开发煤层气，是中国石油天然气集团公司贯彻落实国务院改善能源结构、加强安全环保等指示精神，忠实履行所承担的经济责任、政治责任和社会责任，加快推进集团公司建设综合性国际能源公司，实现科学发展的战略性举措；也是实现节能减排，推动地方经济，更是油田公司实现油气资源有效接替，建设具有一定经营规模新华北特色的地区能源公司的战略性选择。

我油田经过多年使用“安控公司”产品在现有网络资源基础上，建设了集气站工业控制网络、Ip通讯网络和员工公寓网络，实行分权管理，专用转换渠道，使生产服务和生活娱乐网络隔离，实现远程集气站通讯、生产数据采集、视频监控“三网合一”应用，并采用语音网关将IP通讯与厂核心程控交换机连接，使IP通讯与传统通讯方式兼容，大大降低了生产成本。

    气田数字化建设，带来的是管理模式的变革，催生的是管理机制和体制的创新。使气田的管理、技术、运行模式获得空前的扩展、创新和丰富。

1、一口井从开钻到完钻要经过破碎岩石、取出岩屑并保护井壁、固井和完井多道工序。其基本工艺流程如下：
①钻前准备：定井位、道路勘察、基础施工、安装井架、搬家、安装装备。
②钻进：加深井眼的过程。
③固井：下入套管、注水泥固井。
（钻进、下套管固井作业是交替进行的，循环次数与井身结构有关。具体过程如下：第一次开钻（一开）→钻达一开设计井深→下表层套管、固井；二次开钻→钻达二开设计井深→下技术套管套管、固井；（井身结构复杂的井，继续进行三开、四开……等阶段的钻进和固井）钻达设计井深，下入油层套管、固井。）
④完井：按设计要求连通油、气层和井眼，安装井口装置。

2.钻前准备
在确定井位、完成井的设计后，钻前工程是钻井施工中的第一道工
序，它主要包括：
(1)修公路。修建通往井场的运输用公路，以便运送钻井设备及器材等。
(2)井场及设备基础准备。根据井的深浅、设备的类型及设计要求来平整场地，进行设备基础施工(包括钻机、井架、钻井泵等的基础)。
(3)钻井设备搬运及安装。包括设备就位、找正、调整、固定；钻井循环管线和油、气、水、保温管线及罐的安装等。
(4)井口设备准备。包括挖圆井(或不用)、下导管并封固、钻鼠洞及小鼠洞等。

3、钻井
钻井是以一定压力作用在钻头上，并带动钻头旋转使之破碎井底地层岩石，井底岩石被破碎后所产生的岩屑通过循环钻井液被携带到地面上来的作业。
钻进作业工序：
概括起来钻进作业可包括如下5道工序：
①下钻：将由钻头、钻铤、方钻杆组成的钻杆柱下入井中，使钻头接触井底，准备钻进。
②正常钻进：又称纯钻进。启动转盘(或井底动力钻具)通过钻杆柱带动井底钻头旋转，给钻头施加适当的压力(钻压)以破碎岩石。与此同时，开动泥浆泵循环泥浆，冲洗井底，携出岩屑，保护井壁，冷却钻头。

根据不同的地层情况、钻进深度、钻头类型等，使钻头转速n、钻压P、泵流量Q和泥浆性能各自处于最佳参数值，以取得最快的钻进速度。

③接单根
随着正常钻进的继续进行，井眼不断加深，需不断地接长钻杆柱；每次接入一根钻杆，此作业称为接单根。采用顶驱钻井系统时，每次接入一立根(由2到3单根组成)。
④起钻
需要更换新钻头时，便将井中全部钻柱取出，称起钻作业。每次起卸一立根，每一立根构成一个起钻操作循环。

⑤换钻头
起钻结束，将钻头提出井口，用专用工具卸下旧钻头，换上新钻头。换完钻头，便又开始下钻，重复上述作业：下钻→正常钻进→接单根(立根) →起钻→换钻头→下钻，构成正常钻进作业的大循环，直至钻达预定井深。
钻进作业的各道工序中，仅纯钻进取得钻井进尺，其余是辅助操作。

