石油天然气井站防雷设施分析和探讨 9
摘要：石油天然气井站是天然气开采不可缺少的生产场地，这些井站绝大部分地理位置都处于海拔高度300～600米的山区丘陵地带。随着科学技术的不断发展，井站自动化、高科技设备设施越来越多，为了井站这些设备、设施不被雷击，一般在井场都安装了避雷针，对电气设备安装了浪涌保护器，同时对各类设备还作了人工接地等防雷措施。特别是近两年天然气开采行业，对井站防雷设施要求越来越高，花去大量人力和物力，将大量资金投入到井站防雷改造工作上，少的几十万元，多的上百万元，已逐步地将原来井站安装的自制独立式避雷针改造成铁塔优化式避雷针。
现在井站安装的这些避雷设施, 到底起没起到避雷作用？还存在什么问题？还需不需要投入这么多的资金去搞重复防雷？这是天然气开采中的一项重大技术课题。现本文针对这一课题同时根据天然气井站雷击发生的实际情况，提出了几点看法，并进行了相应的分析和探讨。
主题词：天然气井站防雷设施分析
一、井站安装的防雷设施
为了避免井站的设备、设施不被雷击，一般在井场都安装了避雷针，对电气设备安装了浪涌保护器。井站安装的防雷设施一般有以下几种：
1、独立式避雷针（自制避雷针）
独立式避雷针是一基Φ150×10m或Φ190×12m水泥电杆，上面安装的是自制的渡锌铁管长3-5米，有的在尖上安有自制铜尖，有的安装的就是大小不同的四节白铁管，总高度约15-18m，然后用一根裸体钢铝线或渡锌圆钢与埋在地下的接地装置相连，接地电阻值要求在10Ω以下。优点是每基避雷针全套大约800-1500元/基，安装简单；缺点是避雷针渡锌铁管一般在2-3 年后生锈，10年左右电杆出现破裂。
2、优化式避雷针
优化式避雷针是我国在2001年研制的一种新型防雷装置，高度在0.8米左右，安装
在高约20-25米的铁塔尖上，然后在优化避雷针上接有泄漏电缆，计数器、入地分流线与地面接地装置相连。优化避雷针具有传统避雷针吸引雷电疏导入地的特点，又能使入地雷电流幅度波长头陡度同时降低，使雷击危害减少到最低，雷电能流大，衰减分倍率高，造型美观，安装维护方便，牢固可靠、覆盖面积宽、耐腐蚀、抗风能力强等优点，但是不经济，安装一基大约4-6万元，安装难度大一些，接地电阻值要求在10Ω下。
3、浪涌识别避雷器
浪涌识别避雷器有2种，一种是模块型，另一种是相体型。模块型安装在配电箱内，箱体安装在配电箱外，接在配电箱进线电源上，它的主要作用是防止感应雷和雷电波侵入配电箱内，防止雷电的电压电流升高烧坏电气设备设施。
二、工作原理及安装要求
1、优化避雷针的工作原理
DXH01－ZU优化避雷针主要由激发器从自然界的电场中吸收并贮存能量。反射器及避雷针尖与大地有良好的电气连接，处于等电位状态。通常情况下，激发器与反射器之间有电场强度，每当雷电发生前，电场强度讯猛增大，激发器与反应器之间的电位差大致相当于雷云与大地之间的电位，它们之间的电压降迅速加大造成尖端打火，并使尖端周围的空气离子化，形成尖端放电现象。避雷针的中央收集杆和激发器之间的电场迅速增加，造成尖端产生的空气离子化可于极短及准确的时间内放电，因大电离子的存在，从而使自然的CORONA效应减低，产生一个预期上行放电通道，可迅速、安全地将电截击并安全的泄放至大地。
2、避雷针与设备间安装距离要求
避雷针与易燃油贮罐和氢气、天然气等罐体及其呼吸阀等之间的空气中距离，避雷针及其它接地装置与罐体、罐体的接地装置和地下管道的中距离应符合要求。避雷针与呼吸阀的水平距离应不小于3M，避雷针尖高出呼吸阀不应小于3m，避雷针尖的保护范围边缘高出呼吸阀顶部不应小于2m。在空气中的距离和地中距离必须符合要求。避雷针与5000m3以上贮罐呼吸阀的水平距离，不应小于5米，避雷针针高于呼吸阀不应小于5m。
3、避雷针的接地要求
独立避雷针和优化避雷针必须设立独立的接地装置，在非高土壤电阻率地区，其工频接地电阻不宜超过10Ω。接地体长度不得小于15M，独立式避雷针接地体采用渡锌圆钢材料时直径不得小于Φ8mm,采用扁钢材料截面积不得小于48mm,厚度不得小于4mm。接地体的连接要求焊接牢固，优化避雷针的接地厂家设有专用线和要求。避雷针不应设在经常行走的地方，避雷针及其接地装置与或出口等的距离不宜小于3M，否则应采取均压措施或铺设砾石或沥青地面。
4、优化式避雷针保护半径
按NFC17－102规定，避雷针针尖应高于被保护物水平2mh1以上。当避雷针高度不同时（h2，h3，…hn），其保护范围（半径）分别为RP2，RP3…RPN，计算公式应考虑被保护物的防雷等级，保护半径与高度（h）有关，与它的启动抢先时间（型号）有关，以及与所选的保护级别有关：
当h≥5时，
RP=
RP－为所考虑物的水平面上保护半径
h－为针尖相对于被保护物顶部的水平高差
D－为滚球半径（闪击距离）
ΔL为上行抢先距离
ΔL＝V（米/微秒）×ΔT（微秒）
三、雷电的产生及危害
雷电是雷云之间或雷云对地面放电的一种自然现象。云中的水滴受强烈气流的摩擦产生电荷，而且微小的水滴带负电，小水滴容易被气流带走形成负电云；较大的水滴留下来形成带正电的云。由于静电感应，带正电的云层在大地表面会感应出与云块异性的电荷，当电场强度达到一定值时，即发生雷云与大地之间的放电；在两块异性电荷的雷云之间，当电场强度达到一定值时，便发生云层之间放电。放电时伴随着强烈的电光和声音，这就是雷电。
雷电对架空高压电线路、电气设备、设施和人员等带来严重的危害，雷电具有电效应、热效应和机械效应等三种破坏作用。数十万至数百万伏的冲击电压可击毁电气设备的绝缘，烧断电线或劈裂电杆，造成大规模的停电；绝缘损坏引起短路，使金属管道烧穿，导致火
灾或爆炸事故，甚至造成易燃品着火和爆炸；当雷电流入地时，在地面上就会因雷电引起跨步电压，造成人身触电事故。
为了更好的预防雷击，有关部门将防雷等级进行了相应的划分：1）一类防雷等级是指凡在建筑物中存在放爆炸物品或经常发生瓦斯蒸汽或空气的限混合物，因电火花而发生爆炸，致使房屋毁坏和人员死亡。2）二类防雷等级是指特征同一类，但不致引起巨大破坏和人员伤亡，或当发生事故时，才有第一类的情况出现和具有重要政治意义的民用建筑屋。3）三类防雷等级是指不属于一类二类的，而又需要作防雷保护的。
四、天然气井站发生雷击的主要原因分析
在天然气井站常发生雷击的设备、设施主要是电气设施，最常见的是供电线路，变压器上安装的避雷器，家用电器、天然气计量微机等。天然气井站发生雷击的主要原因是由于避雷针的安装结构、位置、接地、选型等存在问题。
