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长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验分析随着能源需求的不断增长，天然气已经成为了现代社会不可或缺的能源资源之一。
而长庆油田作为我国最大的陆上油气田，其地质条件复杂，气藏较为丰富，被誉为中国的“天然气宝库”。
为了更好地开采这些丰富的天然气资源，长城钻探公司在长庆区域进行了一系列的气井勘探和开发工作。
在这个过程中，该公司积累了丰富的施工经验，为长庆区域的气探井的施工质量和效率提供了有力支持。
一、施工前的充分准备在进行气探井施工之前，充分的准备工作是非常重要的。
长城钻探公司在施工前进行了详细的地质勘探和资料分析，充分了解了勘探区域的地质构造、地层情况、气藏特征等重要信息。
在此基础上，公司制定了科学合理的施工方案，并选用了适当的钻井设备和工艺流程。
这些准备工作的充分性，为后续施工工作的顺利开展奠定了坚实的基础。
二、精细化施工管理长城钻探公司在施工过程中，严格遵循了精细化施工管理的原则，确保每一个环节都能够得到精益求精的执行。
在现场施工过程中，公司建立了科学严密的施工流程和权责清晰的作业管理制度，不仅提高了施工效率，还大大降低了施工风险。
公司加大了对施工人员的培训力度，提高了他们的综合素质和技术水平，确保了施工作业的安全和质量。
三、灵活应对复杂地质条件长庆区域的地质条件相对复杂，存在着各种挑战和难点。
在面对这些复杂地质情况时，长城钻探公司总是能够灵活应对，能够迅速调整施工方案，确保工程进度不受影响。
当遇到地层崩塌、井眼漏失、井眼塌陷等问题时，公司总是能够迅速采取有效措施，及时修复，确保了作业的顺利开展。
四、保障作业安全气探井的施工作业往往伴随着一定的安全风险。
为了保障作业安全，长城钻探公司重视安全生产，加强了对施工作业的安全管理。
公司不断完善安全标准和作业规范，加强了与供应商和承包商的沟通协调，建立了健全的安全保障体系，确保了施工作业的安全无事故完成。
五、加强与油田合作长城钻探公司在长庆区域进行气探井施工时，充分发挥了与油田的合作优势，充分依托油田的资源和技术优势，实现了资源共享和优势互补。
长庆油田试油(气)作业井控实施细则第一章第一条试油（气）作业井控是试油（气）作业安全施工的基本保障。
做好井控工作，既可以有效防止和避免井喷及其失控事故，实现作业过程的安全生产，又有利于试油（气）作业过程中保护和发现油气层，顺利完成作业施工。
第二条长庆油田井控工作的原则是立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，指导方针是“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”，树立“以人为本”、“积极井控”的理念。
第三条试油（气）作业井控工作包括：地质、工程、施工设计的井控要求，井控装备配备及管理，作业前的井控准备，试油（气）作业施工过程中的井控工作，防火防爆防硫化氢等有毒有害气体的安全措施，井喷失控的处理，井控技术培训及井控管理制度等内容。
第四条带压作业井的井控技术要求和管理由作业设计作详细规定。
第五条本细则是依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气试油（气）井控规定》和SY/T6690-2008《井下作业井控技术规程》，并结合了长庆油田试油（气）作业的特点而制定的。
第六条本细则适用于长庆油田公司及在长庆油田区域从事试油（气）作业的承包商队伍。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求第七条试油（气）作业的地质设计（试油气任务书、地质方案）、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求和提供必要的基础数据。
1、在进行地质设计前应对井场周围一定范围内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内）的居民住宅、学校、厂矿(包括开采地下资源的矿业单位)、国防设施、高压电线、水资源情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围的油、气、水井应标明河道、干渠的位置和走向等。
2、地质设计(试油任务书、地质方案)应标明油气井井口距离高压线及其他永久性设施（民宅、铁路、高速公路、学校、医院），油库、河流、水库、人口密集及高危场所等安全距离。
长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验分析1. 引言1.1 研究背景：在钻探领域中，钻井施工是一个复杂而重要的环节。