4.固井
固井是在已钻成的井眼内下入套管，然后在套管与井壁之间的环形空间内注入水泥浆(在套管的下段部分或全部环空)将套管和地层固结在一起的工艺过程。
目的：防止复杂情况以保证安全继续钻进下一段井眼(表层、技术套管)或保证顺利开采生产层中的油、气(油层套管)。

依井身结构的不同，钻井过程中有时仅需下一层套管（如油层套管）；有时需下多层套管(如表层套数、技术套管、油层套管），最终形成一串轴心重合的套管柱。因此一口井往往需要数次

5.完井
完井为钻开生产层，确定油、气层和井眼的连通方式即完井井底结构，确定完井的井口装置及有关技术措施的作业环节。
目的：使油层具有最大的渗透面；油藏与油井有最好的流通性；防止油、气、水互窜；对多层油井，能保证各油层互不窜通，以便进行分层开采。
常规完井方式：
①射孔完井法
钻开整个油层后，下油层套管注水泥，再下射孔枪，发射子弹射穿套管、水泥环和油层，使油层与油井通过这些弹孔孔道相连通。
②裸眼完井
油层完全裸露，油层内不下任何管柱。有先期裸眼完井和后期裸眼完井两种方式。
③贯眼完井法
钻完油层后，在油层部位下入带眼的套管（筛管），只用水泥将油层以上的套管封固起来(水泥伞可以防止筛管处进水泥)。
④衬管完成法
油层套管下到油层顶部，固井；再钻开油层，下入带孔眼的衬管。

钻井工艺流程

1、井身结构

较大尺寸的钻头，下入较大尺寸的套管；小尺寸的钻头，下入更小尺寸的套管，并用油井水泥封固。

     

        

2、钻井方法及钻井液

旋转钻井破碎岩石清除岩屑同时进行；A.转盘钻井法：利用转盘将地面动力传递到井底钻头

B.井下动力钻井法：利用井下动力钻具直接驱动钻头

               

C.钻井液：清除钻井岩屑而循环使用的液体（作用：携带和悬浮岩屑，保持井眼清洁，防止沉沙卡钻；润滑和冷却钻头；平衡地层压力；防止井壁坍塌；传递水功率；泥浆录井）

3、钻井工具及设备

A.钻头：刮刀，成本低、软地层中使用效果较好；金刚石，天然，价格昂贵，多用于高研磨性地层、PDC，人造聚晶切割片；三牙轮，牙轮转动；

B.钻柱：方钻杆，向钻头传递扭矩；钻杆；钻铤；钻柱：方钻杆-接头-钻杆-接头-钻铤-钻头，有时钻柱还要加上扶正器、震击器、减震器，改善钻井条件确保钻井安全（作用：连接钻头及井下工具；施加钻压；传递动力；循环钻井液）

C.钻机：旋转系统，转盘、钻柱、水龙头；循环系统，泥浆泵、管汇、环形空间、振动筛；提升系统，绞车、钢丝绳、天车、游动滑车、大沟、井架；

               

4、钻井环节

钻前准备：钻机搬安（整体/拆散搬安）、井口准备：钻机安装到位后在井口旁边钻一定斜度的大鼠洞和小鼠洞，开钻时 大尺寸钻头 清水作为钻井液，地表地层很软容易坍塌，故采用快速钻进强行通过，迅速下入套管封隔地层，清水从井口返出后一般直接排放。

钻进：起下钻（拆卸或连接钻柱，三根组成一个立柱，暂时存放在钻杆盒内，下钻时直接从井架上拉出来节省时间）、接单根、钻进等作业组成。

钻进辅助作业：电测井、取心钻进、综合录井、中途测试；

固井：在井内下入套管柱，并在套管柱内的环形空间内注入水泥；组成套管柱的基本部件有套管、引斜、单炉阀、承托环、扶正器等；顶部装上水泥头内装有胶塞；地面管汇与水泥头连接构成固井循环通路；先把水泥与水配制成均匀的水泥泥浆，再由专业水泥车泵入井内；注水泥时，水泥浆经水龙头进入套管内部下行，直到预定的水泥浆量注完，这时从水泥头上放下胶塞置于水泥浆的顶部，换用钻井液驱动胶塞下行直至水泥浆被挤出套管环形空间，当胶塞到达承托环位置被卡住不能再动，这时泵压急剧上升表明水泥浆以达预定位置，可以关井后凝；

