采气规范要点(打印A4小册子数份,下发技术员和集气站,袁总要检查)

采气工程技术规范要点1、日产气量为气田实际日产气量可用月产气量与当月日历天数的比值，通常是指井口产量，它表示气田日产水平的一个指标，单位是104m3/d。2、年产量为气田全年实际采出的气量，通常指核实年产量，单位是104m3/a。3、气田井口产气量为从气井或气田（藏）采出的全部气量，包括气井进入管网和就地利用的气量及放空气量。4、年放空量为当年钻井、试气、井下作业、投产及生产过程中放空的气量。5、气井开井指是当月内连续生产24h以上的井定为开井；间歇采气井在1日内生产达到规定时间的定为开井。6、计划关井指由于作业占用、方案实验、方案调整、试井及用户等因素影响，上报主管部门审批并同意关井的气井。7、气井利用率指报告期开气井数与全部投产气井数（扣除计划关井数）之比，用百分数表示。8、天然气商品率指报告期天然气商品量与天然气工业产量之比，用百分数表示。9、天然气生产自用率指报告期内生产自用气量与天然气工业产量之比，用百分数表示。10、天然气损耗率指企业损耗的全部气量与天然气工业产气量之比，用百分数表示。11、天然气净化合格率指达到国家或行业质量规范规定的净化气量与净化总气量之比，用百分数表示。12、采气速度指气田（藏）年采出（井口）气量与已开发探明地质储量之比，它是表示气田开发快慢的一个指标，用百分数表示。13、探明地质储量采气速度指气田（藏）年采出井口气量与探明地质储量之比，用百分数表示。14、可采储量采气速度指气田（藏）年采出井口气量与可采地质储量之比，用百分数表示，它表示目前的生产水平所能达到的采气速度，计算公式为：15、水气比指气井正产生产时，月产每万立方米气量的月产水量，它是表示气田含水高低（出水或水淹的程度）的重要指标。16、递减率指气田（藏）产量开始下降时，对应前一季度的产量减少幅度，用百分数表示、递减率分为自然递减率和综合递减率。17、采出程度（目前采收率）是指气田（藏）在某时间的井口累积产气量与已开发探明地质储量或可采储量之比，用百分比表示。表示从投入开发以来，已经从地下采出的地质储量，是衡量气田开发效果的一个重要指标。18、采收率指在某一经济界限内，在现代工程技术条件下，从地质储量中可采出天然气量的百分数。19、储采比指上年底剩余可采储量与当年井口产量之比。20、稳产年限是指气田达到要求或规定的采气速度后，能维持此水平的年限，也称为稳产时间（稳产期）。它是衡量气田开发水平的一个重要指标。21、开发年限是指气田从投产到开发结束所经历的时间。22、采气报表分为采气日报、采气技术月报、采气技术年报。23、动态分析是研究气藏中流体和压力在储渗空间的横、纵向上及举升过程中随时间变化的情况，由此对气井、气藏的开采得出综合性认识，以便采取相应措施，充分发挥气藏的生产能力，保持高产稳产，从而提高采收率。24、认识气藏的目的是开发好气藏，通过一系列气藏动态监测及动态分析方法认识气藏后，就要针对气藏的特征、流体渗流规律选择合理的开发方式，预测动态可采储量、各项开发指标，并随着气藏的开发逐步加深对气藏的认识，充分利用其自然规律，调整开发策略，使气藏开发达到最大效益。25、气井动态分析资料包括静态资料、动态资料、生产测试资料、工程资料。26、按气藏流体相态特征划分，主要有干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水合物气藏五种类型。27、将天然气组分中含氦量达到0.1%及以上者称为含氦气藏。28、压力系数小于0.9为低压气藏，压力系数0.9到小于1.3为常压气藏，压力系数1.3到小于1.8为高压气藏，压力系数大于或等于1.8为超高压气藏。29、气藏驱动类型总体上分为气驱和水驱两类，可采用物质平衡法进行诊断判别。30、气藏日产动态分析对象包括生产气井、排水井、观测井、气田水回注井，以及全气藏的综合情况。31、流体分析包括分析天然气的组分、相对密度、临界压力、临界温度，分析水的相对密度和离子含量。32、井筒压力和温度分布分析包括根据井筒压力、温度梯度及井底压力、温度测试资料，分析井筒流体分布情况，掌握开发过程中井下压力、温度变化情况，判断是否存在影响生产的异常因素。