以下为《采气工艺技术》的无排版文字预览，完整格式请下载

下载前请仔细阅读文字预览以及下方图片预览。图片预览是什么样的，下载的文档就是什么样的。

天然气是指在不同地质条件下生成、运移，并以一定压力储集在地下构造中的气体。我国是世界上最早发现、开采和利用石油及天然气的国家之一。据史料记载，已有三千多年的历史。早在周代(公元前1122--770年间)的上就有了“上火下泽、火在水上，泽中有火”等记载，到了秦、汉时期，在今陕北、甘肃、四川等地区就已发现了石油和天然气，并用来点灯照明、润滑、防腐和煮卤熬盐。

四川XX气田的开采已约有二千年历史。据上的史料记载，早在汉朝就在XX发现了天然气，宋末元初（十三世纪）已大规模开采XX的浅层天然气。 近年来，天然气在我国工业和日常生活中的应用日益广泛，80年代后期，为了适应国民生产和生活的需要，我国石油工业采取“油气并举”的方针，天然气工业因此而以前所未有的速度发展。除四川气田继续发展外，莺歌海气田和晋边气田也相继投入开发，此外，在青海、某地、渤海湾等地都发现了气田。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆某某、西部地区及近海海域的XX和XX，资源总量为38×1012m3，全国探明储量2.06×1012m3，可采储量1.3×1012m3，其中凝析油地质储量11226.3×104t，采收率按36％计算，凝析油可采储量4082×104t。 石油工业是国家的支柱产业，其主要目的任务是将地下的石油和天然气开采出来。所谓采气工程，就是在人为干预下，有目的地将天然气从地下开采到地面，并输送到预定位置的工程。采气工程是一项复杂的系统工程，而且具有鲜明特征：?系统的主体部分深埋底下，看不见、摸不着；?系统的介质是流体，能够自由流动，是“活的”；?天然气是不能再生、难于替代的宝贵资源，不允许重复实验，采气工程又是高某某、高产出的工程，因此要求决策科学合理。 采气工程系统气田气藏气井系统 气嘴

分离器

地面管线

井筒

气层

气井示意图气井系统1、天然气性质

1.1 天然气组成

1.2 相态特性

2、气井生产系统与举升工艺

2.1 气井生产系统与分析

2.2 气井基本参数的确定

2.3 气井排水采气 天然气是指在不同地质条件下生成、运移,并以一定压力储集在地下构造中的气体。

天然气成游离状态集聚的地方——气藏

高产

有工业价值 中产

气藏 低产

无工业价值

同一地区的多个气藏=气田第一讲 天然气性质 定义 天然气——气态烃和一些杂质的混合物；常见到的烃类组分是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和少量的己烷、庚烷、辛烷以及一些更重的气体。杂质有二氧化碳、硫化氢、氮、水蒸汽及一些稀有气体，如氦、氖和氩等。

丙烷以上的重烃组分经加工提取出来，有着较高的市场价值。一般外输出售的天然气主要是甲烷和乙烷的混合物，含少量丙烷。 第一讲 天然气性质 1.1组成 天然气不能用一种固定的组分或混合物来下定义 。

天然气的组成通常用摩尔分数或百分数表示。如将天然气及它的各种组分视为理想气体，天然气的摩尔体积等于天然气中各组分摩尔体积之和（阿佛伽德XX律）。并且,摩尔分数等于体积分数。 第一讲 天然气性质 1.1组成第一讲 天然气性质 1.1组成重烃含量少

=贫气（干气）

高热值天然气非烃含量较高=

低热值天然气

净气 CO2和H2S

=酸气 油气田按气油比分类：

气井—气油比>17809m3/m3（100000ft3／bbl）

凝析气井—气油比为890-17809 m3/m3(5000-100000 ft3／bbl)

油井—气油比在几百m3/m3（几千ft3／bbl ）以内

常规天然气藏应根据气藏的原始压力和温度在压力－温度相态图(P-T图)上的位置来定义。 第一讲 天然气性质 1.2 相态特性1.2 相态特性第一讲 天然气性质泡点线露点线临界点临界凝析温度临界凝析压力 1.2 相态特性第一讲 天然气性质干气藏湿气藏凝析气藏一、基本概念

气田的驱动方式——应理解为地层中决定天然气流向井某某的动力

气田有两种驱动方式:气驱和水驱。

气驱：气体流向井某某的动力是压缩气体的弹性能量。

气驱的特征：在开发过程中,边水或底水实际上不进入气藏或者根本不存在。

气驱的特点:在开发过程中气藏的含气孔隙体积保持不变。但是，开发气田的经验表明,气驱时,气藏含气体积由于凝析油在地层中的析出而减少。在开发裂缝性、裂缝—孔隙性(碳酸盐岩)变形储集层的气田时,也要注意到气藏孔隙体积和含气体积的减少。在开发气体水合物矿藏时,气藏的含气体积不断增加。 第二讲天然气田的开发特点 2.1 气田的驱动方式水驱特征：边水或底水在开发过程中将进入气藏。

