苏里格气田采气、集气工艺技术研究.pdf

《苏里格气田采气、集气工艺技术研究.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《苏里格气田采气、集气工艺技术研究.pdf（82页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、西安石油大学硕士学位论文苏里格气田采气、集气工艺技术研究姓名：徐高峰申请学位级别：硕士专业：石油与天然气工程指导教师：刘晓娟;郑明科20091015中文摘要论文题目：专业：硕士生：指导教师：苏里格气田采气、集气工艺技术研究石油与天然气工徐高峰(签名)刘晓娟(签名)郑明科(签名)摘要本文针对苏里格气田单井产量较低，井口压降过快，钻井成本过高的现状，要实现气田的经济开发，必须打破传统的建设模式，研究能够大幅度降低投资的关键技术和突破点，为国内气田地面建设探索新的开发思路和方法。本研究将以观念更新来寻找技术突破口，从井下开始推荐能够降低投资的技术，整体优化采气、集气、处理、外输流程，打破传统地面建设

2、模式，大幅度降低苏里格气田开发投资。通过本次研究认识到井下节流器工艺是苏里格气田开采工艺的重要工艺措施；井下多级节流器为解决苏里格气田压力下降快、前期投入大的一项很好的工艺和方法；小压差生产对苏里格气田的稳产、提高最终采收率更有利；橇装式管汇站代替集气站，井口模块化装置代替常规井口装置是降低苏里格气田井口和集气成本的有效方法；移动计量车与管汇站相配套，有效降低计量费用；一步法脱水、脱烃是苏里格天然气有效降低成本的净化处理工艺方法；根据苏里格气田天然气的特性，主张采用“先增压，后制冷”的方法。关键词：苏里格气田采气集气工艺论文类型：应用研究I I英文摘要S u b j e c t：T e c h

3、 n o l o g yR e s e a r c ho fG a sR e c o v e r ya n dG a sG a t h e r i n gf o rS u l i g e G a s-f i e l dS p e c i a l i t y：O i la n d G a sE n g i n e e r i n gN a m e：X u G a o f e n g(s i g nI n s t r u c t o r：L i uX i a o j u a n(s i g nZ h e n gM i n g k e(s i g n a t u r eT h i sa r t i

4、c l ei sa i m e da tt h ep r e s e n ts i t u a t i o na b o u tt h en a t u r a lg a sf i e l do ft h eS u l i g e，s u c ha st h ep r o d u c t i v i t yo ft h es i n g l ew e l li sl o w，t h ew e l l h e a dp r e s s u r ed r o p se x c e s s i v e l yf a s t，a n dt h ec o s to fw e l ld r i l l i

5、 n gi se x c e s s i v e l yh i g h I no r d e rt oa c h i e v et h en a t u r a lg a sf i e l de c o n o m i c a ld e v e l o p m e n t,i ti sn e c e s s a r yt ob r e a kt h et r a d i t i o n a lc o n s t r u c t i o np a t t e r n s，a n dd ot h er e s e a r c h e so nt h ek e yt e c h n o l o g

6、i e sa n dt h eb r e a k t h r o u g hp o i n tt or e d u c et h ei n v e s t m e n t t h u s，t oe x p l o r et h en e wd e v e l o p m e n tt h i n k i n ga n dt h em e t h o df o rt h ed o m e s t i cn a t u r a lg a sf i e l dg r o u n dc o n s t r u c t i o n T h i ss t u d ys e e k st h et e c

7、h n o l o g yb r e a c hw h i c hi tw i l lr e c o m m e n dt h et e c n o l o g yb e i n ga b l et or e d u c ei n v e s t m e n tf r o mi nt h ep i t，o p t i m i z i n gg a sr e c o v e r yi nt h ew h o l e，g a t h e r i n gg a s，d i s p o s i n g，t h ef l o wo ft r a n s p o r t i n gi nt h eo u

8、t I ti st h eh i g ht i m et ob r e a kt h et r a d i t i o n a lc o n s t r u c t i o np a t t e r n so nt h eg r o u n da n dr e d u c et h ei n v e s t m e n tt ot h eu t m o s te x t e n tf o rt h en a t u r a lg a sf i e l do ft h eS u l i g et h r o u g hw h i c hm a k ec o n t r i b u t i o n