33、天然气生产测井是指在气井或气田的整个生产寿命期间所进行的诸如套管质量检测、产出剖面测井等。天然气生产井测井按照测井项目分为动态测井、工程测井作业两大类。34、工程测井包括：井下超声电视测井、多臂井径成像测井、电磁探伤测井、电磁测厚测井等。35、动态测井包括产出剖面测井作业。36、试井作业能获取产层参数、评估储层性质、分析气井生产能力、了解增产改造措施效果、掌握气藏动态特征，为进行气藏开发评价、编制气藏开发方案、实施气藏开发跟踪分析和生产调控提供技术依据。37、试井作业任务根据试井分析理论提出测试资料质量要求，优选试井设备，安全、准确地录取气井压力、温度、产量随时间变化关系数据，以及井筒内压力、温度随井深变化关系数据；应用试井理论方法分析实测数据，完成试井解释工作。38、试井作业的井况包括查明井场、井身结构、地面管线、完井、修井、增产措施作业详细情况，以及井的产能、地层产出流体性质概况。39、试井方案设计依据包括提交试井预测模型的参数取值依据、试井方案合理性和可行性论证内容、试井全过程压力变化趋势预测图。根据试井目的明确指出所期待的试井曲线特征反映阶段，计算试井理论曲线，预测所期待特征反映阶段的出现时间。40、在采气、输气管线中，硫化氢腐蚀物与硫磺沉淀易造成管网堵塞和气层损害。同时，硫化氢为剧毒气体，也是强腐蚀性物质，对天然气井场安全构成威胁。41、目前，对天然气中硫化氢的监测方法常用的有4种，它们分别是亚甲蓝法、氧化微库仑法、碘量法、硫化氢快速检测管。42、气体检测管法实际上是将化学分析方法仪器化，化学分析的繁琐步骤已被生产检测管的工业手段所取代，所以它具有化学分析和仪器分析的双重优点。操作简便、分析快速、可信度高、适应性好。43、移动计量：采用车载移动计量撬对单井气、液量分离计量。44、井口加热节流措施：井口使用专用设备对天然气进行加热、节流、分离并外输，以保证气井正常供气。45、放喷：井口连接固定的放喷管线，让井内油气有控制地喷出井外至放喷罐。46、修正等时试井：首先以一个较小的产量开井，生产一段时间后关井相同时间恢复地层压力，再以一个稍大的产量开井生产相同的时间，然后又关井相同时间恢复，如此进行4个工作制度。然后以一个稳定的产量生产一定时间，最后关井进行压力恢复，以此获得气井产能数据和地层参数。47、苏林分类法：将地下水的化学成分与其所处的自然环境条件联系起来，用不同的水型来表示不同的地质环境。48、气田取水样，高压井单井水样半年取1次（间隔时间不低于3个月）；49、气田取水样，中、低压井单井水样根据移动计量、井口加热节流措施、放喷作业、修正等时试井等井口作业情况取样；50、气田取水样，集气站、净化站、CNG站取站内混合产出水，根据自身条件每天站内自检氯根含量一次，每月取样外检1次。51、气田取水样，污水处理站根据工艺流程，分别对源水、预处理水和回注水取样，并根据自身条件每天站内自检水质和主要成分一次，每月取样外检1次。52、气田取水样，取样器材选用聚乙烯水样瓶，气井单井选取容量500mL和5L水样各一瓶，集气站、污水处理站、净化站以及CNG站混合产出水各选取容量5L水样一瓶。53、水样需在一周内派专人专车，运送至水样分析部门，运输过程中应设计运输箱，将每个水样瓶都固定在运输箱内，以防止运输过程中出现损坏，装箱后还应按规定配有合适的标记。54、取样注意事项：（1）含H2S气井取样时，需佩戴便携式H2S检测仪和正压式空气呼吸器，取样后需存放于通风良好处，并在周边放置便携式H2S检测仪；（2）取样前需冲洗各取样处液位计，以防取样时，液位计底部杂质影响取样质量；（3）装入水样后，小瓶水样应按要求加入相应的保存剂，大瓶水样直接封口保存，并及时填写水样标签；（4）取样时应做好现场取样记录（详见附录A），填好水样送检单，核对瓶签；（5）瓶签应包含井区、集气站、井号、开采层位、取样时间。55、为延长单井水样的保存时间，稳定水样中的硫化物等不稳定组分，还应在水样中依次添加各种试剂。