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凝析气田地面集输工艺技术浅述

开发部技术部对接流程

浙江莱蒙童鞋有限公司文件 ---浙莱企管总字【2015第15号】--- 《开发技术部运作体系---管控细则规定》开发部 1、开发部在接到业务部下达的样品确认制作单后，开发部经理要仔细审核相关制作确认标准，并合理规划后、将制作确认样需要的时间提供给业务部，方便业务部制定计划时间并与客户沟通交流。 2、确认样鞋经客户最终确认后，业务部将客户信息及时反馈给开发部，开发部在规定时间内、按对应的客户货号制定详细的色卡、工艺书等技术资讯转交至技术部进行技术调板和产前试做。技术部技转需参与到开发试做过程。同时，互通技术部给予对应的技术支持，并将对应的相关材料数据归档编号保存，所护送的技术标准必须规范安全，否则生产大货所出现的对应问题将接受追查； 3、开发部必须保时、保质、保量的完成确认鞋的制作，为大货生产互动技术部提供技术支持。 4、明确规范的工艺制作要求： (1)楦形风格、放码量、码差、皮质、后处理要求； (2)面料的风格、线条流畅、样板的划料配图、鞋底本码长度、是否有整套模具； (3)材料裁向标注、批皮宽窄和斜度要求； (4)机拥宽度、拼缝链接标准、丝印标准、搭头宽度、针车用线等需做明细的说明； (5)处理剂及鞋底用胶、后处理油漆调配均要求明细说明； (6)内外原因的工艺注意要求及材料标示工艺。特殊的后处理工艺、檫皮要求（批皮、特殊工艺的稳定度），甚至鞋配饰扣等都需全部标示到位，涉及大货能否正常生产，需吻合实际生产的技术支持; 5、开发（或复制）产品交验审核的注意事项：（1）样品鞋的全套资料（含样品编号、样板、样料色卡、计划用量、面皮价格、以及制作的工艺要求和面皮、底材供应商的联系电话）；（2）工艺图片及核对是否符合客户要求；（3）如有差异，审核人必须做好质量异常记录并予以处理到位;

雅克拉凝析气藏开发中油气比降低原因分析

雅克拉凝析气藏开发中油气比异常变化原因分析摘要：雅克拉凝析气田是中石化最大的整装凝析气田，2005年投入衰竭开发。随着生产的持续，气藏气油比出现初期缓慢上升，后下降再上升的趋势，有异于正常凝析气田压力低于露点后气油比单调上升的情况。通过分析认为，前期主要受反凝析和多孔介质双重影响，出现总体上升，实际先升后降再升的情况；气油比下降阶段则主要受边水推进影响；当边水推进影响达到一定程度后气油比恢复上升趋势。关键词：凝析气藏气油比水侵多孔介质一、雅克拉凝析气藏简介雅克拉凝析气田位于塔里木盆地北部，在新疆维吾尔自治区阿克苏地区境内，构造位置处于沙雅隆起雅克拉断凸中段雅克拉构造带。1984年SC2井发现该构造，随后相继部署多口探井，1987年S5井在白垩系卡普沙良群钻遇工业油气流从此发现了白垩系凝析气藏，1991年投入试采，2005年正式采用直井+水平井方式进行衰竭式开发。根据流体相态实验显示，该凝析气藏属中高含凝析油型凝析气藏，且地露压差小。二、生产过程中气油比异常变化理论上，衰竭开采的凝析气藏随着压力的降低，初期气油比基本保持不变，压力降低至露点压力以下后由于反凝析左右，气油比不断上升(1)。但通过近6年的开发，发现雅克拉凝析气藏的气油比先平稳，随后下降最后上升的异常情况。从图1地层压力、气油比变化曲线上可以看出，基本可以分为3个阶段，即气油比缓慢上升阶段、下降阶段、和气油比上升阶段。图1 压力、气油变化曲线三、气油比异常变化原因分析 1、多孔介质作用阶段：2005.8-2007.2 实际凝析油气体系的相平衡过程和渗流过程发生在地下多孔介质中，流体于储层介质间会发生相互作用。有研究表明，在某一地层温度下，多孔介质的存在对露点的影响使凝析气藏真实露点升高，其影响程度随地露压差的变大而变大（2）。阶段内地层压力高于露点压力，地层中未发生反凝析，因此气油比变化大趋势基本稳定在4800m3/t左右。但流压测试结果显示，在2006年9月井底流压开始低于露点压力，即在

