最全采油工程+采气工程PPT演示幻灯片

,采油工程,油田开发总体方案一般采油工艺和增产措施先进采油技术石油开发中的几个问题开采技术发展展望,目录,开发总体方案是在油田评价研究（或称开发可行性研究）的基础上进行的。而油田评价研究是由地质和油藏工程人员，在评价并取得足够资料的基础上，进行综合研究的结果。主要内容地质、储量、油藏开发研究、油藏模拟和产量预测等。在开发评价研究的同时，有关工程人员也对开发工程进行概念研究。,编制开发总体方案,编制开发总体方案,油田开发应遵守的原则方案的基本内容方案编制,编制开发总体方案,油田开发应遵守的原则、在油田地质和油藏允许的条件下，力争高速地开发油田。、要充分利用天然资源，保证油田获得较高的采收率和较长的稳产期。3、具有最好的经济效益，也就是用最少的人力、物力和财力，采出最多的原油。4、尽可能采用符合油田特点的先进技术和设备。,编制开发总体方案,方案的基本内容1、概况：包括自然地理条件，区域地质背景，油田勘探及评价程度。2、油田地质特征：包括构造特征，地层程序和油层对比，储层特征，压力和温度系统，原始驱动能量及驱动类型。3、储量计算：包括储量计算方法，主要参数的确定，储量计算的分级、结果及评价。4、油藏工程：包括开发方式，层系划分，井网布署，采油速度分析，采用油藏数值模拟，对不同方案进行产量预测，并优选出最佳方案。5、钻井、完井：包括直井、定向井、水平井的钻井技术和井身结构，完井方式及完井管柱。,编制开发总体方案,方案的基本内容6、采油工艺：包括人工举升采油方式的选择，以及相应的技术设备。7、地面工程：包括油气集输和储运系统、注水系统、供水、供电、通讯、道路工程等。如果是海上油田，还应包括海上平台、单点系泊(生产储油轮的海上系泊点)及生产储油轮的设计。8、经济分析：包括勘探、开发投资估算，油、气单位成本，价格预测，不同方案经济评价结果及最佳经济效益方案。9、安全环保：包括生产安全措施，对污油、污水的环保要求、排放标准和处理措施。,编制开发总体方案,方案编制1、地质油藏部分2、工程设计3、经济分析勘探投资：包括探井、评价井费用，地震费用，以及勘探期间评价研究费用等。开发投资：包括开发前期研究费用，钻井、测井、完井和采油齐备费用，以及地面工程建设费用。生产操作费：包括生产过程中的修井、检泵及其他井下作业费用，设备维修及材料消耗费用，保险费及人员费用，都应分年作出预测。油气产量销售收入：按方案所预测的分年油气产量和分年油气价格预测，测算出分年销售收入。,油田开发总体方案一般采油工艺和增产措施先进采油技术石油开发中的几个问题开采技术发展展望,目录,一般采油工艺和增产措施,一采二采增产措施,1、采油方法采油方法是指将流入井底的原油采到地面所采用的工艺方法和方式。,2、采油方法分类,人工举升采油,自喷采油,采油方法分类,人工给井筒流体增加能量将井底原油举升至地面的采油方式。,利用油层自身能量将原油举升到地面的采油方式。,采油方法,自喷采油,1、自喷采油的定义,利用油层本身的能量将油举升到地面的方式。,2、自喷采油的特点,井筒和地面设备简单。,油井自喷的条件、产量,取决于地层中的石油所具有的能量是否大于自喷井中流动过程的能量损失之和。,地层能量与能量损失之和的差值越大，产量越大,一、油井流入动态：,（1）从油层到井底的地下渗流；（2）从井底到井口的垂直管流；（3）经油嘴流出井口的嘴流；（4）通过井口地面出油管线流至集油站分离器的水平管流。,自喷采油,1、自喷井生成过程中，原油流至地面分离器一般要经过四个流动过程：,油井生产中可能出现的流型自下而上依次为：纯油(液)流、泡流、段塞流、环流和雾流。实际上，在同一口井内，一般不会出现完整的流型变化。,油气沿井筒喷出时的流型变化示意图纯油流；泡流；段塞流；环流；雾流,自喷采油,人工举升采油：气举采油有杆泵采油无杆泵采油,气举采油,必须有足够的气源；需要压缩机组和地面高压气管线，地面设备系统复杂；一次性投资较大；系统效率较低。,利用从地面向井筒注入高压气体,将原油举升至地面的一种人工举升方式。,气举定义：,优点：,井口和井下设备比较简单,缺点：,高产量的深井；气油(液)比高的油井；定向井和水平井等。,适用条件：,一、气举采油原理,依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流到井内的原油举升到地面。,气举采油,向井筒周期性地注入气体，推动停注期间在井筒内聚集的油层流体段塞升至地面，从而排出井中液体。,气举分类,连续气举,将高压气体连续地注入井内，排出井筒中液体。,间歇气举,适用条件：供液能力较好、产量较高的油井。,适用条件：油层供给能力差，产量低的油井。,气举采油,a停产时；b环形液面到达管鞋；c气体进入油管,连续气举间歇气举,气举采油,一、抽油装置,其它附件,有杆泵采油,抽油机是有杆深井泵采油的主要地面设备，它将电能转化为机械能，包括游梁式抽油机和无游梁式抽油机两种。,1、抽油机,有杆泵采油,工作时，动力设备将高速旋转运动通过减速箱传递给曲柄，带动曲柄作低速旋转；曲柄通过连杆带动游梁作上下摆动；挂在驴头上的悬绳器通过抽油杆带动井下深井泵作上下往复运动，把油抽到地面。,工作原理,有杆泵采油,2、抽油泵,工作筒(外筒和衬套)柱塞游动凡尔(排出阀)固定凡尔(吸入阀),主要组成,抽油泵是将机械能转化为流体压能的设备。