56、水样检测内容应包含矿化度、总硬度、钾、钠、钙、镁、氯化物、硫酸根、重碳酸根、碳酸根、硫化物、铁、溴、碘、硼、锶、钡、沉淀物、氢氧根、色度、浊度、嗅和味、pH等至少23项检测项目，pH需现场检测；57、单井水样还需按苏林分类法进行分类；58、集气站、污水处理站、净化站以及CNG站混合产出水需站内使用硝酸银滴定法，自检水样中氯根含量。60、高位发热量：燃料中的水分在燃烧过程结束后，以液态水形式存在时的燃料发热量。天然气总硫：天然气中所有的S离子含量的总和。61、气相色谱法：用气体作为移动相的色谱法。62、氧化微库仑法：采用氧化法把样品引入裂解管反应，被测物转化为可滴定离子，由载气带入滴定池中滴定，测量电解滴定过程中所消耗的电量，依据法拉第定律，计算出样品的总硫含量。63、碘量法：氧化还原滴定法中，应用比较广泛的一种方法，碘可做为氧化剂而被中强的还原剂(如Sn，H2S)等所还原。64、冷却镜面凝析湿度计法：当天然气流经过该镜面时，降低镜面温度至有凝析物产生时，可观察到镜面上开始结露；当低于此温度时，凝析物会随时间延长而逐渐增加；高于此温度时，凝析物则减少直至消失，该温度为被测气体的水露点。65、水露点：水露点是在恒定压力下，天然气中水蒸气达到饱和时的温度。66、不含H2S井区取气样作业（1）根据不同井区、不同开采层位以及单井天然气组分中CO2占组分高低等因素，每年抽取10%具代表性的气井，取样检测1次；（2）根据已测气井气样中，总硫所占组分高低，抽取部分气井气样检测硫化氢含量。67、含H2S井区取气样作业（1）上古气井，取样方式同不含H2S气井抽检方式；（2）上、下古合采及下古气井，根据不同井区、不同开采层位以及单井天然气组分中H2S和CO2所占组分高低等因素，每年抽取10%具代表性的气井，取样检测全组分1次；所有含H2S气井，每年还需现场取样检测H2S含量2次。68、混合天然气取样检测（1）各集气站外输等工业混合天然气，每年取样外检2次。（2）净化站、CNG站及其他民用工程等商品混合天然气，每天取样自检原料气和外输气全组分和H2S含量1次，每月取样外检1次。69、取气样位置取样位置应尽量接近气源，推荐位置如下：（1）单井取气样位置：井口采气管线入地前压力表处，取单井气样。（2）混合天然气取样位置：各集气站外输区，净化站、CNG站及其他民用工程等外输区压力表处，取混合气样。70、取气样工作建议使用两端开口式高压气体取样钢瓶。71、取气样数量（1）正常生产的气井和外输混合天然气，气样压力与输气管网压力相同即可；（2）处于关井状态的气井，取气样数量可根据实际情况进行调整，不高于取样瓶工作压力即可。72、消泡剂加注流程包括泵注法、平衡罐法。73、泡沫排水采气施工前应编制施工设计书，并由部门主管审批。施工设计应包含施工井基础生产数据及药剂的选择、配制、注入量、注入位置等。基础生产数据必须与施工前采气日报数据相符。74、消泡速度单批次加药井数在5口井之内，消泡速度需≥200L/d（混合液）；单批次加药井数在5-10口井之内，消泡速度需≥300L/d；单批次加药井数超过10口井，消泡速度需≥400L/d；75、消泡时长集气站产水量降低至作业前产水量且消泡质量合格，方可停止消泡，末站及含压缩机的集气站消泡需至少延长1天。76、起泡剂注入操作实施前，首先必须准确记录井口各仪表压力。77、有机硅消泡剂分为三类：本体型，乳液型，固体型。78、起泡液的配制：称取约5g(精确至0.001g)壬基酚聚氧乙烯(10)醚(5.5.1.1)和约5g(精确至0.001g)十二烷基苯磺酸钠(5.5.1.2)溶于990mL水中，混合后搅拌至均匀透明状液体。79、气举装置最高工作压力35MPa，实际工作压力不超过28MPa（最高工作压力的80%）。80、气举气源使用天然气或者外来气源（氮气：现场制氮、液氮）作为气举介质，不允许使用压缩空气作为气举介质。81、气举注气方式包括正举和反举两种方式，应根据产液量及相关条件进行选择。（1）正举：气体从油管注入，举出液体从套管返出。（2）反举：气体从套管注入，举出液体从油管返出82、井间互联气举是借鉴天然气连续循环技术，将同一井场的高压气井天然气直接通过地面管线引入低压弱喷气井的油套环空，并且连续注入。