浅析天然气储气库注采井油管的选择

随着社会经济的不断进步和发展,社会生产和生活对油气资源的需求不断增加,天然气勘探开发的规模也随之不断扩大。随着天然气开发的不断深入,在天然气储气库注采井的油管选择上也有了多种选择,油管的直径和材质的选择对天然气地下储气库的安全正常生产具有至关重要的意义,所以对油管的选择要经过科学合理的分析论证。笔者在本文中通过计算分析对油管的直径选择做出了判断,通过对注采井的采气期腐蚀情况分析,对油管的材质选择做出了判断。     

测试平台在文96储气库注采井的研制与应用

随着文96储气库注采井的投产运行,优质、高效、安全地做好文96储气库注采井的动态监测工作是十分重要的。由于储气库井属高压注采井采气树选用压力等级为35MPa以上的井口装置,距地面高度达到3m以上,井口操作人员站在注采井单侧阀上活动空间狭小,而且还得举升安装拆卸几十斤重的井口防喷装置及仪器、配重组合,稍有不慎便有人员高空坠落的危险,存在较大的安全隐患,且工作效率过低,结合文96储气库监测现状,围绕储气库发展需求,研制了适用于文96储气库注采井测试的井口操作平台,应用到现场,取得了显著的效果。     

节点分析在枯竭砂岩气藏储气库注采系统的应用

根据枯竭砂岩气藏地下储气库的运行特点和储层特征,研究建立了注气系统和采气系统节点分析模型,模拟敏感性参数对注采系统流动特征的影响,确定了注采井最大注采能力和完井管柱尺寸,为储气库系统模拟、开关井方案优化提供技术支持,从而实现储气库系统的优化和运行参数的优选。     

苏东39-61储气库注采试验地面工程设计

为了贯彻国家储气库建设要求,促进产供销体系建设.支持京津冀地区清洁发展,保障安全稳定供气;落实集团公司储气库业务规划,保障天然气业务健康发展.削减长庆气田峰谷差,促进长庆气田长期稳定生产,增加经营收益.中石油天然气股份公司拟在长庆气区苏里格气田建设我国第一座与气田协同建设的储气库—苏东39-61储气库.为论证苏东39-...     

用数值试井方法确定注采井组压力分布

数值试井是一种全新的试井解释技术。相对解析试井技术而言,具有假设条件比较少,描述范围大,更加符合油气藏开发实际和渗流特征的特点。在解释多相流、开发井网、复杂边界和非均质油藏等复杂性试井资料方面,具有独到的优势。本文从一数值试井应用实例出发,说明了多相流数值试井方法在确定压力分布和剩余油饱和度分布方面的应用。     

文23储气库单井注采能力分析

从注采井实际流动走向出发,分析影响单井注采能力的因素,通过软件模拟,定量化分析管径、压力等影响单井注采能力的敏感性因素,综合考虑抗冲蚀、携液要求,针对文23储气库计算了单井的合理注采产量范围,指导注采运行方案的优化调整,提高气库运行效率。     

冷41块水平井注采工艺试验

针对冷家堡油田冷41块中深层特超稠油水平井在注采工艺实施过程中遇到的诸多难题,本文在油藏地质特征研究的基础上,对冷41-平1井进行了水平井注采工艺试验,在注汽工艺方面,优化注汽参数、注汽管柱结构、隔热方式获得了较好的注汽效果;在举升工艺方面,优化了中深层特超稠油大排量举升的机、杆、泵组合并配套了相应的设备机具。通过研究,形成了有效、实用的中深层特超稠油水平井注采工艺技术,并可在冷41块推广使用。     

气藏型储气库注采能力影响因素分析——以文96储气库为例

随着天然气地位的提升,作为天然气储存与调峰的工具,地下储气库在天然气的生产、缓解天然气供需矛盾中起着越来越重要的作用。在储气库运行过程中,工作气量是衡量储气库调峰能力和运行效益的重要指标,而储气库注采能力是制约储气库工作气量的重要因素之一。为进一步提高储气库调峰能力,本文以文96储气库为例,探究影响气藏型储气库注采能力的因素。通过对文96储气库注采气能力评价可知,该储气库注采能力均低于设计值。综合钻井、地质、地面等多项资料分析得出,影响文96储气库注采气能力的主要因素有四个：(1)压缩机未达到设计要求;(2)井网部署不完善;(3)井筒积液;(4)注采井结盐。针对四种影响因素,提出压缩机升压改造、优化井网部署、泡沫排水采气、软化水洗盐等措施建议。     

注采两用泵改善转SAGD生产效果应用研究

SAGD循环预热结束后需排液修井转机抽生产,数值模拟及现场结果显示,排液修井会对蒸汽腔产生伤害,造成转抽后油藏温度及水平段动用程度下降,影响SAGD开采效果。采用注采两用泵可以实现循环预热后不修井转抽,根据数值模拟及现场应用效果,采用注采两用泵井组具有更高的水平段动用程度和转抽初期平均采油速度,同时获得更好的经济效益。     

注采不完善油井CO_2吞吐研究与试验

注采不完善油井开采过程中产量下降快,受到技术、经济及地质构造因素的影响无法进一步完善注采井网,难以通过注水实现能量的补充,为解决这一问题,对这部分油井进行CO2吞吐增油技术试验,通过室内实验对CO2增油机理进行了研究,通过数值模拟软件优化了注入工艺参数。2008年以来现场试验4口井,累计增油371t,取得了较好的效果。     