长城钻探西部钻井长庆区域气探井的施工经验分析，是为了总结该区域钻井施工过程中的经验教训，为今后的钻井作业提供指导和借鉴。
研究背景可追溯至长庆气田的开发历程。
长庆气田自20世纪80年代投入开发以来，钻井施工一直是关键环节。
随着气田的逐步开发，钻井施工技术逐渐成熟，但也暴露出一些问题和挑战。
对长庆区域钻井施工经验进行深入分析和总结，对提高钻井施工效率、保障作业安全至关重要。
通过对长庆区域的钻井施工过程进行系统研究和经验总结，可以为其他类似区域的钻井作业提供宝贵参考，促进钻井技术的进步和发展。
【研究背景】的明确提出，可以有效引导后续研究工作的开展，使得研究目的更加清晰、研究意义更加突出。
1.2 研究目的本文旨在通过对长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验的分析，探讨其施工过程中存在的问题和挑战，总结经验和技巧，提出优化措施，从而提高施工效率，降低施工风险。
具体研究目的包括：一是深入了解钻井施工过程中的关键环节和技术要点，分析存在的瓶颈和难点；二是探讨井下作业技术的优化策略，提升作业效率和质量；三是阐述安全管理措施的重要性，探索如何保障施工人员的安全和施工设备的完好；四是总结施工过程中的技术经验，为今后施工提供参考；五是探讨施工效率的提升途径，以期提高钻井作业的效率和效益。
通过本文的研究，旨在对长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验进行深入分析和总结，为相关领域的研究和实践提供有益的参考和借鉴。
1.3 研究意义钻井施工是石油地质勘探中至关重要的环节，直接影响着油气勘探开发的进展和成果。
长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验分析的研究意义在于借鉴和总结现有的施工经验，探讨优化技术和管理措施，提高钻井施工效率，降低施工风险，减少施工过程中的疏漏和失误，进而保障钻井工程的顺利进行。
通过深入研究和分析长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工过程中的问题和挑战，可以为相关领域提供有益的参考和借鉴，推动钻井施工技术的创新和发展。
长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验分析一、引言长城钻探是中国石油天然气集团有限公司旗下的一家全资子公司，专业从事石油天然气勘探开发领域的钻井服务。
西部钻井长庆区域是我国石油资源丰富的区域之一，长城钻探在该区域进行了大量的气探井施工工作。
通过对西部钻井长庆区域气探井施工经验进行深入分析，可以总结出一些经验教训，为今后的钻井作业提供指导意义。
二、西部钻井长庆区域气探井施工概况西部钻井长庆区域气探井施工是长城钻探在该区域进行的一项重要工作。
该区域地质条件复杂、气藏深藏地下，给气井施工带来了一定的挑战。
在气井施工中，长城钻探秉承“安全第一、质量为本、效益优先、科技先行”的原则，采取了一系列有效措施，保障了施工过程的顺利进行。
三、施工经验分析1. 地质勘探前期工作在西部钻井长庆区域进行气井施工前，长城钻探充分开展地质勘探等前期工作，对目标区块进行了详细的地质勘探和分析。
通过对地质构造、地质构造、地层圈定等方面的认真研究，为气井施工提供了重要的参考依据。
这一工作是气井施工的前提和基础，对后续施工起到了决定性的作用。
2. 钻井技术创新在气井施工中，长城钻探不断推进钻井技术的创新，采用了一系列先进的钻井设备和工艺，提高了施工效率和质量。
引进新型钻头、钻柱和泥浆技术，改进了施工工艺，加快了钻井速度，降低了钻井成本，提高了钻井质量。
这些技术创新为气井施工带来了明显的效益，也为长城钻探在该区域的勘探开发工作打下了坚实的基础。
3. 安全生产管理在气井施工中，安全生产是长城钻探最重视的工作之一。
公司建立了严格的安全生产管理制度，加强了安全生产教育和培训，不断加强现场管理，严格执行安全操作规程，科学制定施工方案，做好各项安全保障工作。
通过这些措施，长城钻探成功地保证了气井施工的安全生产，有效地避免了各类事故的发生，体现了企业对员工生命财产安全的高度重视。
4. 环境保护与资源利用在气井施工中，长城钻探注重环境保护与资源利用，严格按照国家和地方的环保法规标准执行，组织实施全过程的环保措施。
长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术长庆油田是我国最大的陆上油田，位于陕西省延安市境内，由中国石油天然气集团公司管理。
