气井单元及其系统的可靠性

气田集气系统主要由气井、集气站、集输管网组成，作为产气源的气井是整个系统的源头，是气田产能系统可靠性分析和计算的必要内容之一。运用概率论与数理统计，视气井及其附近设备和设施为可修单元，对气井系统进行可靠性分析。定义气井单元事故，划分气井系统，介绍气井系统可靠性框图、可能状态、状态转移图、转移率矩阵，给出集气系统稳态可用度及产气量的计算模型。结合某气田１座１０口气井的集气站进行实例计算，计算结果表明∶①气井－采气管线－注醇单元系统的运行可靠性主要取决于组成系统的注醇单元和气井单元的事故率和维修率；②１０井集气系统，１０井和９井同时工作的状态概率几乎相等。要提高这一气区多井集气系统的可靠性，应从注醇单元、气井单元入手。     

天然气电热管单管集气工艺

目前，大庆油田采油八厂气田集气工艺主要为三管伴热工艺，集气站通过供水管线将高温水输送到气井井口，热水回水管线为集气管线伴热，提高集气温度。伴热水通过集气站内加热炉循环加热，通过离心泵提供输送动力。热水伴热工艺从长期运行情况来看，虽然满足了气井集输的基本需求，但存在以下问题：①工程投资高；②工艺设     

利用测井资料预测气井绝对无阻流量

根据惯例,地面建设的规模如采气管线,集气支红,集气干线的管径大小以及集气站内加热,脱水等配套装置的生产能力,都依据单井或井组试井组试气产能大小来确定,但是气井从钻井－试气-配产周期一般需要80天,根据产能建设进展的需要,气井在测井之后的就应展开地面建设,为确保气田产能建设进度,为地面建设（采气管线,集气支集,集气干线,集气站内加热,脱水等配套装置）的合理设计提供依据,本文在大量统计分析的基础上,提出了利用测井资料预测气井绝对无阻流量的方法,经气井产能测试检验,证实该方法是有效的,本文提出了在1999－2000年天然气能建设中发挥了一定的作用,为气井配产,地面工程建设提供了依据,保证了产能建设的顺利实施。     

对大庆外围气田地面工程设计的认识

根据大庆外围已投入试采气田的分布与气藏特点，谈了对气田地面工程设计的几点认识。对面积较大的成片式气田，采用集气站布置形式，辐射－枝状组合管网，多井加热集气工艺流程，气波制冷机膨胀制冷脱水或橇装甘醇脱水；对分散的面积较小的气田，采用分离器设在进场，枝状管网，单井加热或单井加药的集气工艺流程。根据试采现状，提出了对大庆外围气田地面工程的设想。     

二氧化碳集气工艺优化探讨

大庆油田已经在多个区块开展了CO2驱油试验,先后投产了部分气源井、集气站、液化站和集气管道,以气源井供气、集气站处理、液化站制冷液化为主的CO2驱油工业化试验的工艺体系基本成型,但在CO2集气生产过程中,却发现设备腐蚀、冻堵管线、井口排液困难等情况,导致集气系统无法正常运行,因此开展了集气工艺的研究。     

延长气田集气站设计存在问题及对策探讨

延长气田集气站建设初期应用高压集气工艺,采用井口不节流,集气站内加热、节流、分离、计量后外输的集气工艺,为防止形成天然气水合物,在集气站内集中向井口注甲醇。2014年投产新井应用中压串联集气工艺,具有井下节流、井口串联、中压集气以及常温分离的特点。针对延长气田集气站放空系统、收球筒设计以及新接入的新井工艺存在的问题进行了讨论,并且提出了相应的解决对策,可为延长气田现今集气站的改造以及未来筹建集气站的建设提供参考。     

优化集气站站位初探

本文根据气田开发规划提供的气井井位应标，在主要考虑集气支线总长的前题下建立了优化集气站站位的广义模型。选择单纯形加速法求解该非线性规划问题。许多例题方案已验证，结果令人满意。     

