第一篇：采气工程管理规定
采气工程管理规定
目
录
第一章
总
则........................................................1 第二章
开发前期工艺研究与试验.............................2 第三章
采气工程方案..............................................6 第四章
完井与投产..................................................9 第五章
采气生产管理............................................13 第六章
气井作业管理............................................19 第七章
技术创新与应用.........................................26 第八章
管理职责...................................................28 第九章
质量控制...................................................31 第十章
健康、安全、环境.....................................33 第十一章
附
则...................................................35
第一章
总
则
第一条
为规范采气工程各项工作，提高管理和技术水平，适应天然气勘探开发的需要，以《天然气开发管理纲要》为依据，特制定《采气工程管理规定》（以下简称《规定》）。
第二条
采气工程的各项工作必须执行国家、行业、企业的相关法律、标准和规定。
第三条
采气工程是天然气开发的重要组成部分，应始终坚持以人为本的“健康、安全、环境”理念，与气藏工程、钻井工程、地面工程有机结合，依靠科学管理和技术进步，实现气田安全、高效开采。
第四条
采气工程管理主要包括：开发前期工艺研究与试验；采气工程方案；完井与投产；采气生产管理；气井作业管理；技术创新与应用；质量控制；“健康、安全、环境”。
第五条
建立、健全各级采气工程的管理机构（岗位）以及生产和研究队伍，明确职责，完善制度，不断提高采气工程系统的综合能力。
第六条
本《规定》适用于中国石油天然气股份有限公司（以下简称“股份公司”）及所属油气田分公司、全资子公司（以下简称“油田公司”）的天然气采气活动。国内合作开发的天然气采气活动参照执行。
第二章 开发前期工艺研究与试验
第七条
按照勘探开发一体化的要求，采气工程要早期介入气田的开发前期评价，为气田投入开发做好准备。
第八条
开发前期工艺研究与试验的主要任务是研究适用的完井方式和井身结构，实施试气试采施工作业和资料录取，进行主体工艺和配套技术适应性分析评价，开展必要的室内分析试验以及重点技术现场先导试验，提出采气工程主体工艺技术，为编制采气工程方案提供依据。
第九条
新区块、新气藏都要进行储层敏感性实验，在此基础上初步提出入井工作液技术指标，对裂缝型气藏和压力系数1.8以上的超高压气藏，应加强应力敏感试验研究。
第十条
含酸性气体气藏要进行腐蚀因素及腐蚀行为的分析研究，确定主要的腐蚀类型，进行必要的静、动态腐蚀实验，在此基础上初步提出防腐配套技术方案。
第十一条
需要进行增产作业的低渗透气藏，应进行岩石力学和地应力场等研究，筛选适合储层的工作液、支撑剂和工艺配套技术，为增产作业方案设计提供必要的基础依据。
第十二条
疏松砂岩气藏要进行出砂机理和出砂规律研究，开展必要的防砂工艺先导试验，为制定防砂方案设计提供必要的依据。
第十三条
根据区块、气田的特点，评价与筛选必要的主体工艺及配套技术；提出需要进行试验研究的关键技术内容，开展必要的现场先导性试验。
第十四条
现场先导性试验的主要要求是：
1.采气工程的先导试验，应与气藏工程、钻井工程相结合，统一安排，选择具有代表性的气井开展试验。
2.有完整的试验方案，试验方案应包括地质设计、工程设计、施工设计、健康安全环境保护措施和应急预案。
3．搞好资料录取和试验过程跟踪分析，对试验效果进行科学的评价分析。
第十五条
开发概念设计采气工程部分主要内容是：
1.初步确定完井方式。
2．根据气藏工程提出的产量范围，优化生产油管尺寸。3.根据主体油管柱结构，初步确定生产套管尺寸。4．根据气井压力、产量、腐蚀程度和地面环境等因素，确定气井安全控制系统，提出对油套管强度和材质的要求。
5．研究储层伤害的潜在因素及保护措施。6．论证储层增产作业的可行性和相应工艺。7．选择适宜的防腐、防砂、排液等配套工艺。8．制定“健康、安全、环境”的保护措施。9．提出资料录取的要求。
10.提出先导性试验项目及实施要求。11．论证装备、工具、仪器、仪表的适应性，提出引进需求与建议。
第十六条 试气试采管理的基本要求
1．试气试采工程设计编制与审查
（1）要以试气试采地质设计为依据，进行试气试采工程设计。工程设计必须根据地质设计中指出的风险，提出工程控制措施，施工单位应根据工程设计进行施工作业设计，施工作业设计必须包括健康、安全、环境的内容和相应预案。