9、f o rt h el o wp r o d u c t i o no fg a sf i e l di no u rc o u n t r y A f t e rr e s a r c h，r e c o g a n i z i n gt h a td o w n h o l et h r o t t l e ri sav e r yi m p o r t a n tm e a s s u r ef o rg a sf i e l do ft h eS u l i g e；T h em u l t i-l e v e lt h r o t t l e ri sag o o dc r a f

10、ta n dm e t h o dr e s o l v i n gS u l i g e g a sf i e l dp r e s s u r ec o m i n gd o w nq u i c k l y，t h r o w i n gi n t ot o om u c ha tt h eb e g i n n i n go ft h ei t e m T h em i n o rp r e s s u r ed i f f e r e n c eC a nh e l pS u l i g eg a sf i e l di naw a yo fs t e a d yp r o d u

11、c ea n di m p r o v eu l t i m a t er e c o v e r yr a t i o I ti sag o o dm e a s s u r et or e d u c ei n v e s t m e n to fu s i n gs k i d m o u n t e dm a n i f o l ds t a t i o ni n s t e a do fg a t h e rg a ss t a t i o na n dw e l l h e a dm o d u l a r i z ce q u i p m e n ti n s t e a do

12、fr o u t i n ee q u i m e n tf o rS u l i g eg a s-f i e l d T h em o v i n gm e a s u r ev e h i c l ec o o r d i n a t ew i t hm a n i f o l ds t a t i o nc a nr e d u c ee x p e n d i t u r ei ne f f e c t T h ew a yo fo n e s t e pd e h y d r a t i o ni sag o o dh a n d l i n gc r a f tm e t h o

13、 df o rp u r i f y i n gw h i c hc a nr e d u c et h ec o s t A c c o r d i n gt ot h ec h a r a c t e r i s t i cp r o p e r t yo fS u l i g eg a s-f i e l d，i ts h o u l da d o p tt h ew a yo f“i n c r e a s ep r e s s u r ef i r s ta n dt h e nr e f r i g e r a t i o n k e y w o r d：S u l i g eg

14、a s f i e l dg a sr e c o v e r yg a sg a t h e r i n gc r a f tT h e s i s：F u n d a m e n tS t u d y1 1 1学位论文创新性声明本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做了明确的说明并表示了谢意。申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一

15、切相关责任。论文作者签名：学位论文使用授权的说明本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、公开阅览、借阅以及申请专利等权利，同时授权中国科学技术信息研究所将本论文收录到中国学位论文全文数据库并通过网络向社会公众提供信息服务。本人离校后发表或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时，署名单位仍然为西安石油大学。论文作者签名：至蝴导师签名：刘遗趱注：如本论文涉密，请在使用授权的说明中指出(含解密年限等)。第一章绪论第一章绪论1 1 背景介绍苏里格气田位于长庆气田西侧的苏里格庙地区，区域

16、构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，行政区属内蒙古自治区乌审旗和鄂托克旗所辖，勘探范围西起内蒙古鄂托克前旗、东至乌审旗的桃利庙、南至陕西定边县的安边、北抵内蒙古鄂托克后旗的敖包加汗，东西宽1 0 0 公里，南北长1 9 6 公里，勘探面积约2 x l O k m 2，已探明地质储量6 0 2 5亿立方米，最终可探明储量达7 0 0 0 亿立方米。为迄今中国最大的天然气气田，跃入世界级知名大气田行列。它的发现标志着我国已经迎来天然气开发利用的黄金时代，为我国2 l 世纪的清洁能源战略打下了坚实的基础。按照国家对气田的规划，苏里格气田作为陕京二线的主力气源的同时，也承担西气东输的部分任务。按目前需

17、求形势，苏里格气田到2 0 0 5 年至少要保证年产能l O x1 0 8 m 3，随着天然气市场的进一步扩大，到2 0 1 3 年底，气田需达到6 3 x1 0 8 m 3 的年生产能力。但是机遇与挑战并存，随着试采阶段的深入，对气田认识逐渐清晰，由于地质构造的特殊性，造成苏里格气田相对一般气田而言，有一定的缺陷：(1)单井产量较低。苏里格气田气井无阻流量较低，气井的合理产能普遍较低，按无阻流量的l 4 配产，平均单井产量约为3 x1 0 4 m 3 d。(2)井口压降过快。从压力测试资料分析，试气仅两天，关井恢复压力却明显下降。开井2 -3 月，井口压力下降到关井压力的2 3。(3)钻井成