完井：射孔（最后一次固井后）、下油管（试油、酸化压裂），装采油树（悬挂采油注并密封油管与套管间的环形空间）等作业。

      

1.开井步骤：

 

2.下面分别对不同环境条件的气井开采工艺流程进行详细介绍：

 

 

 

               

进来站位了，需要时间。                            

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   我油田应用安控科技的产品进行 气井开采，工流程如下：

天然气的预处理：脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳、水分、重烃和汞等杂质，以免这些杂质腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道。

2.脱水：若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分，另外，天然气和水会形成天然气水合物，它是半稳定的固态化合物，可以在零度以上形成，它不仅可能导致管线阻塞，也可以造成喷嘴合分离设备的堵塞。 目前常用的脱水方法有：冷却法、吸收法、吸附法等.冷却脱水是利用当压力不变时，天然气的含水量随温度降低而减少的原理实现天然气脱水，此法只适用于大量水分的粗分离。吸附脱水：利用吸湿液体（或活性固体）吸收的方法。三甘醇脱水，适用于大型天然气液化装置中脱出原料气所含的大部分水分。 吸附脱水：主要适用的吸附剂有：活性氧化铝、硅胶、分子筛等。现代LNG工厂采用的吸附脱水方法大都是采用分子筛吸附。在实际使用中，可分子筛同硅胶或活性氧化铝、串联使用。 3.脱硫：酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，必须脱除。
4.钻煤层气井时，根据近平衡压力钻井中甲烷气解吸后滑脱到井口时产生的最大压力，来选用封井器的压力级别。井口装置应配套齐全，安装除气器、液气分离器和方钻杆
上下旋塞，以便发生气侵井涌时能及时排气处理。

　高压天然气井、新区预探井、含硫化氢天然气井应安装剪切闸板防喷器；防喷器组合应根据压力及地层特点进行选择，节流管汇及压井管汇的压力等级和组合形式要与全井防喷器相匹配；应制定和落实井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪器、净化设备、井控装置的安装、试压、使用和管理的规定。高压天然气井的放喷管线应不少于两条，出口距井口大于75 m；含硫天然气井放喷管线出口应接至距井口100 m以上的安全地带，固定牢靠，排放口处应安装自动点火装置。

 

由于天然气和石油同属埋藏地下的烃类资源，有时且为共生矿藏，其加工工艺及产品相互有密切的关系，故也可将天然气化工归属于石油化工。天然气化工一般包括天然气的净化分离、化学加工。净化分离包括从地下采出的天然气，在气井现场，经脱水、脱砂与分离凝析油后，根据气体组成情况进行进一步的净化分离加工。富含硫化物的天然气，必须经过脱硫处理，以达到输送要求，副产品硫黄用以生产硫酸、二硫化碳等一系列硫化物。脱硫后，天然气经过深冷分离，可得到液化天然气；若天然气是富含乙烷以上烷烃的湿气，则可同时得到天然气凝析液，后者常采用精馏的方法，以回收乙烷、丙烷、丁烷，并且还有一部分凝析油。化学加工包括在高温下进行的天然气热裂解，主要生产乙炔和炭黑；天然气蒸气转化或天然气的部分氧化，可制得合成气；天然气经过氯化、硫化、硝化、氨化氧化、氧化可制得甲烷的各种衍生物；湿性天然气中的乙烷、丙烷、丁烷和天然气凝析液等，经蒸气裂解或热裂解可生产乙烯、丙烯和丁二烯；丁烷脱氢或氧化可生产丁二烯或醋酸、甲基乙基酮、顺丁烯二酸酐等。

1.天然气的预处理：脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳、水分、重烃和汞等杂质，以免这些杂质腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道。

