【摘 要】
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靖边气田南部山区位于黄土高原地区,气井采气管线受地形影响沿线起伏多、高程差大.随着气井产能的下降,部分气井采气管线易积液,目前采取管线吹扫、带液措施排出管线中积液,该方法在作业过程中需要进行关井操作,影响气井开井时率.本文在分析采气管线临界携液流量基础上,优选了部分易积液、压力损失大的采气管线开展地面加注起泡剂试验,结果表明:天然气实际流速低于临界携液流速60%~70%的采气管线,加注起泡剂后具有
【机 构】
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中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西西安 710021
【出 处】
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第十三届宁夏青年科学家论坛石化专题论坛
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靖边气田南部山区位于黄土高原地区,气井采气管线受地形影响沿线起伏多、高程差大.随着气井产能的下降,部分气井采气管线易积液,目前采取管线吹扫、带液措施排出管线中积液,该方法在作业过程中需要进行关井操作,影响气井开井时率.本文在分析采气管线临界携液流量基础上,优选了部分易积液、压力损失大的采气管线开展地面加注起泡剂试验,结果表明:天然气实际流速低于临界携液流速60%~70%的采气管线,加注起泡剂后具有一定的助排效果,能够改善管线积液问题;实际流速高于临界携液流速的采气管线,加注起泡剂助排效果明显,能够有效降低管线输压、释放气井产能,具有一定的推广应用前景.
其他文献
吴410长6油藏属于超低渗透油藏,储层物性差,针对开发过程中有效驱替系统难以完全建立、自然递减大,微裂缝发育、水驱动用程度低等问题,实施分区域开发管理,通过针对各流动单元实施相适应的开发技术政策,开展强化注水、温和注水、不稳定注水、周期注水等精细注采调整技术,结合动态监测等手段进行剖面治理,制定了一整套开发技术政策,油田注水逐步见效,自然递减减缓,取得了较好效果.
WQ油田X255区长6油藏2011-2013年规模建产,采用菱形反九点法网同步注水开发,前期受储层物性差、非均质性和微裂缝发育及同步注水影响,低产井比例高,油井液量递减快,见水井逐年增加,本文通过分析新X255区长6油藏低产原因和见水规律,找出制约产量提高的主控因素,通过制定相应的技术对策,单井产量逐渐提高,见效井比例逐渐扩大,油藏递减得到有效遏制,对于同类油藏开发具有积极的借鉴作用.
侏罗系油藏因油藏发育规模小,边水内推、底水锥进、注入水单向突进,造成油井含水上升矛盾日益突出,本文通过在精细油藏描述技术的基础上,重新认识油藏特征、储层特征,以及油藏水驱、压力、递减、含水变化等开发规律,利用数值模拟对油藏的含水、压力等拟合预测,开展了"精细注采调控、低产井治理、提高采收率技术"等一系列稳产技术的研究与实践,科学指导油田开发调整,实现油藏的持续稳产、高效开发.
G83油藏位于鄂尔多斯盆地西部,主要生产层位长4+5、长6,平均孔隙度11.77%,渗透率1.58×10-3μm2,属于典型的超低渗透储层.该区域注入水中SO42-浓度1801mg/L,油层采出水中Ba2+、Sr2+浓度2838mg/L,注入水与采出水混合易生成Ba(Sr)SO4沉淀,是造成区内注水压力急剧上升的主要因素;为缓解注水压力上升速度,2014年区内安装了纳滤脱硫酸根装置,本文以历年注水
WQ侏罗系油藏是WGC作业区的主力产油油藏,属于超低渗透油藏,开发难度大,储层物性相对较差.通过归纳分析测试曲线特征,划分了四类储层类型,为油藏的进一步开发优化调整、措施选井选层、同井储层变化分析提供可靠依据;但由于储层渗透率较低,导致2/3的测试井均未出现径向流段,这给解释的准确性造成困难,精细测压可以尽可能地减小井储效应,但成本高、测试方法复杂,因此本文最后给出一种合理测试方式的选择方法.
长北气田自开发以来就使用双屏障安全控制技术,分别在井下和地面安装安全阀,从而可以有效的确保油气井安全生产,在国内大部分油气田使用单屏障安全控制技术,只在地面安装安全阀.对井下安全阀的了解较少,下面主要以井下安全阀的应用为例具体介绍了安全阀的工作原理,技术现状,及哈里伯顿井下安全阀在长北区块的应用情况,分析了SP和NE类型安全阀的优缺点;以CB10-2井井下安全阀无法关闭故障处理的实例分析,总结出安
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2016年以来,马坊插输管道发生多次破裂、泄漏,造成了严重的财力、物力损失.管道腐蚀则是管道破裂的主要原因之一.本文在调查研究报告的基础上,分析了马坊插输管道阴极保护情况并对管线防腐涂层做了评价.另外根据现场测量数据,依据腐蚀电化学理论,对马坊管道的剩余寿命进行了预测分析.