大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田地面集输工艺的优化创新
３ 结 语
（ ） 指 标 体 系 的基 础 扎 实 、 可 靠 。 从 指 标 体 系 １
整 时 的分项 替换创 造 了条件 ；典 型工程 估算 指标 动 态 调整模 型 的建立 ，使 灵活 、方便 地对 其造 价水 平
进 行调 整成 为可能 ，体 现 了技 术 上的先 进性 。 （ ）塔里 木油 田估 算指标 体 系的建 立为塔 里 木 ４ 油 田 以后 各年 投资估 算指 标 的编制 创造 了条件 ，为 塔里 木油 田开 发建设 中科 学 、合理 地进 行地 面建设 投 资决策 提供 了依据 。
藏 ，开 发建产 难度 大 。另外 ，单井 产量 低 ，压力递
减速度 快 ，稳 产 能力差 。气 田天然 气组 分 中 甲烷含 量总体 较 高 （ ０ 以上 ） ９ ，乙烷 含 量 较低 ，各层 产 出气体 中均含 有 少 量 氮气 （ ３ ）和 二 氧 化碳 气 ＜ 体 （ ３ ） ＜ ，含有 一定量 的水 和少 量 的凝 析油 。
密岩 性 气藏 ，具有 低 压 、低 产 、低 渗 、低 丰
度 等特 点 ，主 要 采 取 滚 动 开发 方 式 进 行 开 发 建产。 自 ２０ ０ ３年 气 田先 导性 试 验 至 今 ，通 过
数年 的时 间，形 成 了一套 具 有 大牛地 气田特
色的地 面工 艺及 建设模 式 。 实际生产 情 况证
摘要 ：大牛地 气田是 非均 质性 极 强的致
离 、轮 换计 量外输 、站 内向井 １集 中注醇 防堵 的集 ： １ 气 站工 艺 ；二是井 口加 热 、节流 低温 分离 、井 口设
注醇罐 向管 线 内注醇 的井 口工艺 。通 过先 导性试 验 对 两种 工艺 的试 验 ，得 出 以下结 论 ：大多 数气井 均 存 在井 口温度 较低 的情 况 ，天然 气一 出井 口就可 能 发 生冰 堵现象 ，因此 ，采用 井 口加热节 流 的方式 无 法 满足 大牛地 气 田的采 气要 求 ，而且增 加 了人员 在 气 田恶 劣环境 下 的工作 强度 和工 作难度 ；而采用 注 入抑 制 剂工艺 ，必 须考 虑提 高抑 制剂 注入压 力 ，并 采用 向井 筒 内注入 的方 式 ，才能 够解决 冰堵 现象 的
大牛地气田水平井配套技术日臻成熟
核心 因素的制约 ， 目前对天然气水合 资源 ， 目前探明的油砂资源有 ９％ 但 ５ 物、 油页岩的开发尚处于探索和认识 阶段 。而在利用油砂合成石油 的开 集中在加拿大； 如果加拿大这些油砂 资源全部被开采利用 ， 按照现在世界
水平 井 Ｄ ２ 、 Ｐ 井 中 ， 期采 用 的 Ｆ井 Ｄ３ 初
欠 平衡 钻井 是保护 储层 最有效 的
区块钻井速度最快的指标 。 防止了地层伤害， 提高了产量 ， 有 利 于发现低 压产层 ， 扩大勘探 区块 。
测 试结 果 表 明 ， 平 衡 钻井 地 层 表皮 欠
他们以此为教训 ， 总结分析钻具 手段 。２０ 年 ， 牛地 气 田从 Ｄ １ ０６ 大 Ｆ 井 系数为０ 属于完善完井。Ｄ ４ ， Ｐ 井水平 失效的原因 ， ０８ ， 自２０ 年 在施工水平
社 会 的 发 展 和 进 步 离 不 开 能 源
能成 为过 渡 性 或 替代 型能 源 的 资 源。然 而 ， 由于受开采技术水平 、 开 采 经济成本及环境影 响程度 等几 项
供应 ， 可是我们真要等到 以石油 、 天
然 气 为代 表 的 常 规 能 源 被 基 本 用 完 或 全 部采 干 用 尽之 时 ， 开始 寻 找 和 才 开 发新 的能源 资源 吗？ 对 于 这一 问题 ， 科学 家 们 已经积
对地 质 、 工程要求非常 人员到兄弟油 田和水平井施工现 场 斜钻人油层 ， 探得油层深度之后 回填 难度非常大 ， 跟踪调研取经 ， 结合大牛地气 田低渗
透 薄差 储 层 及 长 水 平段 轨 迹 控 制 困 到 一定 深 度 ， 侧 钻 进 行 着 陆 施 工 。 再 这 种 方 法 主要 适 合 对 油 层 的确 切 深
迹控制和机械钻速的提高。
大牛地气田单井计量模式优化研究
大牛地气田单井计量模式优化研究发布时间：2022-04-06T06:52:26.448Z 来源：《科学与技术》2021年33期作者：刘明洋[导读] 大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。
刘明洋中石化华北油气分公司河南省郑州市 450006摘要:大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。
对计量模式进行优化探讨，确定了“间歇+连续”“单相+两相”的组合计量模式。
关键词:大牛地气田；轮换间歇计量；两相连续计量；单相连续计量引言大牛地气田位于陕西、内蒙交接的鄂尔多斯盆地，区域构造位于伊陕斜坡北部，是典型的“三低”气田。
其规模建产始于2005年，现地面已建集输系统存在运行成本高，自动化、信息化水平低等问题，不能满足气田当前及长远开发需求，需进行优化调整。
1 大牛地气田现状1.1 气田集输现状气田开发初期，地面集输工艺采用“单井高压进站、八井式水套炉加热节流、八井式轮换间歇计量、低温旋风脱水、集中注醇防堵”的高压集气工艺；随着气藏压力的降低，一次集中增压、脱水脱烃、二次单站增压工程陆续实施，气田主体集输工艺调整为“二次增压集气、首站集中脱水增压”，集气站工艺调整为“单井中低压进站、八井式轮换间歇计量、生产分离器一次分离、压缩机增压、旋流分离器二次分离、计量外输”。
1.2 单井计量模式现状大牛地气田单井井口流程简单、自动化程度低，仅有可采集套压、油压及油温的机械仪表和温度计，无单井计量功能，承担单井计量功能的是集气站。
大牛地气田注醇工艺系统优化
低孔 、 低渗 、 低产致密型气 田。通过录取地质资料和 地 面集 输工 艺 的研 讨 ， 选择 井 场 加 热 节流 中压 进 站 分离和高压进站加热节流低温分离两种集气工艺进 行 试验 。考 虑到 乙 二醇 既 有 很好 的水 合 物 防堵 性 ，
