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1、1-1气藏基本情况,经分析，该气藏埋深-3624-3694m，气藏中深-3659m，气藏类型为岩性构造气藏，气藏驱动类型为弹性驱动；地温梯度3.36/100m，压力梯度0.921MPa/100m，为正常的温压系统；根据高压物性分析，饱和压力9.80MPa，地层压力33.17MPa，属正常压力系统未饱和气藏。该气田10口取心井孔隙度集中分布在510%，平均7.2%；渗透率主要分布在0.1110-3m2，平均0.4310-3m2，储层主体属于低孔、低渗型储层。,采气工程方案,此气田属于低孔低渗裂缝孔隙型弹驱气藏。主要含气目的层为NPEDC9和NPEDC10 层段，储层砂岩致密，主要为岩屑石英砂岩，
2、石英含量平均为82.9%，空隙胶结物平均含量为7.3%，平均孔隙度为7.2%，平均渗透率为0.4310-3m2。气体相对密度0.60.7，甲烷气含量在90%以上，不含或微含H2S气体，该气田属于典型的超低渗干气藏类型。,（1）气井产能分析,同一气藏的气井，即使地层压力和井底流动压力都相同，彼此的产气量却很少会一样。根据该气田M1、M4、M5和M6井的系统试井资料可以分别得到二项式、指数式产能方程，计算可得每口气井的绝对无阻流量，对其进行产能评价分析可知其气井的生产能力。,（5）排水采气工艺,气井在生产时一般会产出一些液体，一是地层中的游离水或烃类凝析液与气体一起渗流进入井筒；二是地层中含水汽的
3、天然气流入井筒，由于热损失使温度沿井筒逐渐下降，出现凝析水，液体的存在会影响气井的流动特性。根据不同油管尺寸下的气体临界携液流量关系可知，在气田的中后期开采过程中，产气量逐渐递减，则需要更换更小内径的油管。在实际开采过程中，对于一些低产井，更本不能采用更换油管尺寸的方法进行排水采气，需要采用其它方式。,（2）气井生产管柱的确定,通过气井生产系统节点分析确定生产气井流入、流出动态曲线，分析不同油管尺寸对产气量的影响，在满足配产条件下选择最为合适的生产油管，对其选定尺寸的油管进行强度校核优选，使用23/8（60.3mm4.83mm）N80油管满足气井生产要求，油管下深至其气层中部。,（3）射孔优化
4、设计,该气田属于低孔超低渗储层，其自然产能较低，需要通过射孔完井后均进行压裂改造措施投产，经过射孔方式优化所得到射孔参数为：DP41RDX-1射孔弹油管传输和负压的高效射孔技术、深穿透、高强度射孔，射孔密度为17孔/米，螺旋布孔，相位角为60，孔深543mm，孔径10.2mm。选用无固相或低固相、小颗粒液体负压射孔，射孔液采用本区块的产出水，以保护气层不被污染。,（4）采气方式,该气田气井产气量不大，可采用普通型井口装置即可满足其配产要求。通过比价五种气井生产工作制度适应条件及其优缺点，结合气藏方案分析选择合适的生产工作制度。初期开采可以采用定产量生产的工作制度，可以达到一定的稳产期限。开发的
5、中后期，可以采用定井口压力的生产工作制度来满足气田的整体有效开发。,（5）排水采气工艺,气井在生产时一般会产出一些液体，一是地层中的游离水或烃类凝析液与气体一起渗流进入井筒；二是地层中含水汽的天然气流入井筒，由于热损失使温度沿井筒逐渐下降，出现凝析水，液体的存在会影响气井的流动特性。根据不同油管尺寸下的气体临界携液流量关系可知，在气田的中后期开采过程中，产气量逐渐递减，则需要更换更小内径的油管。在实际开采过程中，对于一些低产井，更本不能采用更换油管尺寸的方法进行排水采气，需要采用其它方式。比较各种排水采气方式的优缺点，根据国内外气田的实际开发经验和综合考虑该区气井生产条件及因素，推荐选择泡沫排
