气田开发方案编制

1、气田开发方案摘要一、萨曼杰佩气田开发调整方案萨曼杰佩气田是阿姆河右岸最大的整装气田，也是合同区块内唯一投入开发过的气田，该气田1970年上报容积法储量1013.74×108m3（下石膏层：94.4×108m3， 层状灰岩：77×108m3，块状灰岩：842.34×108m3）。重新复算块状灰岩+层状灰岩地质储量为1380.52×108m3；其中土方为1166.67×108m3（块状灰岩732.00×108m3、层状灰岩434.67×108 m3）。根据气藏动态分析结果，气藏原有气井产能高，气井生产稳定性好，产水量小

2、且主要为凝析水，未见水侵现象。气藏地层压力同步下降，没有形成压降漏斗，井间连通性较好。气藏p/Z-Gp曲线呈直线关系，反映目前驱动类型为弹性气驱，压降储量1326×108 m3左右。【节点分析法：节点分析是采气工程中一个重要的分析方法。具体步骤为一、将系统分为8个节点从上至下依次为1、分离器、2、计量阀、3、井口、4、井下气嘴、5、井下安全阀、6、井底、7、射孔、8、地层二、选一节点，分别从流入、流出两方面计算压力降三、绘制流入流出动态曲线，交点对应的压力即为生产压力 还有很多细节要注意，建议你看看杨川东的采气工程】【7、井下气嘴设计：按照不同的设计目标对气嘴的工作参数进行设计，确保

3、气井不形成水合物；同时对已下入节流器的老井，对气嘴直径和下入深度做敏感性分析，达到优化的目的。】萨曼杰佩气田目的层构造形态简单，为一个完整的、平缓的穹隆状背斜构造，构造拱曲幅度在220m左右，其东北区域已进入乌兹别克境内（如图1.2）。图1.2 萨曼杰佩气田区域构造位置图背斜构造轴线在西部为北西向，中部为东西向，北东部转变为北东向，为一个不对称背斜。由于构造起伏较低，受力较弱，含气范围内未见断层。隔夹层分布：萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津阶为一套碳酸盐岩地层，岩性主要为石灰岩，次为石膏，还有少量白云岩，当物性较好或裂缝较发育时均可构成有效储层。通过岩心资料分析，尤其是测井解释结果可知，硬石膏灰岩互层

4、（XVac）、层状灰岩（XVp）、块状灰岩（XVm）内部均存在夹层， 硬石膏灰岩互层中主要为岩性夹层（石膏）；而层状灰岩和块状灰岩内均属物性夹层，即致密的低孔石灰岩等（图2.23）。硬石膏灰岩互层中的石膏或灰质膏岩致密层的单层厚度较大，岩性致密，但分析也有一定的裂缝发育程度，它们究竟仅是夹层，能否成为隔层，仅凭现有资料尚不能定论。块状灰岩、尤其是层状灰岩中低孔渗的致密灰岩，单层厚度较薄，也有裂缝发育，分析其主要起夹层作用。根据部分井统计，层状灰岩夹层频率在0.110.26层/米之间，夹层密度在53.2%77.2%之间，夹层基质孔隙度平均值为1.4%2.5%，渗透率平均值为00.01mD，属于物

5、性夹层（表2.4）。块状灰岩段夹层频率在0.060.20层/米之间，夹层密度在10.6%71.0%之间，夹层基质孔隙度平均值为04.9%，渗透率平均值为00.06mD，亦属于物性夹层（表2.5）。由上述隔夹层统计参数和隔夹层对比图（附图13）可以看出，块状灰岩内部夹层数较少、单夹层厚度较小，不仅各井间夹层密度发育不尽相同，且纵向上发育的层位也不尽相同，找不到比较好的连续分布的夹层，因此难以对流体构成有效遮挡。相对而言，层状灰岩内部夹层频率、夹层密度较块状灰岩大，单夹层厚度也较块状灰岩的厚，总夹层厚度从气田的西北部往东南部变薄（主要是因为地层厚度变薄），厚度较小者位于气田东南部的萨60井附近（厚