收 稿 日期 ：０ ８０ —２ ２０ －３１ 作 者 简 介 ： 丽 娜 （ ９０ ） 女 ， 南 西 平 人 ， 理 工 程 师 ， 士 ， 要 从 事 天 然 气 生 产 运 行 管 理 工 作 。 电 话 ： ０ ７ ） 林 １８ 一 ， 河 助 学 主 （３ １
６ ８ ４ １ ７ １ ０１ 。
合 物的 防治是首先 需要解决 的 。因此提 出了在各个 集气 站设 置 注 醇 系统 的观 点 并 进 行 了 经济 效 益 评 价 。通过 比较最终 选择 了通 过与采气 管线 同沟铺设
的办法将 甲醇 由专 用 泵 注入 气井 的套 管或 油管 ， 同
置， 同时配备 化排 车 来处 理 必要 的井 口冰 堵 。当年 共 投产气 井 ｌ ６口、 气站 ２座 ， 冬季 生产 井 堵就 集 仅
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６
天
然
气 与 石 油
２０ 丘 ０８
又有一定 的吸水性 ， 用 乙二 醇作 为抑 制剂 和 脱水 选
剂 。在集气 处 理 站 内设 置 乙 二 醇脱 水 和再 生 装
建设 由 ２ｘ１ ｍ ０ 向 １ ０ 跨 越 的过 程 中 ， ０ｘ１ ｍ 水
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第２ ６卷 第 ４期
２０ ０ ８年 ８月
天 然 气 与 石 油
Ｎａ ｕ ａ ｔ ｒ ｌＧａｓＡｎ Ｏｉ ｄ ｌ
大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造
大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造随着国家经济的快速发展，天然气作为一种清洁能源被广泛应用，其中甲醇回收系统是天然气处理过程中不可或缺的一部分。
然而在实际应用中，甲醇回收系统容易出现阻垢问题，而这种问题又会导致系统运行成本的增加以及能源的浪费。
基于这种情况，大牛地气田采用了阻垢工艺优化改造来解决这一问题。
一、大牛地气田甲醇回收系统存在的问题在甲醇回收系统中，由于液态甲醇中存在的杂质很多，加之操作人员失误等原因，导致腐蚀性物质产生，这些物质会沉积在管道及设备内壁上，形成阻垢，在一定程度上，影响了设备的使用寿命和系统的稳定性，同时还导致能源的浪费。
二、阻垢工艺优化改造的意义针对甲醇回收系统存在的问题，采用阻垢工艺优化改造方案，可以减少系统阻垢，节省运行成本，提高能源利用率，同时提高系统可靠性和使用寿命，得到了广泛应用。
三、阻垢工艺优化改造的主要内容1.优化原有工艺大牛地气田甲醇回收系统我们优化了原有工艺。
在回收甲醇时，我们保持管道的正常运作，使甲醇得以充分混合，减少了管道内的死角，使得甲醇更加均匀。
这样可以大大减少了对系统管件和设备、阀门等的腐蚀作用，降低阻垢的产生。
2.添加阻垢剂在回收甲醇的过程中，为了避免阻垢作用，我们添加了阻垢剂，这样就能够保障系统稳定运行了。
添加阻垢剂的同时，对甲醇进行加热，让阻垢剂更加快速的在甲醇中溶解，避免了阻垢现象的发生，也让甲醇的回收率明显提高了。
3.加强清洗管道在甲醇回收系统中，管道是最易堵塞的地方。
因此，我们增加了管道的清洗强度，使得产生的阻垢物得到及时清除并进行再处理，从而保证系统的正常运行。
4.完善管道监测措施在管道设备防腐方面，我们新增了防腐维护监测措施，并动态进行管道设备的监测、检修以及清理保养，保证了甲醇回收系统的平稳运行及其稳定性。
四、改造后的效果大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造后，甲醇回收率明显提高，系统不再出现因阻垢而带来的不良影响。
鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术
鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术刘忠群【摘要】Daniudi gas field is a typical tight sandstone gas reservoir .The remaining non-produced reserves are charac-terized by poor quality,thin net pay thickness and poor vertical superimposition of pay zones.For these types of reser-voirs,it is critical to optimize technical policy of horizontal well development and perfect gas reservoir engineering tech-nique series.Empirical formula, dynamic performance analysis, numerical simulation and economic evaluation were used to optimize technical policies including productivity evaluation,single well design,well pattern and spacing and other aspects regarding horizontal well development .We defined the principles of strata series classification and selected mutiple methods of productivity evaluation .The study shows that the gas production should be proportionally 1/5~1/3 of open-flow capacity,and the lateral should be 1000~1200 meter long.The well trajectory should be perpendicular to the