凝析气田

摘要： 深水凝析气田开采,当井口配产低于水力段塞形成临界配产量,海管滞液量增加,形成大容量段塞流冲击浅水中心处理平台,进而引发气荒和液量规模超负荷。为避免由此引发的关停损失,创新提出控制段塞发展的生产方案。一是发挥外输海管储气功能,间歇放大深水井口处理量,使外输海管形成升压与降压交替出现的吞吐式的生产;二是依托深水海管回路清管流程,引增压处理气至水下井口随井流物进入海管,形成循环气式的生产。两种模式适配于不同的井口配产,满足不同工况下的段塞流控制。

摘要： 液位测量是海洋油气生产检测的重要参数,液位计的设计选型往往与实际工况存在差异,磁致伸缩液位计精度高但受到的影响因素也较多。某海上凝析气田因其生产来液工况多变且工艺处理环节复杂,实际使用中磁致伸缩液位计并不能满足全部要求。针对现场不同工况介质的特点,对磁致伸缩液位计应用进行分析并采用多种处理手段优化,确保液位测量满足生产要求。

摘要： 渤海湾盆地黄骅坳陷是我国东部典型的含油气盆地,但潜山领域已发现的天然气田储量规模较小。近几年,通过勘探研究思路转变和地质认识创新,在黄骅坳陷南部乌马营潜山发现了莲花凝析气田,实现了来自煤系源岩的深层天然气勘探重要突破。随着重新认识潜山烃源岩条件、圈闭特征、储集空间和成藏模式,提出乌马营潜山石炭-二叠系煤系源岩规模生烃为油气成藏提供了充足的气源,多期构造演化控制形成多个大型构造圈闭是气田形成的基础,多套储层叠置发育,为油气大面积连片富集提供了有利空间,明确了古生界含油气系统具有内幕多层系叠置复式聚集的天然气成藏模式。所取得的理论认识指导了黄骅坳陷潜山深层内幕原生油气藏的勘探突破,实践经验对于推动渤海湾盆地东部探区来自煤系源岩的天然气勘探具有重要指导意义。

摘要： 石油企业通过无损检测工艺主要针对管线内部会影响应力状况、强度性能的力学性缺陷。以某凝析气田开发项目为例,通过执行标准、人员资质;试验的位置标记;单壁透照技术方案和双壁透照技术方案的选择,介绍了管线射线检验方法、检验工艺和验收标准。

摘要： 为满足干气输送的要求,必须对凝析气田集气站的原料气进行三甘醇(TEG)脱水处理,处理过程中发现原料气的重烃对TEG脱水工艺的脱水效果影响很大,TEG溶液夹带重烃后容易造成TEG溶液循环泵振动、TEG溶液过滤器频繁堵塞、废气灼烧炉振动及超温等问题,影响TEG脱水装置平稳运行。结合国外某凝析气田集气站TEG脱水装置的设计、运行情况,对存在问题进行了详细分析,提出了优化措施。通过现场应用及模拟计算可知优化措施切实有效,可为类似凝析气田集气站TEG脱水装置的建设提供借鉴。

摘要： 2022年7月25日,塔里木油田博孜—大北超深气区100亿立方米产能建设工程开工,标志着我国最大超深凝析气田全面投入开发建设。博孜—大北气区油气年产量将在“十四五”末分别达到102万吨、100亿立方米,相当于每年为国家新增一个百万吨级高效益油气田,对保障国家能源安全和提升天然气供应能力具有重要意义。博孜—大北气区位于新疆天山南麓、塔里木盆地北缘,是继克拉—克深气区后,塔里木油田近年在超深层发现的又一个储量规模达万亿立方米的大气区.

摘要： 2022年7月25日,中国石油塔里木油田博孜-大北超深气区100亿立方米产能建设工程开工,标志着我国最大超深凝析气田全面投入开发建设。博孜-大北气区油气年产量将在“十四五”末分别达到102万吨、100亿立方米,相当于每年为国家新增一个百万吨级高效益油气田,对保障国家能源安全和提升天然气供应能力具有重要意义。

摘要： 许鹏以近乎"苦行僧"的方式,日复一日坚持着"寻找大气田"的初心和梦想,让千亿立方米的大气田浮出了水面。"天然气探明地质储量超过1000亿立方米,可以供百万人口城市的居民使用上百年!"2019年2月25日的《新闻联播》报道:中国海油渤海油田传来一个重大消息——我国渤海海域发现了一大型整装高产凝析气田——渤中19-6。随后,这一消息陆续被路透社等国内外大媒体相继转载.