雷14井2003－2004年连续发生雷击烧坏计量仪表，主要原因是雷14井安装的DXH01－ZU优化式避雷针直接与铁塔相连，没有按要求安装泄流电缆、计数器、入地分流线再加上它的接地线又是与设备连接在一起没有独立分开接地。因此它的安装结构、接地都不符合要求。这种安装由于雷击时强大的电流、电压无法尽快得到失放，强大的感应电流通过铁塔感应容易引起电气设施、易燃品泄漏起火爆炸和人身安全.。并且雷14井优化避雷针，由于安装位置和安装结构都不科学，避雷针对整个井站的设备、房屋、电气设施没起到防雷保护作用，使雷电产生时，避雷针没有完全把雷电流引入大地快速失放，从而使感应雷和雷电波侵入，通过铁塔与工艺设备感应再由接地网和变电设备、电缆传入到配电箱。由于配电箱内又没安装浪涌保护避雷器，因此使强电流、电压或电磁场感应传入微机电子仪表，因微机电子仪表的额定电压有限，所以烧坏微机计量仪表。
铁山4井站内安装的线路断路器被雷击烧坏和井站安装的天然气放空管线2002年被雷击着火。其安装的DXH01－ZU优化避雷针，也同样存在选型和安装位置、安装结构问题，井站本身地处高山，又是雷击多发区，因此在安装避雷针时，只考虑了工艺设备区，忽略了生活区的防雷，它安装的距离离设备区只有1米左右，所以它的安装位置是非常不科学的，
它不但安装位置离设备达不到5米远的要求，而且方位偏离，浪费了资源，加上安装结构没按要求连接泄流电缆、计数器、入地分流线，所以井场绝大部份没起到保护作用，从而造成井场内安装的供电线路断路器被雷击烧坏和雷击引起天然气放空管线着火。
达县配气站的供电埋地电缆，在2003年被雷击爆，计度箱被雷击起火，2004年计量微机UPS电源和进口的电源保护设备被雷击烧坏，2005年6月全站11台空调被雷击烧坏，其中一台被雷击起火燃烧。其安装的DXH01－ZU优化避雷针同样存在安装安全距离和安装结构、接地问题。站内安装避雷针共4基，其中有2基是独立避雷针，有2基是优化避雷针，避雷针安装距离距工艺设备区实际距离不足2米、而且优化式避雷针安装没有按要求安装，加上它的接地线又是与工艺、电气设备连接在一起没有独立分开接地。因此它的安全距离、结构、接地都不符合要求。所以连续几年发生电器设施被雷击坏。
因为避雷针作用是把雷电引过来对大地进行放电，由于雷电流的波形有个陡度，雷电流是一种冲击波，它有数十万至数百万伏的冲击电压，其幅值和陡度随各次放电条件而异，一般幅值大的陡度也大。幅值和最大陡度都出现在波头部分，故防雷设计时只考虑波头部分没考虑波尾。因此为了避免雷击时在限流阻抗上引起的高电压，对附近被保护物造成反击事故，要求在限流阻抗附链附近(r=1.2L范围内)不得安装被保护物。其中L--限流阻抗链高度， r--危险区半径
DXH01－ZU优化式避雷针安装结构，应该是接闪器、泄流电缆、计数器、入地分流线。避雷针的接闪器是把雷电引过来，通过泄流电缆，然后通过计数器把雷击次数记录下来，再通过入地分流线把雷电快速失放大地，如图2所示。
而雷音铺气田的雷11井、雷13井、雷12井、铁山气田的铁12井、铁山13井等井站安装的自制独立避雷针，井站地理位置同样在海拨300-600米高，同样是雷击多发地区，设备、电气仪表、房屋等设施没有被雷击，这是因为安装的独立式避雷针位置选择有关，尽管这些避雷针它的复盖面积和防雷效果等优点都不如优化避雷针，但它安装位置的选择、结构、接地合理，所以这些井站的设备、配、供电设施、房屋等从没有被雷击。
五、天然气井站防雷设施安装的几点建议
目前井站安装的优化避雷针85%以上，安装位置、距离、结构都没按要求进行安装。
井站的避雷针没有充分发挥起到避雷的作用，雷电时没有完全把整个井站的雷电流引入大地达到快速失放的目的，这些优化避雷针只是一种装饰、摆设，相反有的成了引雷作用，浪费了物力资源和财力，为此我们对天然气井站防雷设施的安装提出以下几点建议。
1、石油天然气井站防雷设施今后在设计时，应该根据井站的防雷类别、井场面积、设备、生活区分布情况来统一考虑选择避雷针的型号，同时对避雷针的安装距离、位置、接地等要符合防雷规范，合理利用和充分发挥避雷针的作用，减少井站重复安装防雷设施，达到降低投资和防雷的目的。
2、对井站没按要求安装的泄流电缆、计数器、入地分流线和避雷针接地线，没进行独立接地的优化避雷针进行整改，让避雷针充分发挥作用，从而达到安全防雷的目的。
3、天然气井站绝大部分的值班房和住房都是砖混结构平房，沥青屋面，高度一般在5米以下，井站又安装了避雷针，根据防雷保护要求，这类房屋可以不作接地处理。但对金属屋面的房屋，应安装防雷接地保护线，防止感应雷和雷电波浸入危害人身安全。
4、采输工艺设备区可以安装防雷接地网，但接地网不能与电气设施房屋防雷接地网络相连，防止感应雷和雷电波浸入危害人身、设备安全。
5、天然气井站的水、电、讯设备、设施、电气仪表等，应安装浪涌避雷器和设备接地，接地电阻值必须符合各类设备接地要求，且不能与采输工艺设备、强电设施接地相连，防止感应雷和雷电波浸入，损坏电气仪表，减少雷电灾害的损失。
6、优化避雷针安装时应严格按照说明书要求进行安装，安装完毕后，每年雷雨季节前按照下列内容进行检查：1）各连接部位的连接应可靠，不允许松动。2）检查从接闪器至底座的阻抗链总阻值。应≦5Ω。3）优化避雷针的引下线接地应良好，接地电阻值不大于10Ω。
集气站操作规程 1 范围 本标准规定了气井采气集气的操作要求和操作方法。 本标准适用于指导天然气产销厂采气管理一区五、六号集气站的日常操作。 2 引用标准 3 要求 操作人员必须经培训考核合格，持证上岗;岗位工人应严格遵守本单位的各项规章制度，并具备良好的职业道德;流程中的各阀门都应达到灵活好用，没有跑、冒、滴、漏、松、缺、锈的现象。 4 操作步骤 4.1 开关井操作 4.1.1 开井操作 4.1.1.1. 详细记录上级部门开井通知（开井原因、时间、气量）和通知者姓名、单位，(与有关单位联系，做好开井准备）。 4.1.1.2 用气咀或针阀控制气量。 4.1.1.3 点水套炉保温。 4.1.1.4 关掉相关流程上的放空系统。 4.1.1.5 导通站内相关流程，并详细，全面检查阀门是否处于应开关位置安全控保装置是否灵活可靠。
4.1.1.6 做好计量（气、油、水）准备。 4.1.1.7 待水套炉出口温度达到开井要求即可实施开井。4.1.1.8 开井前详细记录井口油套压力。 4.1.1.9 按照从内到外的原则，缓慢开启采气树生产阀门、一级节流阀，待进站压力达到10Mpa左右(低压井为5Mpa);开启进站阀门，将气流引入系统，并调节好各级压力。 4.1.1.10 启动流量计核算气产量，油水液位达到规定要求时实施压油。 4.1.1.11 认真记录开井时间、开井前油套压、温度、气咀规格等，并向上级相关部门汇报。 4.1.2 关井操作 4.1.2.1 记录上级部门的关井通知内容（时间、原因等）和对方单位姓名，与有关单位联系，做好关井准备。 4.1.2.2 产水井关井前，应适当开大井口针阀，尽可能加大排水量，排净井筒积液。 4.1.2.3 记录油、套管压力。 4.1.2.4 按从外到内的原则逐个关掉各阀门，对短期关井（因管线或站内维修）且关井最大压力16Mpa以下的井可以只关井口一级针阀即可。 4.1.2.5 待进站压力和系统平衡后关进站阀门。 4.1.2.6 停止气体计量。 4.1.2.7 停水套炉。