6、度小于10m，附图14），因此层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）应为同一水动力系统；在部分地区（主要是气田的西北部）相对较厚，可能对开发有一定的影响。储层的非均质性：储层非均质性是指储层的岩性、物性和含油性的差异性。研究储层非均质性的目的是揭示储层展布，连通程度以及在纵、横向的变化规律，为改善油气田开发效果提供地质依据。储层非均质性分层内非均质性和平面非均质性。萨曼杰佩气田上侏罗统牛津-卡洛夫组主要储层段为层状灰岩段和块状灰岩段，其平面非均质性可以通过基质物性参数和裂缝参数的平面变化来表述，本节主要讨论其层内非均质性。层内非均质性主要表现在两个方面：一是储层内部存在着一些物性较差且不连续的

7、夹层，二是各有效厚度段之间的渗透率存在差异。本次研究主要利用测井资料求取储层非均质参数（渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差）对层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）的层内非均质性进行描述。气藏类型：根据构造特征、储层发育情况及试气资料证实，萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津组气藏主要受背斜构造控制，为背斜构造圈闭气藏；层状灰岩局部还受物性控制。主要依据如下：（1）背斜构造高部位为有利的含气区域，表现为储层厚度大，试油产量高；而背斜边部储层厚度相对较小，并存在试气干层（附图15）。（2）通过对试气资料的统计，层状灰岩（XVp）和块状灰岩（XVm）在海拔-2317m以上测试了53层，其中气层有47层

8、，水层1层（XVm），干层5层；而在海拔-2317m以下（或跨-2317m）测试了24层，其中气层4层，水层13层，干层7层（表2.7、附图16）。而通过单井测井资料的流体性质识别，气水界面海拔也大体在-2317m附近（表2.8），因此目前将气田的气水界面统一定为海拔-2317m是合理的。（3）气藏底部存在礁下致密层，其厚度大，物性差，分布稳定，因此对底水的活跃程度有所制约（附图17）。但礁下致密层在水上的分布范围相对较小，面积仅28.3km2（附图18）。 二、鲍坦乌气田试采方案气田废弃压力确定废弃压力是影响采收率的主要因素之一，由地质特征、开采方式和经济评价等方面综合确定。不同地区及不同类

9、型气藏的废弃条件都会有所不同。鲍-坦-乌气田群的废弃压力由以下几种方法确定。(1)加拿大休梅克统计方法废弃压力按深度计算，每千英尺的废弃压力为100Psi，单位换算后为Pa=0.002232H （1）一般通用公式为 Pa=0.3447+0.0010506H （2）原始压力的10%加上100Psi作为废弃压力的近似值，单位换算后为Pa=0.1Pi+0.6894 （3）(2)美国比较常用的方法是将气藏原始压力的15%作为废弃压力，即：Pa=0.15Pi （4）要想使气藏开采的废弃压力进一步下降，则需要补充技术-工艺解决方案，但通常经济上不可行。在公式（1）-（4）中：Pa为气藏废弃压力，MPa；P

10、i为原始地层压力，MPa；H为气藏埋深，m。按上述计算公式计算结果见表4.4，取平均值为6MPa左右，本次试采方案中气藏开发的废弃压力取6MPa。表4.4 各种经验公式计算废气压力结果统计表气田气藏埋深（m）原始地层压力（MPa）公式1（MPa）公式2（MPa）公式3（MPa）公式4（MPa）Bota-1井区3264.2 53.91 7.29 3.77 6.08 8.09 Tan-6井区3145.7 57.34 7.02 3.65 6.42 8.60 Tan-4井区3237.5 58.67 7.23 3.75 6.56 8.80 乌兹恩古伊3284.8 55.62 7.33 3.80 6.25

11、 8.34 采气速度采气速度是衡量气藏开发状况的一个综合指标，合理的采气速度对气藏开采起着及其重要的作用。鲍-坦-乌气田群地质储量为197.2×108m3，本次方案动用储量182.2×108m3。根据国内外开发边、底水气田的经验鲍-坦-乌气田群，采气速度4%6%为宜。其中，乌兹恩古伊为岩性封闭气藏，Tan-6井区为跨境气藏，且两个井区水体倍数较小，可适当提高采气速度。乌兹恩古伊井区采气速度为6.2%，年产气4×108m3；Tan-6井区采气速度为5.8%，年产气2×108m3；Tan-4和Bota-1井区发育边、底水，采气速度不宜过高，Tan-4井区采气