借助气源井的高压气流，使被气举井井筒实际流量大于临界携液流量，将气井产液从油管举出，实现连续排水采气的目的。83、井间互联气举选井原则：低压弱喷产水气井所属井场应有压力高、生产稳定、基本不产水的气源井，同时气源井的压力和瞬时流量应满足气举要求。84、制氮气举利用移动制氮设备中的膜制氮系统从空气中分离出纯度大于95%的氮气，再经过增压机增压后从油套环空注入井底，套管中的氮气挤压液体，当套管大于油管静液柱压力，油管内液面急剧上升，从而达到大幅度降低井底回压，排出井筒内积液的目的。85、制氮气举工艺一般用于直井、较浅及井筒积液较少的井。86、制氮气举工艺流程：经空气压缩系统和氮气发生系统分离出纯度大于95%的氮气，再经氮气增压系统对分离出的氮气进行增压，通过管线注入油套环空。87、液氮气举使用专用的液氮泵车将低压液氮转换成高压液氮，并使高压液氮蒸发经油套环空注入井筒内，利用氮气的体积和其减压后的膨胀性占据井筒中的空间，替出井内的液体。88、液氮气举工艺一般用于定向井或水平井、气层埋藏较深及井筒积液严重的井，采用常规排水方式无法复产的井；89、液氮气举工艺流程将液氮槽车储存的液氮经各阀体、滤清器供给液氮泵车的增压泵，增压泵将液氮升压后再供给高压液氮泵；高压液氮泵将液氮升至高压后注入蒸发器，蒸发器燃烧柴油将液氮加热变为常温高压氮气后通过管线注入油套环空。90、目前作业在延安气田的卡瓦式节流器包括差压式节流器和机械式节流器两类。本规范适用于内通径符合API规范的Ф60mm、Ф73mm、Ф89mm油管气井。91、节流器作业钢丝要求：不含H2S区域2.8mm以上，含H2S区域直径3.0mm及以上。92、根据集气站运行的实际情况，结合下游用气需求，集气站管理单位宜每年安排15d～20d的维检修等作业时间。93、集气站投产前应编制方案并通过上级部门审批。内容应包括工程概况、投产条件、组织机构、投产前检查事项、辅助系统投运办法、置换保压办法、开井顺序及保障措施和应急预案。94、集气站投产流程包括：投产前工艺检查、置换管线空气、严密性检测、天然气置换空气、开井。95、管道检测：新建管线应在一年内进行一般性检测，以后根据管道运行安全状况每一至三年检测一次；新建管线应在三年内进行全面性检测，以后根据管道运行安全状况确定全面检测周期，最多不应超过八年。96、穿越管段应在每年汛期过后检查，每2年到4年宜进行一次水下作业检查。97、管道巡护机制，每周进行两次巡线，每月进行一次徒步巡线；雨季或其他灾害发生时加强巡检。巡线内容应包括：a)埋地管线无裸露，跨越管段结构稳定，明管无锈蚀；b)标志桩、测试桩、里程桩无缺损；c)护堤、护坡、护岸无垮塌；d)管道两侧各5m禁止种植根深植物，禁止取土、采石和构建其他建筑物；管道两侧各50m线路带内禁止开山、爆破、修筑大型建筑物、构筑物工程；e)管线通行带是否有施工、挖掘作业；98、清管器有清管球、皮碗清管器和智能清管器。99、清管器选型（1）单井（单井场）采气管线及管径小于DN100的管段清管宜选用实心清管球；（2）采气（集气）干线及管径大于DN100的管段清管宜选用皮碗清管器；（3）智能清管器用于检测管道变形和管道腐蚀情况，测量管道埋深等。100、内腐蚀监测目的：腐蚀速率决定了工艺管道、油管安全运行的时间，内腐蚀监测以及为降低腐蚀速率所采取的措施可以使管道运行达到最佳效益，并降低管道寿命周期内的运行成本。101、内腐蚀监测意义：（1）随时掌握管道、油管的腐蚀情况，及时发现异常现象，防止出现突然的腐蚀破坏事故造成非计划停工，做到防患于未然。（2）在生产过程中研究环境参数对材料腐蚀的影响，分析管道腐蚀的规律性，为更好地解决腐蚀问题提供基础。（3）评估腐蚀控制和防腐技术的有效性，如化学缓蚀剂法，并且找出这些技术的最佳应用条件。102、常用的内腐蚀监测方法：挂片法、电阻探针法、电化学探针法、线性极化法、电化学抗谱技术103、内腐蚀监测周期：①不含硫区域，井筒监测数量建议选取总井数的1/20进行监测，每次挂入挂片时间2-4个月。每个集气站有条件的挂片监测点，每次监测时间2-4个月，安装有电阻探针的集气站、净化站，进行实时监测，建议