,柱塞,游动凡尔,工作筒,固定凡尔,有杆泵采油,电潜泵采油系统示意图,电潜泵,无杆泵采油,电潜泵它是将电动机和泵一起下入油井内液面以下进行抽油的井下采油设备。地面电源通过变压器、控制屏和潜油电缆将电能输送给井下潜油电机，使电机带动多级离心泵旋转，将电能转换为机械能，把油井中的井液举升到地面。,无杆泵采油,机械采油配套工艺技术,抽油生产系统优化设计技术,分层采油工艺管柱及配套井下工具,分层注水工艺管柱及配套井下工具,特种抽油泵系列,链条式抽油机系列,机械采油配套工艺技术,1、抽油生产系统优化设计,采用节点分析方法对生产系统进行综合分析建立了一套完整的优化设计数学模型形成了一套生产系统优化设计软件适用于直井、水平井、侧钻井生产系统的设计和测试,自喷井生产管柱及配套技术有杆泵生产管柱及配套技术电泵生产管柱及配套技术实现分层生产及分层测试分层酸化压裂工艺管柱及配套工具各类井下工具，满足不同生产工艺要求,2、分层采油工艺管柱及配套井下工具,3、分层注水工艺管柱及配套井下工具,实现分层多级注水实现分层测试及调配各类注水井工具、满足不同注水工艺要求,4、特种抽油泵系列,长柱塞式防砂抽油泵解决常规泵经常发生砂卡、砂磨、砂埋和腐蚀的问题油井免修期延长2.3倍，平均泵效提高8.1%串联式抽稠泵运用浸入式进油原理，并同液力反馈相结合用于稠油、高凝油井开采等径柱塞抽油泵采用等径刮砂柱塞结构，提高泵效和工作寿命,5、链条式抽油机系列,长冲程、大负荷、工作稳定可靠，节能显著适用于深抽、稠油、高凝油开采获国家发明二等奖取得中国发明、实用新型和美国专利,增产措施：水力压裂酸化酸化压裂,针对各种油藏井深、层系多、岩性差异大的特点，目前常用的有水基压裂液、油基压裂液系列，同时开发了薄油层压裂、深井限流压裂、酸压裂、裂缝及地应力测试等工艺技术，提高了工艺措施的有效率和成功率。,压裂酸化配套工艺技术,压裂改造工艺技术,限流压裂工艺技术,分层压裂工艺技术,转向压裂技术,端部脱砂压裂技术,疏松砂岩压裂增产技术,稠油油层压裂技术,低压油气藏压后增能助排技术,一、什么是压裂？,用压力将地层压开一条或几条水平的或垂直的裂缝，并用支撑剂将裂缝支撑起来，减小油、气、水的流动阻力，沟通油、气、水的流动通道，从而达到增产增注的效果。,水力压裂,水力压裂增产增注的原理:,（1）由于压裂在井底附近形成了具有一定规模高导流能力的裂缝，改善了油层的导流能力，从而降低井底附近地层中流体的渗流阻力;,（2）改变了流体的渗流状态，由径向流变成双线性流（地层线性流向裂缝，裂缝内流体线性流入井筒），消除了径向节流损失，大大降低了能量消耗。,水力压裂,支撑剂的类型：,按其力学性质分为两大类：,脆性支撑剂,如石英砂、玻璃球等,特点是硬度大，变形小，在高闭合压力下易破碎,韧性支撑剂,如核桃壳、铝球等,特点是变形大，承压面积大，在高闭合压力下不易破碎,目前矿场上常用的支撑剂有两种：一是天然砂；二是人造支撑剂（陶粒）。,水力压裂,水力压裂施工现场,水力压裂施工现场,水力压裂施工现场,油层酸化处理是利用酸液能溶解岩石中所含盐类物质（岩石胶结物或地层孔隙(裂缝)内堵塞物等）的特性，扩大近井地带油层的孔隙度，提高地层渗透率，改善油、气流动状况，以增加油气产量的一种增产措施。,酸化,酸压与水力压裂相比：,相同点：（基本原理和目的均相同）,不同点：实现其导流性的方式不同,目标均是为了产生有足够长度和导流能力的裂缝，减少油气水渗流阻力。,水力压裂：裂缝内的支撑剂阻止停泵后裂缝闭合；酸压：一般不适用支撑剂，而是依靠酸液对裂缝壁面的不均匀溶蚀产生一定的导流能力。,酸化压裂,油田开发总体方案一般采油工艺和增产措施先进采油技术石油开发中的几个问题开采技术发展展望,目录,先进采油技术,提高采收率技术：化学驱油法混相驱油法热力采油法微生物采油法,概论,随着我国经济的快速发展，对石油的需求迅速增长，预计2020年，我国的石油最大需求将达4.5亿吨，但是我们最大产量仅为2.01亿吨。因此，我们必须增加原油的可采储量。主要途径有：,第一增加地质储量。就是发现新油田、老油田扩边、扩层。这对我国石油工业而言，潜力越来越小。第二提高原油采收率。注水开发的油田，其原油采收率通常只有20%40%；因此，提高原油采收率，对我国各油田潜力非常大。,目前，世界上已经开发的油气田，其采收率高的已超过70%，低的不足10%。我国东部油田平均采收率为30%，尚有2/3的原油滞留在地下没有被开采出来。巨大的待开发的油气资源！,提高采收率,包括：聚合物驱、活性剂驱、碱驱和复合驱。,原理,一、化学驱油法,通过向油藏注入化学剂，以改善流体和岩石间的物化特征，如降低界面张力、改善流度比等，从而提高原油采收率。,按照使用的混相注入剂，分为：烃类混相驱、非烃类混相驱,驱油机理：气体与原油之间建立混相带，消除界面张力，提高驱油效率。,混相驱：指向油藏中注入一种能与原油在地层条件下完全或部分混相的流体驱替原油的开发方法。,二、混相驱油法,烃类混相驱,高压干气驱油,液化石油气驱,富气驱油,非烃类混相驱,CO2驱油,N2驱油,热力采油是指向油层注入热流体或使油层就地发生燃烧形成移动热流，主要依靠热能降低原油粘度，以增加原油流动能力的采油方法。