长庆油田的开发历史可以追溯到上世纪60年代，至今已经有数十年的时间。
在长期开发的过程中，面临着诸多的地质和工艺技术问题，这些问题的解决对于油田的持续开发和生产具有重要意义。
本文将就长庆油田开发过程中的问题以及相关的地质和工艺技术进行详细的分析和阐述。
长庆油田开发过程中的问题1. 地质问题长庆油田位于陕北地区，地层复杂多变，油气藏分布广泛，但储量较小，产量逐渐减少。
主要地质问题包括地层构造的复杂性和非均质性，流体储集机理的多样性，石油粘接性以及降低油藏含油饱和度的渗流机理等。
地层构造的复杂性和非均质性是长庆油田地质问题的主要因素之一。
由于受岩浆活动、构造变形等因素的影响，地层结构错综复杂，非常不规则。
这导致了油气藏的空间分布不均匀，储层的连通性差，给油气勘探和开发带来了不小的难度。
流体储集机理的多样性也是长庆油田地质问题的一个方面。
长庆油田地处与三叠系盆地内部，油气藏类型多样，主要包括泥岩油气藏、碎屑岩油气藏、裂缝油气藏等，这些油气藏的流体储集机理都有所不同，需要采用不同的开发技术来进行开发。
2. 工艺技术问题长庆油田开发过程中的工艺技术问题主要包括油井的完井设计、油井的提高采收率技术等。
油井的完井设计是长庆油田开发中的关键问题之一，通过合理的完井设计可以提高油井的产能，延长油井的寿命，降低开采成本。
长庆油田的地质条件较为复杂，油井的完井设计需要考虑到储层的特点、地层构造、流体性质等因素，以及解决地面设备、工艺流程等问题。
油井的提高采收率技术也是长庆油田工艺技术面临的重要问题。
随着长庆油田的开发年限越来越长，仅仅通过常规的采油技术已经难以满足油田的开采需求。
需要采用一些先进的技术手段，如水驱、聚合物驱、CO2驱、稠油开采等，以提高采收率，降低采油成本。
相关地质面工艺技术1. 地质勘探技术长庆油田地质条件较为复杂，油气藏的分布、储量、残余油等往往不能直接通过目测等手段获知，需要借助地球物理勘探、地震勘探、测井技术等手段进行勘探。
长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术长庆油田是中国最大的陆上油田，其开发过程中涉及到许多问题和相关的地质面工艺技术。
以下是其中一些问题以及相应的技术措施。
一、油层的勘探和开发长庆油田位于陕西油田盆地，地质构造复杂，油气资源隐蔽，油层厚度、产能和岩石组成等差异较大，因此首要问题是准确勘探和开发油层。
为了解决这个问题，需要应用各种地质勘探手段，如测井、地震勘探和岩心分析等。
还应采用先进的油层开发技术，如水平井技术、压裂技术和提高采收率的方法，以最大程度地提高产油能力。
二、油田的抢险和治理长庆油田开发过程中面临一些意外情况，如井口喷油、井下火灾等。
在这些紧急情况下，需要及时采取措施进行抢险和治理。
应用先进的工艺技术，如灭火泡沫、火焰和爆炸抑制剂等，以迅速控制事故情况，并保护周围环境免受污染。
三、油田废弃物的处理和处理油田开发过程中会产生大量废弃物，如钻井液、砂浆废液等。
为了保护环境和节约资源，需要进行废弃物的处理和处理。
可以采用物理、化学和生物等方法对废弃物进行处理，如沉淀、过滤、氧化等，以减少对环境的影响。
四、地质灾害的预防和治理长庆油田地处山区，面临地质灾害的风险，如塌陷、滑坡和地震等。
为了保证油田的安全生产，需要进行地质灾害的预防和治理。
可以采用监测和预警系统对地质灾害进行实时监测，及早发现并采取措施进行治理，如建设护坡、加固井口等。
五、水资源的管理和利用长庆油田地下水和地表水资源丰富，但也面临着供应和保护的问题。
为了合理管理和利用水资源，需要建立水资源保护制度和管理措施，提高水资源的利用效率，减少对环境的影响。
六、油田的环境保护油田开发过程中，泥浆钻井液、注水和采出液等物质的排放会对环境造成污染。
为了保护环境，需要建立环境保护制度和技术措施，如油气回收、废弃物处理和水资源的合理利用等。
长庆油田开发过程中的问题涉及到勘探开发、抢险治理、废弃物处理、地质灾害预防、水资源管理和环境保护等方面。
长城钻探西部钻井长庆区域气探井施工经验分析一、前言长城钻探有限公司是一家专业从事石油天然气勘探开发的企业，其业务范围包括钻井、地震、测井等多个领域。
在长庆区域进行气探井的施工过程中，长城钻探累积了丰富的施工经验，积极探索并总结了许多实用的施工技术和经验，为今后的工作积累了宝贵的经验。
二、施工前期准备1、充分的调研工作在进行气探井施工前，长城钻探首先进行了充分的调研工作，分析了地质构造、地层特征以及地面环境情况，确保在施工过程中能够采取合适的措施应对可能出现的地质灾害及工程难题。
2、合理的选址规划为了选择合适的钻井位置，长城钻探充分考虑了地质构造、地层条件以及上下游设施等方面的情况，选择了合适的位置进行气探井的施工工作。