6、水采气方式进行该区气井排水措施。同时对泡沫排水采气方式的起泡剂选择及其施工工艺参数进行了对比选择。,（6）压裂优化设计,该气田平均渗透率为0.4310-3m2，属于超低渗储层，需要通过压裂工艺措施进行储层改造，通过压裂优化选择胍胶压裂液进行压裂施工，选择直径为0.4250.85 mm陶粒支撑剂。对水平井压裂提出了一些相应的压裂措施，规定了压裂施工控制质量和压裂液体系满足要求，以保护气层不被损害。,（7）天然气水合物形成的预测及防护措施,在气井生产过程中，天然气从井底流向井口，温度逐渐降低，当下降到某一适宜的压力条件下就会在井筒中形成水合物。气井中一旦有水合物生成，就会造成油管堵塞等危害，需要通
7、过向井中加入甲醇、乙二醇（EG）、二甘醇（DEG）等抑制剂来预防天然气水合物的形成。,（8）防砂防腐工艺,气井井底出砂是由于井底地带的岩层结构被破坏和裂缝结构被破坏所引起的，故可分为地层出砂和裂缝出砂两种类型。当气井井底出现沉砂现象，必须采取相应的防砂措施。在实际生产和施工作业过程中要加强H2S气体的监测以及硫化氢和二氧化碳气体腐蚀的预防。,（9）储层保护技术,本区储层具有弱-中等酸敏、弱碱敏、中等盐敏、水敏和速敏变化大，由无强均存在。根据储层敏感性分析提出了一系列储层保护的建议。在对该区储层进行施工作业时，应该把盐敏、酸敏放在第一位，并兼顾其它敏感性因素。在强水敏、速敏储层也需要重视其水敏和
8、速敏的损害。在钻完井过程、固井工艺过程、射孔工艺过程、采油工艺过程和修井作业过程中，为预防储层被严重损害，需要采取必要的相关技术措施来保护储层。,产能是指一定回压下的气井供气量。根据短期产能试井录取的资料，经过整理，可以确定反映该井流入特性的产能方程，或称流入动态方程。根据所得方程，代入不同井底流压可以解出相应的产气量，从而描绘出一条完整的流入动态曲线，简称为气井IPR曲线。短期产能试井所得到IPR曲线，在一段时期内可用于气井的动态预测。,气井产能分析,气体在低流速通过空隙介质的水平流动中，其重力的影响非常小气体的流动服从达西定律和稳定流动的质量守恒定律。实际上气藏中天然气的渗流速度非常高。因
9、此，在流动方程中除黏带力影响外，还有因质量点通过空隙介质时的对流加速度引起的惯性力。,气井产能理论公式,S视表皮系数；D 惯性或紊流系数，（m3/d）-1。qsc标准状态下得产气量，m3/d；k 渗透率，10-3；u 气体粘度，mpas；Z 气体压缩系数；T 气层温度，K；h 气层有效厚度，m；rw井底半径，m；re 单井控制半径，m；,气井产能经验方程 Rawlins和Schelhardt根据大量气井生产数据，总结出气井产能经验方程，称为稳定回压方程或产能方程，也就是指数式产能方程。,qsc一日产气量，104m3/dpr一平均地层压力，MPapwf一井底流动压力，MPaC 一系数，(104m
10、3/d)(MPa)-2nn 一指数,气井产能试井可以实测几组数据，在坐标纸上作出对应的一条直线，读取两点数据，可以求出指数n：,对上式两边取对数：,指数n已经确定，则C值可以求出：,利用气井产能方程，亦可求出气井的绝对无阻流量AOF：,系统试井结果,气井产能评价 根据A气田M1、M4、M5和M6井的系统试井资料表4.1，运用二项式、指数式气井产能公式可以分别算出其产能方程和无阻流量，其结果如下表:,产能方程及无阻流量数据表,根据上表可以看出，运用两种方法计算所得到M1气井绝对无阻流量AOF最大，平均值为85104m3/d，而M4井、M6井的无阻流量较小。在气藏开发过程中通常取无阻流量的1/31