,三、热力采油法,热力采油法主要用于对付稠油（地层温度下脱气油粘度大于10000mPa.s或相对密度大于0.95的原油）的开采，但也可以用于开采稀油。,热力采油工艺可分为两类：,注热流体法蒸汽,油层就地燃烧法,1、注热流体法蒸汽,注蒸汽采油是以水蒸气为介质，把地面产生的热注入油层的一种热力采油方法。分为：蒸汽吞吐和蒸汽驱两种。,在一口井完成注蒸汽、焖井、开井生产三个连续过程。从注蒸汽开始到油井不能生产为止，即完成一个过程，称为一个周期。根据油藏实际情况，可吞吐若干个周期。,蒸汽吞吐过程,三、热力采油法,火烧油层：采用适当的井网，将氧气或空气注入井中并用点火器将油层点燃，燃烧前缘的高温不断使原油蒸馏、裂解、并驱替原油到生产井。,2、火烧油层,火烧油层燃烧过程示意图,三、热力采油法,四、微生物采油,微生物采油（MicrobialEnhancedOilRecoveryMEOR）通过有选择地向油层注入微生物基液和营养液，使得微生物就地繁殖生长，其代谢产物与原油产生物化作用。产生气体或活性物质，可以降低油水界面张力，以提高石油采收率的方法。,四、微生物采油,驱油机理：,产生表面活性剂，降低油水界面张力，并乳化原油，改变岩石对原油的相对渗透率。(2)产生各种气体（CH4、H2、CO2、H2S等）溶于石油，从而降低原油粘度。(3)产生有机酸酮类、醇类等有机溶剂，降低界面张力。(4)产生分解酶类，裂解重质烃和石腊组分，改善原油流动性，降低地层渗流阻力。,存在问题,微生物吃石油，据报道世界原油储量的10%损失于微生物吃油；筛选高效分解原油各组分的细菌；微生物堵塞油层；其它问题：细菌地下新陈代谢的活性问题；注入菌与固有细菌的竞争问题；如何抑制不期望细菌的过度繁殖问题。,四、微生物采油,我国提高采收率技术的发展概况,聚合物技术发展目前：大庆油田聚合物驱产量已超过1000104t/y，已成为世界上聚合物驱规模最大、增产效果最好的国家。化学复合驱技术发展自“七五”以来，我国在化学驱方面取得了长足的发展，目前我国的化学驱不论理论研究水平、应用规模、年增产原油量、技术配套等方面，均属国际领先。预计2010年化学驱增产油量占全国陆上油田总产量的15%。,防砂技术研究中心针对不同油藏类型、地层砂特性，研究开发了多种防砂工艺技术，主要有：,油气井防砂工艺技术,低渗透油田整体改造开发配套技术,油藏精细描述,应力优化匹配注采井网与地,地层能量保持,整体压裂改造,储层保护技术,供采平衡开采,深抽优化设计压裂油井流入特征,水力压裂油藏模拟水力压裂设计技术整体改造方案优化设计,地应力测量及应用天然裂缝数值模拟压裂完井与管柱保护,压裂液优化储层敏感性试验,稠油开采工艺技术,1、蒸汽吞吐采油工艺技术,油和水,顶部热损失,注入井,生产井,热油带,冷油带,油层,热量,蒸汽,蒸汽,2、蒸汽驱采油工艺,3、火烧油层驱油工艺,生产井,注入井,已燃区,燃烧前缘,结焦区,蒸汽区,富油区,原始油区,火烧驱油技术研究成果,室内研究,工艺配套,油藏地质,数值模拟,点火工艺,监测工艺,注气工程,采油工艺,物理模拟,4、高效井筒隔热技术,研制出高真空和防氢害隔热油管，视导热系数0.008w/（m.）。,5、热采动态测试技术,适合浅海开发的六套工艺技术：油井自喷采油工艺技术螺杆泵采油工艺技术电泵采油工艺技术防砂工艺技术油井毛细管测压技术油层保护技术,浅海采油工艺技术,针对不同类型油藏的不同开发阶段，通过科技攻关，研究并形成了适合不同油藏的堵调工艺方法和堵调剂系列。已。,堵水调剖工艺技术,针对高含水、油层非均质性严重等油藏特征，自“八五”以来，重点开展了注交联聚合物驱油、SMD溶胶驱油技术研究，完成了交联聚合物调驱工程设计数模软件应用研究、交联机理研究等，并在胜利油田六个试验区上应用，累计技术增油40余万吨。,三次采油技术,主要化学驱方法的经济潜力,“九五”以来，通过攻关，已形成了系列配套技术：菌液筛选、性能评价和生产细菌作用机理模拟实验微生物单井处理技术微生物驱油技术外排含油污水生化处理技术,微生物采油技术,发展微生物技术的关键有以下几点,目前微生物的研究方法不规范，应区分微生物驱油，注发酵液和吞吐等方法的差别真正的微生物驱是利用能够在地下以石油饱和烃为营养源发酵的细菌在油藏深部在代谢，驱油过程目前发酵液注入的做法是一种生物表面活性剂驱，如果对发酵液进行适当的复配，可以提高驱油效率大规模的微生物驱油技术需要微生物工程技术支持,油田开发总体方案一般采油工艺和增产措施先进采油技术石油开发中的几个问题开采技术发展展望,目录,石油开发中的几个问题,开发层系划分井网的部署油气层保护技术提高采收率,开发层系划分,如何合理地划分开发层系，是影响油田开发效果的一个重要问题。一个油田的油层，很少是均质单一的，我国是以陆相沉积的油田为主，其特点是油层层数多，油层的岩性及物性变化大，分布很不均匀，如果笼统地用一套井网开采，有的油层无法出油。如果对所有油层同时注水，高渗透油层进水多，油层压力显著上升，且产量高，见水早；低渗透油层情况与此相反。反映在一口油井中，高渗透油层明显干扰低渗透油层出油，油井产量递减很快。,开发层系划分,为了充分发挥每一个油层的作用，常把一些性质相近的油层组合在一起，采用适当的注水方式、井网和工作制度、分别开发。用同一套井网同时开发的若干油层的组合称之为一个开发层系。