对盆地东部地区气田后期增压开采的探讨

增压开采是气田开发后期，由于地层压力下降，不能满足地面集输要求，而采取的旨在提高采出能力和地面输送能力的采输方法。一般采用气田内部增压和集输管网增压两种方式。前者着重于开采、后者着重于输送。在气田的开采中，两者均能达到同一目的。但具体运用哪一种方式，或者是同时运用，要视气田的开采程度，管网的集输状况，各气田开采周期的同质或差异性而定。增压开采投入大，生产成本高，对集输管网的现状和环境的影响大。针对川东气田的特点，提出了今后盆地东部增压开采值得探讨的几个问题，旨在从整体上提高增压开采的综合效益。     

大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发,气井压力逐渐下降,目前约有30%的气井压力已接近管网压力（不低于4.5 MPa）。为了维持气田的稳定生产,同时保证气田天然气的正常外输,迫切需要采取增压集输工艺。为此,针对大牛地气田的气藏特点,提出了4种增压集输模式：①单井增压模式;②集气站分散增压模式;③区域集中增压模式（多个集气站集中增压）;④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明：依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备,既能最大限度地开发气田资源,又能满足管网外输压力的要求,是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。     

产量不稳定法确定气藏地面增压时机

气田进入开发后期,自然稳产期结束,需要进行地面增压开采,以延长稳产期,提高采收率.一般情况下,生产现场是根据当前油压的变化率来判断地面集输管线接入压缩机的时机,这种方法无法应对产量发生变化的情况,也无法对增压时机进行科学有效的干预.本文提出了一种确定气藏地面增压时机的方法--产量不稳定法,可以准确预测各个气井在不同配产下稳产期结束时间,并提出产量调整方案,使气田逐区块、逐井区按照设计要求进行地面集输管线改造,接入地面压缩机,确保"西气东输"的稳定供气.     

增压生产模式下脱水橇运行分析及优化

随着气田开发,气藏在进入递减期后需要采取措施提高气田综合开发效益和气藏采收率。靖边气田采用增压方式进行开采。本文通过对比分析靖边气田现有地面工艺及增压工艺,开展理论计算与现场试验,从站内关键设备及工艺流程的角度对增压开采地面工艺进行研究,确定适合于靖边气田地面工艺模式,为今后增压开采过程中地面工艺配套的改造、完善、优化和简化提供宝贵的经验。     

靖边气田开发后期增压方案研究

靖边气田全面进入自然稳产期末,地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。依据靖边气田现有管网系统结构,对管网增压方式进行比选,建立大型气田区域性增压全局优化模型,结合天然气管网仿真,运用优化技术,决策出最优的气田增压方案,合理布置压缩机站的站位、优化压缩机及管网系统的运行参数,从而协调天然气的采、集、输、配各个环节的关系,在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时,既降低管网改造投资,又实现经营部门效益的最大化。     

靖边气田增压开采方式优化研究

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。     

洛带气田蓬莱镇组气藏增压开采方案设计

根据洛带气田蓬莱镇组气藏气井目前井口压力低,近90％的气井受管网压力影响不能正常生产的特点,开展了气藏生产动态及管网特征分析。计算了气藏增压前后的可采储量,分析增压后可增加产气量6．0×10^4m^3／d,并选择对龙33井区与龙5l井区进行整体增压方案设计,结合井区产气量,选择合适的增压设备,气藏经过增压后可增产天然气量14924×10^4m^3,可获得纯利润8630万元,赢利为总投资额的7．78倍,经济效益显著,建议尽快实施增压开采。     

气田增压开采方案的灰色综合优选

气田增压开采方案涉及工艺、经济、环境等多方面因素,为了对其进行全面、科学的评价,建立了气田增压开采方案综合评价多层次指标结构体系,通过灰色关联分析法和层次分析法相结合,形成了多层次灰色关联分析法。基于该方法建立了增压开采方案多层次综合评价数学模型,给出了在我国华北某气田的应用实例。结果表明,该方法具有层次清晰、计算简单的特点,评价结果真实可靠,能够对气田增压开采方案进行切实可行的综合评价。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

靖边气田增压开采工艺技术研究

靖边气田经过十多年的滚动开发,单井压力持续下降,为了继续维持靖边气田55亿m3/a的生产规模,对靖边气田整体增压工艺进行了研究.研究指出,靖边气田增压稳产期气井最低生产压力为1.4 MPa,压缩机组进气压力按1.0 MPa进行设计;靖边气田增压方式以区域增压为主,单站增压为辅.文章从已建地面集输压力系统、气井最低生产压力和气田增压方式的确定、总体集输工艺的调整等对其进行了论证.     