maximum principal stress and be located as close as possible to the center part of the reservoir .The fracturing design should refer to the quantitative calculation model .The well pattern should be staggered line-drive with a well spacing of 800~1200 meter.The abandonment formation pressure should be 8 MPa.All these factors would finally yield a recovery factor of 40%.The optimized parameters have been applied to the Daniudi gas field,and they provided a strong technicalfoundation for the successful implementation of the development plan in this tight sandstone gas reservoir.%大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验.因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要.为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5~1/3,水平段长1000~1200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800~1200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%.形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】6页(P261-266)【关键词】开发技术政策;低渗透;气藏工程;水平井;大牛地气田;鄂尔多斯盆地【作者】刘忠群【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE355.6大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属于典型的大型致密低渗砂岩气田，经济有效开发难度大[1-4]。
大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
大牛地气田水平井分支井完井工艺技术引言大牛地气田作为一个重要的天然气田，其水平井和分支井完井工艺技术对于气田的开发和生产具有重要意义。
本文将详细介绍大牛地气田水平井分支井完井的工艺技术。
1. 水平井的定义和分类水平井是在井身一定深度范围内，井眼与地层接触面倾斜角度小于90度的井。
根据水平井井身的不同，可以将其分类为浅水平井、中水平井和深水平井。
•浅水平井：井身长度不超过200米；•中水平井：井身长度为200米到1000米；•深水平井：井身长度超过1000米。
2. 水平井分支井的定义和应用水平井分支井是在水平井部分或全部井段上，在多个特定的层位上钻通一定长度的侧钻井。
水平井分支井既可以增加有效井长，提高单井生产能力，也可以实现多层油层的同时开发。
3. 大牛地气田水平井分支井完井流程大牛地气田水平井分支井完井的流程一般包括以下几个步骤：3.1 井筒准备在水平井分支井完井前，需要进行井筒准备工作。
首先，通过井下平衡钻井技术，在井筒上形成平衡泥浆柱，以防止地层不稳定。
然后，通过管柱悬挂技术，在井脖附近的井段上悬挂近平衡装置，平衡井筒压力。
3.2 分支井定向钻井在井筒准备完成后，进行分支井的定向钻井。
通过钻井钻具的旋转和控制定向钻井工具的运动，控制井眼在目标层位内的倾斜角度和方位角度，实现准确定向。
3.3 分支井完井分支井完成定向钻井后，进行分支井的完井。
完井过程中，需要进行套管下入、水泥固井以及完井侧钻井段等工作。
在套管下入时，要确保套管完全置于水平井段内，并进行水泥固井以加固井眼。
完井侧钻井段时，需要考虑井段水平段受力和地层条件，采取合适的钻井液体系和钻井工艺。
3.4 井口工程大牛地气田水平井分支井完井后，进行井口工程。
井口工程包括油管装置与耐压防爆装置的安装，工具跃上、人员洗井和井口的封堵等工作。
4. 大牛地气田水平井分支井完井技术挑战和解决方案大牛地气田水平井分支井完井面临一些技术挑战，包括井眼稳定性、侧钻井段完整性和生产能力等问题。
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。
对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。
【关键词】天然气水合物气田集输工艺水露点控制1 概述1.1 水对管输天然气的影响气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。
1.2 管输天然气的指标要求国家标准《天然气》（GB17820-1999）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。
目前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处的最低温度。
为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标。
2 工程概况大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。
现已形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的集气工艺流程。
气田外输天然气主要通过陕京线，目前改由榆济管线向下游用户供气。