盘河“金三角”油藏开发工艺配套技术

盘河“金三角”油藏开发工艺配套技术X 张克娟,王燕霞,张克义 (胜利油田有限公司临盘采油厂,山东临邑　251500) 摘　要:针对盘河“金三角”油藏开发中存在的问题,进行技术攻关,加强工艺技术配套,并先后采取了套管全井加厚、提高水泥返高、小泵深抽、压裂控缝高等技术。通过工艺技术配套应用,盘河“金三角”油藏开发取得了良好效果。关键词:高矿化度;腐蚀;压裂;配套技术中图分类号:T E34 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)01—0116—01 1　盘河“金三角”油藏基本概况盘河“金三角”位于盘河构造南部,临邑断层上升盘。由盘40-80块、盘40-斜892块、盘40-斜93块三个含油断块组成,年产能12.1×104t。 2　盘河“金三角”油藏开发技术难点 2.1　矿化度高盘河“金三角”油藏地层水总矿化度平均89949. 94mg/l,地层水型为C aCl2,为高矿化度地层水,高矿化度地层水对套管及井筒管、杆、泵产生腐蚀性损害,易造成套漏、管漏、杆断。“盘河金三角”的盘40 -斜92井综合含水上升到50%后仅生产了5个月就因腐蚀造成抽油杆断躺井。盘40-斜94井、盘40-斜95井高含水,由于矿化度高腐蚀严重,生产一个月左右光杆就会出现腐坑。 2.2　结蜡严重盘河“金三角”油藏原油凝固点在24～39℃,含蜡量3.9%～30.38%,油井结蜡严重。从作业过的起出杆、管描述情况来看,结蜡位置在800m以上,油管内壁结蜡层厚度在2～3mm左右。 2.3　渗透率低盘河“金三角”油藏除盘40-80块主力砂组渗透率高以外,其他区块不同砂组渗透率较低。盘40-80块三砂组孔隙度平均为16.1%,渗透率平均为27.1×10-3Lm2。 2.4　油水层间互,压裂效果差盘40低渗区块由于油层深、厚度薄、跨度大,且油水层间互,没有很好的泥质隔层,2008年曾压裂了5口油井,有2口井压后出现全水。 2.5　水井注水状况变差,欠注严重盘河“金三角”油藏2008年开始注水,初期注水压力较低,基本能完成配注,但注水过程中注水压力上升快,注水状况变差。 3　盘河“金三角”油藏开发工艺配套技术针对油藏开发中存在的问题,从完井开始进行技术攻关,加强工艺技术配套与应用,使油藏开发逐渐走向良性循环。3.1　高矿化度工艺配套为有效的减缓套管的腐蚀,延长油水井的使用寿命,盘河“金三角”2008年以来开发的油水井共65口井采用全井壁厚9.17mm的油层套管。由于地层水矿化度高对水泥返高以上长井段套管的腐蚀更为严重,盘河“金三角”油水井水泥返高平均上返到1377m。对于含水超过50%的油井,井口投加缓蚀剂,减轻管、杆腐蚀,目前已经在5口井上投加缓蚀剂,从作业起管柱的情况看腐蚀大大减轻。 3.2　凝固点高工艺配套针对“盘河金三角”油藏凝固点、含蜡量高且油层存在弱水敏的特点,主要采用热油循环与自流洗井维持油井正常生产,在管柱上配套防漏洗井器生产,可以有效避免洗井液进入地层,对油层造成伤害。 3.3　低渗油井工艺配套针对渗透率低、供液较差的油井采用小泵深抽技术。小泵深抽工艺主要是根据油井具体情况,通过加深泵挂,降低井底流动压力,增大生产压差,提高地层渗流能力,达到增加油井产能的目的。 3.4　油水层间互压裂工艺配套针对“盘河金三角”油水层间互,没有很好的泥质隔层,压裂后出现高含水的现象,在认真分析压裂施工经验教训的基础上,大胆创新应用压裂新技术,精心工艺设计,取得了良好效果。主要应用的压裂工艺技术:小规模施工结合变排量技术,砂埋底部油层增加对下方水层的遮挡作用,并采取变排量施工; 优化压裂井段及射孔技术,对距离水层较近且可能连带压开的油层采取避射或限射;对微裂缝发育的地层采用前置暂堵技术,即在泵入前置液中期,加入一段低砂比的混砂液,既可起到打磨孔眼降低摩阻的作用,又可起到暂堵微裂缝降低滤失的作用; 对生产井段上下都有水层很难进行压裂改造措施的井,采取了前置液加油容性粉陶+变排量+控水覆膜砂综合控水压裂技术。 116内蒙古石油化工 2012年第1期　X收稿日期3 :2011-11-1

气井试气地面流程探析——以长庆油田为例

气井试气地面流程探析——以长庆油田为例【摘要】对油田进行试气是对气层进行定性的重要手段，使我们能够更好的了解油田的油气资料，并根据此数据对试井及相关地层进行评定。在地面测试中要注重数据的真实性、准确性，以便为油田勘测开发提供数据，同时注意气井相关设备安全，以及测试人员的安全等。【关键词】气井试气地面流程长庆油田公司（PCOC）是隶属于中国石油天然气股份有限公司（PetroChina）的地区性油田公司，目前公司总部设置在陕西省西安市，其工作区域在鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、内蒙、晋五省区。其勘探总面积为37万平方公里，其中天然气资源量为15亿m3。近年来长庆油田公司逐渐形成油气并举的局面，先后发现靖边气田，苏里格气田，榆林气田，乌审旗气田等大型气田，其探明地质储量为8703.5亿m3，控制储量为4362.5m3。本文针对长庆油田公司苏格里气田地面试气流程进行探析。试气是对气井进行定性评价的重要手段，其主要地目的是取得地层油气资料，并根据资料对地层进行定性评价。目前长庆油田在苏格里气田采用常规试气工艺，其工艺流程为：安装设备，通井，洗井，试压，射孔，压裂，排液，完井等。本文针对长庆油田公司苏格里气田地面试气流程进行探析。 1 气井测试流程测试流程主要由采气井口、放喷管线、汽水分离器、临界速度流量计、防喷出口燃烧筒等组成。这种方式主要适用于不产水或产水量较小的凝析水气井。而对于气水井，则应当采用气水井测试流程，两种测试方式基本一致，主要区别在于测试流程中增加重力式气水分离器，分离后，方进行天然气临界速度测量，水则用计量罐剂量。而一般气井则使用旋风分离器进行脱水，这是因为临界速度流量计计数要求为，气体必须不含水分，因此无论气井与气水井进行临界测试时均需脱水处理后方可计数，保证数据的准确性。气井井口装置主要作用为悬挂井下管柱、密封油管、套管，用以控制油气井生产、回注与安全运行的设备，其主要包括套管头、油管头与采油树三个部分。该装置选定原则为：额定工作压力一定要大于实际工作中井口关井最大压力，对于后期需改造的井则额定压力必须大于实际施工中最大压力，同时根据工作地点温度、采井口装置内流体温度选择温度类别，根据气井的不同情况选择合适的井口装置材料，根据环境以及硫化氢浓度等实际工作因素选择采气井口性能级别。目前常用管道汇台有丰型与回型两种，根据井口最大关井压力预测结果来选择压力级别。选择应当遵循：井口压力＜50MPa采用一级管汇台控制，压力＜20MPa采用35MPa管汇，压力在20MPa—50MPa之间采用70MPa管汇，压力＞50MPa采用多级节流。而对于经常需要操作的阀门则需选用密封性能好、操