在组合开发油层开发时，要注意层系间有良好的隔层，以免在注水开发时层系间发生水串；一个层系应有一定数量的储量，以保证油井一定的生产年限，提高井网的利用率，还应考虑到现有的开采工艺水平，一般在组合层系时，不宜划分过细。,井网的部署,井网的部署，就是在一定含油面积上，布置多少进中，以多大的井距钻井采油，即一口采油井所控制的面积，通常用公顷/井，平方公里/井表示。若一口井控制面积大，就说明井网稀；若一口井控制面积小，则说明井网密。从世界情况看，井网总的发展趋势是由密向稀发展。我国采用的油井井距，大多数是5001000米之间。在部署油田开发井网时，首先要考虑满足开发设计对采油速度的要求。大面积连通、渗透率高、产能高的油藏可采用较稀井网。连通差、渗透率低、稠油油藏一般采用较密井网。,根据油气藏储层岩性、物性、流体性质及渗流特征的不同,对中、低渗透油藏、高渗疏松砂岩油藏、强水敏油藏以及稠油油藏进行储层伤害机理与评价技术研究，形成了油气层配套保护技术。油气层敏感性评价及伤害诊断技术防膨稳定技术屏蔽暂堵技术保护油层入井液技术油气层解堵技术,油气层保护技术,提高采收率,目前国外、国内都采取各种方法进行强化开采。强化采油的原理是：向储油层注入一种气体或液体，经过几年以后，这种气体或液体，把石油冲出岩石的细小缝隙，并能与原油相混合，使之更易于流动。,提高采收率,目前最有前途的强化开采方法：混合相驱油提高采收率这种方法是向储油层注入一种气体，气体溶入石油，使油量增加，并驱使石油流向生产井。注入水中添加化学药剂以提高采收率化学剂在井下，起类似于肥皂的作用，把石油从孔隙中驱替出来。有的把高分子聚合物加到注入水中，增加水的粘度，从而挤出更多的石油。热力驱油以提高采收率热力的作用，是使石油粘度降低更加易于流动，冷凝水蒸气可以把石油驱向油井(这种方法主要适用于重油和稠油，而且一般只用于浅层油田)。另外还有向油层注入空气，使一部分石油点燃，产生气体膨胀，驱使原油流向采油井。,提高采收率技术可增加11.8亿吨可采储量,油田开发总体方案一般采油工艺和增产措施先进采油技术石油开发中的几个问题开采技术发展展望,目录,开采技术发展展望,油气田开采面临的课题,如何将每年新发现的各种不同类型的油田，更为有效地开发好。对于已经进入高含水期的一批老油田，如何进一步作好调整挖潜、控水稳油工作和提高油田采收率。对于埋藏较深的特稠稠油油田和低产、低渗透率油田，如何进一步开发动用其资源。对于一批已经探明但尚未开发的气田，如何高水平、高效益地进行开发。,开采技术发展展望,油气田开采技术发展方向,提高新油田的数值模拟预测技术。提高老油田调整挖潜和控水稳油的工作水平。研究提高采收率的新技术和新方法。发展稠油热采技术和开发低渗透油田的技术。发展完井和采油新工艺、新技术。,采气工程,绪论,从广义的定义来说，天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。,人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指在不同的地质条件下生成、运移，并以一定压力聚集在地下构造中的可燃性气体。,绪论,一、天然气的重要性二、世界天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展,一、天然气的重要性,一、天然气的重要性,天然气是一种清洁、高效的燃料，环境保护日益上升到各国政府政治议事日程上的首要地位。天然气使用方便，能最低限度处理和贮存。在各国城市化发展中，城市气化水平不断提高。各国实行能源供应的多元化，并日益放宽对天然气市场的管制。各国产业结构、经济结构的调整和变化会大大刺激对天然气的需求量。,1、天然气在目前世界能源中的地位,2、天然气将成为21世纪的主要能源,天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源发展的潮流,19世纪煤炭为主要能源,20世纪石油替代煤炭成为世界第一能源,21世纪天然气将是主要能源,2010年，全球一次能源消耗总量为120亿吨当量，其中煤炭占29.6%，石油占33.6%，天然气占23.8%。,世界能源发展的总趋势是向低碳化方向发展，最终向无碳化发展,根据国际燃气联盟预测，未来在更注重环保的情况下，2030年天然气在世界一次能源结构中所占的比例将上升到28%，按照消费量年均1.7%的增长速度，天然气最迟将在本世纪上半叶超过石油，成为全球第一大能源。,一、天然气的重要性,绪论,一、天然气的重要性二、世界天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展,1、世界天然气资源量分析（总体储量情况）,二、世界天然气的现状及发展趋势,2、世界天然气供需关系(产量、消费分布),金融危机后，全球天然气消费稳步上升。世界天然气市场供应过剩的格局已经改变，供需基本平衡。,来源：BP世界能源统计2013,二、世界天然气的现状及发展趋势,3、世界天然气消费结构,世界各国天然气消费主要用于城市、工业和发电。天然气消费结构取决于各国的资源可得性、经济结构以及与可替代能源的竞争水平等因素。