榆济管线是中石化天然气分公司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道全长约1000km。
3 大牛地气田集输工艺分析针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。
集气站内采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离。
气井天然气进站（进站压力1 5～23MPa）进入多盘管水套炉加热（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行节流后控制压力为5.7MPa，控制温度0～-15℃。
大牛地气田测试压裂工艺技术研究与应用
合来求取储层 的渗透率 ； 然后再用压裂液做一小 型压 裂试 验 ， 据 压 降 曲线 的净 压 力历 史 拟 合 来 根
求取 压裂 液 的造壁 系数 ， 型 压 裂 用液 范 围为 主 小
压裂 用 液体 积 的 ５ 一１０ ， 用 液 量 越 大 ， ％ ０％ 其 则 滤失 时间 与裂缝 闭合所 需 的时 间也就越 长 。从 理
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第１ ３卷第 １ 期
宋延林 ．大牛地气 田测试压裂工艺技术研 究与应用
２０ ０６年 １ 月
与 实测 的净压 力一 致 ， 即两条线 重 合 ， 可得 所需 则
的滤 失 系 数 。若 目的 层 为 非 水 敏 或 弱 水 敏 性 储
应关 系式进 行判 断 压裂 作 业 中 哪一 种摩 阻 （ 眼 孔 摩 阻 、 井裂缝 迂 曲摩 阻 ） 近 占主导 作 用 ， 由以 下关
系式来 确定 ：
Ａ ｌｃ Ｐ 。△ ， △ ２ｃ ９ ， Ｐ 。△ Ａ ３ Ｋ１ Ｑ ＋Ｋ Ａ 。 Ｐ ＝ Ａ ２ Ｑ
层， 用活 性 水做 小 型 压裂 用 液 ， 得储 层 渗 透 率 ； 则
式 中 ， 为净压 力 ， ａ Ｐ Ｐ ＭＰ ； 为井 底 压 力 ， Ｐ ； Ｍ ａＰ 为 裂缝 闭合压 力 ， ａＰ 为裂缝 入 口压力 ， Ｐ 。 ＭＰ ； ｌ Ｍ ａ 在拟合 过程 中， 过调 整相 关参数 ， 通 如储 层 渗 透率 或滤失 系数 、 裂缝参 数等 ， 多 使拟 合 的净压 力
压 力拟合 分析 。
Ｐｎ Ｐ 一Ｐｃ— ｐｌ ＝ ｎ
１ 工艺 技 术 与 要 求
１ １ 小 型压裂 ．
小型压 裂是 在 停泵 后 测 压 降 至裂 缝 闭 合 ， 其 目的主要 为确定储 层 闭合压 力和 滤失 系数 。若 目 的层 为非水 敏或 弱水 敏性储 层 ， 可 先用 ２ Ｃ 则 ％Ｋ １ 活性水 做一 小型 压 裂试 验 ， 于活 性 水基 本 没 有 由 造 壁功 能 ， 因此 ， 可根据 压降 曲线 的净压 力历史 拟
大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
contents
目录
• 水平井分支井完井工艺技术概述 • 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
特点 • 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
实施步骤
contents
目录
• 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术 效果评估
• 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术 未来发展展望
水平井分支井完井工艺技术的原理主要基于对地下油气藏的精细描述和模拟，通过精确控制钻头轨迹，实现在水平主井筒内 钻出多个分支井筒。
钻出分支井筒后，需要对分支井筒进行完井作业，包括固井、射孔、测试等环节，以确保分支井筒能够有效连通主井筒和油 气藏。
水平井分支井完井工艺技术的应用场景
水平井分支井完井工艺技术适用于各 种类型的油气藏，特别是对于低渗透 、复杂岩性、薄层等难以开发的油气 藏具有显著优势。
安装钻机
按照钻井设计要求，将 钻机安装在井位上，并 进行水平和垂直调整。
准备钻具
根据钻井深度和直径， 选择合适的钻具组合，
并检查其完好性。
钻进施工
开始钻进
启动钻机，按照设计要求进行钻进作 业。
控制钻压
根据地质情况和钻具组合，控制适当 的钻压，以保证钻速和钻头寿命。
监测钻井参数
实时监测钻压、扭矩、悬重、泥浆性 能等参数，及时调整以保证钻进效果 。
01
水平井分支井完井工艺技术概 述
水平井分支井完井工艺技术的定义
水平井分支井完井工艺技术是一种先 进的钻井技术，通过在水平主井筒内 钻出多个分支井筒，实现对地下油气 资源的有效开发。
该技术利用了水平井筒能够穿越油气 藏较厚区域的优点，提高了油气采收 率和开采效益。
水平井分支井完井工艺技术的原理
大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨
大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨范进争【摘要】大牛地气田已建地面集输系统是针对上古生界气藏特点和气质条件设计的,不能输送含硫天然气.在分析奥陶系风化壳气井含硫特征的基础上,总结出大牛地含硫气井具有数量少、分布分散且含硫量低的特点.适用于大牛地气田含硫天然气集输工艺包括井下节流、掺混、井筒除硫和地面脱硫四种,各工艺的适用范围为:气井的H2S质量浓度小于或等于154 mg/m3时,可以采用井下节流或井口除硫工艺使气井正常生产;考虑掺混工艺时,需要有足够的不含硫天然气与含硫气掺混以使气质达标;考虑地面脱硫工艺时,潜硫量小于100 kg/d可采用干法脱硫,潜硫量大于或等于100 kg/d可采用湿法脱硫.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2018(037)009【总页数】3页(P14-16)【关键词】天然气;分压;井筒;井下节流;掺混;脱硫【作者】范进争【作者单位】中石化华北油气分公司【正文语种】中文为贯彻落实大牛地气田稳产保产的长远发展规划，逐步对奥陶系气藏开展勘探评价，目前已提交风化壳气藏天然气控制储量43.8×108m3，预测储量315.1×108m3，储量共计358.9×108m3，具有一定的开发潜力。