摘要： 海上低渗凝析气田缺乏成熟的开发开采经验,且受限于平台空间、设备、成本等因素,井下增产措施难于开展.针对南海西部首个低渗凝析气田(A气田),存在地层能量不足、近井地带污染、生产井反凝析严重、井筒积液风险淹井等生产特征,通过整体分阶段深度降压、低效井治理、地面工艺设施工作制度优化等措施提高生产井采收率,累计增产超千万立方米,同时对同类低渗凝析气田生产开发具有较强的指导意义.

摘要： 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°C),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.

摘要： 英买力凝析气田群大多数区块属于块状底水凝析气藏,地层能量充足、气藏连通性较好.由于前期采气速度偏高,气藏地层压力较方案下降快,气井提前见水.动静结合开展块状底水凝析气藏见水模式分析,在开发效果评价基础上开展合理采气速度、合理避水高度、合理井型、合理生产压差等开发机理研究,制定合理开发技术政策,提出“块状底水凝析气藏需严格控制生产压差生产,井的位置及井型决定开发效果,井数决定采气速度与采气规模”的治理思路.通过老井侧钻及沿气层构造高部位部署水平井开展剩余油气挖潜现场试验,取得良好效果.

摘要： 针对牙哈凝析气田采出污水矿化度高、腐蚀性强、总铁含量高、Cl离子及钙镁离子含量高、硫化物和细菌含量较低、pH值低的特点,通过研究pH值调整、除铁剂种类及其用量、无机和有机絮凝剂种类及其用量以及加药间隔时间等的研究,对牙哈凝析气田污水进行絮凝处理,使其达到能达到回注水水质标准.

摘要： M凝析气田天然气处理装置存在脱水脱烃单元分离工艺简单,限制制冷温度,乙二醇注入量大;乙二醇再生单元醇烃分离效果差,出现液烃夹带现象;凝析油稳定单元换热网络存在跨夹点传热,大量余热未能有效利用等问题.为解决装置存在的问题,提出了两级分离、两级注醇的烃水露点控制工艺,限定了工艺对原料气处理量和压力的适应范围,利用脱丁烷塔顶增压单元余热提高醇烃分离温度,提出了顺序换热+两股进料的余热利用方案.改进后装置的乙二醇注入量减少830kg/h,降低了制冷温度和乙二醇再生系统能耗,提高了装置运行稳定性;同时,改进后的余热利用方案回收了大部分稳定凝析油余热,降低了稳定塔重沸器负荷,凝析油稳定装置节约燃料气1.64×107m3/a,凝析油增产511.5t/a,节能降耗效果明显.

摘要： 在目前国际油价低迷的大背景下,依靠天然气增储上产,成为减少亏损,甚至扭亏为盈的重要举措,作为中石化第一大凝析气田、西北油田分公司的主力气田——雅克拉凝析气田,如何延长稳产期和提高采收率,需要攻关与分析相关的有效手段.为此,以气田最新研究成果为基础,本文分析了气藏稳产难点,重点论述解决难题的对策,以期进一步延长稳产时间和提高采收率.

摘要： 凝析气田开采初期,气藏压力一般高于露点压力,衰竭开采到一定阶段,随着压力的降低,造成反凝析油析出.白庙凝析气田开发到目前阶段,地层压力已经远低于原始露点压力,采出井近井地带反凝析油析出,造成近井地带污染堵塞,导致目前白庙气田采出程度只有11.2％、凝析油采出采出程度仅3.1％;针对白庙气田反凝析油污染堵塞近井地带的问题,在室内建立了模拟白庙气田的长岩心物理模型,通过反向注入不同解堵气体,研究了N2、CO2和天然气对凝析气田解堵效果,对比发现CO2的解堵效果最好,天然气的效果次之,N2没有实现解堵.