配套工艺和配套工具设备模板

目录一、油田基本情况二、常规机采配套管柱 ( 一) 、防漏热洗管柱 ( 二) 、管柱找隔水管柱 ( 三) 、负压抽油管柱 ( 四) 、液力投捞多级分注管柱 ( 五) 、油层保护管柱技术三、配套机具应用情况四、典型经验及教训准东采油厂辖区共探明含油面积149.3km2, 各类石油地质储量12811×104t, 其中: 已动用含油面积83.6km2, 动用石油地质储量8814×104t; 未动用含油面积65.7km2, 石油地质储量3997×104t。投入开发的主要油气区块为火烧山油田,北三台油田、沙南油田、马庄气田。各油气区块储层性质差异大, 开发中表现出的问题各异, 集中表现在油田综合含水上升, 油田大面积水淹、水窜, 地层压力下降, 洗井液漏失严重, 清蜡困难等, 为有效控制油田综合含水的上升, 解决清蜡难题, 准东采油厂进行了三期油田综合治理, 其中在机械采油

方面有针对性的开展了分层注水、隔水抽油、负压抽油、分层压裂、防漏热洗、油层保护等项目, 经过不断的完善实验, 已形成适合我油田情况的系列配套管柱, 在油田生产中取得了良好的经济效益。二、常规机采配套管柱准东采油厂常规机采配套管柱: ( 一) 、防漏热洗管柱自九零年起我厂就开始了防漏热洗管柱技术的研究, 先后采用了以下几种管柱工艺: 1: 泵( 带有特殊结构固定凡尔) +Y341-114封隔器+单流凡尔+筛管该管柱的缺点是Y341-114封隔器, 耐反压差小, 易解封; 施工时需将原抽油泵的固定凡尔换掉, 泵修检时无法配套。 2: 泵+筛管+卡瓦封隔器+单流凡尔+筛管由于卡瓦封隔器在坐封时要加一定的压重, 这使得抽油泵发生弯曲, 影响泵效。 3: 泵+筛管; 可钻封隔器+单流凡尔该管柱分两部分施工, 工序复杂, 可钻封隔器留在井里给以后其它作业造成不便, 钻磨时又会

凝析油开发可行性报告

凝析油开发可行性报告凝析油（gas condensate）是指从凝析气田的天然气中凝析出来的液相组分。天然气中部分较重的烃类在油层的高温、高压条件下呈蒸气状态，采气时由于压力和温度降低到地面条件，这些较重的烃类从天然气中凝析而出，成为轻质油（称凝析油）。凝析油的主要成分是C5～C8烃类的混合物，并含有少量大于C8的烃类以及二氧化硫、噻吩类、硫醇类、硫醚类和多硫化物等杂质，它的馏分多在20℃～200℃，比重小于0.78，其重质烃类和非烃组分的含量比原油低，挥发性好。凝析油可直接用作燃料，并且是炼油工业的优质原料，通常石脑油收率在60%～80%、柴油收率在20%～40%，API度在50以上。凝析油可分为石蜡基、中间基和环烷基3种类型。石蜡基凝析油适合生产乙烯裂解料，中间基、环烷基凝析油可作为芳烃重整料。澳大利亚的LAMINARIA、印度尼西亚的BON-TANG、BRC等属于石蜡基型，澳大利亚的西北大陆架凝析油（NWS）、印度尼西亚的SENIPAH、HANDIL属于中间基、环烷基型。全球供需呈上升趋势：目前全球已发现的凝析油气田超过12200多个，主要分布于美国、俄罗斯、澳大利亚、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦及中东和亚太地区。2005年全球凝析油生产能力约670万桶/d，预计到2010年将达到873.5万桶/d。中东及亚太地区是世界凝析油的主要生产和消费地区。近年来，中东地区产量不断提高，成为凝析油的主要生产基地，其中波斯湾地区凝析油产量增长最快，特别是沙特、卡塔尔和伊朗。目前波斯湾地区已有大量凝析油分离装置投产，2004年凝析油加工能力已达123万桶/d，2008年将增至176万桶/d，2011年将达到300万桶/d，这将使苏伊士以东地区占世界凝析油加工能力的比例从2004年的60%增至2011年的70%以上。波斯湾地区凝析油生产能力的快速提高，主要是因为该地区许多国家积极推进天然气资源的开发；其次，凝析油装置投资较少，建设周期短；第三，将凝析油分离与现有的炼厂整合，可提高轻、中馏分的产量。亚太地区的主要生产地则在澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚、泰国等。泰国的凝析油需求量由2003年的11.8万桶/d将增至2008年的23.4万桶/d；我国预计由2003年的5.9万桶/d增至2008年的22.4万桶/d，2013年将达到27.0万桶/d。为了得到更多的石化原料和汽油等，近年亚太地区的凝析油分离装置能力也在增加。凝析油正成为炼油厂的一个重要原料来源。随着凝析油需求量的增加，今后几年还会有一些凝析油装置投产。凝析油与液化石油气和石脑油的增加，将使中东地区油品逐渐轻质化。预计2007年轻质油占油品的份额将超过50%；燃料油、沥青和润滑油等重质油产品的份额将会下降，而中馏分油则基本保持不变。我国凝析油开发工作已起步：目前国内凝析油产地主要分布在新疆油田、中原油田、东海油田等，尤其新疆的塔里木油田，凝析油储量占全国总储量的80%。塔里木油田的凝析油质轻、K值高、烷基性强，工业优化试验乙烯收率可达34.35%、丙烯收率18.15%。目前该油田的凝析油已引起国内乙烯界的密切关注。目前新疆地区已相继发现了牙哈、吉拉克、英买力、迪拉等13个高压凝析气田，凝析油气当量近2.8亿t，仅牙哈凝析气田就日产凝析油2190t、天然气373万m3，可以保证向西气东输管道日输气350万m3。凝析油气藏的高效开发一直是一项世界难题，如果开采工艺和措施选择不当，会导致80%以上的凝析油滞留地下，造成巨大的资源浪费和经济损失。要提高凝析油的采收率，最有效的办法是循环注气，将凝析气采到地面后分离出凝析油和轻烃液化气，然后将不含凝析油的天然气压缩增压后重新注入地下，使凝析油一直溶解在地下气体中随气体采出。塔里木凝析气田的开发难度更大，首先，其凝析气埋藏深，在地下5000m左右，地层压力高达50MPa