11、/5作为气井的合理产能。由此说明该区块经过系统试井的M1井、M5井比M4、M6井产气能力要大一些。,气井生产管柱的确定 气井生产系统分析 生产系统分析，也称节点分析。该方法是运用工程理论将地层流体的渗流、举升垂直流动和地面集输系统视为一个完整的采气生产系统，进行整体优化分析，使整个气井生产系统不仅在局部上合理，而且在整体上处于最优状态。气流从储层留到地面分离器一般要经历多个流动过程。不同的留到过程遵循不同的流动规律，他们相互联系、互为因果地处于同一水动力学系统。气体的流动包括从气藏边界到钻开的气层表面的多孔介质中的渗流，从射孔完井段到井底的，并沿着管柱向上到达井口的垂直或倾斜管流，从井口经过集
12、气管线到达分离器的水平或倾斜管流。由于流动规律不同，各个部分的压力损失也不一样，而且与内部参数有关，必须通过气井生产系统分析方法研究。,节点分析的方法与步骤 选取解点；建立流入部分模型，计算流入动态；建立流出部分模型，计算流出动态；作出流入、流出动态曲线；节点分析。,气井节点分析法的用途 确定目前生产条件下气井的动态特性；优选每一口井在一定生产状态下的最佳控制产量；对生产井进行系统优化分析。迅速找出限产原因，提出有针对性的改造和调整措施；确定气井停喷时的生产状态，从而分析停喷原因；确定气井转人人工举升采气方式的最佳时机，同时有助于人工举升采气方式的优选；可以使生产管理人员很快找出提高气井产量的
13、途径。,节点分析方法的应用,流入与流出动态曲线的交点为A。在A点的左侧，例如在产量q1下，对应的井底流压P1P1，说明生产系统内流入能力大于流出能力，这说明油管或流出部分的管线设备系统的设计能力过小或流出部分有阻碍流动的因素存在，限制了气井生产能力的发挥。而在A点的右侧，例如在产量下，情况刚好相反。在该处表明气层生产能力达不到设计流出管道系统的能力，说明流出管路的设计过大，造成了不必要的浪费或气井的某些参数控制不合理，或气层伤害降低了井的生产能力，需要进行解堵、改造等措施。只有在A点，产层的生产能力刚好等于流出管路系统的生产能力，表明井处于流入与流出能力协调的状态，该点称为协调产量点。最后再进
14、行气井生产系统的优化分析。,系统分析曲线,油管柱的确定 气井中得产气管柱，也就是装在套管内的管柱，它至少可以起到四种作用。首先，如果管柱在靠近井底处安装有封隔器，则管柱可以保护套管不受产气管柱内流体的高压作用。其次，它可以保护套管不受流体的腐蚀作用。第三，如果尺寸组合得当，使用产气管柱可以使井身内不会留有烃类液体和水。第四，管柱的尺寸必须足够大，因而可以使气井在井口回压的作用下通过最大的气量。油管尺寸对产气量的影响 气井中的产气管柱合理选择，在实际生产过程中起到了很重要的作用。产气管柱尺寸对产气量的影响可以采用节点系统分析方法进行分析。选取M1、M5井根据系统试井资料进行系统分析得出不同油管内
15、径尺寸与产气量的关系。,M1井系统分析曲线,M5井系统分析曲线,图中流入曲线是由M1、M5井根据系统试井资料中得到的产能方程，选择其指数形式产能方程绘制的IPR曲线，图中流出动态曲线是不同内径的油管在同一井口压力时所得到的曲线。由系统试井资料可知，选择内径为50.7mm的油管比较合适。,综合考虑表油管抗拉强度计算表的数据，推荐使用23/8N80油管柱，能够满足本区油管下深及其生产要求。,油管柱下入深度 为了有效地排除一口井内生产层段的水，必须将产气管下到适合的位置油管下入深度，以满足合理的生产要求。油管柱下入深度不仅对产水气井的生产有着举足轻重的影响，而且也是计算井底状况下天然气偏差系数的依据
16、，它取决于产层性质、流体渗流特征、完井方式、气井生产方式以及后期工艺措施等条件。对于原已下入油管的气井，其下入深度按油管实际举升深度计算；对于带水生产的中后期气井，为了利于气井的连续排液，新选油管下入深度Hi用下式确定：,H1产层顶部深度，m；L1油管鞋至产层顶部深度，m；L 产层厚度，m；,射孔参数的优选 射孔是影响气井产能的关键因素，选择合理的射孔参数及其重要。射孔参数的选择，射孔工艺的设计都必须慎重对待，以保证气田的高效开发。通过射孔井产能及产能比公式，计算各种可能的孔密、相位、射孔弹组合下的各种产能比，并计算出各种组合下的套管抗挤能力降低系数，在保证套管抗挤毁能力降低不超过5%的前提下