摘要： 丘东凝析气田发育七克台—三间房组气藏、西山窑组上气藏和西山窑组下气藏,均已投入开发,钻井较多,取心、分析化验、测井、试油及生产资料录取齐全,三维地震覆盖整个构造,形成了较为完备的数据库,为气藏地质建模提供了便利条件.前期已开展了气藏精细描述,在此基础上利用Petrel软件开展气藏地质建模,最终为丘东凝析气藏提供构造、地层、沉积及储层属性在三维空间的分布模型.地质模型的建立给后续气藏数值模拟提供了完备的三维地质数据体,为丘东气藏现有井网开发效果评价、储量动用程度分析和下步开发调整奠定了基础.

摘要： 塔中西部中下奥陶统鹰山组广泛分布,已探明了大型岩溶凝析气田,是塔里木盆地重要的建产区之一.为了分析古地貌对下奥陶统鹰山组风化壳岩溶储层分布的影响与控制规律,有必要精细恢复下奥陶统碳酸盐岩潜山古地貌.分析了比较常用的地球物理法、印模法、残厚法、沉积学方法、层序地层法、层拉平法、计算机模拟法七种古地貌恢复方法优点和缺点,提出了等时层序厚度比较法新的古地貌恢复方法.该方法首先对鹰山组顶部不整合面的上伏地层进行精细等时层序对比,然后通过比较不整合面之上等时层序的厚度变化,确定相应的古高程控制点,以地震精细构造解释不整合层面作为约束条件,恢复了塔中西部奥陶系鹰山组潜山的古地貌.鹰山组顶面不整合的古地貌特征总体表现为北西高南东低,但较为平缓,是一个顶部具有准平原化特征的碳酸盐岩岛屿,古地貌格局与现今构造具有一定的形态继承性,新的古地貌恢复方法克服了其它方法常会歪曲微地貌形态的不足.

摘要： M20凝析气田是一个非常复杂的异常高压凝析气田,储集层是由沙河街组一段生物碎屑白云岩、沙河街组二段白云质砂砾岩,以及中生界火山岩和元古界混合花岗岩叠置而成的块状储集体.气藏储集空间共5大类12小类,形成3类主要储集岩,分别为沙河街组孔隙型、中生界孔隙+微裂缝型和元古界裂缝+孔隙型储层.储量计算中,基于储层分布特征、储集类型和油、气分布状况,制定了三项储量计算单元划分原则;进而,确定了储量计算关键参数:根据中生界储层与不整合面的关系,确定出储层孔隙度和净毛比的变化趋势;采用中子-密度交会法和阿尔奇公式分别计算沙河街、中生界和元古界基质储层部分的孔隙度和含油、含气饱和度;采用裂缝状态判别经验公式、电成像测井、面比率法和裂缝含水饱和度经验公式等方法分别计算裂缝的孔隙度和含油、含气饱和度.沙河街和中生界地层只计算储层孔隙中的地质储量,元古界地层则按孔隙和裂缝分别计算地质储量.

摘要： 大涝坝凝析气田衰竭式开发过程中反凝析和水侵十分严重,2013年4月开展循环注气时上气层基本水淹停产,下气层也面临全面见水风险,属典型的开发中(下气层)后(上气层)期注气,见水(水淹)凝析气藏循环注气机理以气驱反凝析油为主而不是通常意义的混相抽提,作用以恢复地层压力抑制水锥而不是混相抽提把凝析油带出来.本文从见水(水淹)凝析气藏注气驱替机理、相态恢复、抑制水锥作用、强注及错峰强注方式等进行了研究,并应用于大涝坝见水(水淹)凝析气藏注气现场实践,截止2014年底累计注入干气8460×104m3,地层压力回升2MPa,日增油9.3t,气油比无明显变化,日增气3.5×104m3,抑制含水上升36个百分点,月递减下降6％,注气驱油和抑制水侵作用十分显著,混相抽提、气窜等不明显,对类似产水凝析气藏注气开发有一定的指导意义.

