凝析油气田

摘要： 分析干线输气管道线路用户在极北条件下的供电方法，包括电力系统和再生能源系统。以乌连戈伊凝析油气田阿奇莫夫沉积第4区块凝析油管道用户供电为例，对电力系统和再生能源进行经济效益分析评估。从技术经济指标观点出发，提出输气干线用户电能利用的合理性。提出的分析方法建议在设计输气干线线路用户供电设计时使用。

摘要： 以基尔塔耶里斯克凝析油气田为例，对提高烃类采收率的不同方法进行了研究。在现场井生产数据的基础上，借助流体力学数值模拟对采用不同增产工艺情况下的渗流机制和主要工艺指标进行了论证。

摘要： 安岳地区须二段气藏储层低孔、致密,气水交织,含水饱和度高,油气分布不受构造与海拔控制,气井普遍产凝析油,平均生产油气比148 g/m3,为四川盆地凝析油含量最高的非常规凝析气藏.采用常规凝析气藏研究手段已无法正确确定气藏类型和准确评价气藏相态特征.为此,建立了高压物性实验、常规凝析气藏类型判别与生产静动态特征相结合的气藏类型判别方法,据此判定该气藏为局部带“油垫”的饱和凝析气藏；运用相态恢复理论准确地模拟了该气藏的流体特征,计算得到气藏平均凝析油含量高达249 g/m3,所预测的凝析油产量与实际相吻合.进而提出了提高凝析油采收率的相应开发措施,在考虑注入成本以及后期处理等因素后,建议单井采用“先衰竭后干气吞吐”的开采方式.针对安岳地区须二段气藏相态特征的认识和研究方法,对类似非常规砂岩凝析气藏相态特征的研究具有指导意义.

摘要： 5月4日(周三):阿克苏340公里至库车,晴,15°C-32°C七点上路,城外工地连片,忙着建高速。过农一师五团场,下三一四国道,改走三○七省道。这条路沿着吉尔吉斯斯坦、哈萨克斯坦边境延伸,地形险峻,矿山密集,戈壁与绿洲交替出现。一百八十公里后进入拜城。小县城人气旺盛,到处都在忙着盖楼、开店、建工厂。我在路口找一家冷饮店,连吃两份酸

摘要： 针对牙哈凝析气藏出现的反凝析问题,利用油气相平衡理论,在对典型气井YH301井地层流体相态实验拟合的基础上,模拟研究了该凝析气藏的反凝析相态特征和组分变化特征,同时分析了注入气与地层剩余凝析油和剩余井流物的反蒸发相态变化特征.结果表明:①随着地层压力的降低,凝析气中C1含量逐渐增加,C10+的含量逐渐降低,反之也成立；②加载不同比例注入气后,随着注入气比例从20％增加到80％,地层反凝析油的p—T相图临界点从右向左偏移,当注入气摩尔含量超过40％后,整个体系在地层温度134°C下已经变成露点状态；③地下剩余流体注气后混合物体系反凝析液量降低,注入气所占摩尔含量越高,反凝析液量降低越多；④注入气摩尔含量大于40％有利于降低体系露点压力和反凝析液量,使凝析气不会再显著发生反凝析损失,反凝析饱和度明显降低,有利于牙哈凝析气藏开发中后期进一步提高凝析油的采收率.

摘要： 柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征，凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏，国内外对如何提高裂缝—孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此，首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试(平均孔隙度6.5％，平均渗透率1 mD)，然后进行造缝(裂缝渗透率5～10 mD)，并将岩心组合成长岩心(105.8 cm)，最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气(凝析油含量533 g/m3)进行了注气、吞吐和脉冲注气实验，优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明：露点压力以上注气凝析油采收率最高，其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气；与低渗透砂岩凝析气藏不一样，注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝—孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。

摘要： 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。

摘要： 分析高温高压凝析气藏开发动态时,必须考虑气相中水蒸气及岩石变形的影响.为此,在引入气藏内部烃类摩尔质量平衡原理及广义凝析气藏物质平衡原理的基础上,考虑气藏气相水蒸气含量及岩石颗粒的弹性膨胀作用,推导了气相水蒸气含量、天然水驱、注气及带油环条件下的高温高压凝析气藏物质平衡方程通式.实例证明,利用忽略气相水蒸气含量或岩石变形的凝析气藏物质平衡方程和容积法计算的高温高压凝析气藏的储量均偏大,其误差大于5%,这说明新建立的考虑气藏气相水蒸气含量及岩石颗粒的弹性膨胀作用的高温高压凝析气藏物质平衡方程是可靠和准确的.

摘要： 裂缝—孔隙性凝析气藏是塔里木油田近年来勘探开发的重点,已发现的气藏普遍具有裂缝发育、埋藏深、凝析油含量高、反凝析损失严重等特点,常规的物质平衡方程用于该类气藏的注气效果评价存在明显不足.为此,从基 .本相态理论出发,结合常规物质平衡方法,建立了考虑毛细管压力影响的裂缝—孔隙性注气凝祈气藏物质平衡方程,可更加合理地预测裂缝—孔隙性凝析气藏注气效果.实例计算和现场应用结果表明:受毛细管压力的影响,储层中反凝析液饱和度将增大；考虑毛细管压力影响时,所计算的注气开发凝析油采收率要比常规计算结果更精确；所推导的物质平衡方程能简便、准确地预测该类凝析气藏的开发动态,定量说明毛细管压力对凝析气相态的影响程度.