18、本过高。由于地质条件限制，导致苏里格气田单井井深过大，平均井深达3 3 0 0 m，钻井成本比靖边、榆林气田高出4 0。由于单井产量低，如果按照传统的模式进行开发，井数比靖边、榆林高出l 倍，总体钻井费用高出2 8 倍。地面集气站和井口设施增加l 倍，地面工程总投资增加约5 0。若用传统工艺开发苏里格气田，在同等规模下总投资合计将高出靖边等气田3 3 倍。在能源紧缺的今天，对苏里格气田进行经济有效的开发，将是非常有意义的工作。根据苏里格气田现状，如果要实现气田的经济开发，必须打破传统的建设模式，研究能够大幅度降低投资的关键技术和突破点，并围绕这些关键技术展开技术攻关和研究，形成针对低产气田的特

19、殊建设模式和专利技术，为国内气田地面建设探索新的开发思路和方法。本研究将以观念更新来寻找技术突破口，从井下开始推荐能够降低投资的技术，整体优化采气、集气、处理、外输流程，打破传统地面建设模式，大幅度降低苏里格气田开发投资，为我国低产气田的发展尽一份微薄之力。西安石油大学硕士学位论文1 2 技术思路及主要研究内容1 2 1 技术思路(1)根据气田现场运行情况，通过理论、现场经验和现场试验相结合的方法，优化井筒生产和生产压差，同时将采气工艺与集气技术结合，对井口压力给出合理建议。(2)结合丛式井采气工艺，确定站场设备的合理配置及参数。(3)根据气田实际情况，开发可移动井口装置，引入橇装式管汇站代替

20、传统集气站，并结合移动计量车技术，确定井场建设模式。(4)在调研国内外低温分离技术及应用现状的基础上，根据苏里格气田井下压力低的特点，故需增设增压工艺，对一次增压与多级增压进行对比研究，确定一合理的增压工艺。(5)结合现行的天然气脱水与脱烃工艺，引入天然气净化新技术(一步法脱水脱烃工艺)。对“大换热面积、小压差节流”制冷低温分离和氨制冷低温分离进行对比分析，确定一合理的轻烃回收工艺。(6)通过对“先增压，后制冷”和“先制冷，后增压”工艺运行情况的分析对比研究，结合苏里格气田采用“先制冷，后增压”的工艺方法，选择合理的工艺组合方式。1 2 2 主要研究内容(1)井筒流动规律研究对井筒流动规律进行

21、分析研究，优化井下流动方式和井口集输工艺。(2)确定井1 3 压力根据二级增压工艺，确定合理的井口压力。定性对比分析节流器合理压差生产和放大压差生产，对气井生产的影响情况，提出适合苏里格气田合理的生产方式。(3)井场生产工艺和流程研究确定井场集气工艺井口模块化装置研究井场计量工艺及计量设备研究(4)优化站内生产系统压力(5)站内增压工艺研究根据苏里格气田实际情况，设计高效、低能耗增压新技术。同时对传统压缩机增压级数进行分析研究。(6)天然气脱水、脱烃工艺研究针对苏里格气田实际情况，对脱水、制冷技术进行对比分析，引入脱水、脱烃新技术，简化流程、降低投资。(7)对“先制冷，后增压”及“先增压，后制

22、冷”工艺进行对比研究2第一章绪论比较两种工艺的优缺点，分析各阶段气质和水露点，确定站内增压方式与脱水脱烃工艺的组合方式，降低处理站运行费用。1 3 研究目的(1)优化井下节流器、满足采气要求，解决采气管柱在开发初期的堵塞问题；(2)确定井场的工艺设备，并对相应工艺进行优化；(3)优化站内系统压力，优化增压系统，确定增压模式；(4)优化系统的计量模式；(5)确定天然气脱水、脱烃设备以及优化脱水、脱烃工艺，大幅度降低地面投资费用。西安石油大学硕士学位论文第二章地质概况2 1 地层对比及小层划分目前苏里格气田的主要目的层段为，下石盒子组盒8 段和山西组山l 段，这是一套以湖泊三角洲平原上的河流相为主