,消费结构均衡,以工业为主,以城市用气为主,以发电为主,二、世界天然气的现状及发展趋势,4、天然气贸易,贸易量：1033.4万亿立方米管道气：705.5LNG：327.9,来源：BP世界能源统计2013,二、世界天然气的现状及发展趋势,绪论,一、天然气的重要性二、世界天然气的发展趋势三、我国天然气工业的现状及发展,三、我国天然气工业的现状及发展,1、我国天然气资源概况,远景资源量,56万亿方,可采储量,22万亿方,九大盆地,45万亿方,81%,三、我国天然气工业的现状及发展,1、我国天然气资源概况,地质储量,36.81万亿方,可采储量,10.87万亿方,三、我国天然气工业的现状及发展,1、我国天然气资源概况,专家预测可采资源量：25万亿方,三、我国天然气工业的现状及发展,2、我国天然气供求关系,Production,1998233亿方,20121072亿方（年均增长25%）,Consumption,1998203亿方,20121438亿方（年均增长43%）,季节性,地域性,三、我国天然气工业的现状及发展,3、我国天然气消费结构,从我国近20年来天然气消费结构中可以看到，工业占比最大，但有逐渐下降的趋势，生活消费、交通运输逐渐成为天然气消费的重点。,三、我国天然气工业的现状及发展,4、我国天然气消费区域,1,2,3,8,4,5,6,7,30个省市,八大消费区域,最大消费省份四川超过110亿方,三、我国天然气工业的现状及发展,5、集输管网情况,1,2,3,8,4,5,6,7,三类区域性管网,环形管网川渝地区连接成都、重庆等地、市放射形管网：陕甘宁气区，包括陕京长输管线、靖边西安、靖边银川输气管线等油田区域性管网，如：塔中轮南等,在役管线长度4万多公里,三、我国天然气工业的现状及发展,5、LNG接收站概况,三、我国天然气工业的现状及发展,6、储气库概况,呼图壁,天然气供应能力将持续快速增长，供气来源向多元化发展,我国天然气消费量需求强劲,天然气基础设施不断完善,天然气利用领域不断拓展,十二五期间鼓励以气代油，将天然气在能源结构中的比重由4%提高到8%,输气管线、LNG接收站、储气库,改善天然气消费结构，提高天然气利用率,7、我国的天然气发展趋势,三、我国天然气工业的现状及发展,8、我国天然气开发技术发展现状,我国天然气开发所需技术,三、我国天然气工业的现状及发展,8、我国天然气开发技术发展现状,我国天然气开发技术特点总结,我国气田、凝析气田开发特点,中小型气田居多：南海西部、塔里木、陕甘宁气田埋藏深：30006000m之间，深层气藏开发占主导地位天然气储层多属于中、低渗储层：储层非均质明显，孔隙度低自然产能低：要达到经济、有效地开发，必须进行气层改造,这一问题在四川气田尤为突出，据已投入的73个气田不完全统计，水驱气田占总数的85%，出水井数在44%以上,水驱气藏占相当比例,凝析气藏独具特色,三、我国天然气工业的现状及发展,第一章天然气的性质,天然气在各种压力和温度下的物性参数(例如密度、压缩系数、粘度等)是气藏工程和采气工程所必需的基本数据。天然气的性质，即可以从实验室直接由实验确定，也可以根据已知气体的化学组分预测。后一种情况中，这些性质是根据气体中单组分的物理性质和物理定律，按照混合法则进行计算的。,第一章天然气的性质,一、天然气的组成与分类,天然气：（烃类、非烃类）,1、天然气的组成,Naturalgas：指自然生成在一定压力、温度下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的可燃性气体，其主要成分为甲烷与少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮气、氢气、二氧化碳、硫化氢与水蒸气等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。Hydrocarbon：CnH2n+2C1(7098%)、C2(90%，C2-C4少，C5+甚微，g0.5-0.6,酸性天然气：S20mg/Sm3,贫气：C3+100cm3/m3,凝析气藏气：地层原始状态呈气态，开发过程中，当地层压力低于露点压力时有液烃析出，C160-90%，C5+较高，g0.7-0.9,油田伴生气：地下与原油共存，伴随原油产出，C11,净气：S1，真实气体比理想气体难压缩，体积更大Z1，实际气体比理想气体易压缩，体积较理想气体小Z=1，实际气体接近理想气体仅当p很低，T较高时，可认为Z=1，相当于理想气体,二、天然气常用参数计算,5、天然气偏差因子,偏差系数的确定,实验测定法,特点：可靠，但周期长，成本高，不适用于一般工程上的计算。,查图版法,Standing-Katz图版,特点：查图较简单，在大多数工程上满足工程要求，在油田上用得较广。,0Ppr15,0Tpr3,查图版法确定偏差系数的步骤,对天然气混合物，工程上常应用拟对比压力Ppr和拟对比温度Tpr表示，将混合气体视为“纯”气体，利用对应状态原理，就可求得Z值。