呼图壁气田紫泥泉子储层特征及综合评价

为了搞清紫泥泉子组储层性质 ,进而为呼图壁气田开发评价提供依据 .根据储层岩石矿物组成 ,储层物性变化和储层非均质性特征等 3个方面的研究剖析了紫泥泉子组储层性质 ;并根据储层孔隙发育程度、发育特征、组合类型 ,储层敏感性研究 ,划分出了 4种不同储层类型 .进一步的研究表明 :气层主要分布在 I类储层中 ,储集性能好 ,产能较高 .而在以 III类储层和 IV类储层为主的井区 ,储层厚度变薄 ,物性变差 ,试气未获工业气流 .     

陕北气田天然气液化工艺流程初探

以净化后的陕北气田天然气为原料，对建立一座调峰型液化天然气（ＬＮＧ）装置的工艺流程进行了探讨．文中通过对常用的三种主要制冷方式进行比较，选择带丙烷预冷的膨胀机制冷循环工艺流程，并对该流程进行了初步计算与分析．     

苏里格气田东区上古生界盒8段、山1段物源区分析研究

通过对研究区内大量测试分析资料的综合研究,对鄂尔多斯盆地苏里格气田东区上古生界盒8段、山1段物源区在哪进行深入分析研究,分析了其地质特征、砂岩碎屑组分特征、重矿物组合特征、稀土元素特征等。结果表明,乌拉山西界以东前寒武纪和兴蒙海西褶皱带组成的阴山古陆是苏里格东部地区山西组、盒8沉积时期的物源区。     

大牛地气田低渗储层成因及评价

综合利用岩芯、测井以及各种分析化验资料,运用储层沉积学、岩石学和成岩作用等相关理论,详细总结了大牛地气田致密砂岩储层的成因。研究结果表明,沉积微相在宏观上控制了储层物性的空间分布,成岩作用决定了砂岩内部储集空间特征和储集性能,主要表现在较强的压实作用和胶结作用使砂岩的原生孔隙很少得以保存,而溶蚀作用有条件地改善了储层的储集性能,微裂缝只是在一定程度上改善了砂岩的渗透性,但也加剧了储层的非均质性。在此研究基础上,从沉积相、岩石学特征、成岩作用、孔渗特征等方面优选地质评价参数,在目的层划分出4类储层,其中Ⅰ类高产层主要是河道砂体复合带,其具有自然伽马曲线低值、自然电位曲线显著负异常等测井响应特征,碎屑颗粒粗,储层岩石表现为石英含量高,以残余粒间孔或粒间溶孔为主的特征。     

高酸气田集气站场安全运行管理技术探讨

随着天然气的发展,人们对气田的安全防护工作要求越来越高,加强对气田的安全防护工作分析是当前开发商比较重视的问题之一,因此,本文主要对高酸气田的集气站安全运行管理进行深入的探讨,并对集气站场中的危险进行剖析,最后对其运行管理的技术手段进行分析,并提出改进措施,供大家参考学习。     

气田内设施的安全管理技术探析

气田内设施的安全保证是关系到企业发展前途的重要问题，一旦在气田内发生安全事故，就意味着一场巨大的灾难，它不仅给企业员工带来生命的损伤和财产的损失，而且会给企业的发展带来致命的影响，危及到企业的生存。本文结合实际情况分析了当前气田内系统管道的环境和在使用过程中存在的安全隐患，深入探讨提高气田内设施安全的措施以及较为稳妥的技术方法。     

大牛地气田二次增压时机及增压方案优选

大牛地气田不断开发导致首站集中增压已不能满足气田开发的需要，同时在一期首站集中增压的基础上已经有约40%的气井压力接近管网压力，因此急需采取二次增压集输工艺。通过对气井油压的变化规律分析，确定二次增压的增压时机，并针对气田特点提出4种二次增压集输模式：（1）单井增压方案；（2）集气站分散增压方案；（3）区域集中增压方案；（4）区域集中增压+集气站分散增压方案。并从技术经济角度对4种模式进行对比优选，最终结果表明，区域增压+集气站分散增压方案既能满足管网外输的要求，又能保证经济效益，是二次增压方案中最合理的一种模式。     

复杂山区高含硫气田集输管道完整性管理探索与实践

【目的】××气田处于四川丘陵地带山区，属高含硫化氢、二氧化碳特大型海相气田，高含硫气田地面集输管网随山区地势起伏大，存在弯头多、管道高程差变化大等特点。随着气田气井产液量的增加，集输系统积液、硫沉积加剧，集输管道需加强完整性管理。【方法】借鉴国内外完整性管理理念及管理模式，结合××气田集输管道的实际情况，通过监测、检测、检验等各种方式获取管道信息。【结果】通过制定相应的风险控制对策与效能评价，探索出了适应于××气田酸气管线的完整性管理方法。【结论】本研究为保障××气田集输管道的安全平稳运行提供参考。     

高含H2S气田油套管的腐蚀机理和腐蚀防治技术研究

1立项背景及目的在我国,因H2S／CO2腐蚀而引起的油套管损伤问题已经成为严重制约塔里木、川渝气田、长庆等油田发展的重要因素。而且从近几年勘探开发状况来看,所发现的所有大型天然气田,几乎都含有不同量的H2S。由于油套管的H2S／CO2腐蚀及其防治涉及到油藏、钻井、开发等诸多方面,     

东方1-1气田伴生CO2盐水层埋存可行性研究

通过筛选论证,将位于莺歌海盆地的岭头13-1构造作为盐水层埋存体,用于处置东方1-1气田在海南岛陆上终端分离出的CO2.油藏数值模拟结果表明,CO2年埋存量在10～20万t时,可实现20 a的安全稳定注入.根据矿场条件,采用岛上处理加压、海底管线长距离液态输送、海底井口注入的工艺流程,整个流程中的节点压力低于25MPa;海底管线内径采用0.10 m或0.13 m,注入水平井油管管径采用0.115 m.由于管线费用较大,CO2埋存成本稍高于国外,为211～229元/t,引入碳税将会非常有利于中国CO2埋存工程的开展.