12、速度为5.3%，年产气2×108m3；Bota-1井区采气速度为4.5%，年产气2×108m3。鲍-坦-乌气田群共计年产气10×108m3。*方案设计使用基本参数：气井年生产时率0.932（年开井340天），方案预测期28年（2014年1月2041年12月），气藏废弃压力6MPa，最低开井井口压力1.2MPa。开采方式鲍-坦-乌气田群J3k-o气藏属于微含凝析油的湿气气藏。潜凝析油含量46.3g/m3，在开发过程中井底不会有凝析油析出，因此，鲍-坦-乌气田群适合采用衰竭式开发方式。*乌兹恩古伊受岩性控制，水体能量弱（水体倍数为1）。其他气田水体能量与乌兹恩古伊气田

13、相比相对较强（水体倍数2.9 13.7），图5.20。*气井产地层水时必须测定产液剖面，分析地层水的出水通道；*1）地层压力是指作用在地层孔隙中流体的压力（即孔隙压力），又称孔隙流体压力。如果孔隙流体是水，那么地层压力等于静水压力值。2）地层压力系数表示的是该储层流体压力（即地层压力）与该处静水柱压力的比值（用深度来计算，石油工程上静水比重常用1.02）。3)  地层压力梯度表示深度增加1m（或100m）所增加的地层压力。静水压力（中学的物理课程）：Pw=Hwg式中： H为水柱的高度。4）如果计算得出：压力系数<0.75 ， 超低压；0.75<压力系数<0

14、.9，低压； 0.9<压力系数<1.1，常压； 1.1<压力系数<1.4， 高压；压力系数>1.4，超高压，异常高压，如气田*钻井复杂提示：1. 本井区附近局部区域浅层地下水较活跃。要求本井区浅层（布哈尔层以上）注意防范出水造成井塌、卡钻等井下复杂情况。2. 基末利阶盐岩、膏岩层存在大量的透镜状高压盐水体（压力系数1.35-1.65），是造成大量钻井复杂甚至报废井的主要原因。要求钻开基末利阶前，必须做好防盐膏污染、高压盐水侵以及盐岩层塑性变形、挤毁套管等复杂情况的预防工作，确保井眼的安全。此外，由于盐层的存在，还容易造成脱靶的风险，因

15、此本区域存在较大的工程风险。快速钻过膏盐层，快速固井，是减少钻井风险的最佳途径。3. 阿姆河右岸B区块内卡洛夫牛津阶属区域性高压气藏（压力系数1.65-1.80）。本井区处在构造较高部位，靠近断层，预计储层孔隙、裂缝较发育，钻达目的层发生井漏、井喷均有可能。因此，钻开目的层前必须做好预防气侵、井喷的技术对策及处理预案，做好井控安全工作。此外，目的层卡洛夫牛津阶气藏为含硫气藏，故钻井过程中要加强H2S监测、报警工作，搞好相关应急预案，加强防喷、防H2S、防CO2及井控安全工作，做好加重材料或高密度钻井液的储备，防止发生意外事故。4. 本构造下石膏层（HA）及GAP层普遍夹有薄层状灰岩，存在薄气层

16、。容易因气侵关井，防喷器损坏而导致井喷，着火，因此，建议本井在钻至下石膏层前，做好相应技术措施及处理预案，预防气侵及井喷事故。5. 7.3 完井工程方案6. 7.3.1 完井方式选择根据试采方案要求，完井方式应主要考虑以下因素：1）大斜度水平井的特点；2）高产气井安全生产的要求；3）酸性气体含量较高的特点；4）防止产层垮塌；5）满足高产和长期稳定生产；6）能满足增产措施的要求；7）考虑先期控水、后期堵水。7.3.1.1直井完井方式方案涉及直井2口，配产400500×103m3/d，目前涉及的井筒作业主要为酸化、分层测试等。基于以下考虑，鲍-坦-乌气田直井推荐采用套管射孔完井方式。（1