2.脱水：若天然气中含有水分，则在液化装置中，水在低于零度时将以冰或霜的形式冻结在换热器的表面和节流阀的工作部分，另外，天然气和水会形成天然气水合物，它是半稳定的固态化合物，可以在零度以上形成，它不仅可能导致管线阻塞，也可以造成喷嘴合分离设备的堵塞。 目前常用的脱水方法有：冷却法、吸收法、吸附法等.冷却脱水是利用当压力不变时，天然气的含水量随温度降低而减少的原理实现天然气脱水，此法只适用于大量水分的粗分离。吸附脱水：利用吸湿液体（或活性固体）吸收的方法。三甘醇脱水，适用于大型天然气液化装置中脱出原料气所含的大部分水分。 吸附脱水：主要适用的吸附剂有：活性氧化铝、硅胶、分子筛等。现代LNG工厂采用的吸附脱水方法大都是采用分子筛吸附。在实际使用中，可分子筛同硅胶或活性氧化铝、串联使用。
3.脱硫：酸性气体不但对人体有害，对设备管道有腐蚀作用，而且因其沸点较高，在降温过程中易呈固体析出，必须脱除。

煤层气俗称瓦斯，是吸附在煤层中的甲烷及少量的其它气体。多年来，煤层气一直是煤矿
开采的一害，但今日煤层气作为可开发利用的新能源已成为世界的热点。我国煤炭资源十分丰
富，开发利用好煤层气资源，不仅能改善我国的能源结构，而旦在改善生态环境等方面都具有
深远的意义。目前，国内煤层气的勘探研究工作刚刚起步，由于煤岩具有特殊的物理力学性质，
所以煤层气井钻井工艺同常规油气井钻井工艺相比存在一定差异。根据在河北大城地区几口
煤层气井的钻探施工情况，现就煤层气井的特殊钻井工艺技术进行分析探讨。
    一、煤岩力学性质及煤储层特征
    煤岩与常规油气储集岩比较具有以下特性：
    1．机械强度低三轴应力试验表明：煤岩比砂岩、页岩更易压缩，尽管煤岩基块的泊松比
值较高，但煤岩中发育的天然裂隙大大降低了煤岩强度；裂隙有方向性，导致煤岩的非均质性
及较大的剪切应力，所以煤岩较其它岩石更易破碎；钻井中煤层段易坍塌，井壁稳定性差。
    2．孔隙度低但内表面积大  煤的渗透率一般为lO-S～106ym2，孔隙度一般小于10%，与
常规油气储集岩相比，其值很低。但煤岩是一种多孔介质，尽管孔隙度低，却有相当可观的内表
面积。煤层气以物理吸附状态存在，因而煤层仍然具有很高的储气能力。
    3．煤岩的吸附性能煤层气以物理吸附的方式贮存于煤岩中，吸附在煤颗粒内表面上的
气体量主要受压力、温度、煤的组分性质、气体成分和煤层水分等因素的影响。
    4．储气层与产气岩同层  煤层既是生气层又是储集层，煤岩颖粒和微孔隙组成了储集空
间，天然裂隙是渗透通道。
    5．煤层孔隙压力低煤储层属于低压储层，加之渗透性较差，在钻井过程中极易受到损
害。
    6．开采方式  钻一个井组大面积排水降压，只有将地层压力降到解吸压力之1：，甲烷气才
能解吸出来。开采工艺是：先抽吸排水，后解吸出气，气水同产，地面分离、

二、煤层气井钻井工艺技术特点
    煤层气井勘探技术的核心是采用特殊的钻井和完井工艺，最大限度地保护好煤储层，使其
尽量减少损害。与常规油气井比较，在钻入煤层之前的钻井工艺基本相似，而在煤储层的钻井
工艺就有明显的差异。煤层气井的钻井工艺技术特点主要有以下几：『面，
    1．井身结构  煤层气井的试井开采工艺步骤是：套管射孔、水力压裂、抽排降压、解吸采
气。因此，确定煤层气井井身结构时必须综合考虑，首先，技术套管尽量下至煤层顶部地层，避
免发生漏、塌、卡等复杂情况，确保煤层井段采用低密度优质钻井液，实施近平衡钻井技术，有
效地保护煤储层。其次，煤层底界到套管浮箍的“口袋”留深应满足煤层含水量及完井降压采气
的要求，试井抽排时既可容纳一定，本积的地层水，利于降低地层压力，使甲烷气尽快解吸，又要
便于聚集产出的煤粉及碎屑物，防止堵塞渗流通道。所以，一般口袋长40－－ 60m。第三，生产套
管固井时采用两凝水泥，煤层段采用正常密度水泥浆，以提离水泥环强度和封固质量；上部井
段采用低密度水泥浆，以防止水泥浆失重影响固井质量。T1和T11井，固井情况见表1。
    表1煤层气井同井情况