但在评价过程中发现风化壳气藏含有不同程度的H2S，而大牛地气田目前采用的“高压”集气工艺，即“单井进站、加热节流、低温分离、轮换计量、注醇防堵”是针对上古气藏特点和气质条件设计的，地面管线和设备没有考虑抗硫设计。
新井投产后含硫天然气进入现有集输系统，可能会对地面管线和设备造成腐蚀，带来安全隐患。
为适应气田下一步开发需要，通过对含硫气井进行分析研究，提出了四种适用于大牛地气田的含硫天然气集输工艺。
1 含硫气井概况截至2016年底，大牛地气田有风化壳气井89口，其中检测到H2S的气井有25口，分属于11座集气站，平面分布比较分散，无明显富集区；纵向上，含硫气井所属层位主要是马五1、马五2和马五5，且马五5层位气井含硫比例和含硫量均偏高。
大牛地气田水平井优快钻完井技术
大牛地气 田石炭系、 二叠 系的煤层、 煤系地层 及泥 页岩地层裂缝发育 ， 胶结松散 ， 属于易跨塌层 。泥页岩 地层受构造应力的影响 ， 性脆 ， 微裂缝发育， 钻井过程中 受到外力的作用， 易发生掉块 ， 并呈周期性坍塌， 轻则影 响进 尺 ， 则可 能导致 掉 块 、 钻 。煤层 属于有 机岩 石 ， 重 卡 裂隙发育 ， 胶结松散 ， 含有泥岩物质 、 性脆 。在钻开煤层 时地层应力释放和受到外力的影响出现坍塌 ， 使煤层 内
产 。通过 集成 应 用 ６小井 眼钻 井技 术 、 定 井壁 技 术 、 成 本储 层 保 护技 术 、 稳 低 完井 方 式优 化 等 技 术 ，
逐步形成 了大牛地气田水平井优快钻 完井技术 ， 有效地提 高 了机械钻速， 缩短钻井周期， 降本增 效效 果显 著 ， 该技 术值得进 一步在 大 牛地 气 田推 广应 用 。 关 键词 ： 大牛地 气 田 ； 平 井； 快钻 完井 ； 速 降本 ； 层 保护 水 优 提 储 中图 分类号 ： ２ 文献标 识 码 ： 文 章编 号 ：Ｏ４ ５ １ （Ｏ １０一 Ｏ ４一 Ｏ ＴＥ Ｂ １０— ７ ６２ １）６ ０３ ８
钻， 钻至 ３８ ｍ处钻遇泥岩， ５１ 后退至 ３２ ｍ处向下第二 ４１ 次悬 空侧 钻 。Ｄ ２ 井 钻 至 ３２ ｍ 出钻 遇 泥岩 ， 退 至 Ｐ１ ０２ 后 ２０ ｍ 处 向下 悬 空 侧 钻 ， 至 ３１． ８ 钻 遇 炭 质 泥 ９０ 钻 ２０ ４ｍ 岩 ， 退 至 ３６ ｍ处 向下第二 次悬 空侧 钻 。 后 ００ 储层 非均 质性 强增 加 了井 眼轨 迹 控 制 并 精 确 人靶 的难度 ， 井眼轨迹的频繁调整导致井眼狗腿度过大 ， 井 眼不规则 ， 井壁不光滑 ， 增加了后期完井作业的难度。 １２ 地 层稳 定性 差 ， 井 中易 出现 井塌 、 钻等 复杂情 ． 钻 卡
大牛地气田无土相复合盐钻井液体系应用分析与建议
大牛地气田无土相复合盐钻井液体系应用分析与建议摘要：针对鄂北工区双石界面井壁易失稳和废弃岩屑环保处理的难题，五普钻井分公司配合试验无土相复合盐环保体系钻井液。
通过在大牛地工区D1-537小井眼丛式井组中试验，与常规钻井液相比，该体系钻井液具有井壁稳定性强、携岩性优良、环保性能好和储层保护效果佳等特点。
同时亦具有成本高、磨阻难控、循环立压偏高等不足之处。
本文客观分析该体系钻井液在小井眼定向井中的实际运用效果，并提出使用建议，为后续施工具有参考意义。
关键词：无土相复合盐体系钻井液；井壁稳定；强抑制性1无土相复合盐钻井液体系简介井壁稳定方面，该体系在传统抑制性和微米封堵性的基础上，增添了超低渗透膜井壁稳定功能，使得该体系可在纳米级孔隙的泥岩表面形成一层超低渗透膜，使得泥岩持续向地层脱水，从而达到井壁稳定的目的。
储层保护方面，该体系无土相，低于1μm的颗粒基本没有，10μm以下的颗粒以可酸溶的超细碳酸钙为主，不会对储层造成固相伤害。
通过强抑制、半透膜井壁稳定来降低压差，并利用润湿反转剂来减小毛管力，协同以减少钻井液滤液进入储层；通过无土相和易降解聚合物来确保即使有部分滤液进入储层，对储层的伤害也非常小。
环境保护方面，而聚合物全部采用植物原料提取物制成，可生物降解，随着时间的推移，因聚合物粘度在井下造成的储层伤害会随着细菌的作用而逐渐消失。
该体系的聚合物全部由无色聚合物组成，不含沥青、褐煤等有色处理剂，不会对环境造成污染，而覆盖在其表面的聚合物以植物原料为主，经过细菌发酵后，自然晾干后，即可进行环保排放，不需要进行固化处理。
2无土相复合盐钻井液体系实际运用效果对比2.1 成本对比2.1.1 泥浆材料成本对比表1泥浆材料消耗对比表Tab.1 Mud material consumption comparison table无土相复合盐钻井液体系由于缺乏土的封堵作用，致使1-2μm粒度封堵不足，泥浆半透膜不能快速形成，对于砂岩渗透性好的地层渗透性较大，致使钻井液消耗量比常规钻井液要大。
大牛地气田水平井优快钻井技术
大牛地气田水平井优快钻井技术大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和下石盒子组、石炭系太原组。
本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。
根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。
标签：大牛地气田；水平井；优快钻井1 大牛地气田的地层特点及钻探难度1.1 地层简介大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。
1.2 钻探难度该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。
在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。
2 提高机械钻速的技术措施通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。