3、合理的井眼设计在进行气探井施工前，长城钻探充分考虑了井眼设计的合理性，根据地质情况和勘探目标，优化井眼设计，提高勘探成果的质量和效率。
三、施工过程中的应对1、严格的质量管理长城钻探对井筒质量、配套设施和施工流程等进行了严格的质量管理，确保施工过程中的每一个环节都可以按照要求进行，并及时进行调整和改进。
2、科学的安全管理为了确保施工过程中的安全环境，长城钻探对操作人员进行了科学的安全培训，并制定了施工安全操作规范，确保在施工过程中不会出现安全事故。
四、施工后总结1、及时的总结反馈在气探井施工结束后，长城钻探对整个施工过程进行了及时的总结反馈，从工程技术、管理经验、安全环保等方面进行了深入的分析，为今后的工作提供了宝贵的经验。
2、持续的改进提升长城钻探不断总结施工经验，积极探讨施工中存在的问题，不断改进施工技术和提升管理水平，以达到更高的效益和更好的经济效益。
五、结语通过长城钻探在长庆区域气探井施工过程中的经验分析，我们可以看到长城钻探在施工中充分调研、合理选址规划、科学安全管理、严格质量管理以及及时总结反馈等方面的工作经验和技术措施，这为今后的工作提供了借鉴和参考，也为石油天然气勘探开发领域的更好发展奠定了良好的基础。
长庆油田试油(气)作业井控实施细则近年来，随着油气勘探的深入，越来越多的国内外油田开始兴建试油(气)作业井。
而试油(气)作业井控实施细则则是保障作业井施工质量和油气开采安全的紧要措施。
针对长庆油田试油(气)作业井的实际情况，订立一套科学规范的掌控措施至关紧要。
本文将以长庆油田为例，认真论述试油(气)作业井控实施细则的订立及应用。
一、试油(气)作业井典型特征分析长庆油田位于西北地区，地势起伏，山高坡陡，地质条件多而杂。
由于地质构造多而杂，且油气分布分散，目前仍存在很多待勘探的区域。
因此，试油(气)作业井是必不可少的，而典型特征如下：1. 钻井深度较深。
由于地层条件的限制，试油(气)作业井通常钻井深度较深，一般在3000米以上。
2. 固井难度大。
由于地质条件和钻井深度的限制，试油(气)作业井固井难度特别大，需要精准明确掌控固井质量，以保证井筒安全。
3. 井节距小。
为了保证油气产量，试油(气)作业井的井节距往往比较小，一般在50米左右。
4. 井筒内液体浓度高。
由于长庆油田地质条件的限制，试油(气)作业井的井筒内液体浓度往往比较高，需要进行精准明确掌控，以保证生产效率。
二、试油(气)作业井掌控措施针对试油(气)作业井的典型特征和地质条件，长庆油田订立了一套科学规范的掌控措施，实在如下：1. 钻井前的必要准备工作在钻井前，需要对钻探区域进行充分的勘探和确定，钻探前准备工作重要包括：（1）对勘探区域进行认真检查，分析地质构造及地层形态，并订立相应的勘探计划。
（2）订立完善的施工方案和固井方案，包括井深、井径、固井材料、地层压力和井筒防垮等方面。
（3）进行钻井设备和固井设备的检查和维护，确保设备无缺陷，能够正常运转。
2. 钻井施工的掌控措施在钻井施工过程中，需要注意以下掌控措施：（1）认真依照施工方案进行施工，适时调整钻井参数，以保证钻孔质量和钻造速度。
（2）对地层进行实时监测，适时调整井深和井径等参数，确保钻井顺当进行。
陇东气井试气作业现状及分析柯海林 李 斌 徐远鹏 宋庆双（中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 745113）摘要：长庆油田属于“三低”油气田，压裂是增产的重要措施之一。
试油气作业伴随着压裂是长庆油田重要的生产环节。
随着长庆油田陇东区块气井的勘探的逐渐展开，相应的试气业务随之增加。
本文以川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司试气作业为例（简称长庆井下）。
长庆井下2014年在陇东区块共有试气机组3个，完成10井次，其中探井2口，开发井8口。
陇东天然气开发项目处于起步阶段，开发尚处于摸索中。
由于陇东区块气井的地层特性与苏里格气田区别较大，不能照搬苏里格成熟的经验。
2014年陇东气井总体开发速度较慢，效率偏低，产量不佳。
因此，本文旨在通过对2014年的试气经验进行总结，探讨陇东区块气井的特点与提高试气井开发效率的方法。
关键词：陇东 试气 周期 事故 产量一、陇东区域气井特点陇东区域的气井开发时间较短，属于新开发区块，对产气层还没有一个成熟的认识，相关的数据尚不完善。
表一为长庆油田陇东天然气开发评价项目组2014年试气的7口气井数据。