水驱特点：随着时间的推移, 气藏含气孔隙体积减少。

水驱——气体流到井某某是由于压缩气体的弹性能量,以及向气藏中不断推进的边、底水压头的作用。水进入到气藏使地层压力下降的速度减慢。

在水驱条件下开发气田时,开始时与气驱一样,压力下降。水继续进入气藏时通常使地层压力下降的速度明显变慢。给人产生这样的印象,即气田开始是在气驱下开发,然后在水驱下开发。但有时候(在地层渗透率高、气藏开发速度低的情况下),水进入气藏如此之快,以致于在开发早期阶段就出现水压驱动。 第二讲天然气田的开发特点 2.1 驱动方式-基本概念 水压驱动的出现,有时对开发和集输的指标产生有利的影响。但其负面影响是很明显的。

1、由于水进入气藏的结果,一部分井发生水淹,不得不钻新井来代替它们。其结果是气田开发技术经济指标变差。?

2、降低地层的天然气采收率。实验研究和矿场观测表明,气田水淹区的天然气采收率远小于1。

3、是给矿场集输系统和井生产时带来麻烦。

设计油矿的集输系统时,通常假定在采油的同时采出伴生水。而气矿系统只考虑从天然气中分离出少量的水。因此,见水的气井很快就不能开采。显然,天然气的采收率就会降低。第二讲天然气田的开发特点 2.1 驱动方式-基本概念 水压驱动的出现,有时对开发和集输的指标产生有利的影响。但其负面影响是很明显的。

1、由于水进入气藏的结果,一部分井发生水淹,不得不钻新井来代替它们。其结果是气田开发技术经济指标变差。?

2、降低地层的天然气采收率。实验研究和矿场观测表明,气田水淹区的天然气采收率远小于1。

3、是给矿场集输系统和井生产时带来麻烦。

设计油矿的集输系统时,通常假定在采油的同时采出伴生水。而气矿系统只考虑从天然气中分离出少量的水。因此,见水的气井很快就不能开采。显然,天然气的采收率就会降低。第二讲天然气田的开发特点 2.1 驱动方式-基本概念二、驱动方式判别

按含气孔隙体积加权平均的地层压力——在气藏中所有生产井关井相当长时间后所取得的压力：

pi—原始地层压力；

Qg*(t)—折算到psc和Tsc下的到t时刻的总采出气量；

Vhc—气藏含气(烃类)孔隙空间体积；

Zi和Z—分别为地层温度下压力pi和p时的气体压缩系数。

第二讲天然气田的开发特点 2.1 气田的驱动方式第二讲天然气田的开发特点 2.1 气田的驱动方式二、驱动方式判别

驱动方式判别的补充资料:

1)钻开水层的测压井压力(水位)变化数据表明了含水区对气驱开发过程的反映。测压井系统中压力(水位)下降,常常是水已进入气藏的无可争辩的证据。

2)气井的地球物理测井数据,按这些资料可以监测不同时间的气—水界面位置,判断气田的驱动方式。

3) 气井的水淹是水驱方式的标志;

4) 水化学方法监督气藏的驱动方式 .根据实际资料的整理结果曾某某,在气井水淹前,首先发生与天然气一同采出的水中氯离子含量急剧增加第二讲天然气田的开发特点 2.1 气田的驱动方式气井按用途可分为钻探井、生产井、注入井、观察井和测压井。

钻探井用来研究气藏的地质特点和它周围地层的水压系统,确定生产能力和地层参数。?

生产井和注入井是用来控制在天然气田开发时地层中发生的过程,开采天然气和凝析油。这些井开采过程中所取得的资料将为我们提供关于地层参数、气藏和含水区的断裂构造以及供水区活跃程度等方面的情况。?

观察井和测压井用来监督气藏中发生的过程。钻在含气区的这类井称为观察井,而钻在外含气边界以外的井称为测压井。对这类井的观察可以得到有关含气区和含水区的地层压力在面上和随时间的变化及气田驱动方式等方面的资料,并可在地球物理观察井中监视水向气藏推进的情况。第二讲天然气田的开发特点 2.2天然气向井某某流动的特点气体向生产井流动的特点 ：

1）由于气体在地层的近井地区渗流速度高,破坏了线性渗流 ；

油井的产量>100m3/d,一般就认为是比较高的了。而气井要***m3/d才认为是高产。假定地层压力为15MPa,井某某压力10MPa,这时折算到井某某压力下的天然气产量为10000m3/d.