17、，选择出使产能比最高的射孔参数组合。,由于A区块属于中孔超低渗气藏，无自然产能或者自然产能低，因此需要射孔完井后均进行了压裂改造措施，通过计算分析优选得到射孔参数是：DP41RDX-1射孔弹油管传输和负压的高效射孔技术、深穿透、高强度射孔，射孔负压值为912MPa，射孔密度为17孔/米，螺旋布孔，相位角为60，孔深543mm，孔径10.2mm。为了避免入入井液不配伍污染地层，射孔液建议采用本区块的产出水。选用无固相或低固相、小颗粒液体负压射孔，以保护气层。,4.4 采气方式,A区块气田气井都采用下套管射孔方式完井，可以采取下油管自喷方式采气，后期可以采取自喷之后得人工举升方式以及必要的配套工艺
18、。该区储层渗透率低，属于超低渗干气藏。根据该区M1井、M4井已试采情况及生产数据资料可知，该区气井产气量均不大，在后期新井投产开采过程中，气藏工程方案研究给出合理配产为1104m3/d6104m3/d，产气量都比较低，可以采用普通型井口装置即可满足生产要求。,定产量制度,定产量制度生产方式适用于岩石胶结紧密的无水气井早期生产，是气井稳产阶段最常用的生产制度。气井投产早期，地层投产早期，地层压力高，采用气井允许的合理产量生产，具有产量高，采气成本低，易于管理的优点。地层压力下降以后，可以采取降低井底压力的方法来保持产量一定。定产量制度下得地层压力、井底压力、井口压力随时间的变化常用以下公式计算：
19、,定井口（井底）压力制度,气井生产到一定时间，井口压力下降到接近输气压力时，应转入定井口压力生产制度生产。定井口压力制度是定井底压力制度的变形，一般可以近似的简化为按定井底压力预测产量变化：,气井工作制度的选择,经气藏工程研究计算，该区块原始地质储量为604.1108m3，据M1、M4、M5和M6生产数据资料分析可知，目前该区天然气原始地质储量采出程度大约为0.3%，采出程度较低，开发阶段井网部署共要投入413口新井，为了使得该区块能够得到较好的开发效果，低渗储层经过压裂措施后，初期开采可以采用定产量生产的工作制度，可以达到一定的稳产期限。采用定产量生产工作制度的气井地层压力、井底压力和井口压
20、力变化曲线如下图所示。气田开发的中后期，随着生产的进行，地层压力逐渐下降，井口压力减小，当井口压力降低到某一程度时达不到井口外输压力，需要在井口安装增压机以保证天然气能够正常运输。因此，在中后期开采过程中可以采用定井口压力的生产工作制度。,4.5排水采气工艺,姓名：黄家根 班级：油工（基）11202班,根据国内外气田的开发经验，有水气藏应立足于早期整体防水和阻水。当气井生产过程中，井筒积液较多时，需要采用人工助排方式。开采后期，多数气井将会水淹，排水的目的在于降低水封压力，释放被水封闭的滞留气。研究和开发经验表明，最好是在气井出现“脉冲”或“压井”之前开始人工助排。等水淹严重以后，由于气相渗透
21、率急剧下降，采气效果差，而过早开始排水又不经济。,排水采气工艺（排水采气方式的选择）,排水采气工艺（排水采气方式的选择）,泡沫排水采气工艺,人工助排有泡沫排水、气举、机抽、电潜泵抽等多种方法。,根据A气田四口生产气井的生产数据可见：M1井平均日产水量为0.86m3 M4井平均日产水量为0.85m3 M5井平均日产水量为0.69m3 M6井平均日产水量为0.39m3 四口气井日产水量不大，由此反映该区气井产水量也不大，平均日产水量为0.70m3。鉴于气田开发中后期，地层压力下降，产气量发生降低，部分气井井底出水量增大，为防止出现大量气井出现水淹，需要采取排水措施。参考上表中的排水采气工艺和综合考