17、）套管射孔完井为后期采用分段分层酸化，进一步提高单井产能提供基础；（2）后期存在边底水突进的风险，套管射孔完井为为井筒分段治水留有余地；（3）气井普遍为高产酸性气井，下套管射孔完井有利于保持井壁稳定性，从而增加气井寿命，减少开采过程中的维护作业；（4）目前A、B区块投产直井达数十口，均采用套管射孔完井，该完井方式适应性好，成功率高，技术成熟。7.3.1.2大斜度水平井完井方式方案设计大斜度井7口，配产250600×103m3/d，均为多层合采。 基于以下考虑，气田大斜度井推荐采用带管外封隔器的筛管完井方式。（1）结合连续油管拖动，该完井方式能较好的实现储层酸化改造； （2）考虑后期存

18、在边底水突进的风险，管外封隔器为分段治水留有余地；（3）产层打开程度大，兼具防止地层出砂的能力；（4）套管射孔完井储层打开程度小，固井质量难以保证，射孔段较长，射孔作业难度较大，射孔成本较高；（5）目前A区块投产大斜度水平井，均采用该种完井方式，适应性良好，成功率高，技术成熟。 考虑储层纵向上非均质性较强，分段酸化作业能有效提高动用程度，提高单井产量，大斜度井可试验裸眼封隔器+多级投球滑套完井方式。套管射孔完井作为大斜度井的备用完井方式，该方式储层打开程度小，固井质量难以保证，射孔段较长，射孔作业难度较大，射孔成本较高，但结合机械封隔器该方式具有分段作业方便的优点。7.3.2.2生产管柱设计生

19、产管柱方案应满足以下要求：（1）满足长期安全生产，紧急情况下截断井下气源的要求；（2）满足完井时射孔、增产、测试等作业的需要。由于天然气中酸性气体含量较高，地层压力高，应注意以下两点：一是由于天然气中酸性气体含量较高，所以必须采用抗腐蚀气体的管柱，在气层以上50100m处下入抗H2S、CO2腐蚀的封隔器密封油套环形空间；二是由于井下管柱长期在高温高压下工作，必须耐高压且具有良好的气密性能，推荐采用金属气密封扣连接。参照土库曼斯坦的相关规定，综合考虑以下问题：（1）化学剂注入阀有管线式化学药剂注入阀要额外采购注入管线、注入管线保护器等附属工具，工具一次性投入价格较高，注入管线摩阻较大，但化学剂损

20、耗小，置换方便，地面更换滤网，解堵方便；无管线式化学药剂注入阀无需注入管线，直接由环空向油管内注入，工具成本较低，但化学剂损耗较大，井下易出现堵塞。通过以上对比，两种化学剂注入阀均有各自的技术特点，目前萨曼杰佩投产井化学剂注入装置均采用无管线式化学剂注入阀，能基本满足气田缓蚀剂注入要求。方案充分考虑工艺在气田开发具体实施中进一步优化的可能性，推荐采取常规环空注入，同时探讨带管线化学注入的工艺，作为备用方案。（2）按油气署要求，生产管柱内设置循环滑套和井下安全阀。井下工具与流体接触部分，如井下安全阀阀芯阀座等位置选用13Cr以上管材。推荐完井管柱见图7.3。表7.7 井下主要工具参数表工具名称（

21、in）匹配油管尺寸（in）生产套管尺寸（in）工具外径（mm）下深功能井下安全阀3-1/27130140<150m井下二次关断化学剂注入阀130135封隔器以上20200m永久封隔器完井化学剂注入通道循环滑套120140封隔器以上10180m作为作业时井筒液循环通道封隔器130140产层以上50200m永久封隔器，封闭油套环空，保护生产套管（3）油管强度校核油管强度设计需求出满足生产要求的最佳钢级壁厚长度组合。因油管的抗挤强度和抗内压强度较大，设计时主要考虑抗拉强度。表7.8 油管强度校核表钢级油管外径mm 壁厚mm 公称重量N/m 抗挤强度允许下入深度，m抗外挤 MPa抗内压 MPa抗