2．钻井工艺煤岩机械强度低，可钻性好，但易破碎垮塌，造成井下复杂情况。在煤层段制
定钻井参数的原则是，既要做到安全生产，又能有效地保护煤层。煤层段钻井技术措施是：放大
钻头喷嘴尺寸，减少压降及循环压耗，防止射流冲蚀井壁；钻具组合采用光钻铤加随钻震击器
结构，当煤岩垮塌井下出现复杂情况时，能及时处理；煤层气井的钻井参数与常规油气井相比，
钻压、排量和泵压较低（见表2）；接单根前将井底煤层岩屑循环干净，上提下放无阻卡后先提
出方钻杆再停泵，接单根后先开泵再慢慢下放钻具；起钻前循环钻井液时，钻头应避开煤层段；
起下钻控制速度，下钻到底后用小排量慢慢顶遁水眼，禁止堵水眼后憋回压大幅度猛提猛放，
防止因操作不当产生压力激动损害煤层。
表2煤层气井钻井参数

    3．钻井液煤储层孔隙压力低，渗透性差，钻井液侵入将会导致煤层污染，影响煤层的产
气量。因此，实施煤储层保护技术难度较大，钻井液对煤层的污染主要有：
  (1)钻井液中的固相颗粒和胶体絮凝物堵塞、充填煤层裂隙通道；
    (2)高密度钻井液形成的液柱压差以及作业中产生的压力激动对煤层的损害；
    (3)钻井液中滤液与煤层水发生化学反应，在裂隙通道产生沉淀物；
    (4)混入钻井液的油基质将影响煤层气的解吸效果。

因此，在煤储层应采用优质钻井液和近平衡钻井。煤层气井使用无固相钻井液，用无饥盐
类处理剂既能抑制煤岩的吸附膨胀，又可将密度保持在1. 06～1. 08g/cm3稳定井壁；加入适
量的小分子聚合物，提高粘度，降低钻井液滤失量。钻进中为了控制钻井液密度，固控设备安装
达到“四级”净化标准，固控设备运转率达到80%-90%，最大限度地降低钻井液中的固相颗
粒。另外，防止煤层漏失主要采取小排量、低压耗措施，遇到井漏可加入桥塞堵漏剂，但禁止加
入膨润土或粘土矿物，以减少对煤层的损害。
    4．取心工艺煤层取心不但要求煤心完整，而且应尽量减少甲烷吸附气的散失，这样才能
正确计算吨煤含气量，预测产气能力，确定钻井布置和开采方式。甲烷含气量测定的误差取决
于煤层岩心从取心钻进到装入解吸罐所用时间的长短，即取心时间、起钻时间和煤心样品到达
地面后装人密封解吸罐所需时间的总和越短越好。表3所示为两种工具的取心情况对比：常规
取心工具的起钻时间是绳索取心工具的5～7倍。所以，使用常规取心工具易导致大量的甲烷
气散失掉，影响煤心解吸的测试精度，难以满足煤层取心的工艺要求。目前适合煤层取心的是
绳索取心工具，其优点是：取心内外筒分别为两个独立机构，取心后不需要起钻，内筒总成便可
以从钻具内提到井口，出心速度快，取心收获率高，不仅大大缩短了起钻时间，而且做到了连续
取心不起钻，适应煤层气井取心的特殊作业要求。绳索取心方法是先将钻头及外筒下到井底，
待循环正常后投下内筒总成便开始取心作业。取心参数与常规取心相比，采用“四低”措施，即
低钻压、低转速、低排量、低泵压；送钻操作要平稳，每筒心控制取心进尺和时间，注意钻时和泵
压的变化，防止发生堵心和磨心现象；取心后不用循环钻井液，直接下绳索打捞器从钻具水眼
内将内筒总成提出到井口；在地面及时快速将煤心装入密封解吸罐；内筒总成检查调试后重新
投下，继续取心作业。
表3煤层井段取心情况