新型喷浆材料与配套工艺技术研究

新型喷浆材料与配套工艺技术研究项目论证报告兖州煤业股份有限公司南屯煤矿杭州求是支护器材有限公司浙江大学二○○七年七月

目录 1.项目的必要性 1.1国内外喷浆技术的发展 (1) 1.2干（潮）喷浆技术存在的问题 (2) 1.3改性喷浆材料湿喷技术的特点 (2) 1.4我国改性水泥和混凝土的研究水平及在煤炭系统应用的意义 (3) 2.研究开发内容 2.1聚合物改性混凝土研制 (4) 2.2聚合物改性水泥研制 (4) 2.3湿式混凝土喷射机研制 (4) 2.4湿式水泥浆喷射机研制 (5) 3.主要经济技术指标、项目最终目标 3.1研发项目的经济技术指标 (5) 3.2项目最终目标 (6) 4.关键技术及创新点 4.1项目关键技术 (6) 4.2项目创新点 (6) 5.研制开发的技术路线，实施的方式、方法、步骤 5.1聚合物改性的研制方案和方法 (8) 5.2喷射机的开发思路和方案 (9) 5.3项目实施的步骤 (9) 6.技术、经济可行性及可靠性分析、论证 (9) 7.对安全、环境、健康的影响性分析 (10) 8.现有基础、技术条件，保证体系 (10) 9.经济、社会效益分析 9.1环境效益 (11) 9.2速度效益 (11) 9.3质量和安全效益 (12) 9.4经济和社会效益 (12) 10.项目实施进度计划（按年、月的详细进度计划） (12) 11.经费计划（费用性、资本性分开，尽量列出明细） (13) 12.项目负责人、项目组成员 (14)

新型喷浆材料与配套工艺技术研究项目论证报告一、项目的必要性喷射混凝土是煤矿井巷支护技术、设计和施工方法的一次重要变革，在井下施工中喷射混凝土的应用越来越广泛。喷射混凝土具有速凝的特性，其施工必须采用特定的混凝土喷射机进行喷射作业。 1.国内外喷浆技术的发展 1907年，美国研制了世界上第一台单罐式混凝土喷射机，随后又出现了双罐式混凝土喷射机、直筒转子式干式混凝土喷射机、“U”型料腔转子式干式喷射机；70年代美国、瑞士、德国、日本等国家开始研制湿式喷射机；80年代，国外已逐渐淘汰干式、潮式喷射机，开始推广应用各种型式的湿式混凝土喷射机，同时，各种改性混凝土开始在美国、德国、英国、俄罗斯及日本商业化应用。部分国家喷射混凝土作业中干喷与湿喷所占比例国外混凝土喷射机经历了近百年的发展，已从结构简单、功能单一、喷射质量差的罐式喷射机发展为具有上料、配料、搅拌、外加剂添加与输送、喷射为一体，具有智能控制水平的湿式混凝土喷射机组。我国混凝土喷射技术起步较晚，二十世纪60年代，开始从国外引进混凝土喷射技术并在岩巷进行试验。1965年，我国研制出第一台双罐式混凝土喷浆机。随后也沿着国外的道路探索前进，其中以煤科总院南京研究所为最具代表性。由于种种原因，国内目前仍以干（潮）式喷射机为主。随着人们环保意识的增强以及对喷射混凝土质量要求的提高，越来越多的从国外引进的湿式混凝土喷射机进入国内大型水利工程，如二滩水电站，黄河小浪底工程，三峡工程等，近几年来，国内也开始研发湿式混凝土喷射机，但实际应用的技术水平尚有待于提高。