22、虑该区气井生产条件及因素，推荐选择泡沫排水采气方式进行该区气井排水措施。,排水采气工艺（排水采气方式的选择）,泡沫排水采气，就是从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂，即称为起泡剂，井底积水与起泡剂接触以后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度含水泡沫，随气流从井底携带到地面上。泡沫排水采气方式配套简单、易于实施，经济效益快。,排水采气工艺（泡沫排水采气方式）,泡沫排水采气机理,气井出水将产生两个直接恶果：（一）是井筒积液、回压增大、井口压力下降、气井生产能力受到严重影响；（二）是井底近区积液，产层由于“水侵”、“水锁”、“水敏性黏土矿物的膨胀”等原因，使得气相渗透率受到极大伤害，这将严重
23、地影响气田最终采收率。泡沫排水采气就是针对这一问题而提出的一项减少井底近区积液，疏导气水通道，改善或恢复气井、气田生产能力的助采措施。它旨在通过化学药剂的引入，解除气水流道堵塞，减少“滑脱”损失，提高气流垂直举液能力。泡沫排水采气的主要机理包括泡沫效应、分散效应、减阻效应和洗涤效应等。,（1）泡沫效应 泡沫药剂首先是一种起泡剂，它只需要在气层水中添加100200mg/L，就能使油管中气水两相垂直流动状态发生显著的变化。气水两相介质在流动过程中高度起泡沫化，密度几乎降低10倍。,（2）分散效应 在气水同产井中，无论什么流态，都不同程度地有大大小小的液滴分散在气流中，这种分散能力，取决于气流对液相
24、的搅动、冲击程度。搅动愈猛烈，分散程度愈高，液滴愈小，就愈容易被气流带至地面。,（3）减阻效应 在流体中添加少量减阻剂，能够不同程度地降低气水混合物垂直流动的阻力，提高管段液相的可输性。,（4）洗涤效应 泡排药剂通常也是一种洗涤剂，它对井底近区地层空隙和井壁的清洗，包含着酸化、吸附、润湿、乳化、渗透等作用，特别是大量泡沫的生成，有利于不容性污垢包裹在泡沫中被带出井口，这将解除堵塞，疏通流道，改善气井的生产能力。,起泡剂的主要性能为：1.可能降低水的表面张力 2.起泡性能好，使水包气的乳状液；3.能溶解于地层水；4.泡沫携液量大，即气泡壁形成的水膜越厚，单位体积泡沫的含水量就越高，表示泡沫的携水
25、能力越强。另外还要要求泡沫稳定性适中，因为稳定性差有可能达不到将水带至地面的目的；反之，如稳定性过强，则将会给地面消泡、分离带来困难。,起泡剂,（1）优选泡排气速：实验研究表明：气速大致在13m/s范围内不利于泡排。因此，控制合适的气速，可获得最佳的助采效果。（2）最适宜泡排的流态：室内及现场试验表明：泡沫排水的主要对象是环雾流一下的气泡、段塞、过度流态，其中尤以段塞流态助采效果最佳。（3）合理使用浓度：施工中作法是：助采剂的日用量，根据施工井日产水量计算，并建议按推荐的浓度值加入。（4）日施工次数：助采剂加入周期每隔数天、数月一次即可。（5）消泡剂及用量：消泡剂用量，按配方推荐浓度确定，通常
26、间歇注入，为分离器出水中不积液为原则。,泡剂排水的工艺参数,（1）工艺流程 泡沫助采剂由井口注入，即用油管生产的气井，从套管环形空间注入，这是多数。由套管生产的气井，则由油管注入。消泡剂的注入部位一般是在分离器的入口处，与气水混合进入分离器，达到消泡和抑制泡沫再生，便于气水分离。（2）施工设备 目前现场采用的注入设备有一下几种，各有其特点。平衡罐 工作压力：1030MPa；容量：10100L。优点是不需要动力，现场采用的较多。电动泵和柱塞计量泵 ZJ80/250型、ZJ1/80型等，可根据井况选用，但有的井场因缺电而局限了使用范围。GZ801型高压泵 泡排专用车 便携式投药筒,泡剂排水的施工设