2.1 钻头优选①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。
②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。
如GD1605TQ型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。
③二开中部钻头优选：延长组至和尚沟组属于河流相沉积，胶结疏松、可钻性较好，有多套夹层。
刘家沟地层埋藏深，成岩性较好，泥岩塑性值较大，可钻性差，而在此段地层钻进时机械钻速较低。
通过对二开中上部现场使用后的钻头破坏情况进行分析发现，该井段使用的PDC钻头主要损坏特征为冠部PDC复合片碎裂、掉片。
大牛地气田集气站标准化设计
大牛地气田集气站标准化设计摘要：针对大牛地气田形成的高压进站、站内加热节流、低温分离、轮换计量外输、站内向井口集中注醇防堵的集气站工艺，在集气站规模和工艺流程基本相同的情况下，对集气站标准化设计的优势显得愈发突出。
依据集气站标准化设计，可以批量采购集气站的设备和材料、盘活物资供应需求、缩短建造工期、降低安全风险、保障工程质量，很好地适应了大牛地气田大规模的开发建设。
关键词：大牛地气田集气站标准化设计一、标准化设计的背景鄂尔多斯盆地大牛地气田是典型的低压、低产、低渗气田，气田勘探面积2003.714km2，自2003年先导性试验，2005年转入开发，截止2011年底大牛地气田累计探明储量4168.28×108m3，动用储量1905.48×108m3，储量动用程度为45.71%[1]。
经过十年的发展，形成了具有大牛地气田特色的地面集输工艺，即：高压集气、站内节流、低温分离、轮换计量、旋流分离器再次脱水及站内注醇的工艺流程[2]。
二、建立集气站标准化设计的必要性大牛地气田具有面积大、储量大、丰度低、物性差等特点，并且位于气候环境十分恶劣的鄂尔多斯盆地的沙漠地区，气田的开采技术难度高、工程量大、施工周期短、质量要求严格，油气集输处理工艺虽然复杂，但对于不同井区、不同层位物流的处理具有共性。
为提高设计效率、适应气田滚动开发、快速建产的特点，建立科学、规范的气田集气站标准化设计体系是十分必要的。
规模系列化、统一工艺流程、统一平面布局、统一模块划分、统一设备选型、统一三维配管、统一建设标准的气田地面集输工程标准化设计理念应运而生。
三、标准化设计体系的内容1.规模系列化根据大牛地气田气井分布比较集中、单井产量不大、气井较多的特点，并结合实际生产需要，集气站的集气规模和井式的不同，站场面积和投资的综合考虑，将大牛地气田集气站分为24 井式和32 井式两个系列。
经过气田长期的生产经验证明24 井式及32 井式的集气站既经济合理又可满足气田滚动开发的需求，目前这两种井式占集气站总量的96%以上。
大牛地气田连续油管分层压裂液体系优化分析
８ ％水锁伤 害处理剂 ＋０ ． ５％阻垢剂压裂液 ８ 水锁伤害处理剂 ＋ ． 阻垢剂压裂液 ％ ０５％
１ ％阻垢剂压裂液
太２ 太１
压 、低 孔 、低 渗 、低 含气 饱 和度 的致 密性 气 藏 ，大 多 数井 只有 通过 压 裂 改造 才 能 建 产 。常 规压 裂 液体 系对 地层 的伤 害较 为 严 重 。 因此 ，结 合 大 牛地 气 田
压裂液体系 低稠化剂浓度 ＋氮气增 能助排压裂液 ８ 水锁伤害处理剂 ＋０ ％ ． ５％阻垢剂压裂液 ８ 水 锁伤害处理剂 ＋０ ％ ． ５％阻垢剂压裂液
性相对较好 ，平均孔隙度为 １． ％，平均渗透率为 ０７ ２
１ ６ｒＤ；其 次 为 盒 ２ ． ３ｏ 、太 ２ 层 ，盒 ｌ 山 ２ 储 、 、山 １ 段 储 层 物 性 相 对 较 差 。 气 藏 平 均 含 气 饱 和 度 为
１ 目前 常规压裂液体 系的应用现状及 问题
目前 大 牛 地气 田采 用 的 主要 增 产措 施 是 进 行加 砂 压裂 ，中 国石 化华 北 分 公 司根 据 室 内实 验 和 大 牛
收 稿 日期 ：２ １ —０ ０ ０ ６—２ １ 修 订 日期 ：２ １ ０ 一Ｏ ０ ０— ９ １
浓 度 为 ３０ ． ％、Ｅ Ｔ Ｄ Ａ的 浓 度 为 ０３ ． ％、Ｋ １ 量 为 ６ Ｃ含 ％ 的条 件 下 ，Ｋ Ｈ用量 在 ０６ Ｏ ．％以下 时 ，随 Ｋ Ｈ量 增 Ｏ 加 ，视 黏 度 明 显 增 加 ；当 Ｋ Ｈ的用 量 大 于 ０６ Ｏ ． ％时 ，
表 １ 大牛地气田不 同储层低伤害压裂液体 系表 层位
盒３ 、盒 ２ 盒１
大牛地气田天然气水合物防治工艺技术优化
大牛地气田天然气水合物防治工艺技术优化摘要:通过生产实践优选出甲醇作为水合物抑制剂,并优化了注醇系统。
经过长时间的试验,证明优化后的注醇系统能很好地抑制了天然气水合物的形成,并实现了甲醇注入的零泄漏,保证生产正常运行的同时也很好地保护了环境,减少了污染。
关键词:大牛地气田水合物防治工艺技术大牛地气田是一个低压低渗气田,地处鄂尔多斯高原,全年最低气温在-35℃～-40℃。
气田单井产量多在1.0×104m3/d以下,平均万方气产水量为0.5m3。
在天然气井的生产过程中,气流由地层经井内管柱进入地面的集气管线,其温度和压力因沿途摩阻而不断降低,同时有液态水凝析出来[1],在某一特定的压力、温度下形成天然气水合物[2],甚至发生冰堵,造成采气管线或设备的堵塞,从而影响气田的正常生产。
为了预防和解决天然气形成水合物堵塞管线或设备,确保天然气采输的正常运行,分析了大牛地气田的综合情况,在采气工艺技术上做了多方面的研究,找到了适用大牛地气田的防治天然气水合物形成措施,并取得了良好的经济效益和社会效益。
1 天然气水合物抑制剂的优化大牛地气田开发初期,针对第一次开发低孔、低渗、低产致密型气田,通过录取地质资料和对地面集输工艺的研讨,选择了井场加热节流中压进站分离和高压进站加热节流低温分离两种集气工艺进行试验。
考虑到乙二醇既有很好的水合物抑制性,又有一定的吸水性,选用了乙二醇作为天然气水合物抑制剂和脱水剂。
在集气站内配置高压柱塞泵泵住乙二醇,并配套了乙二醇脱水和再生装置,同时配备化学排液车来处理必要的井口冰堵。
当年共投产气井16口、集气站两座,仅冬季生产发生井堵就达每周4～7次,合计每周损耗天然气2.5×104m3。