科技进步奖项目名称超深超高压复杂凝析气田开发关键技术

附件2 科技进步奖项目名称：超深超高压复杂凝析气田开发关键技术创新及工业化提名单位：中国石油天然气集团有限公司提名意见凝析油气是国家急需的高端石化产品的稀缺原料。我国凝析油气资源主要集中在塔里木盆地，2005年形成了基于平衡相态理论的高压循环注气凝析气田开发技术，实现了5000m、60MPa、中高渗凝析气田的高效开发。但新发现的迪那、塔中等凝析气藏埋藏更深（>6000m）、压力更高（＞105MPa）、储层更复杂（低渗透砂岩、缝洞型碳酸盐岩），效益开发属世界级难题。近十年来，国家和中石油持续立项攻关，创新了超临界凝析气非平衡相态渗流理论，研发了超深超高压低渗透凝析气田高效安全开发技术，创建了超深缝洞型碳酸盐岩凝析气藏效益开发技术，形成了超深超高压复杂凝析气田开发技术。该项目成果在塔里木凝析气田开发中广泛应用，年产当量由486万吨上升到1000万吨以上并稳产8年，建成了世界最大的深层凝析油气开发基地。2008年以来，累计增产7709万吨，新增利税1098亿元。研究形成的技术和开发模式对国内外同类型凝析气田的开发具有重要的指导和借鉴意义，推广应用前景广阔。研究成果共获发明专利32件、软件著作权24项，发布标准19项（其中国家标准2项、行业标准2项），出版专著10部，发表论文128篇（SCI、EI论文50篇），获省部级一等奖4项，引领了全球深层油气开发技术的发展。专家评价该成果实现了凝析气田开发技术的重大跨越，整体达到国际领先水平。经审查，推荐材料真实有效，相关栏目填写符合要求，按照规定内容进行了公示，无异议。

提名该项目为国家科学技术进步奖一等奖。项目简介凝析油气富含优质烃类组分，是国家军工和民生领域急需的高端石化原料，备受世界关注。我国凝析油气资源80%集中在塔里木盆地，2005年以前揭示了高含蜡凝析气三相（气-液-固）相变规律，创新了基于平衡相态理论的高压循环注气开发技术，建立了高压（5000m、60MPa）中高渗凝析气田三种高效开发模式。但新发现的凝析气藏埋藏更深（>6000m）、压力更高（＞105MPa）、储层更复杂（低渗透砂岩、缝洞型碳酸盐岩），开发理论和技术必须革新换代，关键是攻克以下世界级科学技术难题：①超高压凝析气的超临界特征导致相变渗流规律难以定量描述；②超深超高压低渗透凝析气藏裂缝活动机理复杂，自然产能差异大、开发风险极高；③超深缝洞型碳酸盐岩凝析气藏渗流规律不清、缝洞分散，难以实现效益开发。2008年以来，国家和中石油持续立项攻关，形成了超深超高压复杂凝析气田开发技术，实现了凝析气田开发理论和技术的重大跨越，年产当量超过1000万吨并稳产8年，建成了世界最大的深层凝析油气开发基地，专家评价该成果整体达到国际领先水平。（1）创新了超临界凝析气非平衡相态渗流理论。实验明确了超高压凝析气具有气体和液体双重性质的超临界特征，建立了干气-凝析气-凝析油相间传质的非平衡理论，创建了基于非平衡相态的多相多组分重力超覆渗流模型，实现了超高压凝析油气体系扩散、渗流行为的定量描述，揭示了凝析气藏循环注气“置换-超覆-扩散”三元驱替机理，发明了注气垂直驱替提高采收率新方法。（2）研发了超深超高压低渗透凝析气田高效安全开发技术。通过大岩样真三轴裂缝力学活动性模拟实验，揭示了裂缝渗透率与力学活动性指数成正比的规律，创建了裂缝性低渗透凝析气藏应力控产理论，创新了基于地应力与裂缝渗流耦合的井网优化和水侵预测技术，研发了140MPa全通径射孔-完井-改造一体化工艺，实现了少井高产稳产；创建了以13Cr油管抗酸防腐、环空分级管控为核心的超高压全生命周期井完整性技术，建立了国际首套陆上高温高压井完整性指南、设计准则和管理规范，实现

油气集输工艺分析示范文本

油气集输工艺分析示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

油气集输工艺分析示范文本使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。摘要：在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨。 Abstract：In the construction of China's oil industry，oil and gas gathering and transportation is a very important job. It refers to a series of processing and gathering work of oil and gas resources collected by daily oil exploration work. This article analyzes and discusses the oil and gas gathering and transportation technology in China.

塔中Ⅰ号酸性凝析气田地面工艺技术

34 2016年5月石油规划设计第27卷第3期 * 王洪松，男，工程师。2006年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，获学士学位。现在中国石油塔里木油田公司，从事油气田运行管理工作。地址：新疆维吾尔自治区库尔勒市塔里木油田塔中油气开发部塔中作业区，841000。E-mail：wanghongsong-tlm@https://www.wendangku.net/doc/7a540662.html, 文章编号：1004-2970（2016）03-0034-04 王洪松* 张贤波张峰夏明明尚浩鹏宫景海（中国石油塔里木油田公司）王洪松等. 塔中Ⅰ号酸性凝析气田地面工艺技术. 石油规划设计，2016，27（3）：34～37 摘要塔中Ⅰ号气田是我国最大的碳酸盐岩酸性凝析气田，地面工程包括井口至油气处理厂的油气集输、天然气脱硫脱水脱烃、硫磺回收、凝析油处理和各种产品外输等主体工程、辅助工程和公用工程，工艺装置复杂。介绍了塔中Ⅰ号气田油气集输工艺和油气处理工艺。气田集输采用气液混输工艺，设置了高、低压两套集气系统，较好地适应了碳酸盐岩凝析气田压力及产量衰减较快、单井生命周期短的特点；油气处理工艺采用MDEA（甲基二乙醇胺）脱硫工艺、注醇+丙烷制冷脱水脱烃工艺和CPS（中国石油硫磺回收法）硫磺回收工艺，硫磺回收率可达99%，适合塔中碳酸盐岩凝析气田中低含硫的现状，为其他同类酸性凝析气田提供了可借鉴的经验。关键词酸性凝析气田；集输处理；脱硫；脱水脱烃；硫磺回收中图分类号：TE866 文献标识码：A DOI ：10.3969/j.issn.1004-2970.2016.03.009 塔中Ⅰ号气田开发试验区位于塔里木盆地中部，该气田属碳酸盐岩气藏，为我国最大的奥陶系礁滩体凝析气田，于2010年9月建成投产，设计能力10×108 m 3 /a，具有硫含量高、蜡含量高和凝固点高等特点。该试验区建成了塔里木油田第一套工艺最完整的酸性气田处理系统，包括从井口至油气处理厂的油气集输、天然气脱硫脱水脱烃、硫磺回收、凝析油处理和各种产品外输等主体工程、辅助工程和公用工程，涉及专业广泛，工艺装置复杂［1］。 1 油气集输工艺技术塔中Ⅰ号气田采用多井集气与单井集气相结合的集输工艺。对于井位分布较为密集，集输半径在3～5 km 的单井采用多井集气工艺，既降低了投资，又方便维护管理。对于少数距离集气站较远但距离集气干线较近的单井，采用单井集气工艺，就近接入集气干线。该气田包括塔中62井区、塔中82井区和塔中83井区共27口试采井，共设置23座单井站、4座集气站和1座油气处理厂。设高压集气干线4条，分别为TZ62高压集气干线、TZ82高压集气干线、TZ83高压集气干线和TZ721高压集气干线；设低压集气干线1条，为TZ62低压集气干线。高压气进处理厂压力为6.9 MPa，温度21～47 ℃；低压气进处理厂压力为1.0 MPa，温度20～50 ℃。塔中Ⅰ号气田集输系统总体流程见图1。图1 塔中Ⅰ号气田集输系统总体流程