22、拉 kN选用安全系数1.4注N80735.5194.87772.96503864N9085.4827304469射孔管柱单级油管允许下入深度计算结果见表7.7。由表7.7可以看出，外径73mm钢级为80，壁厚5.51的油管，在安全系数取1.4的情况下，管柱允许下深可达3864m，能满足气田安全要求。7.3.4.2 射孔工艺方式的选择根据气田特点，油管传输射孔为其主要传输方式。另外根据射孔压差的不同分为正压、负压丢枪、负压不丢枪三个方案。负压丢枪的优点是有利于气井生产期间的生产测试，缺点是需要增加井底口袋长度，增大了钻井成本；负压不丢枪的优点是可以减少井底口袋深度，后期作业时直接提出射孔枪，缺点

23、一是不能满足生产过程中动态监测的要求，二是因枪内存在弹屑，对生产管柱也存在一定影响，三是后期措施作业有一定风险；正压射孔优点一是可以完全满足生产过程中的动态监测，二是降低后期措施作业风险；缺点主要是会对产层带来一定程度的二次污染。根据以上分析，考虑到气田目前属于开发初期，生产测井是初期新钻井必须实施的动态监测工作；推荐采用油管传输负压丢枪射孔，减少储层污染。或采用油管传输正压射孔，该方案使用成熟，在最优方案使用困难时采用。射孔后采用液氮伴注等方式诱喷投产。表7-12 直井射孔方案1（超正压射孔与酸化、测试联作）孔密（孔/m）相位（°）方式射孔压差射孔液压差（MPa）降液面（m）类型密

24、度（g/cm3）2090油管传输30400/表7-13 直井射孔方案2（油管传输负压射孔）孔密（孔/m）相位（°）方式射孔压差射孔液压差（MPa）降液面（m）类型密度（g/cm3）2090油管传输-11.6300无固相1.0酸化改造方案酸液综合性能测试结果说明，胶凝酸和清洁转向酸均具有优良的综合性能，完全能满足鲍-坦-乌增产酸化的需要。 鲍-坦-乌气田气藏储层属于孔、缝发育的生物礁灰岩，含天然裂缝，必须提高酸液抗滤失性能；储层非均质性强，储层井段长，酸液需具有转向能力；储层酸性气体含量高，要求酸液与硫化氢配伍良好，防止硫化亚铁、硫化铁以及硫沉淀；地层温度较高（120-130），酸岩反

25、应速度快，酸蚀作用距离受限，需要采用缓速酸液体系。结合酸化室内评价实验及萨曼杰佩、B区探井酸液的应用情况，初步推荐鲍-坦-乌气田使用清洁自转向酸体系，胶凝酸体系作为备用方案。但鉴于气田非均质性强，需结合现场酸液的具体应用情况，以及进一步室内实验评价的结果进行相应调整。（2）施工注入方式油管注入：采用永久封隔器完井，射孔段位于永久封隔器以下，适合采用油管注入方式。为保证地层均匀吸酸，大斜度井可采用连续油管注酸、注酸过程中上提连续油管的方式。该工艺需配合使用抗腐蚀的连续油管，预防连续油管被腐蚀后断裂。大斜度井也可采用油管注入方式，在连续油管作业不具备的时候采用。（3）酸化施工排量鲍-坦-乌气田初步

26、选择70MPa井口压力，根据井口承压能力，初步计算表明，3-1/2”油管的最大排量能达到约5.0 m3/min，4-1/2”油管最大排量能达到约9.0 m3/min。具体井酸化设计时，应该根据地质目的、施工类型、伤害类型、伤害程度、单井地质条件等，在井口承压能力下的最大排量范围内选择恰当的施工排量。（4）酸化施工规模根据表7.19，B区块气田探井酸化层段总长度为120.6m，总用酸量为120.5m3，用酸规模平均为1 m3/m，大部分井效果较好，鲍-坦-乌气田气井解堵酸化的用酸规模可适当参考该值。深度酸化（压）的规模需结合现场试验，岩心实验，单井储层预测及储层物性、岩性、组成等研究成果，在单井