盆5气田开发后期工艺改进技术研究

盆5气田天然气处理工艺采用注乙二醇防止水合物,节流制冷控制天然气的露点,该气田开采已进入中后期,产量和压力日益下降,工艺已不能满足外输气压力和露点的要求。为了提高天然气外输压力和降低天然气露点,提出J-T阀前、后增压方案和丙烷制冷改造方案。利用HYSYS软件计算出三个方案中低温分离器天然气相图,对相图进行分析,最后得出丙烷制冷和J-T阀后增压方案并选用燃驱往复式压缩机组,可满足该气田未来10年天然气外输压力和天然气露点要求,具有较好的经济效益,对其它凝析气田后期工艺改造具有一定的借鉴作用。     

基于AHP—TOPSIS法的地面管网增压集输方案

将层次分析法(AHP)和正负理想点逼近法(TOPSIS)相结合,通过层次分析法将决策因素中定性和定量指标转化为数量化指标确定权重,进而以正负理想点逼近法的综合评价参数作为衡量地面管网增压集输方案的标准,对方案进行优选排序。根据最大最优原则,得到各地面管网增压集输方案的优选结果。AHP—TOPSIS法与传统的模糊层次分析法的结果基本一致,为地面管网增压集输方案优选提供了一种新思路。     

基于熵理论的管网增压集输方案指标权重确定

地面管网增压集输方案特征指标权重确定是地面管网增压集输方案优选的基础和关键。一般采用层次分析法(AHP)构造判断矩阵,进而计算得到特征指标权重。尽管层次分析法(AHP)识别问题的系统性强、可靠性高,但在专家群决策时,容易产生循环而不满足传递性公式,存在标度把握不准和丢失部分信息等问题。基于熵理论,提出利用熵技术对层次分析法(AHP)得到的地面管网增压集输方案特征指标权重进行修正,为地面管网增压集输方案特征指标权重的确定提供了一种新思路。     

土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议

土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为：该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。     

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新场气田蓬莱镇组气藏属于低渗透致密砂岩气藏，具有一定的储量规模，但低孔、低渗、高含水饱和度的特征使其开采困难，因此实施增压开采工艺技术是保证该类气藏增储稳产的重要手段。文章运用气藏数值模拟方法对该气藏建立了三维地质模型，在气藏储量拟合及气井生产历史拟合的基础上，设计了9套增压开采对比方案。选用三维二相黑油模拟器进行模拟计算，其结果显示实施增压开采方案的采气速度和采出程度均比不实施增压开采的高，而且延长了气井生产时间。同时还评价了经过增压开采后，气藏、增压井组以及单井的可采储量增加量，确定了增压开采后单井合理的井口压力控制程序和降产方式。方案结果对比表明，以目前单井产量敞输，控制最小井口压力在压缩机吸气压力0.2　MPa的开发方案，能使整个气藏在实施增压开采后提高可采储量7.28％。     

靖边气田开发后期增压方案分析

靖边气田目前已经进入稳产期,因此地面集输系统不利于中低压气井的开发。按照现有的管网系统结构对比,分析不同的增压方式,建立全局优化模型,并且按照天然气管网仿真技术选择最适宜的气田增压方案。此次研究主要是探讨分析靖边气田开发后期增压的方案设计,希望能够对相关人员起到参考性价值。     

凝析气田开采后期工艺改造方案的选择

针对气田开采中后期压力逐年递减、不能满足＂节流制冷脱水脱烃工艺＂的节流压差要求而导致外输气水、烃露点不达标的问题,需对原节流制冷工艺进行技术改造。对＂节流阀前增压＋节流制冷＂＂节流阀前增压＋丙烷制冷＂＂节流制冷＋节流阀后增压＂和＂丙烷制冷＋节流阀后增压＂4种改造工艺的流程进行了详细介绍,从工艺可行性、能耗、投资等方面作了对比分析,得出＂节流阀前增压＋丙烷制冷工艺＂优于其他3种改造工艺。并以某凝析气田为例进行模拟计算,由计算结果可知＂节流阀前增压＋丙烷制冷工艺＂可以满足该气田外输气水、烃露点和外输压力的要求。     

天然气井口增压开采工艺研究

为进一步研究天然气井口增压开采工艺的应用效果,保证天然气资源稳定开采和供应,采用了比较分析法,对某天然气田A、B、C、D4口气井进行单井井口增压生产试验,对不同天然气井口增压开采工艺下各个气井的实际开采情况进行分析,对天然气气井井口增压开采工艺及相关设备的应用价值有了一定了解,并在此基础上,对天然气增压开采的实际应用要点进行深入研究。     

低压气井井口增压开采技术

牙哈凝析气田经过10余年的开采,地层压力普遍下降,部分采气井开始出水,井口压力也呈现下降趋势,部分井井口压力低于集输管线压力,难以利用油井自身能量将油气输入集输管线。单井气液增压开采技术的成功应用,促使由于压力低而关井的YH23-1-14井恢复生产,日增油10~13 t/d,气产量4.0~5.0×104 m3/d,为该技术在同类油田的应用提供了可借鉴经验。     

涩北气田地面集输工艺技术

气田地面集输工艺技术是气田开发中一个重要环节,地面集输工艺水平先进与否,直接影响着气田开发总体技术水平高低和经济效益好坏.主要介绍了涩北三大气田的地面集输工艺,采取多气层同时开采,集气站实行混合布站方式,采用"高压采气,站内一次加热、节流、常温分离,高、低压2套集输管网,分气田集中脱水、集中增压"总的集气流程.在国内外大型整装气田中,较早提出并实现了高低压2套集输管网,充分利用地层能量,大大节约压缩机电力消耗,降低工程造价;采气管线同层串联工艺,改善低产井的热力条件,减少采气管线长度,减少集气站进站阀组及节流阀组数量,降低投资;集气站实现"无人值守,站场巡检"模式建站,实行无人值守数字化技术;针对气田出砂出水的特性,研制出适合气田气质特点的分离器等专有专利设备.整个地面工程落实"优化、简化、标准化"的设计理念,为其他气田的地面建设提供了良好的借鉴.