气藏气井生产动态分析题 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/ 2 〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录 测压时间井深（m）压力（MPa） 压力梯度 （MPa/100m） 备注 86.4.28 9：00014.25 9：20100014.930.068 9：40150015.270.068 10：00200015.610.068 10：20227115.800.070 10：40270016.100.070 11：00295016.280.0722950遇阻 测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。
生产设备安全操作及维护保养规程 1.L-0.22/30-250天然气子站压缩机安全操作及维护保养规程 2、天然气加气机安全操作规程 3、气瓶充装前后检查操作规程 4.气瓶充装操作规程 5、CNG槽车卸气操作规程 6、天然气储气井操作规程 8、检漏仪操作规程 9、事故应急处理操作规程
L-0.22/30-250天然气子站压缩机安全操作及维护保养规程 1）开机前应检查曲轴箱油位及注器位是否在正常数据范围内，管路、阀门的开启或关闭状态。 2）打开压缩机控制柜电源开关，确保各项技术参数是否符合启动要求。 3）检查完毕后，在控制屏上设定为自动状态，按启动按钮，压缩机启动运行后注意听压缩机的声音是否正常。 4）检查压缩机运行情况，注油泵压力、循环油泵压力、水泵压力是否正常。正常工作状态下，各项技术数据应在规定范围内。 5）观察压缩机是否有漏气、漏油、漏水现象，如发现漏气、漏油、漏水现象应及时排除。 6）观察进气压力、一排压力、二排压力，进气温度、一排温度、二排温度及冷却后温度是否在正常规定范围之内。 7）压缩机在运行时，各级排气压力及温度超过允许值时，应紧急停车进行检修。
加气机安全操作规程 1）加气机操作规程： 1.1非定量加气： 将加气枪插入汽车瓶接口中，打开气瓶上的阀和枪阀，按机键盘上的“加气”键即可加气，当气瓶压力达到20Mpa时，加气机停止加气。也可按键盘上“按停止”键手动结束加气； 1.2定量加气： 首先通过键盘设定需加的气量（m2或Kg）或金额，然后按“加气”键开始加气，当达到设定值，自动结束加气； 1.4操作步骤 （1）从加气机枪盒上取下加气枪，注意让枪阀手柄箭头指向“关” 的方向，将加气枪头插入汽车气瓶上的加气接口，并可靠连接；（2）找开汽车气瓶上的阀； （3）旋转枪阀上的手柄，将其箭头指向“开”的方向，此时可从加气机上的压力表上读出汽车瓶的剩余压力； （4）按键盘上的：“加气”键开始加气； （5）加气完成后电脑控制器的的蜂鸣叫三声后自动停止加气，也可手动停止加气； （6）关闭汽车上的阀； （7）将枪阀手柄旋转转至箭头指向“排空”的方向，排除枪阀至汽车气瓶阀之间管道中的高压气体； （8）从汽车上取下加气枪放回加气枪盒内，结束加气；
气藏气井生产动态分析题 欧阳光明（2021.03.07） 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水 2.1m3/d （凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录
答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。 （2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。 （3）递减阶段：随差开采，当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时，产气量明显下降，递减速度快。
CNG储气井操作规程 一、储气井的构造及主要配件 1、CNG地下储气井由井筒、井底封头、固井钢筋水泥、井口装置（井口法 兰）、四通、进出气球阀、压力表、安全阀、排污管及排污球阀、排污针阀等组成。 2、构件及参数 CNG地下储气井一般分高、中、低三组设置，其容积比一般为1:2:3，井筒深度一般为80—200米，井筒直径为177.8-244.5mm，设计压力为32MPa，最大工作压力为25MPa,排污管一般为∮14-∮18mm不锈钢管，距筒底50-100mm,储气井最高使用年限为25年，储存介质符合GB18047-2000《车用压缩天然气》要求。 二、置换及严密性试验 储气井在安装完毕后、维修后或投入运行后每年需进行严密性试验，其 操作步骤： 1、将清水注入井筒； 2、将压缩天然气注入井内，打开排污阀缓慢置换出井内清水； 3、清水置换完成后加压至2.5MPa，保压15min左右并进行初次检查； 4、继续升压至12.5MPa，若无异常，按2.5MPa逐次进行升压至25MPa，经8h 气体温度恒定后，稳压16h，观察压力无明显降压即合格，可投入正常运行。 三、日常巡检 1、用便携式燃气泄漏报警仪或肥皂水检查各管件接口有否泄漏； 2、安全阀有检测标志，且在有效期内，安全阀底阀处于开启状态；
3、压力表或压力传感器显示正常，压力表有定期检验标志，且在有效期内； 4、储气井压力小于或等于25MPa,若压力超高，必须立即停止压缩机运行，开启放散阀缓慢泄压至额定工作压力； 5、检查燃气泄漏报警仪是否工作正常； 6、检查灭火器状况，有定期检验标示，且在有效期内； 7、检查井筒有无沉降、上窜及震动变形等现象； 8、储气井周围无化学腐蚀性排放物。 四、储气井排污操作 储气井运行期间必须定期排污，根据积液情况排污周期为1-3个月，排位操作流程为： 1、关闭管路上球阀，打开排污针阀下的排污球阀； 2、打开排污针阀实施排污； 3、排污完成后依次关闭排污针阀、排污球阀，开启管路球阀，进入正常运行状态； 4、排污操作时操作人员站在排污阀侧面，排污管固定牢靠，排放液收集到排污池统一处理，以免污染环境。 五、维护保养 为了保证CNG地下储气井安全运行,应定期对储气井及井口设施进行维护保养,维护保养内容包括:井口法兰及连接螺栓、安全阀及管路阀门、压力表、排污管及阀门、管路固定装置、井口平台、燃气泄漏报警仪等。 1、定期对井口平台进行维护，保证平台光滑无裂缝； 2、定期对井口法兰、连接螺栓、固管设施进行紧固和除锈刷漆，保证其安全可