表一 陇东区域气井开发统计表井号 完钻井深（m） 层位 气层井段（m） 储层厚度（m）测井解释射孔段长度（m）日产气量（104m3） 无阻流量（104m3/d）试气周期（天）山1 4191.3-4192.9 1.6 差气层 3 304盒8下4154.0-4157.3 3.3 差气层 3 4981陇7井 4306盒7 4114.5-4117.8 3.3 差气层 4 4796068/ 237（冬休110天）庆1-10-62井 4390 山134269.2-4274.4 5.2 气层 4 14124 18954 1094265.7-4269.5 3.8 气层4270.0-4270.9 0.9 干层庆1-10-63井 4380 山14270.9-4277.5 6.6 气层4 20046 217400 63庆1-12-64H2井 6000 山18段（水平井）845（总） 气层80（总） 64370 753000 70山1 4278.5-4281.3 2.8 差气层 2庆1-19-39 4398山2 4306.4-4308.8 2.4 气层 213225 24276 289（冬休204）4427.4-4430.0 2.6 差气层庆1-22-18井 4510 山14434.3-4438.7 4.4 差气层4 / / 63山2 4297.88-4299.88 2 含气层 24339.25-4340.63 1.4 含气层山134341.63-4343.13 1.5 含气层2庆1-20-78井 4430山114366.25-4369.63 3.4 含气层 24993 7053 139平均 4631 3.013 2.0 16.9 93.1（不含冬休）从表中可以看出陇东区域气井具有埋藏深、储层薄、物性差、井底温度高等特点，庆1-12-64H2井井深达到6000m。
长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术长庆油田位于陕西省延安市境内，是中国最大的陆上油田之一。
长庆油田的开发历程可追溯到上世纪50年代，由于长期潜伏，长庆油田的开发过程中面临了一系列地质问题以及相关地质工艺技术挑战。
以下将介绍长庆油田开发过程中的问题以及相应的解决措施。
长庆油田的地质条件复杂，存在着大断层、大的岩性变化、地下水丰富等问题。
这些地质问题给开发过程带来了较大困难。
为了解决这些问题，开发人员结合地质勘探资料分析，采取了大量的勘探技术手段，如测井技术、地震勘探技术等，以精确找到目标油藏的位置和构造。
长庆油田采用的是复杂油藏开发技术，其中包括水驱、气驱、聚驱等方法。
这些方法的选择需要根据实际情况进行判断，并进行适当的调整和改进。
在实际开发过程中，开发人员采用了一系列的地质工艺技术手段，如岩性分析技术、油藏特征研究技术等，以优化开采方案，提高采收率。
由于长庆油田存在着多层多组油层，油层厚度不均匀、孔隙度差异大等问题，会导致油井的产能差异较大。
为了优化油井的产能，开发人员采用了一系列的地质工艺技术手段，如水力裂缝扩展技术、调剖技术等，以提高油层的渗透性和增加油井的产能。
长庆油田的开发过程中还面临着环境保护和安全问题。
开发过程中会产生大量的废水和废气，对地下水和大气环境造成污染。
为了解决这些问题，开发人员采取了一系列的环境工艺技术手段，如污水处理技术、废气处理技术等，以减少对环境的影响。
长庆油田开发过程中面临着一系列地质问题以及相关地质工艺技术挑战。
通过采用合理的地质工艺技术手段，可以解决这些问题，提高油田的开发效率，并保护环境。
气体钻井技术研究与实践长庆石油勘探局苏里格气田探明储量达6000亿方，是我国西气东输的重要气源之一，勘探面积2万平方公里，但如何高效开发，面临着两大技术问题，一个是如何提高机械钻速，缩短钻井周期；第二个是打开储层后，如何最大限度的保护储层。
长庆石油勘探局从1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究，通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究，取得了初步成果，并在陕242、苏35-18井和苏39-14-1井、苏39-14-4井进行了试验，试验数据表明：机械钻速大幅度提高，苏35-18井的钻速达到18m/h，是临井的9倍多，苏39-14-4井的天然气钻进井段为1092m，是迄今为止天然气钻进井段最长的。
通过研究与试验，初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。
针对苏里格气田的储层特征，为了最大限度的保护储层不受外来水的污染，长庆石油勘探局于1999年提出以天然气作为循环介质打开储层，并分别于2000年、2002年在陕242井、苏35-18井上进行了试验；2003年以提高机械钻速、缩短钻井周期为目的，在苏39-14-1和苏39-14-4井进行了全井段天然气钻进试验，几项研究与试验均取得了明显的效果。