23、的砂泥岩沉积地层。根据沉积旋回变化特征，盒8 划分为盒8 上和盒8 下两段，其中盒8 上共划分为2个小层，盒8 下共划分为4 个小层，山1 共划分为3 个小层单元。表2-1 苏里格气田储层划分与对比结果表地层砂组小层砂层厚度地层厚度砂地l6 6 5H 8 上2 4 9 4O 5 727 4 538 0 l二H 8 下45 9 93 1 4 9O 8 6叠56 4 966 5系16 7S 125 9 73 2 5 90 5 635 6 62 2 构造特征地震(结合钻井)T。8 反射层构造图展示该区的构造形态为一宽缓的西倾单斜，坡降3 1 0 m k m，倾角不足l o，构造运动微弱，断裂和局部构

24、造均不发育，仅在西倾斜坡的背景上发育了多排幅度低于2 0 m 的北东一南西走向的宽缓的鼻状隆起带，勘探实践证实这些低缓的鼻隆构造对天然气聚集不起控制作用。2 3 储层特征2 3 1 沉积相与砂体展布苏里格气田盒8 层位的沉积环境主要是辫状河、山1 层位沉积环境主要是曲流河。因此，其河道的砂体，主分流河道东西横向迁移交叉复合现象较为频繁，其沉积环境导致形成的单砂体在层段上的分布变化大，特征表现为砂体较小而且分散。由贯穿南北砂体分布剖面可以看出，按单砂体分层，即盒8 山2 共2 0 格单砂体，其砂体大多不连续(在单井表现为单砂体被泥岩、砂质泥岩分隔)，许多砂体呈孤立透镜状(即心滩，是辫状河的沉积特

25、征)。单砂体相互叠合形成砂组。4第二章地质概况围2-2 苏里格气戢盒8，期砂体卑度殛沉积徽相围2 3 2 岩矿特征苏里格气田储层岩性为灰白色中粗粒石英砂岩、灰白色中粗粒岩屑石英砂岩。石英含量较高，平均在8 0 左右，长石含量较低，般为o5 3o，岩屑类含量1 2 3 0。岩石组构咀中粗粒、粗粒结构为主，粒度变化较大。分选性好一中等磨圆度太多为次棱状，颗粒间烈线接触为主，胶结类型为再生式孔隙式胶结。本区砂岩中胶结物类型多样，有泥质杂基、铁方解石、菱铁矿、铁自云石、硅质、凝灰质、绿泥石、伊利石、高峙石等，总胶结物含量一般不超过1 5。见表2 1 _ 4 5。各胶结物种类在各类岩石中无明显差异。在这

26、些胶结物中以粘土类，硅质和凝灰质较为重要，是影响砂岩储层性质的主要因素。碳酸盐类胶结物分布很不均匀，虽在局部含量可达1 5 以上，但由于分布局限，总体含量较低，对总体储层特征影响不大。表2-2 苏里格气田主要胶结物特征l 泥质()l 凝灰质()l 硅质()8I _ 6(3)0 8(】6)1 一联23)山1l q 26)O 一双26)Il1 0(28)I注：l 6 3)：最小百分含量一最大百分含量(平均百分含量)互!墅!I 壁壹竖互!墅14(2 1)10 一l8(11)研4 4)O 一2“2 们西安石油大学硕士学位论文2 3 3 孔隙类型及孔隙结构特征根据铸体薄片的观察，主要的孔隙类型有：原生残

27、余粒间孔、颗粒溶孔(铸模孔)、粒间溶孔、粒内微溶孔、晶间孔等。另外还有少量的微裂缝、泥质收缩缝、粒内破裂缝等。颗粒溶孔的孔径较大，一般为0 2 0 6 m m，粒间孔孔径较小一般为0 0 3 0 0 6 m m，粒间溶孔孔径一般为0 0 5 0 1 5 r a m，微孔隙孔径小于0 0 1 r a m。因此，苏里格气田储层埋藏深度大，成岩作用强，储集空间以次生孔隙为主，属于孔隙型储层。孔隙中颗粒溶孔占总孔隙的5 5，孔径较大，一般为O 2 0 6 r a m 粒间孔占总孔隙的8 7，孔径较小一般为0 0 3 0 0 6 m m；粒间溶孔占总孔隙的2 6，孔径变化范围；微孔隙占总孔隙的1 0，孔