27、备,4.6压裂工艺设计,姓名：黄家根 班级：油工（基）11202班,压裂工艺设计,压裂层位及深度地应力分布情况水平井压裂措施压裂液体系满足要求,最佳裂缝长与地层致密程度关系表,压裂工艺设计,压裂深度及层位:深度：A区块气藏埋深约为-3624-3694m，气层中部深度为-3659m，气层有效厚度20m，地温梯度为3.36/100m，压力梯度为0.921MPa/100m，为正常的温压系统。层位：由于A区块气藏储层岩性致密，主要储层岩性为岩屑石英砂岩，孔隙度分布在0.420%之间，平均孔隙度为7.2%，平均渗透率为0.4310-3m2，属于超低渗储层。其自然产能较低，投产必须考虑压裂增产措施，主要压
28、裂层段为储层NPEDC9、NPEDC10 两个含气层。,压裂工艺设计,地应力分布情况：本区块地应力方向大概NE6090，最小水平主应力方位195.85压裂裂缝延伸方位为NE69.881.3，与砂体走向近似垂直。砂岩的最小水平主应力为50.43MPa，最大水平主应力为71.52；泥岩最小水平主应力为56.62MPa，最大水平主应力为72.56MPa。,压裂工艺设计,水平井压裂措施：对低渗透气藏使用水平井开发，是后期压裂增产措施顺利进行的基础，对水平井进行分段压裂，能进一步减小水平井近井筒地层渗流阻力，增大泄气面积，提高气藏能量的利用率，从而提高单井产能。,据相关文献知，压裂水平井优化设计表明：随
29、着裂缝长度的增加，单井产量的增量逐渐变小，当裂缝长度达到一定值后，再增加裂缝长度，单井产量增幅有限，因此，考虑到压裂成本，越长越好。随着裂缝数量的增加，单井的产量不断增加。裂缝长度不是随着裂缝夹角的不断增大，产量不断增加，随着裂缝宽度的增加，压裂水平井产量增速由快迅速变慢。压裂水平井的产量随裂缝长度的增加而增加，但增长的幅度在逐步下降，因此并不是裂缝越长越好，要根据特定的地层优化最佳的裂缝长度；裂缝导流能力与裂缝的长度优化结果相似；在最优的裂缝数范围内尽量增大中部裂缝间距和端部裂缝长度。,压裂工艺设计,水平井压裂措施：（1）封隔器+机械桥塞分段压裂技术优点：具备双封分压的优点。缺点：压后需下入
30、工具打捞桥塞、存在砂埋或砂卡的风险。使用范围:不太适用于高压气藏。（2）环空封隔器分段压裂 优点：该工艺技术下井工具少，一旦出现砂卡事故，处理难度要比双封和封隔器桥塞分层压裂管柱小，另外还具有液体摩阻小、利于提高施工排量、降低施工压力等优点。缺点：现场试验结果表明，环空封隔器分段压裂技术已成功地应用于浅层油藏，套管质量高、固井质量好的井，且对套管有一定的影响，在深井应用中还需改进与完善。使用范围：套管完井的水平井、浅层、不太适用于高压气藏。,压裂工艺设计,水平井压裂措施：（3）水力喷射加砂分段压裂技术 优点：可在需要压裂的任意井段施工，同时对于裂缝条数没有限制；不下机械隔离工具，极大地减少了工
31、具砂埋或砂卡的风险；对同一井不同井段可采取不同液体体系进行改造：在目前情况下，得到压裂点以上和以下部分环空流体的滤失。缺点：环空需要泵注液体；施工完一段后，需上提施工管柱到第二层位置处。对于高压气井需在井口安装防喷器；施工后需要起出施工管柱，重新下入完井管柱。使用范围：对于裸眼井分段压裂尤其适合；喷嘴节流作用明显，泵注压力比一般的压裂约高20MPa，不适用于深井压裂。,压裂工艺设计,水平井压裂措施：通过查找相关文献资料和比较几种主要的水平井压裂技术，结合A气田具体储层地质特征以及气藏工程方案设计要求，对本区水平井可以进行分段压裂，普通水平井采用8级分段压裂形成8条裂缝，双阶梯水平井采用分层分段