,确定偏差系数的步骤：A、根据已知天然气的组成或相对密度求拟临界温度、拟临界压力B、如含有非烃H2S、CO2，对拟临界温度和拟临界压力进行校正C、根据给定的温度、压力，计算拟对比温度和拟对比压力D、查图版，求得偏差系数,对于非烃如H2S、CO2含量较高时，应对Tpc和ppc校正，校正后的拟临界温度和压力：,对干气:,对凝析气:,二、天然气常用参数计算,5、天然气偏差因子,偏差系数的确定,计算法,Gopal方法、H-Y(Hall-Yarborough)方法DPR(Dranchuk-Purvis-Robison)方法DAK(Dranchuk-Abu-Kassem)方法等这些经验公式选用的状态方程不同，计算结果也有差异H-Y方法被认为是最精确的计算方法之一,二、天然气常用参数计算,6、体积系数,定义：相同数量的天然气在地层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比，用符号Bg表示,两个特定状态，与过程无关单位：m3sm3g,psc=0.101325,Tsc=293.15,二、天然气常用参数计算,7、天然气粘度,定义：天然气内摩擦阻力的量度，单位面积上的剪切力与垂直流动方向上的速度梯度成正比，比例系数即为流体的粘度。,绝对粘度（动力粘度）Pa.s,流体的粘度也可以用运动粘度表示,二、天然气常用参数计算,7、天然气粘度,影响因素分析,低压条件下气体的粘度随温度的增加而增加气体的粘度随气体分子量的增大而减小低压范围内，气体的粘度几乎与压力无关,高压条件下气体的粘度随温度的增加而减小气体的粘度随气体分子量的增大而增大气体的粘度随压力的增大而增大,二、天然气常用参数计算,7、天然气粘度,确定方法,CarrKobayshipwf点法实测井底流压，MPa;pD无因次压力，其定义为：,第三节、气井产能试井工艺,常见产能曲线类型,第三节、气井产能试井工艺,第三节、气井产能试井工艺,第三节、气井产能试井工艺,第三节、气井产能试井工艺,第四章气井产能,第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程,第四节、完井方式对气流入井的影响,钻井打开地层，产气层段的井底结构称为完井方式,气井完井方式的选择取决于气层的地质情况、钻井技术水平和采气工艺的需要气井完井技术比油井的要求高、难度也大基本的完井方式有四种：裸眼完井、裸眼-砾石填充完井、射孔完井、射孔-砾石填充完井完井方式对气流入井的影响主要是完井方式本身产生的各种附加阻力，方程仍可用二项式表示,第四节、完井方式对气流入井的影响,对于可压缩的气体，在平面径向稳定渗流时，压力分布为：,由图可见，从井壁至供给边缘，其压力分布也是一个漏斗曲面，但与液体比较，其压力损失集中在井底附近的现象更为显著。如上述同样条件，但在离井壁2m时，压力损失即为全程的一半。,第四节、完井方式对气流入井的影响,1、裸眼完井,用途：碳酸盐岩和坚硬砂岩气层,第四节、完井方式对气流入井的影响,Sd是本地区现有技术下DST测得的值。,Rd可根据下表确定,Kd可以根据上述关系式反算,若无资料可借鉴，建议采用rd=rw+0.3048,第四节、完井方式对气流入井的影响,2、裸眼砾石填充完井,气层,SPS-双层筛管外地层自然充填砂层表皮系数，实测或估计,KS-双层筛管外地层自然充填砂层渗透率,实测,估计,第四节、完井方式对气流入井的影响,rS1-双层筛管外筛管外径，m；,rS2-双层筛管内筛管内径，m；,双层筛管尺寸的确定,第四节、完井方式对气流入井的影响,3、射孔完井,多层气藏的分层开采、分层压裂、分层酸化、砂岩,Sp反映流线向孔眼汇集影响的系数；SPf总的射孔表皮系数,SPf=Sc+Sdp;Sc射孔几何表皮系数，Sc=Sh+Sv+Swh;Sdp压实损害的表皮系数。,第四节、完井方式对气流入井的影响,径向表皮系数Sh,式中，rw-井眼半径，m；rwe-有效井眼半径，m；Lp-子弹射穿长度,系数根据相位角确定,Sc=Sh+Sv+Swh,第四节、完井方式对气流入井的影响,垂向表皮系数Sv,Sc=Sh+Sv+Swh,hd-无因次孔眼间距,Den-射孔密度，孔/米,rpd-无因次孔眼半径,rp-孔眼半径，m；hperf-孔眼间距，1/Den,式中的系数a，b分别为,第四节、完井方式对气流入井的影响,井眼表皮系数Swh,Sc=Sh+Sv+Swh,rwd-无因次井眼半径，即,C1、C2由相位角确定,第四节、完井方式对气流入井的影响,3、射孔-砾石填充完井,高渗透、胶结疏松的地层，防塌、防砂。砾石尺寸是关键。出砂危害。,第四章气井产能,第一节、气井产能理论公式第二节、气井产能经验方程第三节、气井产能试井第四节、完井方式对气流入井的影响第五节、水平气井产能方程,第五节、水平气井产能方程,1、不考虑水平井筒压降的产能方程,水平井在稳定生产条件下，流体在地层内的渗流场、等势面是以井的两个端点为焦点的旋转椭球面。椭球供给边界水平井泄油面积在水平面上为一椭圆，在井筒附近的也同样是一椭圆,只不过该椭圆是一个极扁的椭圆，在井筒附近可视为径向流。,第五节、水平气井产能方程,第五节、水平气井产能方程,影响因素分析,储层各向异性,随着各向异性比的增加，水平气井产能降低，这是由于在水平渗透率不变的情况下，随渗透率各向异性比的增加，气藏垂向渗透率减小，从而导致垂直方向渗流阻力增大，使得水平气井的产能降低。,第五节、水平气井产能方程,水平渗透率,水平渗透率与无阻流量近似呈直线关系，水平渗透率越大，气井无阻流量越大。,第五节、水平气井产能方程,地层厚度,在一定参数条件下，地层厚度存在一个最佳值，渗透率各向异性比越大，达到最大无阻流量的地层厚度越小。