文件编号：TP-AR-L5999 There Are Certain Management Mechanisms And Methods In The Management Of Organizations, And The Provisions Are Binding On The Personnel Within The Jurisdiction, Which Should Be Observed By Each Party. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 天然气阀井井下作业安全操作规程正式样本
天然气阀井井下作业安全操作规程 正式样本 使用注意：该操作规程资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的管理机制和管理原则、管理方法以及管理机构设置的规范，条款对管辖范围内人员具有约束力需各自遵守。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 通过对天然气阀井井下作业安全隐患及井上作业 人员的安全职责的分析，总结出天然气井下作业安全 操作规程，以“安全第一，预防为主”的安全方针认 真做到警钟长鸣，安全工作长抓不懈。近年来我国的 安全生产形势依然严峻，重、特大事故时有发生，不 仅给人民群众生命财产和国家经济带来极大的危害， 而且给社会造成了巨大的负面影响。因此，天然气公 司存在的安全管理问题，应建立健全的安全操作规 程，严格按操作规程进行作业，让隐患得到消除，这 对建设更加安全、幸福、美好的和谐社会至关重要。
天然气阀井井下作业，这一看似平常的工作，其实也属于高危工作，对其应该有一套完善的安全工作规程。通过这几年实际工作经验总结，就天然气阀井下井作业安全操作规程的内容如下； 一、下井作业人员应提前准备好安全标志，检查下井所用的工具是否安全可靠、完好、适用，所配备的安全防护器材是否齐全。 二、下井作业时必须有现场负责人在场监督安全措施的落实，指定2人以上的监护人。 三、下井作业前必须将天然气阀井井盖打开，使井内自然通风，排放井内沼气，然后使用多功能天然气气体检测仪进行有害气体检测，确定危险气体浓度未超标，由现场负责人同意后，方可下井作业。 四、为保证下井作业人员安全，进入阀井内必须穿防火服，身扣安全防护带，并系安全绳，口罩戴好
气井动态监测内容及技术要求 采气井动态监测技术是科学管理气井的重要技术手段，它通过对气井在生产过程中的产量、压力，流体物性的变化，以及井下、地面工程的变化等监测，及时有效地指导其合理开采，随着我国天然气工业的发展，采气井逐渐增多，对采气井实施规范化、科学化的动态监测，有利于提高采气井的管理水平，提高开采效果。 （一）采气井动态监测录取资料内容 1.压力 （1）气井的原始地层压力。 （2）气井历次关井中的稳定压力。 （3）流动压力。 （4）关井时测压力恢复曲线的恢复压力。 （5）井口工作压力。 （6）分离器前各节点压力，分离器压力、计量系统压力。 2.温度 （1）气井的原始地层温度。 （2）生产过程中气层中部温度。 （3）关并时压力稳定后的地层温度。 （4）生产时井口气流温度。 （5）分离器前各节点温度、分离器温度、计量系统温度。 3.产量 （1）天然气产量。（2）地层水产量。（3）凝析油产量。 4.产出流体理化性质 （1）天然气、地层水、凝析油常规取样化验分析数据， （2）天然气中H2S和CO2含量， （3）地层水中H2S含量。 （4）气井高压物性（p、V、T)数据。 5.工程监测 （1）产出层段及产出剖面。 （2）井下套管腐蚀情况及描述。 （3）井下油管断落数据，腐蚀情况及描述， （4）地面各腐蚀监测点测试记录。 （5）历次加注缓蚀剂记录资料． （6）气层垮塌深度， （7）井下堵塞位置。 （二）采气井动态监测要求 1.压力监测 压力单位为MPa，修约到两位小数。 （1）测井底恢复压力 ①投产前侧关井的气层中部稳定压力（PR），探区新井视PR=Pi（原始地层压力）。 ②测取投产之后各生产阶段的关井恢复压力（Pws）。投产一年后测一次，其后每两年测一次。 （2）测井底流动压力（Pwf）
气藏气井生产动态分析题 令狐文艳 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录
答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。（2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。
储气井操作规程 1.主题内容和使用范围 本操作规程规定甘肃中石油昆仑天然气利用有限公司金昌市河雅路加气站天然气储气井的使用操作维护管理办法。 2．操作内容及要求 2.1作业前准备 2.1.1主要风险 （1）阀门状态不正确，造成进气管憋压，引发事故； （2）压力表不准确，造成管路超压，引发事故。 2.1.2操作要点 进气前应认真检查，确保工艺流程、阀门状态正确，压力表、安全阀经校验在有效期内，确保准确、可靠。 2.2补气作业 （1）、主要风险 监护不到位，造成管路憋压，导致压缩机停机。 （2）、操作要点 在补气时注重监护压力表，不得超压。 2.3地下储气井使用须知
2.3.1操作人员不得跨越储气井间的高压管道； 2.3.2严禁操作人员违章操作； 2.3.3工器具不得乱扔乱甩，以防碰坏高压零部件，造成高压气泄漏而引发火灾事故； 2.3.4井内有压力时严禁进行任何检测及维修； 2.3.5储气井间的高压管道及排液管均应进行固定； 2.3.6储气井使用期间，应按相关规程进行检修排液，每口井要有记录并建档； 2.3.7储气井各阀门开关时切勿猛开猛关，如为双阀时先开关内阀再开关外阀； 2.3.8一人开关阀门，需另一人观察压力表压力变化，按压力上升快慢决定阀门开大或关小； 2.4高压气地下储气井井筒排液 由于天然气是一种混合物，其中含水量大大超过车用燃气规范和储气标准，虽然在储气前工艺已经进行脱水处理，但天然气中始终含有一定的水份，这些水份随着温度、压力的变化汇聚在储气井中，故需要不定期的将井筒内的水和凝析液排出以后达到清洁天然气的目的，其具体方法是： 2.4.1、储气井在使用期间，通常应在3个月至6个月排放井内积液一次； 2.4.2、将储气井压力卸压降至2MPa左右，缓慢开启排液阀进行排液。开启排液阀时，应注意安全，操作人员所站