27、设计时进一步优化。表7.19 B区块气田探井酸化规模统计序号井号射孔层位射孔层段厚度（m）酸量（m3）酸前产量（103m3/D）酸后产量（103m3/D）酸化后产能提高幅度酸前S酸后S123456789101Pir21XVa11220.5028.2无限-2.682XVa1-XVhp68.640116765599%10.8-4.233Pir22XVhp144003.7无限-4Yan21XVa22020314901450.6%-7.3.4.4酸化过程中的储层保护酸化施工后应及时返排；同时应充分考虑储层的地质条件和敏感性评价结果，以酸化效果评价实验为手段，对酸液配方进行认真评价和筛选，进一步优化酸液

28、配方，减少储层损害。配酸前预先配液设备及储罐，要求储液设备, 管线及储罐中无积液, 无铁锈, 无杂质；保证入井管柱无锈蚀，有条件的情况下应对油管进行清洗；酸化施工后及时放喷排液，以防残酸造成二次损害和造成井筒积液腐蚀井下管材。7.4 复杂情况及预防措施7.4.1 防腐工艺方案7.4.1.1 腐蚀环境分析根据NACE MR0175标准规定：PCO2/PH2S20以H2S腐蚀为主；500PCO2/PH2S>20为CO2/H2S混合腐蚀区；PCO2/PH2S>500为CO2腐蚀区。鲍-坦-乌气田PCO2/PH2S>500，腐蚀类型以CO2腐蚀为主，腐蚀环境恶劣。7.4.1.2 腐蚀

29、防治室内评价实验根据室内评价实验结果，鲍-坦-乌气田气质组成与别皮气田相似，使用BG80S-3Cr具有较好的防腐效果，BGL80-13Cr油管材具有最优的抗腐蚀性能。图7.4 西安摩尔实验室材质评价实验结果7.4.1.3防腐工艺方案初步设计基于以上分析，考虑可采用以下两个防腐方案：（1）材质防腐方案根据日本住友公司材质选择图版（图7.7），鲍-坦-乌气田油管材质可选用13Cr钢材，该方案不需加注缓蚀剂保护油管内壁，只需在油套环空中替入保护液保护套管内壁和油管外壁。该图版选择结果与室内平价实验结果相符。图7.7 日本住友材质选择图版（2）抗硫材质+缓蚀剂注入防腐方案油管采用BG80S-3Cr或同

30、等级抗硫管材，结合缓蚀剂加注进行气井防腐。缓蚀剂注入方式推荐采用化学剂注入阀，考虑到气井生产多年，井下情况复杂可能导致的注入阀可靠性风险，建议采用油管注入或固体缓蚀剂投注法作为缓蚀剂注入的备用方案。采用13Cr管材防腐方案，防腐效果较好，防腐方式简单，但投资高于抗硫材质+缓蚀剂注入防腐方案；采用抗硫材质+缓蚀剂注入的防腐方案投资较小，防腐效果较好，但生产管理较复杂。本着技术可靠、经济可行的原则，初步推荐采用抗硫材质+缓蚀剂注入的防腐方案。但该方案需结合现场腐蚀监测，进一步优化缓蚀剂类型、加注方式、加注制度等，确保防腐效果。13Cr管材防腐在缓蚀剂注入方案实施困难时，作为备用方案。7.4.1.4

31、腐蚀速率监测采用腐蚀在线监测仪、失重挂片法或工程测井等方法监测腐蚀速度，对比不同酸性气体含量气井的腐蚀速度、加注缓蚀剂与未加缓蚀剂气井的腐蚀速度，为评价防腐效果、正确选择防腐方法和缓蚀剂提供依据。推荐方案如下：对于气田典型井，应做较为全面的腐蚀监测，监测方法有：（1）腐蚀挂片法，监测均匀腐蚀和点坑腐蚀程度；（2）缓蚀剂残余浓度分析，监测介质中缓蚀剂的有效浓度；（3）极化电阻探针法，监测瞬时腐蚀速率；（4）氢探针法，监测渗氢腐蚀速率。7.4.2 水合物形成预测及防治天然气水合物是采气过程中经常遇到的一个重要问题。根据气体组分分析结果，计算出各气井的天然气在不同压力下水合物形成的温度（表7.20）