大庆外围油田提高天然气利用率综合分析

大庆油田第九采油厂属于大庆西部外围油田,共有龙虎泡、敖古拉等17个油气田,建有单井及多井集气站9座,天然气、油田伴生气资源较为丰富。截至2012年底伴生气量达4577×104m3,气井气4623×104m3。针对大庆西部外围油田零散,个别油田套管气、伴生气量大,集输气管网不完善等问题,根据不同油气田特点,采取一系列切实可行、经济有效的措施,保证气井气生产,充分利用伴生气资源。优化集气站工艺,针对单井集气站和多井集气站采取不同的工艺,对使用年限长、工艺流程复杂的集气站进行改造,使气井安全平稳生产;综合利用伴生气资源,通过采用套管放气阀、完善集气管网、燃气发电及余热回收、天然气增压等技术,有效利用和回收伴生气资源。     

苏里格气田单井采气管网串接技术

苏里格气田未来将有上万口井、上百座集气站。单座集气站最终管辖井数量50口以上，采用单井直接进站的常规集气方式，进站管线的数量多、距离长，无法满足大规模、低成本开发苏里格气田的要求。为此,针对该气田自身特点，采用井间串接放射状采气管网，采气干管上开口少，串接过程全在井场完成，接入新井不会影响采气干管正常运行，适应苏里格气田滚动开发的需要，并且增加了集气站管辖井数量，降低了管网投资，减少了管沟密集开挖对苏里格气田脆弱环境的破坏。     

长庆气田预防水合物甲醇用量预测方法研究

长庆气田采用的是多井高压集气、集气站节流降压脱水技术,井口及采气管线内的天然气压力高,易于形成水合物。为防止水合物堵塞油管及采气管线,采用集气站集中注甲醇工艺。笔者经过详细分析靖边气田气井运行压力、温度、产气量和产水量变化与注醇量的关系,建立公式矫正了原包含Hammerschmidt公式的一套预测方法的不足。经过现场验证,表明应用修正公式有效地降低了甲醇消耗量。     

黄土塬上护路人

正"7月底连续三天的倾盆大雨把通往部分井场的道路冲毁了,给我们巡井维护工作带来了难度,各个班组目前报上来需要维修的道路有73处,8月刚开始已经维护了20多处,只希望老天爷不要下大雨了。"临汾煤层气分公司员工苗春鑫手握着铁锹柄站在W102平台仰望天边的乌云说。中国石油华东油气分公司延川南煤层气田位于晋陕交界处,山峦起伏,沟壑纵横,多坡地少平川,水土流失比较严重。5亿立方米产建区位于山西省临汾市吉县和乡宁县境内,从2012年开始对输气管道进行建设,现已建成遍及200多个采气平台、3处集气点、3座集气站、1座集气中心脱水站。敷设260多公里的输气管网有100多公里是借助通往井场开辟的土路并埋深到1.2米的位置。     

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天然气井的生产管理,一般认为这是从事开发地质的技术人员掌握、分析、研究的问题。诚然,搞开发地质的技术人员、从气藏,气井的静动态资料,提出气井、气田的试采方案,生产制度,达到合理开采、稳产目的。这是重要的。笔者试图从采气工程的角度,介绍气井管理的措施、方法和经验。典型的气井集气流程根据四川气田气井集输特点:天然气自井中采出经一级(或多级)针形阀节流、加热、降压后进人分离器分离凝析液、水和机械杂质,通过计量后经汇管进入集气千线。地面环节并不多,但工程中若不仔细测算,合理布局,安装、调配,势必影响     

陕北低渗透气田气井生产系统

方法根据陕北低渗透气田气井生产系统的情况，将天然气从气藏到井口的整个流动过程划分为通过地层的流动、完井段的流动和井筒的流动三个部分，然后建立数学模型，并与实际试采资料进行拟合分析。目的确定影响气井产能的主要因素。结果提高陕北气田气井产量的有效措施是进行气层改造；在气井开发过程中应尽量降低井口集气压力，积极推广负压射孔，减少射孔时气层的伤害。结论该方法计算较简便，对编制气田开发方案和高水平、高效益地开发气田具有一定的指导作用。     