28、径小于0 0 1 m m。山l 段高岭石的含量高于盒8 段，其中微孔隙所占比重也相对较高。苏里格气田砂岩的孔隙类型配置中，孔隙的分布具有二类特征，一类是孔径较大的颗粒溶孔，占整个孔隙空间的主体；另一类是孔径小的粒间溶孔、粒间孔和微孔隙。由于成岩压实作用强，颗粒排列紧密，喉道小，又有高岭石等填隙物填充粒间，这样就形成了大孔细喉、渗透率低、孔隙结构非均质性较强的储层特征。2 3 4 储层物性对苏里格地区的岩心分析和测井解释的孔、渗数据统计表明：苏里格气田的H 8 上，H 8 下，Sl 储层物性特征主要为低孔低渗储层。由于分析样品取样的代表性和均匀性的限制，这些统计特征基本上只能大体反映总体特征和趋

29、势，与具体真实情况可能有一定的差距。表2-3 苏里格砂层组孔渗统计物性孔隙度渗透率层位样品总数最大值平均值样品总数最大值平均值H 8 上3 3 91 9 0 28 1 63 3 97 8 2 72 2 7H 8 下7 3 02 1 87 2 86 4 65 6 l3 3 9S l3 1 21 8 3 66 8 93 0 74 6 70 5 3 1S 22 1 l1 2 7 55 6 42 l O0 7 lO 1 1 5(1)H 8 上砂组储层物性：孔隙度一般为3 1 9，平均孔隙度：8 1 6 5，渗透率一般为0 0 2 5 7 9 x 1 0 0 9 m 2，平均为：2 2 7 1 0 3

30、口m 2。(2)H 8 下砂组储层物性孔隙度一般为3-2 2，平均孔隙度：7 2 8，渗透率一般为0 0 2 5 5 6 1x1 0 弓g m 2，平均为：3 3 9 1 0-3 册2。(3)S l 砂组储层物性孔隙度一般为3 18 4，平均孔隙度：6 8 9，渗透率一般为0 0 2 5-4 7 x1 0。3 m 2，平均为：0 2 3 1 1 0 弓g m 2。6第二章地质概况2 3 5 储层敏感性苏里格气田砂岩储层的敏感性试验结果评价表明：本区砂岩储层主要表现为中水敏、弱酸敏、中等偏弱盐敏、中等偏弱速敏和强水锁。2 4 流体性质2 4 1 气藏流体组成分析鄂尔多斯盆地上古生界天然气的生气源

31、岩主要为石炭、二叠系煤系地层，其物理性质相对稳定。根据苏4、苏5、苏1 0 和桃5 四口试采井试采阶段所做的P 取样分析，甲烷平均含量9 2 5 0，乙烷平均含量4 5 2 5，C 0 2 平均含量约0 7 7 9，不含H 2 S，相对密度0 6 0 3 7，四个样品的组成见下表。表2-4 四个样品的组成对比井流物摩尔组成组分苏4 井苏5 井苏l O 井桃5 井C 0 20 0 0 6 90 0 0 6 9O 0 1 0 4 00 0 0 6 9 4N 20 0 0 7 00 0 0 9 40 0 0 6 3 00 0 0 7 2 7C l0 9 2 6 40 9 2 8 20 9 2 3 2

32、 00 9 2 2 2 0C 20 0 4 6 80 0 4 0 00 0 4 5 9 30 0 4 8 2 6C 30 0 0 9 50 0 0 9 30 0 0 8 9 40 0 0 9 2 5i C 40 0 0 0 30 0 0 1 70 0 0 1 4 20 0 0 1 6 8n C 4O 0 0 1 30 0 0 1 80 0 0 1 5 90 0 0 1 7 7i C 50 0 0 0 50 0 0 0 70 0 0 0 6 40 0 0 0 8 3n C 50 0 0 0 20 0 0 0 30 0 0 0 2 70 0 0 0 3 4C 60 0 0 0 80 0 0 l O

33、0 0 0 0 7 00 0 0 0 7 5C 7+0 0 0 0 20 0 0 0 60 0 0 0 6 l0 0 0 0 7 l由表1 8 可见，四口试采井的井流物组成比较接近，甲烷含量很高。生产气油比介于1 5 9 3 9 6 8 3 3 6 4 1 2 5 4 5m 3 m 3，凝析油含量介于2 1 5 9 m 3-4 9 3g m 3，凝析油含量很低。5 口试采井分离器凝析油取样分析，测定的油组分主要为C：-C 1 5，见图2 2，其摩尔分数介于91 -9 9，重质组分含量很低。2 4 2 地层水性质地层水主要是C a C l 2 水型。表2-5 地层水分析主要参数K+、N a+C