摘要： 本文介绍了某低产水量低压低产浅层气田的产水情况,地层不产水,生产过程中产出凝析水,产水量低,单井日产水5kg-15kg,通过排水工艺试验,得出了泡沫排水是适合的主体排水采气技术的结论,为类似低产水量气田排水采气提供了借鉴.

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： 本发明公开了一种凝析气田高压采气管道的防冻堵系统，包括气井采集树、卧式分离器、涡旋式高压气体膨胀机、电源接线盒、管道电伴热带、发电机和变压器，卧式分离器连通气井采集树和涡旋式高压气体膨胀机，出口管道和输气管道上均设置有电源接线盒和管道电伴热带，涡旋式高压气体膨胀机通过同心转轴与发电机连接，发电机通过输出电路与变压器进线端连接，变压器的出线端通过输电线分别与出口管道和输气管道上的电源接线盒连通，电源接线盒与管道电伴热带电连接，并为管道电伴热带提供电能。该系统利用天然气自身的压力转化为热能，最终实现保温防冻的目的，并且不需要额外的加热炉或防冻药剂，进一步节约了能源，整个系统结构简单，效果明显。

摘要： 本发明提出了一种凝析气田集输工艺系统的能效评价方法，能够多角度、多层面的评价同类气田的生产能效水平，首先进行能耗计量，基于黑箱模型的数据计量，直观反应凝析气田集输工艺系统的各环节能耗；然后计算能耗指标，以热力学第一定律为基础进行总系统与子系统的能耗指标计算，包括单位产出自耗气量、单位产出能耗量与单位能耗产出；最后计算系统能效，基于夹点分析技术对系统的节能潜力进行评价。本发明能够全面深入的评价凝析气田集输工艺系统的生产能效水平，为实现凝析气田集输工艺系统的能效评价及同类气田的能效对比提供了一种更为科学、系统的方法。

摘要： 本发明公开了一种凝析气田高压采气管道的防冻堵系统，包括气井采集树、卧式分离器、涡旋式高压气体膨胀机、电源接线盒、管道电伴热带、发电机和变压器，卧式分离器连通气井采集树和涡旋式高压气体膨胀机，出口管道和输气管道上均设置有电源接线盒和管道电伴热带，涡旋式高压气体膨胀机通过同心转轴与发电机连接，发电机通过输出电路与变压器进线端连接，变压器的出线端通过输电线分别与出口管道和输气管道上的电源接线盒连通，电源接线盒与管道电伴热带电连接，并为管道电伴热带提供电能。该系统利用天然气自身的压力转化为热能，最终实现保温防冻的目的，并且不需要额外的加热炉或防冻药剂，进一步节约了能源，整个系统结构简单，效果明显。

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撬装化的凝析气田伴生气回收利用系统，包括有进气分离器、进气缓冲罐、排气缓冲罐、压缩机空冷器、压缩缸、排气分离器和回流罐，其中进气分离器通过管路与进气缓冲罐和回流罐相连接，进气缓冲罐和排气缓冲罐相串联，压缩缸装配在进气缓冲罐和排气缓冲罐之间的连接管路上，排气分离器通过管路与回流罐相连接，排气缓冲罐通过管路与压缩机空冷器相连接，压缩机空冷器通过管路与排气分离器相连接。有益效果：该系统具有结构紧凑、便于管理、操作简单、复用率高、投资少的特点，适用于凝析气田试采阶段处理站内的伴生气回收。消除环保风险的同时，一般中型场站日均可回收天然气820m

摘要： 凝析气田放空气压力稳定回收装置，应用于凝析气田放空天然气的回收。特征是：在净化装置与用户管汇之间的管线上连接有自动调压阀，自动调压阀的引压管连接在自动调压阀之后的管线上，在用户管汇还连接有一条放空管线，在放空管线上连接有自动调压阀，放空管线上的自动调压阀的引压管连接在自动调压阀之前的管线上，在用户管汇连接有干气进管，在干气进管上连接有自动调压阀，干气进管上的自动调压阀的引压管连接在自动调压阀之后的管线上。效果是：能通过汇管到用户管汇之间的自动调压阀和放空管线上的自动调压阀，实现补压或卸压。以达到稳定用户管汇内的天然气压力。