CNG储气井操作规程 欧阳光明（2021.03.07） 一、储气井的构造及主要配件 1、CNG地下储气井由井筒、井底封头、固井钢筋水泥、井口装置（井口法 兰）、四通、进出气球阀、压力表、安全阀、排污管及排污球阀、排污针阀等组成。 2、构件及参数 CNG地下储气井一般分高、中、低三组设置，其容积比一般为1:2:3，井筒深度一般为80—200米，井筒直径为177.8-244.5mm，设计压力为32MPa，最大工作压力为25MPa,排污管一般为∮14-∮18mm不锈钢管，距筒底50-100mm,储气井最高使用年限为25年，储存介质符合GB18047-2000《车用压缩天然气》要求。 二、置换及严密性试验 储气井在安装完毕后、维修后或投入运行后每年需进行严密性试验，其 操作步骤： 1、将清水注入井筒； 2、将压缩天然气注入井内，打开排污阀缓慢置换出井内清水； 3、清水置换完成后加压至2.5MPa，保压15min左右并进行初次检查；
4、继续升压至12.5MPa，若无异常，按2.5MPa逐次进行升压至25MPa，经8h气体温度恒定后，稳压16h，观察压力无明显降压即合格，可投入正常运行。 三、日常巡检 1、用便携式燃气泄漏报警仪或肥皂水检查各管件接口有否泄漏； 2、安全阀有检测标志，且在有效期内，安全阀底阀处于开启状态； 3、压力表或压力传感器显示正常，压力表有定期检验标志，且在有效期内； 4、储气井压力小于或等于25MPa,若压力超高，必须立即停止压缩机运行，开启放散阀缓慢泄压至额定工作压力； 5、检查燃气泄漏报警仪是否工作正常； 6、检查灭火器状况，有定期检验标示，且在有效期内； 7、检查井筒有无沉降、上窜及震动变形等现象； 8、储气井周围无化学腐蚀性排放物。 四、储气井排污操作 储气井运行期间必须定期排污，根据积液情况排污周期为1-3个月，排位操 作流程为： 1、关闭管路上球阀，打开排污针阀下的排污球阀； 2、打开排污针阀实施排污； 3、排污完成后依次关闭排污针阀、排污球阀，开启管路球阀，进入正常运行状态；
油气井动态分析 目录 第一节直井生产动态分析 (2) 第二节水平井生产动态分析 (24) 第三节气井生产动态分析 (34)
第一节 直井生产动态分析 在油井动态分析中，油井流入动态特征，是指原油从油层内向采油井底流动过程中，产量与流动压力之间的变化特征，它主要决定于油藏的驱动类型和采油井底各相流体的流动状态，这种变化特征是预测油井产能、确定采油井合理工作制度以及分析油井产能变化规律的主要依据。 气井的绝对无阻流量又称无阻流量，以Q AOF 表示，它是判断气井产能大小和进行气井之间产能对比的重要指标，也是确定气井合理产能的重要依据。气井的绝对无阻流量定义为：当气井生产时势井底流动压力降为一个绝对大气压（即无井底回压）时，气井的最大潜在理论产量。实际生产时，气井的绝对无阻流量是不可能达到的。它主要作为确定允许合理产量的基础。气井投产后的允许合理产量的，限定为绝对无阻流量的1/4和1/5，需要说明的是气井的绝对无阻流量，并不是一成不变的。对于定容封闭消耗气藏来说，它随气藏压力的降低而减小，有效的增产措施也会提高气井的绝对无阻流量。因此，需要根据气井的生产动态和压力、产量变化情况，结合地层压力的测试，不失时机地进行气井绝对无阻流量的测试，以便调整气井的合理产量。 一、生产指数和IPR 1、生产指数：通常用生产指数J 表示油井的生产能力，生产指数J 定义为产量与生产压差之比。 P Q P P Q J o wf r o ?=-= 1 o Q ——原油产量，bbl/d ； J ——生产指数，bbl/(d.psi)； r P ——油井泄油区的平均压力（静压） ；psi ； wf P ——井底流压，psi ；P ?——压差，psi 。
气井动态分析模板
气井动态分析 2009年动态分析模式 一、气井生产阶段的划分 1、生产阶段的时间划分 （1）从XXX到XXX是什么阶段。 （2）从XXX到XXX是什么阶段。 2、生产阶段划分描述 （1）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 （2）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 二、气井异常情况分析处理 1、异常类型判断 （1）从XX到XX是XX故障。 （2）从XX到XX是XX故障。 2、异常现象描述 （1）异常1：XXX，是由XX故障引起的。 （2）异常2：XXX，是由XX故障引起的。 3、建议处理措施 （1）异常1：XXX处理。 （2）异常2：XXX处理。 三、气井工艺选择 1、XXXX。 2、XXXX。
3、XXXX。 四、计算 解：依据公式：XXX。 带数据 结果。 答：XXXXXXXXXXX。 2012年动态分析模式 一、获取数据生产采气曲线（EXCEL表格内） 1、获取数据与原表保持一致。 2、采气曲线生产。 曲线个数和题目保持一致。 油套压在1个坐标系内。 二、气井异常情况分析处理 三、气井工艺选择 四、计算 生产阶段的划分 无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。 气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气） 气井异常情况
一、井口装置 1、故障名称：井口装置堵 现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。 处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。 （2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。 2、故障名称：井口装置刺漏 现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。 处理措施：（1）验漏，查找验漏点。 （2）维修或处理漏点。 3、故障名称：仪表仪器坏 现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障； （2）两个参数变化，传输设备故障； 处理措施：（1）维修仪表。 （2）维修传输设备。 二、井筒 1、故障名称：（1）油管挂密封失效。 （2）油管柱在井口附近断裂。 现象描述：套压等于油压；产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。 处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。