同时站内管线冻堵频繁,工人劳动强度较大。
该工艺在生产实践中表明是不成功的。
分析原因有:(1)乙二醇防治要求满足固定的水醇比例,而实际生产产液不稳定,不能满足乙二醇的解堵水醇比例要求。
大牛地气田小压差换热器工艺技术
［ 第一 作者简 介］郑 哲 奎 ： 工程 师 ， ９ ８年 毕 业 于 西 １９ 南石 油 学院化 学工程 系石 油 与 天 然 气加 工 专 业 ， 现 从 事石 油炼 制加 工方 向的教 学工作 。
（ 目主 持 栏 樊韶 华 ）
进行 工艺参 数 的优化 和修 订 ，通力 配 合才 能应对 原
热 器的使 用性能 。 大牛地 气 田将在 没 有安装 换 热器 的集 气站 推 广应 用小压 差换 热技 术 ，以达到延
长 集 气 站 低 温 脱 水 生 产 周 期 的 目的 。
关键 词 ：大牛 地气 田 ；板 翅式 换热器 ；温差 ；脱水
１ 前 言
大牛地 气 田在构 造上位 于 鄂尔多 斯盆 地伊 陕斜 坡北 部东段 ；在 地理 位置上 位 于陕西 省榆林 市 与 内
蒙古 自治 区伊金霍 洛旗 、乌 审旗 交界地 区。大牛 地
气 田 目前 采 用 节 流 制 冷 、低 温 分 离 的脱 水 脱 烃 工 艺 。当开发 后期大 部分 气井压 力 降低后 ，气 井没 有 充足 的压力 可 以用来 节 流制冷 时 ，必须 重新考 虑 天 然 气脱水 工 艺 。板 翅 式 换 热 器 可 使 天 然 气 产 生 温 降 ，以满 足天 然气脱 水 的要求 。
油重质 化 的不利 趋势 ，并实 现炼 厂效 益最大 化 。 参考 文献
［］赵 晓 敏 ．常减 压 蒸 馏 装 置 减 压拔 出 现状 和改 进 措 施 Ｅ］ １ Ｊ．石 化 技
９ ４
油 气 田地 面 工 程 第 ２ ９卷 第 １ 期 （０ ０ １ ） １ ２ １． １
２ ０
器进行 试验 。
（ ）坚 固 。因板束 为一 整体构 件 ，而且 翅片在 ４ 两 平板 间起 支承作 用 ，故可 承受较 高 的工作压 力 。
大牛地气田压裂工艺技术应用分析
由于大牛地气 田纵向多套气层叠置发育 ， 气层发育段厚度 ３ ０ 气 ０ ｍ， 层间跨距数十米至上百 米不等。当单层产量达不到工业产量时 ， 打 需要 开多套气层 ， 多层合采 ， 进行 以便有效地提高单井产量。 在需 要打开多套 气层时 ， 根据 气层产能 、 集物性 、 应 储 隔层性 质以及气层跨距 等 因素 ， 分 别选择多层合压或分 层压裂工艺 ， 达到经济有效开发气 田的 目的。
时， 平均 试气无阻流量大于 ５ ｌ４ ３ 改造效果较好 。 × ／ ｏ ｍ ｄ，
压裂的关键 技术是合压层 组问砂 体厚度和储能系数 的合理配置， 参与 使
合压的各 小层 能得 到较 为均 衡的改造。另外 ， 合层压 裂的总跨度不 宜过 大， 以免因层 间闭合应力 差过 大 ． 响高闭合应力层 的改造效果。 而影 参与合压 的地 层的孔渗性 、 含气性 、 合压层段 间砂 体厚度差 和储能 系数差较大或合压层段过多 时，会因层 间压裂液和支撑 剂量 分配不均 ， 使得部 分气层得不 到均 衡改造 ， 响改造效果 。 ｌ 影 对 ６口井生产测井结果 及层 间组合 特征分析表 明 ， 当合 压各层问 的砂体 厚度差 小于 ４ ％、 能 ０ 储
收稿 日期 ：０ ８ ０ — ６ ２０ —９ ２
大牛地气田压裂工艺技术应用分析
周建权 ‘
（ 中石化华北分公司开发处 ， 河南郑州 ，５ ０ ６ ４００ ）
摘 要： 由于大牛地 气田属低 压、 密气藏 ， 致 不进行压 裂改造几乎无 自然产能 ， 通过对 ．
文 献标 识 码 ： Ａ
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５ ０
２ ． ９４
２ ． ９６
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大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。
气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。
随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。
标签：大牛地气田;集输工艺;优化
1 气田概况
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。
该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。
大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。
孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。
截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。
气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。
2 气田地面配套工艺技术
根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。
2.1 单井高压集气工艺。
大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。
该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。
集气半径一般控制在5km以内。
2.2 多井集中加热节流工艺。
高压天然气由采气管线进入集气站，必须降低压力以满足站内设备的运行，节流降压会产生温降，容易在站内管线中形成水合物堵塞。
集气站内采用水套加热炉进行加热，提高节流前天然气温度，为了减少加热设备的数量和投资，大牛地气田采用了8井式水套加热炉，可同时对8口井进行加热。
2.3 多井轮换计量工艺。