32、。而根据测试及计算结果，各井的井口压力在50MPa左右，根据气藏平均数据预测出在不同产气量条件下的井口温度为6080之间，远高于水合物生成温度，气井正常生产时不会生成水合物。表 7.20 鲍-坦-乌气田水合物生成温度预测表序号12345678910111压力(MPa)5.0812161820253040502温度（）101316181919212224267.4.3老井评估及修井初步方案7.4.3.1 老井修复价值分析鲍-坦-乌气田地层压力高，酸性气体含量高，老井封存多年，井下情况不明，老井修复存在较大风险，需首先确定老井具有修复价值。气田群现有封存井4口（Uzy-1、Uzy-4、Bota-1

33、、Bota-4），其中Uzy-1井构造位置好，测试产量高470×103m3/d，修复价值最高；Bota-1井测试产气13.3×103m3/d，但测试水气比75.2-872g/m3，单井产能存在一定风险；Uzy-4、Bota-4井测试产量低，修复价值不高。8.3.2.3防止水合物形成工艺根据井口流体组分，利用HYSYS软件模拟计算，在不同压力下水合物形成温度见表8.2。 本工程采、集气管线采用埋地敷设方式，用HYSYS软件模拟计算时埋地温度参考CPE西南分公司B区其它气田的取值，取5。（1）单井及采气管道本工程采用单井节流至不形成水合物为原则，气田单井节流后压力见表8.3。表

34、8.2 不同压力下水合物形成温度统计表序号123456781压力 （MPa）5.57.59.511.513.515.517.52水合物形成温度（）13.015.116.617.919.120.120.93序号91011121314154压力 （MPa）19.521.523.525.527.529.5315水合物形成温度（）21.722.423.023.524.125.625.0表8.3 单井井场节流后压力气田鲍坦乌节流前压力（MPa）2438节流前温度（）6177节流后压力（MPa）8.79.011.514.8节流后温度（）35443646采气管道终点压力（MPa）8.410.814采气管道终

35、点温度（）20302125水合物形成温度（）161820末点温度与水合物形成温度的差值（）41435从表8.3可以看出，单井节流后采气管道温度高于水合物形成温度，因此，单井及采气管道不需采取其他的水合物防止措施。（2）集气站及集气管道单井管线、集气管线压力和温度见表8.4。表8.4 单井管线、集气管线压力和温度气田鲍坦乌单井进站压力（MPa）8.413.6单井进站温度（）2030节流后压力（MPa）8.4节流后温度（）330鲍坦乌集气站出站压力根据第二天然气处理厂进厂压力7.4MPa 反推为8.3MPa左右，由于单井井口节流后的天然气输送至集气站进站压力在8.413.6MPa ，其中Tan-4

36、01、Tan-402、Tan-602及Bota-101D共4口单井进站压力大于8.3MPa需再节流， 节流后最低温度为3左右，根据表8.1，鲍坦乌气田二次节流后单井气流温度低于水合物形成温度，集气站若不采取水合物防止措施，有可能生成水合物，因此需要采取防止水合物生成的措施。防止水合物形成主要有加热和注入水合物抑制剂两种方式，抑制剂比较广泛采用的是甲醇和乙二醇。由于本工程天然气将接入B区处理厂，B区处理厂内并无乙二醇回收装置，长期注入乙二醇投资较大。如果采用甲醇作为水合物抑制剂，由于甲醇是有毒物质，长期大量注入存在安全隐患。因此本工程从操作成本，安全性和环保方面考虑推荐采用加热的方式来防止水合物

37、的形成，设置橇装化加热炉，即气田集气站所辖单井来气先将部分单井加热至55左右后再节流。目前由于缺少凝析油含蜡量、凝固点等资料，准备在试采过程中完成凝析油物性参数的收集工作。在气田凝析油含蜡量、凝固点等数据确认后，应充分考虑凝析油含蜡对加热炉的热交换能力可能带来的影响。鲍坦乌气田井流物从地层处理厂的压力、温度变化示意图见附图8.2。*产品商品率：天然气商品率测算依据：截至2013年6月15日，A区萨曼杰佩气田共生产原料气175.5亿方，商品气160.46亿方，商品率91.5%，故参照萨曼杰佩气田取92%作为方案的商品率。表11.10 历年萨曼杰佩气田商品率表年份商品气（亿方）原料气（亿方）20090.94