一、苏里格气田的储层特征分析1.储层特征苏里格气田的主力气藏是上石盒子组盒8，岩性主要是含砾砂岩、石英砂岩及岩屑砂岩，分布着微细裂缝，微裂缝的密度为0.2 0.3条/米；储层空隙中粘土矿物，含量在15%～30%左右，孔隙内自生的粘土矿物主要以伊利石、高岭石为主，少量的绿泥石混层；储层的束缚水饱和度为70%～90%。
2.苏里格气田属于典型的“四低”气田苏里格气田属于典型的“四低”气田：压力系数低，仅为0.85左右；平均渗透率低（0.3～2×10-3μm 2）；丰度低；产量低，截至2002年12月，75口井试气产量中，日产大于10万方的井占17.3%，日产4～10万方的井占36%，日产2～4万方的井占18.7%，日产小于2万方的井占28%。
浅析长庆气田地面集输工艺发表时间：2018-11-12T16:32:00.077Z 来源：《建筑学研究前沿》2018年第16期作者：刘利娜1 段明霞1 郑刚2 林晓斌2 周维锁2 [导读] 苏里格气田等，实现了油田资源的有效开采和利用。
为此，文章就三大气田的地面集输工艺问题进行探究，旨在能够更好的促进长庆气田发展。
刘利娜1 段明霞1 郑刚2 林晓斌2 周维锁2 1长庆油田分公司第二采气厂陕西西安 710200；2长庆油田分公司第二采气厂陕西榆林 719000摘要：为了满足天然气调峰、事故应急和战略储备的需要，中国石油天然气股份有限公司拟在长庆气区建设了我国最大规模的地下储气库，包括靖边气田陕45井区、榆林气田南区、苏里格气田等，实现了油田资源的有效开采和利用。
为此，文章就三大气田的地面集输工艺问题进行探究，旨在能够更好的促进长庆气田发展。
关键词：长庆气田；地面集输工艺；靖边高压地面集输工艺；榆林高压地面集输工艺；苏里格低压地面集输工艺我国地下储气库建设起步较晚，最早开始研究地下储气库是在上个世纪九十年代，目前正在使用中的地下储气库数量较少。
针对这个问题，2010年1月21日，中国石油天然气股份有限公司规划了总工作气量为244×108m3的储气库建设目标，并在长庆气区靖边气田陕45井区和榆林气田南区等地下储气库开展初期的调查研究工作。
为了能够更好的促进地下储气库建设发展，文章就长庆气区榆林南区、靖边高压地面集输工艺和苏里格低压地面集输工艺问题进行探究。
一、苏里格低压地面集输工艺在天然气市场需求的快速增长下，天然气开发利用面临空前的压力。
长庆油田在鄂尔多斯盆地发现了世界级大气田——苏里格气田。
苏里格气田是当前我国陆上存储量规模最大的气田，但是从发现实际情况来看，苏里格气田单井产量远远没有达到一般气田经济开发的标准，结合其特点，苏里格气田被人们称作低渗低压，低产气田。
气田由多个单砂体横向复合叠加形成，总体属于致密岩性气藏，单砂体面积渐小，气田储藏层连通性较差。
气井试气地面流程摘要：为了对气田进行定性评价，试气成为重要的方式之一。
它的目的是让我们了解地层的油和气的状况。
由收集到的资料情况对试井进行测评。
我们所做的这种地面测评，必须把数据的精确性、真实性、可靠性放在第一位，这种测试是下一步对气田、油田进行勘测的前提。
在测试中最为重要的注意事项是测试安全，测试的前提是保证测试安全，包括机器设备安全和人员安全。
关键词：气井；试气；地面流程引言气田开发之前最重要的步骤就是试气的作业。
所谓试气，就是为了减小井内地层的压力，使用专业的设备、技术工程进行射孔，让地下地层中的液体流入井中，流出地面。
通过这样一个技术作业，来测试地下层的情况。
得到地下油层、气层、水层和温度、气压、湿度等数据，为下一步的开发提供可靠依据。
试气是在钻井完之后开始进行的，将井进行钻开，然后对井进行试用、了解、探测。
在引流入井后，为其后期开发计划作一个前期铺垫，气田是否有开发利用价值，气田的开发作业困难程度，以及地层资源分布，这些信息都是通过试气来获得的。
1、测试气井通常的流程与材料选择（1）气井与气井也是不同的，主要是凝析水气井和气水井。
对于一些没有水或很少有水的凝析水气井来说，测试时用临界速度流量计、采水井口、放喷管线等用具就可以。
汽水井的测试方式相比于凝析水井，微有差别，但也差不了多少，它们的差别主要在用具分离器和计量器上。
凝析水气井使用的分离器为气水分离器，而汽水井用的分离器为旋风分离器这是为了在临界速度流量计测试时得到更精准的信息，因为临界速度流量计的要求是不含水，所以在测试之前，要把水脱干净才合格。
在气水井的水的测量中，使用的是测量罐。
（2）井口的材料装置选择也是极为重要的部分，井口是用来吊住管道，密封管口的，它还有控制回流、加强安全的作用。
是整个设施中较为重要的一部分。
井口的密封还主宰管内的气压，如果井口密封不好的话，井内液体就会返流，液体中含有的泥沙随着流淌摩擦管道内壁，时间久了，管道内壁会被磨裂缝。