单井油、气、水计量数据是气藏动态分析的重要依据，为了获取丰富的生产数据资料，同时降低投资，气田采用了多井轮换计量的方式，站内配置计量分离器和生产分离器，单井计量时通过计量分离器分离后由高级孔板计量单井产量，不计量井通过生产分离器混合后分离脱水。
2.4 单井集中注醇工艺。
大牛地气田最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，生产过程中井筒500m以上及采气管线容易形成水合物，堵塞采气管线，因此需注入水合物抑制剂防止水合物的生成。
气田采用了多井高压注醇工艺，站内配置高压注醇泵，通过注醇管线可向油管、套管环空和采气管线注醇。
同时也可向站内管线注醇，两台备用注醇泵满足产水量大单井的注醇要求。
2.5 甲醇集中回收、污水集中处理工艺。
气田采用甲醇作为水合物抑制剂，产出的含醇污水通过集气站分离后集中拉运至污水处理厂。
为节约成本，循环利用甲醇，同时满足回注地层水环保要求，通过污水预处理系统、甲醇回收系统和污水回注系统达到回收甲醇、处理回注水水质的目的，回收的甲醇浓度超过80%，节约甲醇购买成本30%。
3 气田地面配套工艺技术优化应用
生产实践表明，大牛地气田初期建设形成的地面配套工艺，满足了气田开发和生产需要，保证了气田生产的安全平稳运行。
同时，在气田开发建设过程中出现了新问题，针对出现的新问题，不断优化地面配套技术，积极开展新工艺、新技术的推广应用，保证了气田的高效、经济开发。
3.1 地面集输工艺存在的问题
3.1.1 气井压力降低，节流膨胀、低温分离工艺不能满足天然气水露点要求。
随着生产时间延长，气井压力不断降低，站内气嘴节流压差变小，温度下降幅度降低，不能满足低温分离工艺的技术要求，造成天然气水露点不达标。
3.1.2 低压串联集输工艺试验存在局限性，气井堵塞频繁。
为了试验低压集气、不注醇工艺，同时为气田开发中后期增压集输工艺积累经验，气田在33号集气站进行了低压串联、增压集输工艺试验[2-4]，试验过程中发现气井堵塞频繁，特别是冬季仍然需要通过注醇防止气井堵塞，由于站内无注醇泵，增加了大量的解防堵工作量。
3.1.3 气田污水性质多样化、水量大，污水回收工艺适用性需进一步优化。
随着气田开发方式的转变和开发储层的变化，污水来源多样化：①气井压力降低，部分低压井夏季不需要注醇，产出污水不含甲醇;②高压气井冬、夏季注醇量变化大，产出污水含醇浓度差异大;③水平井规模化应用，压裂规模大，单井平均入地液量3000m3，大量压裂液返排混入污水;④气田下古生界碳酸盐岩酸化压裂，压裂液量大、pH值低、矿化度高。
不同来源和性质的污水混合进入净化厂，造成水质预处理效果变差，甲醇回收装置运行效率低，回收甲醇产品浓度不达标。
3.2 气田地面工艺技术的优化应用
3.2.1 小压差换热器低温脱水工艺。
为了解决气井压力降低后不能利用节流膨胀常温分离工艺脱水的问题，气田应用了小压差板翅式换热器低温脱水工艺，通过站内二级节流产生的小压差节流使天然气产生一个小温降，以此温降作为换热器的冷端温差，选取足够大的换热面积，使原料天然气在此冷端温差下经过换热产生足够大的温降，以满足天然气脱水的要求。
现场应用表明：二级节流压差0.5MPa时，换热效率为90%以上，温度较安装换热器前降低20℃;在相同的节流条件下，起始压力和温度越低，温降越大，效果越好。
3.2.2 气动泵注醇工艺。
为解决低压集输工艺气井频繁堵塞的问题，应用了气动注醇泵工艺。
气动注醇泵由柱塞泵、储液罐、供气压力调节阀、分水器、压力表、转换接头及相关阀门和管线组成。
甲醇自动泵注系统的吸入端为气动柱塞泵，该泵与储液罐相连接。
而它的排出端则直接与管线相连接。
由柱塞泵打入井口加注区喷射到井下或管道内，对气井进行注醇预防。
气动注醇泵的优点：依靠天然气直接驱动，取代了传统的电动机驱动，节能效果明显;泵工作压力25-35MPa，密封可靠、无泄漏;体积小、质量轻，便于运输、搬移和安装。
现场应用总结了不同供气压力下不同调节旋钮开度下气动泵的冲次和排量。
3.2.3 油浮选污水处理工艺技术。
原油浮选污水处理技术是通过向污水中投加原油，在污水处理过程中产生的矾花结合原油，其密度变小，小于污水的密度，使矾花上浮，形成污泥并排出，污水得到净化。
排出的污泥经过处理后，原油得到回收，并重复使用。
气田2号和3号处理站采用了油浮选污水处理工艺技术。
污水卸车后，先提升至污水罐，将游离油及部分乳化油回收，含有少量乳化油的污水经转水泵提升进入原油浮选罐，在进入浮选罐之前加入氧化剂，以氧化污水中的二价铁、降解部分大分子有机物;加入pH值调整剂，调节pH值大于7，以利于污水的净化;加入混絮凝剂，以吸附水中杂质，净化污水;适当投加凝析油，促使产生的污泥上浮。
现场应用效果明显（表1、表2）。
表1 油浮选与自然沉降工艺对比表
■
表2 油浮选处理前后的水质对比表
■
3.2.4 污水预处理系统物理防垢技术。
变频电磁物理防垢技术利用磁场共振原理作用在管道上，引起管道内水分子产生共振，使氢键断开，使水分子变成单个的极性水分子，因而提高了水的活化性和对水垢的溶解度，极微小的水分子可以渗透、包围、疏松、溶解、去除各种冷凝器、蒸发器、热水器、管道、锅炉等系统内部的老垢。
同时，浮在水中的钙离子和碳酸根离子相互碰撞，形成特殊的文石碳酸钙体，其表面无电荷，因此不能再吸附在管道上，从而达到阻垢除垢的目的。
现场在易结垢点和关键装置前安装了物理防垢器，对应用效果进行了跟踪
评价（表3）。
3.2.5 不含醇污水处理工艺。
气井压力降低后，气田有20个集气站，600余口井不需要注醇，产生不含醇污水300m3/d，为了节约污水处理成本，降低处理装置负荷，对3号处理站进行了改造，增加了一套不含醇污水处理装置，设计处理能力500m3/d。
污水经过换热升温，加药后进入油浮选装置、在经过过滤处理达到回注标准后回注地层，油浮选产生的污泥进污泥脱水系统处理。
4 结论
4.1 经过多年的开发生产，大牛地气田形成了成熟、完善的地面配套工艺技术。
4.2 通过应用小压差换热器低温分离工艺、物理防垢技术和油浮选污水处理等工艺解决了生产中存在的问题，能够满足气田经济、高效开发的需求。
参考文献：
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