延长气田延气2-延128井区地面集输工艺的优化创新

延长气田延气2-延128井区先导试验区建成投产后存在井口设备和地面集输管线承压高、安全风险大;容易生成水合物、注醇量大;集气半径小、单个集气站纳入井数少、站点多和永久占地多等问题。针对存在问题,对续建的一期地面集输工艺进行了优化和创新,提高了集输工艺技术的适用性。优化后,集输站集气半径增加1.4倍,单个集气站纳入井数增加2.3倍,集气站数量减少8座,集气站减少用地面积约15%,运行费用降低20%以上;平均单井采气管线长度减少50%以上,管线工程量减少54.6%;单井注醇量减少50%,单台注醇泵注醇效率提高约150%。地面集输工程投资降低了2.8亿元,单口气井地面工程投资降低42.3%。2014年工程项目顺利投产,目前系统安全平稳运行。     

高压高产气井出砂治理工艺技术研究

徐深气田气井多经过大型压裂投产,气井已采用井筒下入防砂筛网、采气树截断阀前设置简易旋流除砂器进行防砂,但此这种防砂工艺对于高压、高产气井不能完全控制砂害,下游工艺仍然存在工艺受损问题。因此,在井口应用新型橇装除砂工艺,通过天然气处理、除砂排砂、排液及反冲洗流程,增大除砂器腔体容积、锻造并内衬耐磨防腐材料、设置过滤网,提高除砂量及除砂精度;增加气液混输工艺,使除砂后天然气及采出水混输回集气站处理,避免井场污水存储及拉运,提高井场除砂适应性。经试验,该工艺对于高压、高产气井的除砂、控砂具有可行性。     

陕西低渗透气田气井生产系统

方法 根据陕北低渗透气田气井生产系统的情况，将天然气从气藏到井口的整个流动过程划分为通过地层的流动，完井段的流动和井筒的流动三个部分，然后建立数学模型，并与实际试采资料进行拟合分析。目的 确定影响气井产能的主要因素。结果 提高陕北气田气井产量的有效措施是进行气层改造；在气井开发过程中应尽降低井集气压力，积极推广负压射孔，减少射孔对气层的伤害。结论 该方法计算较简便，对编制气田开发方案和高水平，高效     

一体化集气装置在苏里格气田的应用

随着苏里格气田持续开发,集气站的数量日益增加,该气田采用单井来气汇入集气站处理的常规集气方式,集气站地面建设中存在工艺流程复杂、施工周期长、占地面积大等问题。为了提高生产效率、管理效率并快速建产,在气田地面建设中使用了一种新型的一体化集气装置。该装置能有效地缩短施工周期,提升管理效率。根据一体化集气装置的新功能及特点,介绍了该装置在采气工艺流程优化与简化改造中的应用效果。结合长庆油田苏36-1集气站内实际应用效果,分析该装置在生产中存在的问题,指出了今后的改进方向。     

金秋致密气田开发“首气”成功

2011年9月15日，位于四川省射洪县境内的金华3井集气站“首气”投产成功，标志着中国首个致密气田项目评价期试生产和气井数据采集正式开始。金秋项目由中石油和壳牌公司联合开发，通过试采工程的摸索，将为金秋气田整体开发提供宝贵的基础数据和开发经验。     

气田地面建设模式及工艺技术分析

分析了大庆油田第八采油厂典型单井集气站和多井集气站地面建设投资,确定了以多井集气站为主的建设模式。在分析各系统投资的基础上,提出了集气工艺、集气站、输气、电力、道路系统的简化、优化思路和措施。     

气波制冷机用于气井气脱水工艺的探讨

气波制冷机是一种高效、实用、新型的节能设备.本文主要介绍了该机的工作原理、性能及特点,并以大庆某试采气井井场脱水工程(施工图设计)为例,对节流制冷与气波制冷,在工艺流程、技术经济指标上进行了对比.对比表明,在气井气脱水工艺中使用气波制冷机不但是可行的,并具有很大的优越性.