长庆油田试油气作业井控实施细则1. 前言长庆油田试油气作业井控实施细则是根据长庆油田油气作业的实际情况、经验及有关标准、规范和法律法规，结合井控实施的特点编制而成，旨在保障油气作业井的安全、高效和稳定运行。
2. 管理要求2.1 井控人员管理•井控人员需经过专业培训，掌握应急处理能力，严格遵守班前会、工艺检查、交接班等手续，落实签到制度。
•井控人员履行好作业职责，不因个人原因影响作业安全、生产秩序，严禁私自离岗、放松警惕。
•井控人员应遵守班组和安保部门要求，严格执行作业手册和操作规程，认真填写相关记录。
2.2 井控仪器设备管理•井控仪器设备应按时保养，每班使用前应按规定进行检查，发现质量问题及时处理或更换。
•严禁私自拆卸、更改配件或擅自停用使用中的井控仪器设备，如发现问题应及时向井控主管报告。
•井控仪器设备应遵守防爆要求，避免火源接触，避免与易燃易爆物品放置在一起。
2.3 管理制度•长庆油田试油气作业井控实施细则应不断完善，明确工作职责，规范监控记录，加强油气作业员工安全意识教育。
•依据实际情况和设备变化及时修订细则，确保井控实施顺畅、科学。
3. 井控实施方法3.1 井控平台建设构建全面、专业、安全的井控平台，包括监测、预警、控制和指挥等方面，开展科技创新，提高井控综合能力。
3.2 作业监测建立有效的作业监测机制，对油气作业井的变化情况进行监测和分析，包括井下气体、液位、压力等情况，预设作业的安全警戒线和报警值，及时采取保护措施。
3.3 禁止蓝牌操作加强禁止蓝牌操作的管理，确保不合法操作不得进行，禁止随意对井口、井内进行开启、关闭、停电等操作，严禁未经安全检查、确认就操作控制系统。
3.4 操作流程规范确立完整、规范的操作流程，包括班前检查、流程操作、异常处理、交接班等过程，明确责任，不得随意操作，及时反馈操作材料和情况。
3.5 电气安全防护油气作业井应配置完善、可靠的电气安全防护系统，确保电器设备安全运行，杜绝因电气问题引起的事故。
长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术长庆油田是中国西部最大的油田之一，经过几十年的开发，已经逐渐进入了老油田开发阶段。
在长期的开发过程中，出现了一些问题，需要通过相关的地质面工艺技术来解决。
首先，长庆油田储层中含有大量的水和杂质，这会导致采油的效率低下，并且会对采油设备和管道造成腐蚀。
针对这个问题，长庆油田采用了注水和酸化处理技术。
注水可以有效地增加储层中的压力，提高采油速度。
而酸化处理则可以溶解储层中的杂质，保持油井的通畅。
其次，长庆油田储层的构造较为复杂，存在着多个天然断层和岩组变化。
这会导致采油难度大，需要针对具体的地质特征调整采油方案。
在长庆油田的开发过程中，应用了地震勘探技术，对储层进行了全面的勘探和分析。
同时，也采用了压裂技术和水平井技术，以提高采油效率和油井的产能。
第三，长庆油田的储层埋藏深度较大，地温较高，储层的孔隙和渗透性也较差。
这使得采油难度和成本都较高。
长庆油田采用了多种采油技术来解决这个问题，包括地热热采、注水压裂、水平井等。
其中，地热热采是一种利用地热能量提高储层温度的方法，可以使得油的黏度降低，提高油井的采油效率。
最后，长庆油田的开发过程中还存在着环境保护问题。
大规模的采油活动会对周围的环境和生态系统造成影响，需要采取一系列的环保措施来减少这种影响。
长庆油田开发过程中采用了防污染隔离和环境监测等技术，保证了油田开发过程中的环境和生态系统不会受到过度的影响。
综上所述，长庆油田开发过程中的问题较多，但经过相关的地质面工艺技术的应用，已经取得了一定的成果，保证了油田的稳定生产和开发。
未来，需要继续加强对油田储层地质特征的研究和数据采集，以优化采油方案与技术。
同时，也需要加强环境保护工作，确保长庆油田的可持续开发。
气井试气地面流程探析——以长庆油田为例
【摘要】对油田进行试气是对气层进行定性的重要手段，使我们能够更好的了解油田的油气资料，并根据此数据对试井及相关地层进行评定。
在地面测试中要注重数据的真实性、准确性，以便为油田勘测开发提供数据，同时注意气井相关设备安全，以及测试人员的安全等。
【关键词】气井试气地面流程
长庆油田公司（PCOC）是隶属于中国石油天然气股份有限公司（PetroChina）的地区性油田公司，目前公司总部设置在陕西省西安市，其工作区域在鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、内蒙、晋五省区。
其勘探总面积为37万平方公里，其中天然气资源量为15亿m3。
近年来长庆油田公司逐渐形成油气并举的局面，先后发现靖边气田，苏里格气田，榆林气田，乌审旗气田等大型气田，其探明地质储量为8703.5亿m3，控制储量为4362.5m3。
本文针对长庆油田公司苏格里气田地面试气流程进行探析。