34、a 2+M 9 2+C L s 0 4 2 C 0 3 2 H C 0 3。总矿化度P H 值水型(m e L)(m g L)(m g L)(m g L)(m e L)(m g L)(m g L)(r a g L)6 5 1 23 2 0 2 4 5 28 2 4 1 5 29 9 5 3 65 9 6 2 72 1 9 2 6O2 8 3 7 7l0 9 3 4 9 2C a C l 27西安石油大学硕士学位论文2 5 驱动类型从试采情况看，单井有效控制动态储量比较有限。从地层水分析化验和矿化度分析，地层水主要是C a C l 2 水型，储层属于封闭型的。因此，苏里格气田地下气体的弹性能量是

35、气田开发的主要驱动能量，即：苏里格气田的驱动方式为封闭弹性驱。8第三章生产集输现状及存在问题第三章生产集输现状及存在问题3 1 气井生产动态及存在问题3 1 1 生产动态苏里格气田目前共有生产井2 8 口，其中2 0 0 2 年投产井1 6 口，2 0 0 3 年投产加密井1 2 口。综合试井、测井和生产动态资料可将2 8 口井分为3 类，其中苏4、苏6、桃5、苏3 8 1 6、苏4 0 1 6、苏3 8 1 6 5、苏3 8 1 6 7、苏3 8 1 6 8、苏3 9 1 4 2 为一类井，苏3 5 1 5、苏3 5 1 7、苏3 6-1 3、苏3 7 1 5、苏3 9 1 7、苏4 0 1

36、 4、苏3 8 1 6-2、苏3 8 1 6 3、苏3 8 1 6 4、苏3 8 1 6 6、苏3 9 1 4-l、苏3 9 1 4 3 为二类井，苏3 3 1 8、苏3 6。1 8、苏3 8 1 4、苏3 9 1 4、苏平l、苏3 8 1 6 1、苏3 9 1 4 4 为三类井。I 类井9 口，占3 2；I I 类井1 2 口，占4 3；类井7 口，占2 5，2 8 口生产井预测产出气量为6 1 5 7 2 x1 0 8 m 3，平均产出气量为2 1 9 9 x 1 0 4 m 3。总的来看，苏里格气田低产低效井有以下地质特征：l、孔隙度5 1 5，平均8 6；渗透率0 0 6-2 0 m

37、D，含气饱和度较低，平均为6 1 5 6 4 3；单井纵向小层间及平面上井间储层物性差异大，非均质性强；2、砂体展布特征：气井钻遇多个气层，盒8 气层一般2 4 层，山l 气层一般l 层，2 层较少，单砂体呈透镜状，互相搭接，连通性较差；3、夹层特征：通过统计结果分析，夹层数一般为1 3 层，夹层厚度0 2-2 m，砂层中所夹的非储层比例较大；4、压力系数平均为0 8 6 M P a 1 0 0 m。在目前增压工程条件下，2 8 口井中有1 5 口井(苏4 0 1 6、桃5、苏3 8 1 6、苏3 6 1 3、苏3 9 1 7、苏3 8 1 4、苏3 8 1 6 2、苏3 8 1 6 3、苏3

38、 8 1 6-4、苏3 8 1 6 5、苏3 8 1 6 7、苏3 8 1 6 8、苏3 9 1 4 1、苏3 9 1 4 2、苏3 9 1 4 3 井)能够保持连续生产；其余1 3 口井(苏4、苏6、苏平l、苏3 7 1 5、苏3 5 1 7、苏3 3 1 8、苏3 6 1 8、苏3 8 1 6 1、苏3 8 1 6 6，苏3 9 1 4 _ 4、苏4 0 1 4、苏3 5 1 5、苏3 9 1 4)按间歇方式生产。从生产情况来看，气井压力下降快，产量递减幅度大，I I I 类井无明显的稳产阶段；大部分井存在井筒积液；单井采气管线积液，造成冬季生产困难；大量使用泡排剂后，对脱水脱烃效果造成影