工作行为规范系列 采油采气井井控安全技术 管理规定 （标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-35659采油采气井井控安全技术管理规定Regulations for Well Control Safety Technology Management of Oil and Gas Recovery Wells 说明：为规范化、制度化和统一化作业行为，使人员管理工作有章可循，提高工作效率和责任感、归属感，特此编写。 第一章总则 第一条为加强油气生产过程中的井控技术管理，防止井喷失控、硫化氢等有毒有害气体泄漏的发生，保障公众生命财产安全，保护环境，根据《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定(试行)》，特制定本规定。 第二条本规定适用于在中国石化依法登记区域内，采油采气井(注入井)日常生产、维护过程中的安全控制及长停井、废弃井的井控技术管理。 第三条油田企业应成立相应的采油采气井井控技术管理领导小组，明确井控技术管理部门和职责，完善各级管理制度。 第四条采油采气井井控技术管理涉及方案设计、井控设
备、生产组织、现场施工等工作，各级技术和管理部门要分头把关，相互配合，共同做好井控工作。 第二章井控装置要求 第五条采油采气井井控装置主要包括井口装置及采油(气)树、封井器、防喷盒、内防喷装置、防喷管、放喷管线、相匹配的闸门，以及海上、高压气井用安全阀、井下管串、井口监控装置、地面控制盘等。 第六条选用的井控装置应选择中国石化一级网络供应商或油田二级网络供应商采购，并由油田企业验收合格。 第七条井控装置的选择 (一)井口装置、采油(气)树、防喷器压力等级的选择，应依地层压力或注入压力为主，同时考虑流体性质、环境温度及作业措施最高井口压力。 (二)注蒸汽井井口装置的设计选择，应符合SY/T5328-1996的技术要求;其它生产井的井口装置及采油(气)树的安装、操作，应符合SY/T5127-2002中第4、10章的规定。 第八条井控装置应定期进行腐蚀状况、配件完整性及灵活性、密封性等方面的专项检查和维修保养，并做好记录。
Q/SY 中国石油天然气集团公司企业标准 Q/SY XJ 0059—2009 代替Q/SY XJ 0059-2003 采气井井口及集气站操作规程 Produtive operational regulations of natural gas well and gas gathering station
前言 本标准代替Q/SY XJ 0059-2003《采气井及集气站生产操作规程》。 本标准与Q/SY XJ 0059-2003 相比，主要修订内容如下： ——将原标准名称改为“采气井井口及集气站操作规程”； ——删除了“阀门的安装”、“井口取燃料气操作”内容； ——增加了“清管操作”、“井口及集气站自动控制系统操作”内容； ——规范了“阀门的操作”、“气井开关井操作”、“气井计量操作”及“水套加热炉操作”部分用词用语。 本标准由新疆油田分公司油气开采专标委提出。 本标准由新疆油田分公司油气开采专标委归口。 本标准起草单位：新疆油田分公司采气一厂。 本标准主要起草人：李名生、刘德青、杜宏。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： ——Q/ XJ 0059-1995； ——Q/SY XJ 0059-2003。
标准名称 1 范围 本标准规定了采气井井口及集气站阀门、仪表、保温及安全要求等现场操作内容。 本标准适用于油气田采气井和集气站的现场操作。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究应可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY/T 5127 井口装置和采油树规范 SY/T 6143 天然气流量的标准孔板计算方法 SY/T 6176 气藏开发井取资料技术要求 Q/SY XJ 0068 水套炉操作规程 3 阀门的操作 3.1 闸阀与截止阀的操作 3.1.1 带手轮或手柄的闸阀，顺时针转动为关，逆时针转动为开。 3.1.2 开关要稳，用力用匀，先慢后快，不得用冲击式的方法开关闸阀。 3.1.3 此类阀只能全开或全关，不能作为压力或流量的调节和节流使用。阀门全开后，应回转关1～2 圈。 3.1.4 开关操作时，操作人员只能站立在闸阀侧面，不准面对手轮或手柄站立。 3.2 球阀的操作 3.2.1 球阀只能全开全闭，不能作节流用。 3.2.2 操作前，检查球阀的开关位置，执行机构应完好、灵敏，流程倒换正确。 3.2.3 应平衡球阀两端的压力，并放掉密封圈的压力后，方能进行开关操作，严禁在球阀前后存在压差的情况下，强行操作。 3.2.4 对利用管道气作为密封动力源的球阀，如管线出事故仍需处于关闭时，应对密封气源进行调整控制，以保证该球阀的继续密封。 3.2.5 球阀在紧急关闭时，动作要敏捷、快速。 3.3 节流阀（角节式）的操作 3.3.1 节流阀用于调节流量和阀前压力，调节过程要求缓慢、平稳，用力均匀，根据所需调整的气量和节流所需控制的压力进行调节。 3.3.2 其它操作按3.1 执行。
储气库井生产动态分析方法及应用 随着天然气的普及和消费量的不断增加，地下储气库的建设越来越紧迫，在数据库设计建设过程当中，存在着很多技术挑战，以保证数据库的安全，注采井的安全是地下储气库安全运行的重要依托，国内外有大量对于储气库安全的研究，而且很多研究着眼于井下的管串安全，储气库注采经验表明出砂对储层的长期有效运行造成威胁。笔者根据自身的工作经验，分析了储气库井生产动态分析方法和应用。 标签：储气库井；生产动态；分析方法；应用 近百年以来，地下储气库经过不断的建设发展，已经成为各国天然气的主要存储方式和重要调峰手段，2000年，我国建立了第一座储气库，保证了京津地区的天然气的稳定供应，随着我国对于天然气需求量的不断增加，储气库建设必须紧随时代发展，满足日益增长的消费量。我国的储蓄库建设面临着很多的技术挑战，例如，建设管理体系处于起步阶段，缺乏研究和实践经验，在储气库注井井筒温度压力调整的过程当中，周期性变化不均，缺乏完善的管理体系与监督体系。因此，在储气库的建设和管理过程中，我们需要借鉴其他国家的先进经验，及时发现我国存在的问题，在生产运行过程当中重视技术的创新，来保证储气库的安全和有效运行。 1 储气库井生产动态研究现状 我国的储气库建设技术，包括地质方案，施工技术，废弃井封井技术，钻井、固井、完井技术，钻井液技术和储层保护技术，这些技术对于储气库建设的每一个环节都会产生很大的影响。 储气库井注采出砂预测研究：储气库建设的过程中，储层未被打开之前，内部系统处于力平衡状态，储层一旦被打开，周围的应力系统会发生变化，岩石颗粒所承受的应力也会变得不平衡，这时如果应力超过岩石，自身的抗压和抗剪程度变小，延时就会发生变形，在进行油气井生产时，流体流入井底，将地层砂带入井底，导致出砂现象的出现，岩石破坏导致储层出砂的机理包括三种：滑移次生破坏、剪切破坏和拉伸破坏。油井地层的出砂原因有很多，一是地层中充填砂在流动粘滞力和惯性作用的影响下被动的流入井底，引起油气井出砂现象，二是由于岩石超过其及耐受强度而被破坏，产生的松散砂，被地层流体带入到井底之中，也引发油气井出砂现象，滑移次生破坏是导致充填砂进入井底出沙的重要原因，而剪切和拉伸的影响，则导致延时超过极限强度，出现松散砂流入地层的现象。 2 储气库出砂的影响因素 2.1 地质因素
