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。     

长岭气田深层火山岩欠平衡水平井钻井完井技术

长岭1号气田位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带的哈尔金构造上。采用欠平衡水平井技术开发存在诸多技术难题，通过技术难点分析，钻井技术攻关及实验应用，应用效果良好，满足了施工要求，降低了钻井综合成本，为深层天然气的高效开发寻求了新途径。     

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.     

普光气田中高密度甲烷包裹体的发现及形成的温度和压力条件

根据包裹体均一温度测定和激光拉曼光谱分析,在普光气田三叠系储层中发现一批高密度甲烷包裹体,其均一温度Th=-117.5~-118.1℃,相对应的密度分别为0.3455～0.3477g/cm3,测定的甲烷包裹体的拉曼散射峰v1位移主要为2911~2910cm?1,也反映甲烷包裹体密度很高.样品中与甲烷包裹体主要共生的盐水包裹体均一温度Th=170~180℃,结合拉曼光谱分析的甲烷包裹体组成,用PVTsim软件模拟高密度甲烷包裹体在地质历史中的捕获压力达153~160MPa以上.观测数据表明,普光气田目前虽然为常压气藏,储层中流体压力在56~65MPa左右,但在白垩纪时期原油裂解气大量产出阶段可能形成高压.高密度甲烷包裹体的发现,为气藏在地质历史中的超压现象提供了重要证据.同时,根据拉曼光谱分析,发现部分高密度甲烷包裹体含少量H2S,CO2和重烃等信息,也揭示了包裹体捕获的地球化学环境可能与H2S的生成有关.甲烷包裹体的观测结果为研究油裂解气藏的压力条件和探讨H2S成因的硫酸盐化学反应(TSR)提供了依据.     

兴城气田火山岩储层储集特征研究

 兴城气田火山岩储层岩性复杂,储集性能迥异。为了比较不同火山岩储集特征,寻找优质储集体,从火山岩储层孔隙成因及演化入手,应用岩心分析测试及镜下鉴定手段,对岩石组构、成岩作用以及储层物性对构造作用的响应3个岩石储集性能的影响因素进行研究,分析对比了兴城气田各类火山岩进行储集性能。分析认为,火山岩储层物性主要受成岩作用的类型及发育程度以及构造作用控制,而岩石组构决定了火山岩所发生的成岩作用类型,也决定了构造作用对储层的改造程度,有利的岩石组构是是形成优质储集体的前提;即岩石组构、成岩作用、构造作用三者影响储集空间的演化,岩石组构是火山岩储层储集性能的主要控制因素;研究区内有利岩石组构储集岩性有火山角砾岩、气孔流纹岩、角砾熔岩;其中,角砾熔岩的岩石组构利于原生孔隙的保存与次生孔隙的发育,储集性能最优,火山角砾岩与流纹岩次之,火山集块岩、凝灰岩、致密流纹岩、低孔流纹岩不易形成有效储集体。     

鄂尔多斯盆地靖边气田砂岩储层成岩作用

 靖边气田二叠系砂岩储层的低孔低渗特征成为严重困扰该区天然气生产的关键问题,为了分析该区储层物性变差的主要原因,提高储层预测精度,本文通过系统的薄片鉴定、压汞、阴极发光、扫描电镜等分析,研究了该区砂岩的成岩作用及其对储集性能的控制作用。研究发现,靖边气田盒8段砂岩主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和石英砂岩,胶结物主要为碳酸盐、高岭石、绿泥石和硅质胶结,碳酸盐胶结物含量对储层物性影响较大;储集空间主要是剩余原生粒间孔、粒间溶孔、粒间溶蚀扩大孔、粒内溶孔、高岭石晶间孔及少量微裂缝,以次生孔隙为主;盒8段砂岩主要为II、III类储集岩,I类储集岩较少。研究认为,沉积微相奠定了储层的物质基础,决定储层的空间展布,而成岩作用改造是储层物性好坏的关键因素,二者共同决定了储层的发育程度。压实作用和胶结作用是储层物性变差的最主要原因,广泛发育的铝硅酸盐矿物溶解对储层物性的改善起关键作用。     

Marcellus页岩气开采的水资源挑战与环境影响

 页岩气作为一种重要的非常规天然气资源,已成为全球油气资源勘探开发的新亮点。美国Marcellus页岩是目前世界上最大的非常规天然气田,地质储量高达42.47万亿m3,最大可开采量约14万亿m3,可供其20余年的天然气消费。然而,2008年以来Marcellus页岩气田的开采,因其消耗了大量的水资源及潜在的环境危害,引发了美国全国性的关于页岩气开采的环境影响大讨论。本文主要以美国Marcellus页岩气田为例,简述其开采现状及其产生的环境问题。针对中国目前正在积极筹划的页岩气资源战略调查和勘探开发战略构想,总结了美国页岩气开发的资源环境效应带来的启示。