39、响，需进行消泡处理；站内需要外加冷源进行脱水脱烃和二级增压外输；压力恢复测试显示大多数试采井压力恢复速率低，恢复程度低；表明储层单砂体规模小，储层物性在横向上变化快，连通性差，这与气田静态地质特征相吻合。I 类井在开井5 个月左右油压下降到1 0 M p a 以内，开井1 年油压下降到2-3 M p a 左右。类并在开井6 个月油压下降到5 M p a 左右，压力在2 -3 M p a 之间生产了1 4 个月。I 类井在开井4 个月油压下降到5 M p a 左右，为保证进入流程生产改为间歇生产。2 0 0 3 年以来，根据气井生产情况，主要开展了以下4 种方式的排水采气试验：1 优选管柱排水采

40、气：其中近平衡压井更换油管3 口：苏3 6 1 3、苏3 9 1 7、苏4 0 1 6；带压不压井更换油管4 口：桃5、苏3 3 1 8、苏3 5 1 5、苏3 6 一1 8：常压不压井更换油管2 口：9西安石油大学硕士学位论文苏3 9 1 4、苏4 0-1 4；2 柱塞气举排水采气(苏3 8 1 4、苏3 7 1 5、苏3 5 1 5 井)；3 泡沫排水采气；4 井下节流排水采气(苏3 9 1 4 2、苏3 9 1 4 3 井)。通过对低产低效井的管理可以得出以下初步认识：从间歇生产制度执行来看，气井在生产中后期进入低压、低产阶段，若按照常规方式连续开井，进站压力很快与站内系统压力持平，不能

41、正常生产，间歇制度则可以通过关井使压力得到一定程度的恢复，月度产气量有所增加，因此也实际上提高了气井利用率，同时通过合理安排间歇井轮流开井，保证集气站内气量的相对稳定，也对生产维护有利。另外，由于产量的递减，部分气井因产量达不到最+1 1 5 界携液流量，逐渐形成井筒积液。而间歇生产的关井期间产能得到恢复，能够以大于临界携液流量生产，排出井筒积液，井底回压减小，气井生产状况得以改善。柱塞排水采气在一定程度上解决了井筒严重积液的问题，降低排水采气的工作量。但是柱塞排水采气受气井产能的影响较大，对于产能较低的井，不能达到理想效果。更换小油管由于降低了井筒的临界携液流量，对于部分产能较好的井(苏3

42、9 1 7、苏3 6 1 3、苏4 0 1 6、桃5)起到了不错的效果，基本能保持长时间稳定的生产。但是产能较差的井(苏3 9 1 4、苏4 0 1 4、苏3 5 1 5)由于气井自身能量不足，更换小油管后气井流量仍低于井筒的临界携液流量，不能有效携液。经过长期优选，U T 系列泡排剂比较适合于苏里格气田的应用；通过摸索井筒积液周期和加注周期，结合流压测试结果，可以确定各单井加注周期和加注量；产能较好的气井易于泡排，通过间歇加注能使气井保持正常生产，但是产能差的气井由于自身能量有限，排液效果不理想；产能低的井保持连续生产、流量高于O 5 1 0 4 m 3 d 时，实施泡沫排水能收到一定的效果

43、，但是携液不彻底。3 1 2 存在问题(1)接入生产流程的2 8 口井中，目前低产低效井比例很高，生产管理难度大，运行费用高，主要表现在以下几个方面：1)目前平均油套压分别为2 8 M P a 和4 5 M P a，平均产气量为1 1 0 x1 0 4 m 3 d，平均水气比0 5 0 m 3 1 0 4m 3，随着生产的进行，井1：3 压力、产气量将会进一步降低；2)大部分井存在井筒积液，需要大规模进行排水采气；3)单井采气管线积液，造成冬季生产困难；4)大量使用泡排剂后，对脱水脱烃效果造成影响，需进行消泡处理；5)站内需要外加冷源进行脱水脱烃和二级增压外输。(2)加密井采用“井E l 加热

44、、中压集气”工艺，井I：1 无注醇设施，在投产初期，井筒及井口至加热炉地面管线易发生水合物堵塞。(3)气井产能下降快，对地面工艺参数的合理确定带来困难。1 0第三章生产集输现状及存在问题3 2 地面工艺现状及存在问题3 2 1 地面工艺现状2 0 0 2 年试采建成高压集气、集中注醇、分散净化、干气输遴”流程：2 0 0 3 年针对加密井开展了“井口加热、保温输送、中压集气、在线计量、分散净化、小站增压”流程。下一步将对“井口加热、保温输送、阀组中压集气、带液计量、集中净化、两地增压”的集输模式进行现场试验。自2 0 0 2 年咀来苏里格气田共建成,3 2 39 m m 集气支线一条，长4 3