试气是对气井进行定性评价的重要手段，其主要地目的是取得地层油气资料，并根据资料对地层进行定性评价。
目前长庆油田在苏格里气田采用常规试气工艺，其工艺流程为：安装设备，通井，洗井，试压，射孔，压裂，排液，完井等。
本文针对长庆油田公司苏格里气田地面试气流程进行探析。
1 气井测试流程
测试流程主要由采气井口、放喷管线、汽水分离器、临界速度流量计、防喷出口燃烧筒等组成。
这种方式主要适用于不产水或产水量较小的凝析水气井。
而对于气水井，则应当采用气水井测试流程，两种测试方式基本一致，主要区别在于测试流程中增加重力式气水分离器，分离后，方进行天然气临界速度测量，水则用计量罐剂量。
而一般气井则使用旋风分离器进行脱水，这是因为临界速度流量计计数要求为，气体必须不含水分，因此无论气井与气水井进行临界测试时均需脱水处理后方可计数，保证数据的准确性。
气井井口装置主要作用为悬挂井下管柱、密封油管、套管，用以控制油气井生产、回注与安全运行的设备，其主要包括套管头、油管头与采油树三个部分。
该装置选定原则为：额定工作压力一定要大于实际工作中井口关井最大压力，对于后期需改造的井则额定压力必须大于实际施工中最大压力，同时根据工作地点温度、采井口装置内流体温度选择温度类别，根据气井的不同情况选择合适的井口装置材料，根据环境以及硫化氢浓度等实际工作因素选择采气井口性能级别。
目前常用管道汇台有丰型与回型两种，根据井口最大关井压力预测结果来选择压力级别。
选择应当遵循：井口压力＜50MPa采用一级管汇台控制，压力＜20MPa采用35MPa管汇，压力在20MPa—50MPa之间采用70MPa管汇，压力＞50MPa采用多级节流。
而对于经常需要操作的阀门则需选用密封性能好、操
作灵活、质量高的平板阀，调压、放空选用JLK型节流阀。
分离计量流程应当选择使用期限较长且噪音小、耐磨性能好的差压油密封闸阀与节流截止放空阀。
放喷测试管线的确定，若预测气量大于80x104m3/d则井口至分离器选用76mm与89mm专用线，采用法兰连接。
而放喷测试管线数量则需要根据井口压力来选择，井口压力＜25MPa，则需配置放喷管线、测试管线各一条，井口采用油、套单翼连接。
井口压力在25MPa—50MPa之间则应当配置为两条放喷管线与一条测试管线，井口双翼油管、单翼套管连接。
井口压力＞50MPa则根据压力大小适当加设管线，但最少应当配置三条放喷管线与两条测试管线，双翼油管、套管连接。
分离器处理能力与分离流体的性质、分离条件以及分离器本身大小有关。
而选择分离器类型则应当根据井内实际出产的物质为选择依据。
如：气水井与尼沙井选用立式油气分离器，凝析气井选择三相分离器。
天然气计量装置，大流量的天然气计量，目前多采用临界速度流量计，目前常用的临界速度流量计直径有2和4两种规格，一般普通气井选用2``规格。
在临界速度流量计使用过程中应注意：井口日产气量＞8000m3且通过孔板的气流流速必须相当于声速。
流量计短节下流管线＞3米，同时流量计短接内径必须与排气管线内径吻合。
2 试气测试注意事项
总体来说主要注意两点，即测试数据的全面、准确与测试的安全性。
首先是采集数据的全面性，在试气测试中，需要采集的数据包括：井口压力、套压力、节流管汇压力、温度、液体流量、气体流量等。
而这些数据则是试井的定性评价依据因此，在保证其全面性同时必须保证其准确性，避免人为误差影响到后期试井的开采。
而安全性问题则包括：气井及相关生产设备、测试设备以及相关工作人员的安全问题，针对这一问题则应当对存在的危险因素进行监测与控制。
监测测试流体状况，根据天然气水化物情况，注入相应的抑制剂。
地面设备选择必须遵循额定压力大于实际功率的原则，并且必须具有灵活、有效控制、各部件连接密封良好。
监测针阀的灵活性、有效性，并检测是否出现天然气水化物冰堵现象。
监测流量、温度、压力变化，保证管汇的安全性。
3 工程实例
以长庆油田的苏里格气田为例，苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中北部，鄂尔多斯盆地中部主要以碎屑岩储集层为主，而苏里格气田属于四低气藏，该区气井地层压力为30MPa，关井后，关井油、套压力在20MPa—30MPa之间，属于中压力级别气井。
该区试气地面流程采用常规放喷流程。
油、套管接出一组管线，油管采用单翼连接两级以上节流管汇，由针阀、平板阀、油嘴套、油管组成。
套管采用单翼连接直流汇管。
根据井口压力为20MPa—30MPa选择KQ65/70带针阀的六阀井口，管线为62mm加厚油管连接，通过井口针阀、地面针阀、油嘴套三级节流控制。
参考文献
[1] 张群双.苏里格气田试气地面流程改进历程及应用[J].油气井测试，2010，19（1）：50-51。