,=3.16,=10,第五节、水平气井产能方程,水平段长度,随着水平井段长度的增加，水平气井的产能增大,气藏,2、考虑水平井筒压降的产能方程,第五节、水平气井产能方程,第五章气井井筒和地面管流动动态预测,气体通过油管和油嘴的流动是气井生产系统中的重要流动过程。热力学第一定律、能量守恒方程，是分析气井系统中单相气体管流和气液两相管流规律的基础。本章重点介绍干气井井底静压、流压、嘴流计算以及存在液相时井底流压的校正。,基础知识,1、基本方程,将气相管流考虑为稳定的一维问题。在管流中取一控制体（如图示），以管子轴线为坐标轴z，规定坐标轴正向与流向一致。定义管斜角为坐标轴z与水平方向的夹角。,基础知识,连续性方程,假设无流体通过管壁流出和流入，由质量守恒得连续性方程,即G=vA=常数上式表示任意管子截面z上气体质量流量均保持不变。式中气体密度，kg/m3；v气体流速，m/s；A管子流通截面积，m2；D管子内径，m；G气体质量流量，kg/s；v流过单位截面积的气体质量流量，kg/(m2s)。对于等径油管，v为常数。,基础知识,动量方程方程,作用于控制体的外力应等于流体的动量变化：,作用于控制体的外力Fz包括：质量力（重力）沿z轴的分力gAdzsin压力pA(p+dp)A管壁摩擦阻力（与气体流向相反）wDdzw流体与管壁的摩擦应力(单位面积上的摩擦力)，Pa；D控制体的周界长，m；p压力，Pa；g重力加速度=9.81m/s2；管斜角，度。,基础知识,动量方程即为压力梯度方程,上式总压降梯度可用下式表示为三个分量之和，即重力、摩阻、动能压降梯度(分别用下标g、f和a表示）。其中动能项较前两项甚小，在工程计算中往往可忽略不计。,基础知识,应该强调，坐标轴z的正向与流体流动方向一致。管子的倾角规定为与水平方向的夹角，对于垂直气井=90,sin=1。在气井管流计算时往往是已知地面参数，计算井底静压和流压，习惯上是以井口作为计算起点（z=0），沿井身向下为z的正向，即与气井流动方向相反。此时，压力梯度取“+”号。,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章气井井筒和地面管流动动态预测,第一节、干气井井底压力计算,1、静止气柱的井底压力计算,对于静态气柱，动能和摩擦影响为0，方程可以简化为：,取H沿井轴向下为正，井口时H=0，可以得到,取H沿井轴向上为正，井底时H=0，可以得到：,第一节、干气井井底压力计算,2、流动气柱的井底压力计算,对气体流动，动能损失相对总的能量损失可以忽略不计,vdv=0,讨论垂直管流，,dz=dH,第一节、干气井井底压力计算,3、气体在环形空间流动时的压力计算方法,有效管径（EffectiveDiameter）,对于环形空间流动：,d2-套管内径，m,d1-油管外径，m,第一节、干气井井底压力计算,（1）环形空间的流速及摩阻,环形空间摩阻项,显然,如果选用平均温度和平均压缩系数流动气柱公式，计算环形空间流动时的井底流动压力,第一节、干气井井底压力计算,（2）雷诺数的计算,因牛顿粘滞力与润湿周长有关，故不能直接用deff代入式中计算Re，正确的做法是用下式计算,（3）摩阻计算,在计算摩阻系数f时，Colebrook公式、Jain公式和Chen公式都可以用。诸式中d用代替deff，但Re必须按上式确定。,在气田开采过程中，凝析气、湿气中的重烃和水汽，在油管内会部分冷凝成液相，油管内的流动实为气液两相流。但是，与油井相比较，气液比远远高于油井，流态属雾流，即气相是连续相，液相是分散相。对这类气井，为简化计算，将它视为均匀的单相流，称之为拟单相流。,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章气井井筒和地面管流动动态预测,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,拟单相流在计算油管内的压力分布时，直接借鉴单相气流的解题思路和步骤，对气液比大于1780m3/m3的井，用此法处理的结果是令人满意的。,凝析气井拟单相流井底压力计算高气水比气井拟单相流井底压力计算油水气同采井拟单相流,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,1、凝析气井拟单相流井底压力计算,一般修正方法,（1）气体密度的修正,w-复合气体相对密度；Rg-地面总的生产气油比，m3/m3;M0-凝析油的平均相对分子质量；0-凝析油相对密度；g-凝析气相对密度；qTG-凝析油罐日逸出气量，m3/d；TG-凝析油罐气相对密度,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,一般修正方法,（2）气体压缩系数的修正,再按常规方法确定压缩系数,（3）气体流量的修正,主要是将凝析油折算成标准状态下的气体体积，称为凝析油的相当气相体积，用符号qEG表示，单位是Sm3/m3。,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,相态平衡修正方法,两个以上的相共存，如果长时间宏观上没有任何物质在相际之间传递，就可以认为这些相之间已达到平衡，称这种平衡为相平衡。