天然气开采工艺技术.pptxVIP

天然气开采工艺技术;一、天然气井概况

二、新井投产工艺

三、老井挖潜工艺

四、下步工作方向;截止2019年底，股份公司共有天然气井26362口，年产气量1133×108m3，单井平均日产气量16922m3，年产水量1282×104m3，总体表现为单井日产气量逐年下降、产水量逐年上升特征。;股份公司四大主力气区分别为长庆、西南、青海和塔里木，长庆井数（15839口）、产气量（412.5×108m3）最多，塔里木单井平均日产气量（19.6×104m3）、日产水量（7.85m3）最高。;2019年辽河油田天然气井生产情况;一、天然气井概况

二、新井投产工艺

三、老井挖潜工艺

四、下步工作方向;“十四五”天然气新井产能规划情况;（1）钻完井过程

钻井过程中，发生多次井漏；

技术套管未回接至地面，导致管柱在过悬挂器台阶时出现工具损坏、下入困难等问题；

套管未采用气密扣，水泥未返至地面，固井质量不合格（3552-3570m、3595-3675m）。

（2）试采气过程

没有系统的高压气井完整性评价及生产管柱设计体系；

压裂投产工序多、费用高，频繁压井导致压井液污染储层；

地面设备承压较低且处理能力不足，井筒及地面均出现水合物冻堵现象，导致试气过程未达到标准测试时间要求。;驾101井井身结构示意图;西南油气田

完整性评价内容;采气井口材料级别;;;组分;根据金属螯合机理，针对钡离子研制了螯合能力强、成本低、螯合物稳定的解堵体系，可实现堵塞物浸润、渗透、溶解，并最终形成稳定的重晶石水溶液，从而解除堵塞，恢复气井产能。;;一、天然气井概况

二、新井投产工艺

三、老井挖潜工艺

四、下步工作方向;油田公司共有天然气井575口，开井75口，开井率仅为13%。关井原因主要为低压低产（268口）、水淹（82口）等，若开井率达到50%且单井日增气量达到1000m3，则可年增产1×108m3。;2011-2019年排采井及增产气量曲线;2019年排水采气工艺实施情况;2、排水采气工艺——泡沫排水技术;工艺原理：小管径的连续油管作为生产管柱，增大气体流速，提高气井携液能力；

技术特点：不压井作业，施工周期短，不污染产层，后期无需维护；

适应性及费用：产气量＞3000m3/d，单井一次性投入46.5万元（不含作???费）；

应用效果：应用井数491口井，平均单井年增产气量85.5×104m3。;工艺原理：用柱塞做气液物理界面，利用自身能量推动柱塞将积液举升到地面；

技术特点：地面自动化程度高，成本低，适用于低产小水量气井；

适应性及费用：产气量＞1000m3/d，一次性投入20万元+维护费0.5万元/年；

应用效果：年应用井数超过2400井次，平均单井年增产气量37.8×104m3。;工艺原理：将高压气体注入井底，与流体混合后降低液柱压力梯度，排除井底积液；

技术特点：适用于斜井、定向井、液体中有腐蚀介质等的井；

适应性及费用：产水量较大气井，单井一次性投入5万元（气举阀）+运行费400万元；

应用效果：应用井数606口井，平均单井年增产气量79.2×104m3。;;;;;（2）低产潜力井：分析排水采气工艺与低压低产潜力井的技术适应性与工况匹配程度，开展泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等低成本排水采气技术试验与应用，逐步延长气井生产周期。;一、天然气井概况

二、新井投产工艺

三、老井挖潜工艺

四、下步工作方向;新井建产过程，严格执行钻完井、试气、采气相关标准规范与管理规定；

建立天然气井标准化设计模板，规范钻完井、采气工艺实施，确保天然气新井顺利投产；

引进试验压裂投产一体化技术与全生命周期采气技术，实现气井高效投产与全生命周期稳产。;