大型储气库库容评价及注采能力分析技术——以准噶尔盆地呼图壁储气库为例

呼图壁储气库由呼图壁气田开发中后期改建而成,结合气田开发规律,设计库容107亿方,是我国最大的储气库之一。气库于2013年投运,强注强采的运行模式导致井间地层压力变化剧烈,注采气量合理配置及跟踪调控困难较大,初期注采后地层压力分布极不均衡,随着储气库逐步达容,地层压力已接近设计上限压力3 4M P a,注气期存在较大的地层超压风险。定期对大型储气库库容评价及注采能力分析对储气库高效运行非常重要,研究首先通过对储气库库容参数进行评价,其次通过气井井控拟合技术,求取单井控制区域的地层压力与周期累积注采气量,从而求取投运井网控制区域周期剩余储集能力以及形成的工作气量,最后通过注采节点分析技术,研究气井注采节点能力,以满足储气库强注、强采的需要。     

大型陆相边底水H储气库单井全周期交互注采动态评价技术

近年来将产量不稳定分析方法引入到已建储气库的动态分析中,气井采气曲线出现了明显的拟稳定流动阶段,且实际拟合结果与不稳定试井解释结果基本一致,应用效果较好。由于该方法仅适用于采气动态分析拟合,同时国内部分气田尽管进行了循环注采开发实践,但相关理论仅研究气体低速流动下的动态特征,储气库气井高速强注缺乏必要的理论和方法。因此针对储气库气井高速强注的运行特点,结合气井不稳定渗流理论和流动物质平衡原理,建立了注气不稳定分析方法,形成了单井全周期交互注采动态评价技术体系。     

裂缝性厚层低渗透油藏合理注采井网探讨

通过对典型厚层裂缝性低渗透油藏樊128块液量、含水、油量和水驱状况分析,评价注采井网对解决开发矛盾的适应性,认为制约该类油藏开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造,油藏进入中高含水期井网调整要兼顾裂缝、储层和构造因素,设计不同注采井网进行数值模拟对比,结果表明适当加强边部注水,采取边部注水和内部五点法注水结合的灵活方式效果最好、油藏可以达到较高的采收率。论文成果对类似油藏的开发具有一定的借鉴意义。     

基于密度聚类和随机森林的地下储气库注采系统风险评估方法研究

针对储气库注采运行过程中须承受交变载荷作用以及"强采强注"的不稳定工况带来的动态风险因素,提出一种基于密度聚类和随机森林的地下储气库注采系统风险评估方法.采用异常值检测和相关性分析构建特征数据矩阵,用主元分析法进行维度约简,基于密度并结合储气库现场生产工况进行聚类分析,以实现对不同聚类簇的划分,最后应用随机森林模型判别...     

低渗透油田注采井网适应性研究

合理的注采井网在油田开发中起着重要作用,尤其是对低渗透油田而言,更是决定了整个油田能否建立起有效的驱替系统并以达到合理有效开发。本文通过对目前较常用的三种注采井网进行适应性研究,比较各井网的优缺点,确定了相对较合理的井网及后期调整井网。     

文96储气库注采井完井工艺

文96储气库是中石化第一座储气库,该工程14口注采井,注采井完井采用了两种方式：射孔完井一体化管柱一次投产和射孔管柱、完井管柱两次管柱连续作业投产。文章主要对文96储气库完井工艺管柱的特点是否满足储气库现场实际情况,对一体化管柱完井方式和常规完井优缺点进行了对比分析,并且对提出了设计不合理的两处进行了分析,最后得出相关结论及建议,为国内其他储气库完井管柱优化设计提供了指导和借鉴。     

储气库苏203-6-9H井?244.5mm套管固井技术

本文介绍了位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部的苏203井区储气库的第一口完钻的试采试验井苏203-6-9H井的基本情况,分析了其盖层井段?244.5mm套管固井技术难点。针对该井的固井难点,提出了优化固井工艺、选用旋流套管扶正器、优选驱油去污前置液及三凝DRE膨胀韧性水泥浆体系水泥浆体系、使用前导低密度低黏切抗钙污染钻井液等技术对策,保证了?244.5mm套管的固井质量,盖层井段固井质量优质,优质率82%。对今后长庆地区储气库井的盖层固井施工具有一定的指导意义。     

确定合理注采井距 改善文99南块开发效果

文99南块是文东99块向南滚动扩边逐步投入开发的,由于注采井距大,井网密度小,储量控制程度低,水驱运用状况差。通过不同方式注采井距的研究,确定文99南开采合理井距为200-210米,并依此结果进行部署,取得较好成果。     

TX油藏合理井网密度及合理注采井距研究

以中国西部TX油藏为例,系统的介绍了合理井网密度以及合理注采井距的计算方法,通过采油速度分析法、注水能力分析法、排液能力分析法、油井见效分析法、水驱储量控制分析法、经济极限井距等方法的应用,分别确定了开发的不同阶段合理的井网密度以及合理的注采井距。     

智能分注分采技术应用效果及其影响因素研究

近年来,渤海油田智能分注分采技术已取得较好的水驱开发效果,解决了常规单井测调作业占用平台时间长、测调效率低、水平井和大斜度井适应性差等问题.为进一步对智能分注分采技术规模化应用提供理论依据和指导,依据渤海BZ28-2S油田实际地质模型,开展了单独分注、单独分采和分注分采3种注采方式在不同分注或分采率下增油效果研究和对比...