45、 7 6 K m：11 4 r a m 集气支线一条，长45 6 6 K m：p 4 0 6 1 I l I I I 集气干线一条长3 ll K m；币6 6 0 m m 外输管线一条，长5 0 1 K m。目前集气站运行压力：外输进口压力：45 M P a，外输出口压力：42，a。目前苏里格气田天然气处理模式主要是集气站二级分离。天然气自井口通过中压管线进入集气站，先进行常温分离，再经换冷器换热、氨制冷进一步深冷，然后进彳亍低温分离，经过低温分离的天然气作为冷源再次进入换冷器，然后经过二级压缩后外输至集气干线。3 2 2 存在问题(1)井场生产工艺有待进一步简化，井口加热炉，可以通过井下节流

46、等工艺的应用得到进一步的简化；(2 1 采气管线的简化问题，可以从材质、压力等级、布井方式等方面考虑对采气管线进行简化：(3)目前形成的“井口加热、中压集气、保温输送、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中净化”的工艺流程需要进一步的研究；(4)最终形成的配套工艺技术，并进行必要的安全与可操作性评价i(5)地面工程下一步的攻关方向，必须有足够的现场实践来支持。西安石油大学硕士学位论文第四章井筒流动规律研究4 1 井筒流动研究气井中的流体在井筒管柱内的流动，大多属于多相垂直管流。研究多相垂直管流在采气工程问题中占有十分重要的地位，预测多相垂直管流的压力分布剖面，是为了能正确地选择完井管柱，

47、预测井的自喷产能，设计人工举升设施，以及进行生产井动态分析。预测多相垂直管流压力分布的方法大多应用各种形式的能量方程。多相垂直管流的压力梯度是三个因子之和：静水压力梯度、耗于摩阻的压力梯度以及耗于加速度的压力梯度。早在1 7 9 7 年起就已公认存在着多相流动及其有关的各种问题，有关多相的水平或垂直流动问题，在技术文献中已有众多的相关式和方程式。但是，大多数有价值的文献是从1 9 1 4 年以后才陆续发表的。1 9 1 4 年，D a v i s 和W e i d n a r 开始了多相垂直管流的实验研究，在室内用空气和水在3 1 S m m(i n c h)的管子中进行流动实验。他们把滞流与

48、摩阻区分开来，用注气法求得了最小的压力分布剖面，结果证实管子的粗糙度是一个影响因素。1 9 5 2 年，P o e t t m a n n 和C a r p e n t e r 将能量方程的通式与油管直径为5 0 8 m m(2 i n)、6 2 O m m(z 2i n)及7 6 2 m m(3 i n)的3 4 口自喷井和1 51 3 气举井的数据结合起来，提出了一种半经验的方法。他们把油气水都看成单相，所有能耗，包括滞流和流体回落在内，都并入一个范宁型的”能耗系数”中去，此能耗系数与雷诺数的分子项有关。1 9 6 0 年美国工业石油器材部，1 9 6 2 年W i n k l e r 和

49、S m i t h 都按P o e t t m a n n 和C a r p e n t e r 的相关式制成了油气水在2 5 4 m m(1 i n)至1 0 1 6 m m(斗，2i n)油管中流动的实际工作曲线。1 9 6 1 年，D u n s 和R o s 根据室内试验和现场的资料数据，研究出了他们的多相垂直管流相关式，他们应用压力平衡式，规定静压梯度就是管段本身的按体积平均的流体密度，但是考虑了气相和液相之间的滑脱效应，然后从大量的实验数据中对各流态域提出计算管壁摩阻的关系式。这一相关式对所有直径的油管及所有的流动范围都有良好的结果。1 9 6 1 年，G d f f i t h

50、和W a l l s 用空气和水在小直径管子中进行室内试验，他们的成果对段塞流有良好的结果。后来许多研究者都用他们的结果来改善自己的相关式。1 9 6 3 年，F a n C h e r 和B r o w n 通过气水在5 0 7 m m 油管中流动的现场试验收集的数据，将P o e t t r m a n n 和C a r p e n t e r 的相关式扩展，以用于在低产率及高气液比条件下精确预测压力分布剖面。现场数据取自一口2 4 3 8 8 m 深油管内有塑料涂层的试验井。他们的方法是5 0 8 m m 油管的最好相关式之一。1 9 6 3 年，H a g e d o m 和B r o