一、先谈谈钻井几个准备工程：

 钻前工程:修井场及公路。

 钻井工程:钻机搬安、一开、固表层套管、二开、固技术套管、…, 钻至完 钻井深、  完井电测、固油层套管。

完井工程

地质设计：构造、井口坐标、目的层、岩性描 述、地质录井要求
工程设计：钻井设备、井身结构、钻头设计、钻柱设计、钻井液设计、水力参数设计、套管强度设计、井口装置、钻井施工措施  。

二、气井开采具体工艺流程：

1.井前，首先要在地面确定钻井的位置（即钻井井位），

2.然后，在井位处打好安装钻机的基础并安装井架和钻机。钻井作业时，依靠钻机的动力带动钻杆和钻头旋转，钻头逐次向下破碎遇到的岩层，并形成一个井筒（也称井眼）。钻井井眼尺寸的大小是由钻头大小来决定的。

3.钻头在破碎岩层的同时，通过空心的钻杆向地下注入钻井液（俗称钻井泥浆），将钻头在破碎地层而产生的大量岩屑由循环的钻井液带到地面。地面的固控装置将钻井液中的岩屑清除后，通过钻井泵再次将钻井液打入井内。钻井液是经过钻杆内孔到达钻头水眼处，再从井壁与钻柱的环形空间返回流至地面的。钻进的过程即钻头破碎岩石及钻井液通过循环不断携带出钻屑并形成井筒的过程。
4.钻达设计深度后，要在井筒内下入专用仪器进行测井作业，目的是确定井下地层岩性和各个油、气、水层的位置，然后再下入小于钻井井眼的无缝钢管（又称套管），并在套管与井壁的环形空间内注入水泥浆将套管固定在井壁上。最后一道工序是对油层位置的套管进行射孔，人为地形成一个井下油气流入套管内的孔道。油气的地层压力高时可自行流出地面，这种井称为自喷油气井。油气压力较低时需借助外力从井下抽吸，这种井称为非自喷井。
5.钻井时要有一套配套完整、功能齐全的钻机，有质量优异不易发生事故的钻杆、套管和钻头，有性能优良和钻遇地层岩性相匹配的钻井液等。

总之，石油天然气钻井的目的就是要凿穿岩石，发现和保护好油气层，并形成一个通道确保石油和天然气通畅地流到地面。钻井是石油工业中的一个重要工序，是勘探开发石油和天然气必不可少的手段，是一项耗资巨大、技术复杂、风险性高的系统技术工程。
三、下面再谈谈气井工艺的改进：
油田大部分采用注入高压水或高压蒸汽保持油层压力，驱动原油从油井中产出。一段时间后，注入水伴随原油产出；注入水经处理仍可能含有杂质，引起堵塞使注水压力增加或注水量降低，须定期洗井、修井作业；油井一般在注水开发前2-3年采出液不含水或含水极少，以后含水率以每年0.5%-2.0%的速度递增，而外输或外运前必须净化，要求原油含水率低于0.5%。另外，气井生产要排水取气，也有废水产出。随着油气田开发的深入，大量常规油气井的含水率上升，含油气率下降。一方面，含水量上升即废水量增大导致排污处理困难，污水处理费用过于庞大，生产成本不断上涨，经济效益越来越差；另一方面，产水量升高封堵个别产层，甚至因含水量过高而过早地废弃一些油气井，致使地层中剩余大量的原始储量不能开采出来，造成能源浪费，最终导致产量下降。
近年来，全世界范围内随着油气田的不断开发，油气田产出水处理技术有了新的尝试和突破，井下旋流分离技术日益为石油天然气行业所重视。利用旋流分离技术将“油气水混采—地面分离—污水处理—污水回注工艺”改变为“油气水井下分离采出油气—井下污水回注—地面油气分输”的井下闭路开采工艺。只要同一口井内有合适的地层可回注产出水，就不必将产出水泵至地面处理，使油气井的产出水大部分在井底分离并回注到目的层，避免环境污染，从而减少举升、地面处理和回注费用，延长油气井经济寿命，提高油气田的经济效益。
现场实验初步表明，井下闭路回注开采的潜在经济效益和环保优势非常突出：
(1)工艺上改变了原来“末端治理”的局限，采用的是清洁生产工艺，减少了废水的产生量和外排量，使地面设施优化，地面设备的处理量减少，地面水处理费用（包括抽排、化学处理、防腐和排污等）和大量排水泄露有关的净化费用呈数量级下降，大大缩减了为处理产出量所需的地面设施建设费用及相关环保责任；
(2)地面产出水的减少降低了动力的要求，大大节约井下装置的投入和动力消耗，改善了其工作环境；
(3)大量因产水过多和地面水处理不足而被迫关闭的油气井可以重新开井，延长了油气井经济寿命；
(4)同井回注避免了环境污染，可以改善近井筒周围的流动剖面，从而可开采出油气藏中以前未波及区域中的油气，还可以减少油田开发所要求的钻井数量；
(5)在降低生产成本和基建投资的前提下，增加产油量和原油储量从而提高经济效益；
(6)对于油气水多相混合流动，可以组合“气—液分离，液—液分离，井下闭路开采”，待进一步完善工艺技术后就不仅可以满足油气田生产的需要，还可以广泛用于化工、印染、食品、核工业等许多其它行业中。