32、压裂方式，分别对第一水平段和第二水平段进行分段压裂，形成裂缝形态都是与水平方向正交的横向缝即为最佳，该区可以采用封隔器管柱分段压裂技术与水力喷射分段压裂技术进行压裂施工工艺能够满足设计要求。,压裂工艺设计,压裂液体系满足要求：水基压裂液可分为三种：植物胶压裂液、纤维素及其衍生物和聚合物压裂液，其中植物胶压裂液的应用最为广泛。在压裂工艺上对压裂液体系有一定的要求，主要包括：（1）具有足够的粘度和理想的流变性能，有能力使裂缝达到设计的几何尺寸；（2）具有良好的悬砂性能，能将支撑剂带到设计规定的位置，并达到最佳支撑浓度；（3）低滤失性：这不仅是造缝的必须，也是减少对气层渗透率损害的重要要求之一；（4
33、）低摩阻：以便能够最大限度地将地面设备的水力功率作用到地层上；（5）易于反排：施工结束后能够迅速彻底排出地面；（6）对裂缝导流能力和地面渗透率的损害最小。,4.7.1天然气水合物形成的预测,在气井生产过程中，天然气从井底流向井口，温度逐渐降低，当下降到某一适宜压力条件下就会在井筒中形成水合物。下图4.15是A气田气井天然气水合物,生产条件预测图：,图4.15 天然气水合物生产条件预测图,从图4.15天然气水合物生产条件预测图中可以看出，形成水合物的压力线和井筒内的压力线相交点所对于的深度就是井筒中可能有水合物产生的位置。形成天然气水合物的深度基本是在井筒的上部分靠近井口的位置。当气井井口压力为
34、15MPa时，形成水合物的深度为350m左右；当气井井口压力为5MPa时，在距离井口150m的深度可能会有天然气水合物形成。如果井口压力降到3MPa或以下时，在气井生产过程中气井井筒内可能就没有天然气水合的产生。,4.7.3 天然气水合物形成的防护措施,1）提高节流前天然气的温度 2）天然气中注入抑制剂 3）油管堵塞的防治 4）高压管线堵塞的防治 5）外输管线堵塞的防治,4.8 防砂防腐工艺,1）机械防砂管柱：使用机械防砂管柱可以很好的防止出砂。目前常用的滤砂管柱有不锈钢绕丝筛管、割缝衬管、金属棉滤砂管等。考虑到加工工艺、成本等因素，最新的激光割缝衬管、金属棉滤砂管都能起到好的防砂效果。（2）
35、筛管砾石充填防砂：该方法是目前最常用的防砂方法之一，防砂效果好。但施工周期较长，技术要求高，对产能的影响较大，费用高，因此不考虑在气井上应用。,（3）化学防砂：化学剂固砂和人工井壁对细粉砂岩与泥质含量高的地层出砂防砂效果好。（4）复合防砂：复合防砂工艺是目前防砂效果最好的，但由于施工设计复杂、施工周期长，一般在采取单一防砂工艺效果不好的情况下才采用，不建议采用。,4.9 安全环保要求,（1）井站排液系统应做到清污分流，气田污水输送制定地点处理。（2）井口装置、管线及场站设施应无泄漏。（3）测试期间，指定专人负责现场环保工作，掌握施工过程中的环境保护动态，采取相应的环保措施，及时做好各项环保工作
36、。,第5章 气田集气工程主要设备,5.1 井场设备,（1）单井计量设备：井口采用智能旋进流量计对单井产气量进行计量。该流量计不但能就地显示气井产量,还能将流量数据上传至井场的RTU,经超短波无线数据远传电台传至集气站值班室,实现实时在线流量监测,减少了巡井工作量,节约了人力、物力。,图5.10 智能旋进涡街流量计,（2）井口高低压紧急关断阀:按油气集输设计规范 GB50350-2005的要求，气井井口设置高低压紧急截断阀。,5.2 集气站设备,集气站主要设备：气液分离器、天然气压缩机、污水罐、闪蒸分液罐等。（1）分离器气井产水及其它杂质，需进行分离。每站分别设两台常温分离器。,图5.12 气液