2)气体流向生产井的另一个特点是流线的弯曲;

3)凝析油在近井地区析出,改变了方程式(3.2)中的渗流阻力系数A和B

疏松、不稳定储集层的井生产时,需限制气井产量,以防止近井地区地层受破坏,带出岩石的颗粒并使井的开采过程复杂化:形成“砂塞”并磨损设备。第二讲天然气田的开发特点 2.2天然气向井某某流动的特点 采油管柱悬挂深度对于气体向井流动的特点也有显著的影响。

气体流向井某某时,地层的近井地带逐渐干燥或者在压力降低过程中变湿。

伴随着天然气田开发的是地层压力和井某某压力下降。这将导至地层变形。在开采变形储集层的井周围,除了压降漏斗之外,还形成了“渗透率漏斗”和“孔隙度漏斗”。

在地层近井地区压力损失大,也是气体向井流动的特点之一 ；

当地层温度不高时,伴随着气体向井流动,在地层近井地区将可能形成水合物。

气体向井的流动也与固井质量有关 。 第二讲天然气田的开发特点 2.2天然气向井某某流动的特点对于中等储量、大储量和特大储量的气田，开发阶段可分为:I—产量上升阶段;Ⅱ—稳产阶段;Ⅲ—产量递减阶段。

在采气量不断上升的情况下,实行气田的全面钻井、矿场建设和气田开始进入稳产阶段。这个阶段也与长输管线的压缩机站投产有关，它延续的时间从1～2年到7年～11年。在产量上升阶段,从气田中采出天然气原始储量的20%左右。

在稳产阶段,采出大约一半气田天然气原始储量。这个阶段一直延续到气田再钻井或者再增加压缩机站功率变得不合适,即经济上不合算时为止。稳产阶段持续到采出气田60～70%的天然气储量或更多一些(从开始开发算起)。 第二讲天然气田的开发特点 2.3气田开发的典型阶段 采气量递减阶段的特点是生产井数实际上是不变的(或者是由于水淹而减少的)。

第二讲天然气田的开发特点 2.3气田开发的典型阶段 气田开发中又可划分为不增压开采阶段和增压开采阶段。通常,这些开采阶段是远距离供气气田所特有的。为了远距离输送天然气,采用工作压力达5.5～7.5兆帕的大直径管线。

天然气田还划分为工业性生产试验阶段和工业性开发阶段。在工业性生产试验阶段,天然气供给消费者,同时进一步探明气田,计算天然气储量,为编制气田开发方案准备原始资料。天然气田和凝析气田的工业性生产试验阶段通常为2～3年。气田的工业性开发阶段的主要任务是合理供给用户天然气和其它产品。第二讲天然气田的开发特点 2.3气田开发的典型阶段一、气驱条件下的采收率

如果开发某个气田直到最终地层压力（废弃压力）为时经济上证明有效,则从地层中可以采出的天然气储量为??

Gpa —天然气的最终可采储量；

Sg —储层中天然气的饱和度；

如果气田的驱动类型是气驱,则按照公式(3.4)可以确定天然气采收率。第二讲天然气田的开发特点 2.3开发天然气田的采收率 废弃压力Pa的确定方法

根据加拿大休梅克收集的一些方法，分述如下：

（1）气藏埋藏深度为1524m （5000ft）、地层压力为13.11MPa（1856psia），废弃压力等于原始压力的10%。

（2）废弃压力值为凝析气藏埋藏深度的函数，按0.001153 MPa/m～0.002306 MPa/m计算，计算式如下

(3）按凝析气藏埋藏深度每0.002191 MPa/m计算最佳废弃压力值。 第二讲天然气田的开发特点 2.3开发天然气田的采收率 废弃压力的确定方法

（4）按原始气藏压力的10%再加上0.703MPa，作为近似的废弃压力值。

（5）一般通用的废弃压力计算:

H为储层深度，m。

第二讲天然气田的开发特点 2.3开发天然气田的采收率 根据生产井的状况可进行如下调整

若有几口井限制采气量。这时废弃压力应增加10%～15%。

若气藏中大多数井产水，这时的应增加15%～40%。

当实际的AOF偏离平均AOF的25%～50%时，废弃压力将修正15%～25%。

当实际的AOF偏离平均AOF的50%～75%时，废弃压力将修正25%～40%。

其它因素: 如果天然气中含硫和酸性气体，使操作费用比总收入高，这时的废弃压力应增加15%，而在干气气藏或中浅层气藏中，则废弃压力应降低15%。

如果输送压力低，那么，废弃压力也应降低15%。 内容过长，仅展示头部和尾部部分文字预览，全文请查看图片预览。 p> 设计方法3.5 气举 排水采气 (三) 组合式柱塞气举设计

3 注气量的计算：

采用Foss—Gaul公式来确定每一循环周期所需的气量Vg(m3)：

pcmax为环空最大压力，Pa；ts为标准条件下的温度，℃；为油管内的平均温度，℃；ps为标准条件下的压力，Pa；z为平均压缩因子，无因次；

?

设计方法3.5 气举 排水采气 [文章尾部最后500字内容到此结束,中间部分内容请查看底下的图片预览]

以上为《采气工艺技术》的无排版文字预览，完整格式请下载

下载前请仔细阅读上面文字预览以及下方图片预览。图片预览是什么样的，下载的文档就是什么样的。