油气集输工艺分析(通用版)

( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改油气集输工艺分析(通用版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.

油气集输工艺分析(通用版) 摘要：在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨。 Abstract：IntheconstructionofChina'soilindustry，oilandgasgatheringandtransportationisaveryimportantjob.Itr eferstoaseriesofprocessingandgatheringworkofoilandgasresou rcescollectedbydailyoilexplorationwork.Thisarticleanalyzes anddiscussestheoilandgasgatheringandtransportationtechnolo gyinChina. 关键词：油气集输；工艺；技术 Keywords：oilandgasgatheringandtransportation；process；

技术开发部基础知识(工艺部分)

技术开发部基础知识（工艺部分）

一、水泥基本知识 1、定义胶凝材料：凡能在物理、化学作用下，从浆体变成坚固的石状物，并能胶结其他物料而具有一定机械强度的物质，统称为胶凝材料，可分为无机和有机（例如：沥青、树脂）两大类别。无机胶凝材料分水硬性和非水硬性（气硬性）两种。非水硬性胶凝材料只能在空气中硬化，故又称气硬性胶凝材料（例如：石灰、石膏、耐酸胶结料）。水泥：凡细磨成粉末状，加入适量水后成为塑状浆体，既能在空气中又能在水中硬化，并能将砂、石等散粒或纤维材料牢固地胶结在一起的水硬性胶凝材料，通常称为水泥。 2、分类水泥的品种很多，按其用途和性能，可分为：通用水泥、专用水泥以及特性水泥（专用水泥和特性水泥通常称为特种水泥）三大类。通用水泥是指硅酸盐水泥、普通硅酸盐水泥、矿渣硅酸盐水泥、火山灰质硅酸盐水泥、粉煤灰硅酸盐水泥和复合硅酸盐水泥六大品种。专用水泥则指有专门用途水泥，如油井水泥、砌筑水泥等。特性水泥是某种性能比较突出的一类水泥，如快硬硅酸盐水泥，低热、中热水泥、膨胀水泥，自应力水泥等。按其组成分硅酸盐水泥、铝酸盐水泥、硫铝酸盐水泥、氟铝酸盐水泥、铁铝酸盐水泥以及少熟料或无熟料水泥等几种。 3、通用水泥 ⑴、硅酸盐水泥（Portland cement）：凡由硅酸盐水泥熟料、0-5％石灰石或粒化高炉矿渣、适量石膏磨细制成的

水硬性胶凝材料，称为硅酸盐水泥（即国外通称的波特兰水泥）。硅酸盐水泥分两种类型，不掺加混合材料的称Ⅰ型硅酸盐水泥，代号P·Ⅰ。在硅酸盐水泥熟料粉磨时掺加不超过水泥重量5％石灰石或粒化高炉矿渣混合材料的称II型硅酸盐水泥，代号P·II。包装袋应采用红色印刷水泥名称和强度等。 ⑵、普通硅酸盐水泥（Ordinary Portland cement）：凡由硅酸盐水泥熟料、６％--15％混合材料、适量石膏磨细制成的水硬性胶凝材料，称为普通硅酸盐水泥（简称普通水泥），代号P.O。掺活性混合材料时，最大掺量不得超过15％，其中允许用不超过水泥重量５％的窑灰或不超过水泥重量10％的非活性混合材料来代替。掺非活性混合材料时最大掺量不得超过水泥重量10％。包装袋应采用红色印刷水泥名称和强度等。 ⑶、矿渣硅酸盐水泥（Portland blastfurnace-slag cement）：凡由硅酸盐水泥熟料和粒化高炉矿渣、适量石膏磨细制成的水硬性胶凝材料称为矿渣硅酸盐水泥（简称矿渣水泥），代号P·S。水泥中粒化高炉矿渣掺加量按重量百分比计为20％-70％。允许用石灰石、窑灰、粉煤灰和火山灰质混合材料中的一种材料代替矿渣，代替数量不得超过过水泥重量的8％，替代后水泥中粒化高炉矿渣不少于20％。包装袋应采用绿色印刷水泥名称和强度等。 ⑷、火山灰质硅酸盐水泥（Portland pozzolana cement）：凡由硅酸盐水泥熟料和火山灰质混合材料、适量石膏磨细制成的水硬性胶凝材料称为火山灰质硅酸盐水泥（简称火山灰水泥），代号P·P。水泥中火山灰质混合材料掺加量按重量百分比计为20％-50％。包装袋应采用黑色印刷