摘要： 大涝坝凝析油气田储层埋藏深,大部分井的生产气液比低,环空装有封隔器,常规方法对其积液情况及积液深度很难给出准确判断,为此,提出了一套适合于该区块的积液判断及深度计算方法.从井筒气液两相管流的理论出发,在对气井井筒压力分布与井筒积液关系的分析基础上,确定了在气井井筒无积液时优选压力分布模型的方法和原则,从而提出了利用计算压力和实测压力的相对比来判断积液并计算积液深度的新方法,并针对该区块的典型井进行了实例计算.综合分析结果表明:此方法不仅使该气藏低气液比井的井筒压力分布计算不准的现象得到了合理解释,还解决了低气液比油套不连通井的积液判断和积液深度的计算难题,深化了对气井积液现象的认识,该方法可以推广应用到其他气藏.

摘要： 本文以海外阿姆河某气田为例,介绍了在产凝析油气田中缓蚀剂通常面临的主要问题,包括防腐效果不佳,气田水乳化问题,缓蚀剂配伍问题.通过室内试验对凝析油存在环境下缓蚀剂的性能进行了相应的评价研究.从缓蚀剂的物理化学性质的角度简要分析了出现这些问题的原因,并提出了今后缓蚀剂研发及优化的方向.

摘要： 凝析油气田开发的主要难题是当油藏压力降到露点压力以下时凝析气反凝析在井底附近形成大量的液体,因渗透率低而造成液锁现象,使产气量急剧下降.利用李克文等人提出的气润湿反转方法,通过改变井底附近岩石的润湿性至气润湿可以提高产量.但由于现有的气润湿反转剂价格昂贵,商业上可行的产品亟待开发.通过分子模拟方法在气-水-玻璃三相系统条件下对不同条件的接触角进行了计算,将结果作为分子设计的依据,设计并合成了新型气润湿反转剂,对其重要性能进行了测定,接触角实验与分子模拟结果吻合较好.该气润湿反转剂具有高效、稳定、低成本、低使用浓度的特性,可望用于提高凝析油气田的开发效果以及常规低渗透气田的酸压效果.

摘要： 本发明公开了一种油气田专用抗甲醇、凝析油、高矿化水复配甜菜碱泡排剂制备方法，生产原料包括如下质量比例的各组分：椰油酰胺丙基氧化胺10～30份；椰油酰胺丙基甜菜碱30～50份；十二烷基二甲基甜菜碱30～50份；十二烷基醇醚硫酸钠1～3份；α‑烯烃磺酸钠2～5份。其优点是：显著提高了甜菜碱或氧化铵类泡排剂的抗高甲醇、高凝析油、高矿化水发泡性能；含30％石油醚+纯化水，0分钟发泡力可达到600mm以上，5分钟稳泡达到500mm以上，且携液量在88％以上；在20％甲醇+纯化水，0分钟发泡力可达到250mm以上，5分钟稳泡达到245mm以上，且携液量在79％以上；250g/L矿化水，0分钟发泡力可达到166mm以上，5分钟稳泡达到163mm以上，且携液量在78％以上。

摘要： 本发明涉及一种油气田废水处理催化剂及油气田废水处理方法，属于油气田废水处理领域，尤其是涉及油气田废水中氯离子脱除技术。本发明油气田废水处理催化剂是以硅酸盐矿物为载体，以银、钯中的至少一种为活性成分，其中，贵金属占催化剂总质量的0.02-0.07％。采用该催化剂处理油气田废水，可将氯离子20000-80000mg/L，COD 10000mg/L以上的油气田废水中氯离子浓度降低至500～1000mg/L，COD降至2000mg/L，处理效果明显，处理成本低廉，不会产生二次污染。

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专用抗甲醇、凝析油、高矿化水复配甜菜碱泡排剂制备方法，生产原料包括如下质量比例的各组分：椰油酰胺丙基氧化胺10～30份；椰油酰胺丙基甜菜碱30～50份；十二烷基二甲基甜菜碱30～50份；十二烷基醇醚硫酸钠1～3份；α‑烯烃磺酸钠2～5份。其优点是：显著提高了甜菜碱或氧化铵类泡排剂的抗高甲醇、高凝析油、高矿化水发泡性能；含30％石油醚+纯化水，0分钟发泡力可达到600mm以上，5分钟稳泡达到500mm以上，且携液量在88％以上；在20％甲醇+纯化水，0分钟发泡力可达到250mm以上，5分钟稳泡达到245mm以上，且携液量在79％以上；250g/L矿化水，0分钟发泡力可达到166mm以上，5分钟稳泡达到163mm以上，且携液量在78％以上。

摘要： 本发明公开了石油和天然气开发领域一种油气田固井用凝石胶凝材料的制备方法。制备方法为：将水泥熟料0～45％，粒化高炉矿渣55～95％，粉煤灰0～5％，按重量百分比配料后一起磨细；将已磨细的混合物料30～59.5％，粉煤灰、燃煤炉渣、烧黏土或赤泥的一种40～60％，成岩剂0.5～10％按重量百分比配料后一起磨细；所得混合物料85～95％与磨碎的膨胀蛭石片5～15％按重量百分比配料并混合均匀，便得到固井用凝石胶凝材料。本发明不仅有利于解决油气固井中所存在的各种问题还可以比生产传统油井水泥大幅度减少CO2及其它污染物的排放。

摘要： 本发明涉及一种油气田废水处理催化剂及油气田废水处理方法，属于油气田废水处理领域，尤其是涉及油气田废水中氯离子脱除技术。本发明油气田废水处理催化剂是以硅酸盐矿物为载体，以银、钯中的至少一种为活性成分，其中，贵金属占催化剂总质量的0.02-0.07％。采用该催化剂处理油气田废水，可将氯离子20000-80000mg/L，COD 10000mg/L以上的油气田废水中氯离子浓度降低至500～1000mg/L，COD降至2000mg/L，处理效果明显，处理成本低廉，不会产生二次污染。

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。