,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,相态平衡修正方法,在给定凝析气系统总组成的情况下，根据闪蒸计算方法，可求出井筒中在不同压力和温度下的气、液摩尔分数V、L，各组分在气、液相中所占的百分数(yi，xi)以及气、液相的压缩系数(Zv，ZL)。,求出气、液相的相对分子量Mv,ML，再利用气体状态方程即可得到气、凝析油的密度g、o，混合物密度仍采用前面介绍的方法计算。,气体流量的修正,凝析油、气总质量流量为：,凝析油、气的质量流量分数为:,则井筒条件下凝析油、气的质量流量为：,井筒条件下凝析油、气的体积流量为：,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,2、高气水比气井拟单相流井底压力计算,1988年Oden针对高气水比气井计算井底压力的需要，对Cullender和Smith计算方法进行补充，提出了一个更为完善的计算公式，用于含水汽较多的气井计算井底流动压力。,从思路上讲，Oden的想法与推导复合气体相对密度的想法相同。其主要特点是提出了井内流体比容(SpecificVolumeoftheMixture)的概念。,气水比很高，水成分散液滴悬浮于气流中；气、水两相体积可以叠加。,第二节、气液井拟单相流井底压力计算,Vg1m3(标)气体折算到p、T条件下的体积，m3(气)/m3(标)；Vw每生产1m3(标)气体，伴生水的体积，m3(水)/m3(标)；因水的压缩性很小，因p、T的变化引起的体积变化可以忽略；mg1m3(标)气体的质量，kg/m3(标)；mw每生产1m3(标)气体，伴生水的质量。因质量守恒，认为等于水在p、T条件下的质量，kg/m3(标)。,第一节、干气井井底压力计算第二节、气液井拟单相流井底压力计算第三节、气水同产井井底压力计算第四节、气井井筒温度计算第五节、节流装置处的压力、温度变化预测第六节、集输气管流计算,第五章气井井筒和地面管流动动态预测,第三节、气水同产井井底的计算,能量供给和消耗差异流动型态差异流动参数变化压力梯度分布差异,PwhPb单相流PwhPb，PwfPb某一点开始出现两相流PwfPb两相流,单相流与多相流的比较,发生条件：,第三节、气水同产井井底的计算,主要内容,气液两相流特性参数和基本概念气液两相管流的流型气液两相管流压力梯度方程及求解步骤气液两相管流计算方法,第三节、气水同产井井底的计算,1、气液两相管流特性参数和基本概念,滑脱现象,气液混合物上升的垂直或倾斜管中，由于气液密度差异造成气液速度差异，而出现的气体超越液体上升的现象,两相的速度差叫滑脱速度,第三节、气水同产井井底的计算,持液率（真实含液率）,单位管长内液体体积与单位管长容积的比值，持液率实质是指在两相流动的过流段面上，液相面积AL占总过流断面面积A的份额,持气率（空隙率）,HG+HL=1,第三节、气水同产井井底的计算,表观速度,真实速度,定义：假设某相单独充满并流过管子截面的速度。,气、液相在各自所占流通面积上的就地局部速度的平均值,第三节、气水同产井井底的计算,混合物速度或两相速度,滑脱速度,若不存在滑脱现象时，vs=0，则：,两相混合物总体积流量与流通截面的总面积之比,气液相真实速度之差,第三节、气水同产井井底的计算,气液混合物密度,液相密度,微小流段中两相质量与其体积之比,若气井有凝析油和水，则液相密度计算式为：,其中：,第三节、气水同产井井底的计算,2、气液两相管流流型,定义：油气两相混合物中油气的分布状态。,流态不一样，压力计算模型就不一样,垂直管气液两相管流流型,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,纯液流：无气相，管内流动的是均质液体,从井底到井筒压力等于Pb的点之间流体密度最大压力梯度最大压力分布曲线为直线,第三节、气水同产井井底的计算,泡流,特征：,气体是分散相，液体是连续相；总流量不大，流速较低，摩阻小，密度比纯液流低；气体主要影响混合物密度,对摩阻影响不大；滑脱现象严重，滑脱损失最大；压降分布曲线呈上凹型。,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,气体是分散相，液体是连续相；气体体积流量较泡流大,摩阻较泡流大,密度较小,滑脱较小；液相和气相共同决定流动压力梯度；两相流中举升效率最高的流型。,段塞流,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,过渡流(环雾流),液体靠中心气流的摩擦携带作用向上运移；气相、液相均为连续相;体积流量较大,密度小;压降以重力为主过渡为以摩阻为主；总压降比段塞流大，压降曲线呈上凸型。,第三节、气水同产井井底的计算,特征：,雾状流,气体是连续相，液体是分散相；密度很小,滑脱最小，摩阻大,流速很大,压降主要消耗在摩阻上。压降梯度变得更大,压能损失更为严重。,第三节、气水同产井井底的计算,3、气液两相管流压力梯度方程及求解步骤,压力梯度方程,单相流,多相流,第三节、气水同产井井底的计算,3、气液两相管流压力梯度方程及求解步骤,求解方法,迭代法,按压力增量迭代求解,按管段长度