塔里木高压气田集输和处理经验谈参考文本

塔里木高压气田集输和处理经验谈参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

塔里木高压气田集输和处理经验谈参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。塔里木盆地具有丰富的天然气资源，截至20xx年底，塔里木油田先后建成投产了克拉2、迪那2、英买7、羊塔克、玉东2、牙哈、桑南东、吉拉克、塔中6、柯克亚等10 个气田，已建成集气站21 座，气田集输能力达到 277×108m3/a；天然气处理厂12座，处理能力达到297 ×108m3/a，基本形成了以轮南集气总站为天然气总外输口的总体流向。多年来塔里木油田坚持应用和集成新工艺、新技术，相继建成了牙哈、克拉2、英买力、迪那等大型高压气田，攻克了一系列难题，形成了塔里木盆地大型复杂高压气田地面工程技术，为西部能源基地的建设提供了强有力的支撑。

1、地面工程特点 1.1 天然气快速上产，地面建设节奏加快塔里木油田自2000 年以来，实现了跨越式的发展，天然气产量从7.5×108m3/a，增长到2011 年170.5×108m3/a。伴随天然气产量的快速发展，地面建设任务重、节奏快。大型高压气田建设时间平均需要约14 个月，而国外类似气田的建设周期普遍超过2 年，加上前期论证时间，一般要超过3 年。 1.2 高压高产气田比重大，地面工艺技术复杂在塔里木油田已开发的气田中，高压气田的比例越来越多，高压气田的地质储量占气田总储量的97.3%。气田的类型复杂，有蜡含量高、凝固点高的凝析气田、特高凝析油含量凝析气田、异常高压气田、异常高温气田等。

油气集输工艺技术分析

油气集输工艺技术分析 Analysis on Oil and Gas Gathering and Transportation Technology 摘要在我国石油事业的建设中，油气集输是非常重要的一项工作，其主要将我们日常油田开采工作中所采集的石油以及天然气等资源进行一系列的加工、收集。在本文中，将就我国的油气集输工艺技术进行一定的分析与探讨华北油田采油五厂的油藏具有“三高”特点，油气集输工艺多采用三管伴热方式集油，耗能高、管理难度大。针对现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，采用了常温集输、双管掺水、高温地热井的开发利用和发电余热回收等油气集输技术，全面实施节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益。截至2014年底，累计节约燃油达8500 t。华北油田第五采油厂位于冀中南部地区，油田分布在河北省的 3个地区、8个县市，具有点多、线长、面广的特点。开采的油藏具有“三高”特点，即原油黏度高、含蜡高、凝固点高，原油物性差，属中高黏度油藏。全厂共有 579口油井、251口水井和 85.37 km 输油管线和93.4 km 输气管网。油井地面集输工艺多为三管伴热集油模式，油田生产中耗能高、管理难度大。自 2011年以来，针对不同的油田和区块不

同的油品物性及现场实际情况，分别从集油工艺、地热资源利用及发电余热回收等方面出发，全面实施节能降耗措施，取得了显著的经济效益和社会效益，4年累计节约燃油达8500 t。 1 双管掺水集油工艺深南油田共包括泽70、泽10和深南3个断块油田，有油井110口，开井81口。原油经8座计量站计量后集中在深一联合站处理。深一联的日处理液量1235 t，日处理油量495 t，水量740 t。油田生产的主要特点： 1）原油物性较差，黏度高，属稠油油藏。 2）该地区地表水较浅（仅为 80 cm），易对管线造成腐蚀。 3）单井集油方式全部采用三管伴热集油工艺。 4）站内脱水采用电脱水处理工艺。生产中存在的主要问题： 1）管线自投产以来腐蚀比较严重，穿孔现象频繁发生，严重影响了深南油田的正常生产。 2）单井集油管线采用常规的三管伴热保温方式，散热较大，而且因为深南油田地表水较浅，热水管线的大部分热量被地表水吸收，热能损失大。单井的热能损耗达1.9×105kJ/h，深一联每年的燃油量高达3650 t。3）随着油田的滚动开发，油井含水越来越高，矿化度高达14 000～15 000 mg/L，造成的腐蚀愈加严重，腐蚀速度为 0.105 3～0.148 9 mm/a，