操作规程 一、开井操作规程 二、录取井口油套压操作规程 三、CWD-430差压流量计校验规程 四、启动CWD-430差压流量计操作规程 五、停运CWD-430差压流量计操作规程 六、流量计静、差压回零检查操作规程 七、更换高级孔板阀孔板操作规程 八、更换节流阀操作规程 九、保养节流阀操作规程 十、更换、检查气嘴操作规程 十一、调配气量操作规程 十二、更换分离器液位计操作规程 十三、取气样操作规程 十四、取油水样操作规程 十五、氯根滴定操作规程 十六、压油操作规程 十七、启动水套炉操作规程 十八、8Kg干粉灭火器使用 十九、推车式干粉灭火器使用方法 二十、更换压力表操作规程 二十一、更换安全阀操作规程 二十二、阀门加盘根操作规程
二十三、管线除锈刷漆操作规程 二十四、井口针阀刺漏 二十五、井口生产阀刺漏 二十六、站内管线严重漏气 二十七、进水套炉阀门阀体前法兰处突然刺漏 二十九、集气站内气咀丝堵刺漏或节流阀刺漏二十八、水套炉盘管刺漏 三十、水套炉温度计插孔刺漏 三十一、集气站内气咀堵塞 三十二、集气站内针阀至分离器管线冰堵。三十三、分离器压油阀垫子刺漏 三十四、输气干线憋压 三十五、高压安全阀阀根部下法兰刺漏
集气站操作规程 一、开井操作 1、记录上级部门开井通知（开井原因、时间、气量）和通知者的单位、 姓名，与有关单位联系，同时备齐正压式空气呼吸器，便携式硫化氢检测仪须每人配备，作好开井准备。 2、点水套炉保温。 3、用站内气嘴和针阀控制气量。 4、导通站内相关流程，使阀门处于应开关位置、控保装置灵活可靠。 5、做好计量（气、油、水）准备。 6、待水套炉出口温度达到开井要求即可实施开井。 7、录取井口油、套压力。 8、按照“从内到外”的原则，缓慢开启采气树生产阀门、井口节流阀。 将气流引入系统，并调节好各级压力。 9、启动流量计，调整气量。 10、挂开井牌。 11、填写记录（开井时间、开井前油套压、温度、气嘴规格等），并向 调度室汇报。 注意事项： 1、在整个操作过程中要严格按照操作规程进行操作，做好安全防护措施，正确使用工具，开关阀门不得过快过猛，平稳操作。 2、要随时监测现场硫化氢变化情况，并做出相应的警报。 二、录取井口油、套压 1、井口压力的录取必须有两人同时进行，两人均需佩戴硫化氢检测仪， 佩带好正压式空气呼吸器。 2、一人读取压力，另一人记录。 3、在读取压力时，读压人要做到眼睛、压力表指针、压力表刻度三点 一线读取压力。
煤层气井常用试井方法及应用 学号: 2010050031 姓名: 张恒
煤层气井常用试井方法及应用 摘要:试井测试是目前能够准确获取煤层参数的有效方法。现从实际应用的角度,重点 介绍了煤层气井常用试井方法,并对各种试井测试方法的优缺点、适用范围进行了研究评价。结合煤层渗透率及储层压力的特征,探讨了试井测试方法在煤层气勘探开发中的应用 关键词:煤层气;试井方法;应用 0引言 煤层气的勘探、开发离不开煤层气试井,它是对煤层进行定量和定性评价的工艺方法,它在确定煤层基本参数方面具有明显的优势,其主要目的是获取储层的评价参数,为煤层气井的勘探开发和生产潜能评价提供科学的依据。但煤层气属于非常规天然气资源,它在储集、运移、产出机理方面与常规油气之间存在明显差异。目前试井测试的方法很多,主要依赖于常规油气井试井技术,尽管一些常规试井方法可用于煤层气试井测试,由于煤层气在储集、运移、产出机理方面与常规油气之间存在明显差异,这些试井技术的应用有一定的局限性。大量的研究资料表明,我国煤储层具有低压、低渗的特点,即煤层的储层压力和渗透率普遍较低。本文通过对煤层气常用试井方法研究评价,结合我国煤储层特点,探讨煤层气试井方法在煤层气勘探开发中的应用[1]. 1煤层气井常用试井方法 煤层气试井测试方法有很多,目前国内外常用的试井测试方法主要有DST测试、段塞测试、注入/压降测试、水罐测试,微破裂试验测试技术等 1.1DST测试[2] DST测试利用钻杆地层测试器进行,依靠地层流体的流动、产出和压力恢复的过程求取地层参数,是认识测试层段的流体性质、产能大小、压力变化和井底附近有效渗透率以及目的层段被污染状况的常用手段。煤层气井DST测试目的与常规油气井有些不同,由于煤层气多以吸附状态存在于煤储层中,因此煤层气井DST测试主要是了解煤储层中水的能量、割理的渗透能力、储层压力以及判断原始游离气是否存在,为下一步的改善措施提供参数依据。DST测试方法常用于渗透率和储层压力较高的储层中。 图1 DST测试半对数曲线示意图 1.2注入/压降测试[3] 注入/压降法试井是一种单井压力瞬变测试,或称不稳定试井,可以估算测试层和测试井的
气井产能确定方法 气井产能是进行气井合理配产、评价气田生产能力的重要依据，其评价结果的可靠与否，直接关系到气田能否实现安全平稳生产。目前常用的气井产能确定方法可分为六大类： 一、无阻流量法 气井绝对无阻流量是反映气井潜在生产能力的主要参数之一。利用气井绝对无阻流量百分比大小确定气井产能的方法称为无阻流量法，该方法通常用于新井产能的确定。 气井绝对无阻流量值可通过气井产能测试直接求取，如多点的系统试井（或称为回压试井、稳定试井）、等时试井、修正等时试井及单点测试等方法。某些条件下，对未进行产能测试的井，可应用已知气井绝对无阻流量与其地层系数或与其储能系数统计回归得到的经验关系式（q AOF ~Kh 、q AOF ~φhS g ）来估算，还可采用简化试气经验判别法。 （一）产能测试法 有关不同产能测试方法的适用条件及气井绝对无阻流量值求取的方法，请参见行业标准《SY/T 5440 试井技术规范》。 另外，在采用单点测试方法求取气井绝对无阻流量时，除利用已有的一点法公式外，还可根据各自气田的实际情况，建立适合于本地区气田的一点法产能公式，其原理与方法如下： 气井的无量纲IPR 曲线的表达式为：()2 1D D D q q P αα-+= (1) 也可变形为：D D D q q P )1(/αα-+= (2) 式中： () 22 2/R wf R D P p p P -= (3) AOF g D q q q /= (4) )/(AOF Bq A A +=α (5) （5）式中的A 、B 为气井二项式产能方程系数A 、B 。
