气田投产报告(审订稿).doc

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1、气田投产报告(审订稿)　　1　　一、拉克拉2XX工程概述　　1、气田简介克拉2XX气田位于阿克苏地区拜城县境内，气田地形变化较大，海拔一般在1400～1600米，气候干旱；构造位于库车坳陷北部克拉苏—依奇克里克构造带中西部，是一个具有弱边底水的背斜块状深层异常高压干气气藏；xx年12月上报储委并批准的地质储量为2840×108m?。　　2、开发方案简介2.1油藏地质情况气藏埋深在3500～4100米之间，含气面积47km2。　　主要含气层系包括下第三系、白垩系，气藏中部温度100℃，压力74.3MPa，压力系数达2.0以上，属低温、异常高压气藏；地质储量2840×108m?，可采储量2290

2、×108m?，气藏甲烷（CH4）含量96.5～98.61%，CO20.11％～0.74％，H2S0.0～0.36mg/m3，天然气品质好；气田地层水总矿化度约160000mg/L左右，为CaCl2水型，Cl一含量达到100000mg/L。　　2.2开发原则采用少井高产、稳产，提高气田采收率，控制产水、延长气层见水时间，提高无水采气期采收率；采用直井衰竭式开采，充分利用气田异常高压巨大的弹性能量，整个气藏采用一套开发层井网和两个产量接替层。　　2.3开发井网及井数采用沿构造高部位轴线一排布井，井距为1000－1200m。　　总井数18口，其中新井14口、老井4口。　　2.4单井产能和开发指标预

3、测初期单井产量平均为470×104m3/d（最高可达700×104m3/d）；在气田全面投入开发后单井产量在160～420×104m3/d，平均为327×104m3/d，采气速度控制在4%以内。　　稳产10～17年，整个气田向外供气可持续至2034年。　　2.5采气工程采用套管射孔方式完井，初期4口井的油管尺寸为7"，采油树选用工作压力等级10000psi、阀通径6.375"、内部材质为HH级、结构为Y型的整体采油树，完井管柱结构基本配置为7"油管+7"井下安全阀+7"油管+7"永久生产封隔器，接触到气体的生产套管、尾管、油管、井下工具材质采用13CrMS材质。　　12.6钻井工程确定合理的

4、套管层序及井身结构，既能满足单井高产、稳产要求，又能封住白云岩，达到安全可靠；同时给出了目的层段的泥浆密度窗口，为超高压气田钻井提供了依据；还研究设计出了适合超高压气田开发的钻井液、完井液体系及配方以及一套盐水高密度、防气窜水泥浆体系及超高压地层小间隙固井工艺技术；对管材的钢级、壁厚、扣型、抗挤抗张等参数也进行了选择优化。　　2.7地面工程克拉2XX气田地面建设包括内部集输系统、中央处理厂和外输管道工程。　　天然气井口节流计量后输送至中央处理厂，经分离进入6套JT阀装置进行脱烃脱水处理，处理合格的天然气输通过X　　70、?1016外输管道输送至轮南首站。　　33、处理装置建设目的、规模3.1

5、建设目的对克拉2XX气田的原料天然气进行脱水脱烃处理，满足管输系统对天然气水露点和烃露点的要求后外输，同时对凝析出的凝析油和水合物抑制剂乙二醇进行稳定和再生。　　3.2处理规模克拉2XX气田中央处理厂设计的正常处理能力为3000×104m3/d，最大处理能力为3600×104m3/d；气处理装置并列6套，单套正常处理能力为500×104m3/d，最大处理能力为600×104m3/d。　　凝析油稳定装置1套，处理能力为100T/d；乙二醇再生装置2套，单套处理能力为11240kg/h。　　44、气田采用的新工艺、新技术、新设备4.1在气田开发中前期，充分利用气田压力能，集气系统运行压力12.2

6、~12.5MPa，气体不增压集输。　　4.2集气系统采用单井集气、连续计量、气液混输的集气工艺，其中单井计量采用文丘里流量计或孔板流量计。　　4.3集气管网系统采用抗Cl-及点蚀极强的22Cr双相不锈钢管材，站内处理湿气的非标设备采用防腐性能极强的复合钢板进行制造，极大地提升了集气系统整体防腐蚀性能，安全可靠，管理方便。　　4.4湿天然气处理采用J-T阀节流致冷低温分离同时实现脱水脱烃的工艺。　　4.5克拉2XX至轮南输气管道管径φ1016，设计压力10MPa，采用X70管材。　　14.6天然气贸易交接计量采用超声波流量计，并设置标定系统。　　4.7整个气田建设大型SCADA系统和光纤传输系

7、统，对生产全过程进行监控、管理、调度、操作及安全保护，实现了井口、处理厂内各装置无人定岗值守、定期巡检的高水平和高可靠性的管理，并设置了完善可靠的ESD系统，尽量做到不放空或少放空，确保气田安全。　　4.8采用国外通用的固定管板式原料气预冷器；并选用在原料气预冷器的管板处注抑制剂的方法，注抑制剂喷嘴为可调喷雾角度的高效雾化喷嘴。　　4.9采用PCHGC-336-LT型高效气液聚结器，气液分离效率为99.95%