 5．井控技术  钻煤层气井时，根据近平衡压力钻井中甲烷气解吸后滑脱到井口时产生的
最大压力，来选用封井器的压力级别。井口装置应配套齐全，安装除气器、液气分离器和方钻杆
上下旋塞，以便发生气侵井涌时能及时排气处理。甲烷气易燃、易爆，在煤层段作业施工中井场
要树立风向标，井场内禁止动用明火，禁止空井等停，严格按气井作业要求执行井控技术条例。
   能起到稳斜的作用。根据江苏油田的实际，推荐了一种新的钻具结构：够216mm3A+彩178mm
钻铤十黟214mm稳定器十够159mm钻铤+乃214mm稳定器十够159mm钻铤十彩214mm稳
定器十影15 9mm钻铤+乃214mm稳定器十黟159mm钻铤。
    通过计算，桥7  1井如按新的钻具结构钻进，其井斜角见表3，而且与稳斜井斜
角(20.7j。)趋于一致。
表3推荐钻具和实际使用钻具产生的井斜角

三、结论
1．分析了地层自然造斜能力的计算方法，得出了桥河口地区的地层自然造斜规律。
2．在钻井设计和施工中，应充分考虑地层的自然造斜规律来进行钻具设计。

气井集气工艺设计包括气井井场、从井场到集气站间的集气管道和集气站三部分。 在大庆外围气田(井)试采开发过程中,初期地质情况不详、气井试采数据不全,经过近几年的建设和试采,摸索出适应于气田开发规律的气井集气工艺流程及技术措施,以适应各种情况下的气井集气,使气井集气工艺不断完善。一、气井集气的现行流程 气井集气的现行工艺流程主要有两种。第一种是无集气站的单井集气流程(见图1).气井气通过水套炉或套管加热器升温后,经角式节流阀降压、分离器分离掉油水后,加药防冻,输往用户。集气管道起点设通球设施,定期清管。该流程主要适应于气田内零散的含油含水气井的集气。对于气田开发初期气井试采数据不齐全的情况下,考虑到气井气中可能含原油和游离水,采用该流程较为适宜。其单井基建投资约为50一60万元;第二种是集气站流程。气井气经发球装置直接输往集气站,集气管道由集气站提供的热水伴热防冻(见图2),无集气站的单井集气工艺流程1一气井4一分离器2一加热器5一加药罐3一节流阀6一发球筒该流程的井口设施比较简单,气中含原油、含水时都适应,但集气管道基建投资高,伴热管道基建投资约为纯集气管道的2~2.5倍,能耗也大,能耗量按产气量的5*10000M3/D,距集气站3KM的气井计算,约为250KW.距集气站越远的含油含水气井,所需的伴热水量和伴热管径越大,能耗和基建投资也随之增加.该流程主要适用于网井密度大,含水及含水量原油的气井,而对于集气半径超过3KM或压力高的的气井,不宜采用.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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