由（1）式得： ( ) αα α α-?? ????? ?-??? ??-+= 1211412 D D p q (6) 将（4）式代入（6）式得：()?? ? ?????-??? ??-+-= 1141122D g AOF p q q αααα (7) 上面式中的α值，可通过其他井多点产能测试资料计算的二项式产能方程系数A 、B 统计回归确定，见图1。 图1、2分别为某气田多点产能测试资料的统计回归曲线，根据回归曲线即可得到该气田的二项式和指数式产能方程。这样，利用该产能方程与单点测试实际数据，就可计算得到更为可靠的气井无阻流量值。 图1 某气田气井二项式产能方程系数α统计回归求取图
油气井常见生产现象井筒举升条件分析
油气井常见生产现象井筒举升条件分析 西北油田分公司 塔河采油一厂采油四队 詹新 2009年3月2日
目录 前言 (2) 一、关于动态分析的定义 (3) 二、油气井常见生产现象井筒举升条件分析 (5) （一）、气井携液临界气量 (5) （二）、天然气水合物 (7) （三）、电潜泵相对扬程 (11) （四）、气体对抽油泵的影响 (12) （五）、自喷井套压与井筒内流体的关系 (14)
油气井常见生产现象 井筒举升条件分析 前言 交流对象： 班组长、采油工 交流背景： 一些和井筒内举升条件有关的生产现象，部分班组长、采油工在工作过程中不太明白，经常询问，本人汇总后在此做一个的介绍，以期能增强现场人员的分析和判断能力，指导实际生产。 交流内容： （1）简单介绍各个层次动态分析的定义； （2）主要从井筒举升条件对油气井常见的一些生产现象进行分析和解释
一、关于动态分析的定义 广义的动态分析指的是油、气田开发动态分析 。 定义：在油、气田开发过程中，利用油、气田生产数据和各项监测方法采集到的资料，来分析、研究地下油、气、水运动规律及其发展变化，检测开发方案及有关措施的实施效果、预测油、气田开发效果，并为调整挖潜提供依据的全部工作称为油、气田开发动态分析。包括三个方面： 生产动态分析：亦叫单井动态分析，包括油气井动态分析和注水井动态分析 油气田 开发动态分析
井筒举升条件分析：油井井筒内阻力以及压力消耗等变化情况分 析 油气层动态分析： 油气层动态分析 吸水能力和产油气能力变化、地层压力及渗流阻力变油气层中油气水分布及其运 动状况 油气层物性及流体性质变化 储量动用及剩余油气分布状况
气井动态分析 2009年动态分析模式 一、气井生产阶段的划分 1、生产阶段的时间划分 （1）从XXX到XXX是什么阶段。 （2）从XXX到XXX是什么阶段。 2、生产阶段划分描述 （1）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 （2）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 二、气井异常情况分析处理 1、异常类型判断 （1）从XX到XX是XX故障。 （2）从XX到XX是XX故障。 2、异常现象描述 （1）异常1：XXX，是由XX故障引起的。 （2）异常2：XXX，是由XX故障引起的。 3、建议处理措施 （1）异常1：XXX处理。 （2）异常2：XXX处理。 三、气井工艺选择 1、XXXX。 2、XXXX。 3、XXXX。 四、计算 解：依据公式：XXX。 带数据 结果。 答：XXXXXXXXXXX。 2012年动态分析模式 一、获取数据生产采气曲线（EXCEL表格内） 1、获取数据与原表保持一致。 2、采气曲线生产。 曲线个数和题目保持一致。 油套压在1个坐标系内。 二、气井异常情况分析处理 三、气井工艺选择 四、计算 生产阶段的划分 无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。 气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气）
气井异常情况 一、井口装置 1、故障名称：井口装置堵 现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。 处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。 （2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。 2、故障名称：井口装置刺漏 现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。 处理措施：（1）验漏，查找验漏点。 （2）维修或处理漏点。 3、故障名称：仪表仪器坏 现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障； （2）两个参数变化，传输设备故障； 处理措施：（1）维修仪表。 （2）维修传输设备。 二、井筒 1、故障名称：（1）油管挂密封失效。 （2）油管柱在井口附近断裂。 现象描述：套压等于油压；产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。 处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。 （2）更换油管。 2、故障名称：（1）油管堵。 （2）节流器堵。 现象描述：套压略有升高；油压下降；产气量下降；产水量不变；氯离子含量不变。 处理措施：（1）注醇解堵。 （2）维修更换节流器。 3、故障名称：节流器失效 现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量上升；产水量上升；氯离子含量不变。 处理措施：维修更换节流器。 4、故障名称：油管积液 现象描述：套压上升；油压下降；油套压差增大；产气量下降；产水量可能上升或下降。 处理措施：（1）排水采气及优化加注量，缩短加注周期。 （2）堵水采气：1、机械堵水，下封隔器。2、化学堵水：胶体打进油管。 5、故障名称：气井水淹 现象描述：套压下降；油压下降；产气量为0；产水量为0。 处理措施：（1）气举排水采气。 （2）抽吸排液。 6、故障名称：井底积垢 现象描述：套压下降；油压下降；产气量下降；产水量下降；下降的趋势相同。 处理措施：洗井。