道连通，所述进气支管上还设有控制阀，所述控制阀和PLC控制系统电性连接，所述一级进气阀上还设有对进气阀的开闭进行控制的控制机构。本技术方案用以解决现有技术中用以开采页岩气压缩机组的工况范围难以同时满足页岩气开采前期和后期要求的问题。

摘要： 本实用新型涉及气田开采技术领域，公开了一种气井增压开采的撬装系统，所述气井增压开采的撬装系统包括分离部、第一管组、增压部、第二管组、计量部和第三管组，第一管组流体连通气井和所述分离部；第二管组流体连通分离部和增压部；第三管组流体连通计量部和增压部；通过控制第一管组和第二管组上的阀门能够使得气液分离器在并联状态和串联状态之间切换，通过控制第二管组和第三管组上的阀门能够使得压缩机在并联状态和串联状态之间切换。本申请提供的撬装系统的通用性高，适用于大气量或者高含水气井的增压工作，同时由于能够灵活地进行调节，在适用于低压气井的情况下，在对中压气井的增压工作中也不会浪费较多的压力能。

摘要： 本实用新型涉及一种页岩气田增压开采的保护装置，包括压缩机组件、计量分离器撬和生产分离器撬，所述压缩机组件的进气端通过第一管道与计量分离器撬和生产分离器撬连接，所述压缩机组件的出气端通过第二管道与去外输管道连接，所述第一管道和第二管道之间还设置有依次连接的第一闸阀、止回阀和第二闸阀，所述压缩机组件的进气端设有第一电动阀，所述压缩机组件的出气端设有第二电动阀。当压缩机组件故障停机时，由于压缩机进、出口的第一电动阀和第二电动阀关闭，恢复较快的气井井口压力达到止回阀的开启压力时，止回阀自动开启，页岩气体可以通过该止回阀顺利外输，确保中压设备安全的目的。