37、分离器,（2）污水罐每站分别设置20m3的污水罐2具，用于临时储存集气站分离污水。（3）闪蒸分液罐将闪蒸、分液功能集中到一个罐，放空气体接入分闪蒸液罐进行气液分离。分离器排放污水也进入闪蒸分液罐，闪蒸出污水中的天然气。（4）自用气处理装置对气液分离后的天然气进行过滤、调压、计量后，分别供给站内采暖、发电及厨房的等用气。主要设备为过滤器、调压器、流量计等。（5）压缩机通过井下节流，集气站进站压力初期在1.0MPa左右，后期进站压力低于1.0MPa，集气站出站压力为3.5MPa，生产过程中需增压外输。,第6章 技术经济评价,油气田开发项目的经济评价是油气田开发建设项目可行性论证的关键内容之一。对于
38、气田开发来说，由于天然气存在不易储存、输送方式的唯一性等特点,气田开发不仅要考虑气田自身的开发特征和市场需求，还要以经济效益为中心，以实现企业的经营目标。因此，在进行气田开发项目经济评价时，应结合气田开发的特征选择评价模式和参数，综合考虑多项指标进行方案比选。,6.1 技术经济评价依据,在油藏工程、钻井工程、采气工程和地面集输工程设计方案的基础上，按照国家计委颁布的经济评价方法与参数的要求，根据国家现行财税制度和价格体系结合油气田开发的实际情况，对方案的投资、采气成本费用和气价进行估算、预测。,6.2 总投资估算,开发方案的项目全部投资包括建设投资、建设期利息、流动资金、固定资产投资方向调节税
39、等构成。,6.2.1 固定资产投资估算（1）钻井投资开发钻井投资估算：依据产能建设部署，共设计钻井423口，普通水平井248口，阶梯水平井148，直井37口。其中每米进尺直井2130元/米，普通水平井2360元/米，阶梯水平井2490元/米。单井钻井车成本直井915.9万元/口，普通水平井1014.8万元/口，阶梯水平井1070.7万元/口。（2）采气工程建设与地面建设投资采气工程投资依据采气工程设计方案的具体工作量和投资、费用进行投资估算。采气工程投资估算都采用统一的估算标准。地面建设投资主要包括建集气站费用、建采气井场、采气管道、供电系统、通信系统、集气站进站道路、污水处理站、生产调度中心
40、和工器具及生产家具购置费等。根遵循气田整体开发,统一规划的设计原则，结合近几年已建成气田决算资料，采气工程和地面建设各项投资按单井具体估算，单口直井投资成本为1325.6万元，单口普通水平井投资成本为1455.8万元。单口阶梯水平井投资成本为1570.4万元。,6.2.2 建设期利息 贷款利率以中国人民银行2011年7月7日发布的五年期以上贷款年利率为准，即7.05%。,6.2.3 流动资金估算根据扩大指标法，流动资金按各年平均经营成本的25%30%计算。本方案取25%计算。6.2.4 固定资产投资方向调节税 根据国家规定，石油天然气勘探开发业取零税率。6.2.5 资金筹措按照石气工业建设项目
41、经济评价方法与参数和项目资本金制度中的规定，在没有明确的筹资模式时，一般按照规定，考虑30%的资本金，70%的债务资金。6.3 生产成本和费用估计天然气生气生产成本和费用包括天然气开采成本、管理费用、销售费用和财务费用四部分。,6.3.3 财务费用财务费用只计算生产期利息，不考虑其它财务费用，主要由建设期末累计投资本息的贷款利息和流动资金的借款利息构成。6.3.4 销售费用估算销售费用估算根据实际情况，销售费用按销售收入的0.2%测算,6.4 营业收入估算营业收入=天然气销售价格天然气井口产量商品率,6.5 评价结论通过对A气藏设计方案的经济评价，得出以下主要结论：（1）由财务分析结果可知，油藏工程推荐方案在资源动用程度方面和经济效益方面均可行。,（2）油藏工程推荐方案在评价期内有较强的盈利能力和清偿能力。（3）敏感性分析表明开发方案具有较强的抗风险能力。天然气产量价和天然气价格是方案最敏感因素。因此，一方面要积极进行天然气销售市场的预测分析、促销，尽可能降低天然气价格带来的风险；另一方面，要确保气田中、后期开采的持续稳产，是确保气田在开发全期获得盈利的重要条件。,谢谢老师，各位同学！,欢迎提问指导！,