古云集难动用储量配套开发工艺应用

古云集难动用储量配套开发工艺应用 X 钟飞翔1,刘正云2,冀金英2,王宇慧2,刘旭辉2 (1.中原油田采油五厂,河南濮阳　457001;2.中原油田采油三厂,山东莘县　252434) 摘　要:通过水平井工艺技术、低渗油藏改造技术、地面注水、集输、电力等配套实施,对古云集油田难动用储量进行分类开发,形成产能规模,难动用储量得到有效开发。关键词:难动用储量;水平井;玻杆深抽;地面配套中图分类号:T E 355.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0154—011　概况难动用储量是指在当前技术条件或现行国际油价条件下开发经济效益差的探明储量。古云集油田难动用储量一是油层厚度薄、丰度低,单井产能低,直井开发效益差;二是油藏埋藏深、层系单一、物性差,压裂投产投入高、效益低、风险大。按照分类研究、分类治理、整体配套、综合提高的原则,开展综合性技术攻关并加以整体配套,实现难动用储量开发的产量规模、储量动用程度、采油速度、开发效益综合提高。一是利用水平井开发薄层油藏;二是应用超前注水技术,实施低渗透油藏改造技术。2　配套工艺技术应用2.1　水平井工艺2.1.1　替浆工艺。传统的替浆工艺一般是将管柱下至人工井底,再从油管(或套管)替入顶替液,将泥浆替出井筒外。古云集油田水平井一般为筛管完井,泥浆浸泡时间较长,为保护油层一般采取反替浆减少替浆用液,根据液面数据、地层压力高低和钻井过程的泥浆漏失情况,进行分段替浆。分段替浆是将管柱下至预定深度,将部分泥浆反替出井筒外,再加深管柱将部分泥浆反替出井筒外,依次将全部泥浆分段反替出井筒外的工艺。分段替浆可以提高替浆的成功率,减轻泥浆的漏失量。 2.1.2　生产管柱工艺。防落物丢手管柱:水平段防落物是减小水平井事故风险、提高水平井利用率的重点技术;防落物丢手管柱主要由丢手短节(反扣油管扣)、Y 441防落物封隔器、筛管、丝堵。首先将封隔器下到设计位置后,从井口油管打压,液压经油管传到封隔器,封隔器坐封;卸压后再打压,最后缓慢卸压至0MPa,打掉坐封球座;提升管柱0.1m 左右,取出吊卡,正转油管若干圈,进行倒扣丢手(丢手为反扣油管扣),或者投球打压丢手。大直径丝堵防落物管柱:防落物管柱或者空心桥塞能有效将水平段与垂直段隔离分开,但增加了通井、起下管柱的工序,延长施工周期,同时时间长了不易造成新的井况风险。为此,研制5大直径防落物丝堵,有效解决生产管柱防落的难题。2.1.3　增产措施工艺。水平井射孔工艺:由于常规电缆射孔枪和油管输送点火棒无法到达水平射孔层段,因此应用新的射孔技术——定向射孔技术。低边四相位射孔工艺是指在水平井射孔枪在下至水平段射孔层段,射孔枪采用偏心设计,射孔枪安装轴承,在重力作用下,使射孔枪在水平段射孔弹始终朝下,从而保证射孔弹射向下半部套管的不同方位。采用液压起爆射孔,根据射孔层段垂深和起爆工作液密度,预先设置起爆压力,在调整管柱至合格后,通过地面水泥车打压起爆射孔。水平井酸化技术:水平井开采井段长,在钻井、完井过程中所需的钻井液、完井液液量较大,存在着作业周期长、工作液浸泡时间长、井下条件复杂等特点,导致地层伤害,近井地带油层堵塞,产能下降,影响水平井开发的效果。水平井和直井的酸化处理过程存在显著的差别,对水平井来说,其酸化长度较大、酸用量较大、费用较高。根据造成污染的主要影响因素优选适合的酸化药剂,确定连续油管酸化施工工艺。 2.2　玻杆深抽工艺卫53块、云9块油层上界在2800m 以下,平均动液面在2100m 以下,平均日产液量在10m 3左右,由于泵挂深、液面深,杆柱负荷重,造成常规抽油杆频繁断脱。因此,应用玻璃钢抽油杆深抽工艺,克服杆柱负荷重的难题,主要工艺为下部钢抽油杆采用高强度抽油杆,将三级杆组合调整为二级杆组合。去掉了3/4 ″杆薄弱环节,满足深抽的需要,减少了杆断几率。应用4口井,平均泵效由28.2%提高到36.0%,功图显示平均最大光杆载荷由90.2kN 下降到75.4,N ,平均机采系统效率提高5.1百分点。2.3　分注工艺技术在开发中由于层间渗透率级差大,各层之间吸水极不均匀,造成注入水沿高渗透层突进,对应油井含水迅速上升,必须实施分层注水。3　井下一级两段分注。为充分动用古云集沙一 154 内蒙古石油化工 2012年第8期　 X 收稿日期作者简介钟飞翔,男,工程师,毕业于西南石油学院石油工程专业,从事油田开发工作。 110mm 2..1:2012-02-19 :

气田开发地质

第九章气田开发地质 (Chapter8 water sweeping oil field geology analysis) 学时：2学时基本内容： ①天然气藏开发地质特征，包括气地质特征、天然气藏分类、天然气藏驱动方式、开发层系划分及井网部署等； ②气田开发动态分析教学重点：天然气藏与油藏的开发地质差异教学目标：了解基于天然气特点的天然气藏特点、开发基本特征。教学内容提要：第一节天然气藏开发地质特征一、油气差异及开发特点（本节重点） 1.油气差异天然气的分子直径比石油的小几倍到几十倍，气的密度和粘度比油的低几百倍到几千倍；气的压缩性强，膨胀系数大，比油的高几百倍；气在多空隙介质中的渗流能力远远高于石油的渗流能力；天然气与水的亲合力小，气层都是天然亲水层。 2. 储盖要求天然气的分子小、粘度低及渗流能力强，气层要求的储层物性下限比油层要求的低，有些不能产油的岩层可以成为产气层。天然气的扩散能力强，气藏要求的保存条件比油藏的高。对气藏圈闭的完整性、直接盖层分布的稳定性和封闭性能、间接盖层匹配和分布等，都应研究。 3. 开采策略气田井网比油田井网稀，采用稀井广探和少井高产原则布井；大多气田开发不采用均匀井网，而是根据气藏特点，避开含水区带和低渗透区布井，通过高、中渗透区带的气井来采低渗透区的气，以提高采收率和增加经济效益。天然气运输难，气田开发之前要做好后续工程的建设，与用户签定合同，一且开发就要按产销关系按合同执行；要求气田开发方案编制前对气田地质基本特征有明确认识，取得基本参数，不能边开发、边认识、边建设。二、气藏类型 1.按气藏圈闭因素分类