（2）试气试采工程设计由油田公司主管部门或授权单位组织编写和审批。
2．试气试采施工现场要有试气试采工程监督，按设计要求和相关标准对使用的设备、井下工具、仪表和专用材料以及施工操作的质量、安全、环保与工期进行监督，并对录取的资料和各工序工程质量进行现场验收。
3．严格按照设计施工，施工中需要对设计进行一般性修改时，须经工程监督同意。若需进行重大修改时，必须以书面形式报设计审批单位审批后方可实施。
4．试气试采结束后要按相关规定编写试气试采总结，进行新工艺新技术试验和酸化、压裂等作业要编写相应的专项技术总结。
5．试气试采录取的原始资料和解释报告、总结等成果资料，由各油田公司按有关规定存档。要求上报的资料按规定上报勘探 与生产分公司。
第三章 采气工程方案
第十七条
采气工程方案是气田开发方案的重要组成部分，是气田开发建设的技术指导文件。气田投入开发前，必须编制采气工程方案。
第十八条
编制采气工程方案要以确保安全生产、提高气田开发水平和总体经济效益为基本原则，经多方案比选论证，采用先进实用、安全可靠、经济可行的工艺技术，实现气田高效开发。
第十九条
采气工程方案的主要设计内容包括：
1.完井设计：包括完井方式、油管尺寸和材质、油管柱结构、生产套管尺寸、射孔工艺设计，提出对生产套管强度和材质、固井水泥返高及质量、井口装置、特殊工具和生产安全系统等技术要求，必要时结合地质剖面特征，从有利于储层保护的角度提出对套管程序的要求。
2．储层保护设计：在储层敏感性试验及试气、试井资料和试采动态分析的基础上，研究确定储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井工作液，提出经济有效的储层保护措施。
3．储层增产作业方案设计：对于需要进行储层增产作业的气藏，要研究确定气藏主体增产作业工艺方案，筛选增产作业工作液和支撑剂体系，优化增产作业规模、施工压力、施工排量等关键参数，设计主体增产作业油管柱结构，提出有效的返排措施。
4．防腐工艺设计：对于含酸性气体气藏，要在腐蚀因素、腐蚀机理研究和腐蚀程度试验的基础上，优化选择经济有效的防腐措施。
5.排水采气工艺设计：对于有水气藏，应根据井深、地层压力、井型、出水量等因素，筛选确定主体排水采气工艺。
6.注气工艺设计：对于通过注气等补充能量开发的凝析气藏，则应根据储层的吸入能力，研究分析不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力，优化注入油管尺寸和油管柱结构。
7．防砂、垢、水合物工艺设计：根据储层岩性及流体性质，研究预测砂、垢、水合物等产生的可能性，筛选主体配套工艺，优化相应的工艺参数。
8．动态监测设计：根据动态监测要求，优选监测仪器仪表、工具和监测工艺。
9．健康、安全、环境要求。10．采气工程投资概算。
第二十条
承担采气工程方案设计的单位，要具有相应的资质，其中一级和二级资质由股份公司勘探与生产分公司授予。
3第二十一条
动用地质储量大于100×108m（或设计产能大于3×108m3/a）的气田，复杂类型气田以及设计产能虽小于3×108m3/a，但对区域发展、技术发展有重要意义的采气工程方案，由具有一级资质的单位研究设计，由油田公司预审并上报股份公司审批。其它气田的采气工程方案以及老气田的调整方案，由具 有二级及以上资质的单位研究设计，由油田公司审批并报股份公司备案。
第二十二条
采气工程方案通过审查批准后，即成为气田生产建设中采气工程的指导文件，实施部门应严格按照方案组织实施。实施过程中若需对完井方式、生产管柱结构、套管尺寸、生产安全系统等进行重大调整，应向审批部门及时报告，经批准后方可实施。
第二十三条
气田投产2-3年后，要按相关规定组织专家对方案进行后评价，评价的内容包括：方案设计的符合程度、关键技术的效果和适应性、主要的经验和教训。
第二十四条
气田在开发过程中，实际情况与原方案设计有较大差异或需进行阶段调整时，应编制开发调整方案。开发调整方案中采气工程部分的内容主要包括：开发现状及存在的主要问题，调整原则，调整的主要工作量（增产措施、排水采气、修井作业、防腐等），“健康、安全与环境”要求及应急预案，实施步骤与要求等基本内容。
第四章
完井与投产
第二十五条
采气工程要根据气藏特征和开发生产的要求，遵照安全第一、有利发挥气井产能、延长气井寿命、经济可行的原则，采用现代完井工程的理论和方法，进行采气工程完井设计和管理。
第二十六条
采气工程设计的完井方式，要有利于充分发挥储层的生产能力，有利于井壁稳定，有利于潜在的修井作业，有利于气井的安全生产，也要考虑综合经济效益。
第二十七条
采气工程设计的油管尺寸必须满足配产、携液、防冲蚀和压力损失小的要求；原则上采气生产管柱应采用内径相同的油管，以有利于作业和携液；设计的套管尺寸既要满足生产油管柱和潜在修井作业的要求，原则上还要符合常用钻头、套管系列和钻井施工能力。
第二十八条
注气井、生产高含酸性气体的气井、高压气井以及处于滩海、泄洪区、环境敏感区和要害地区的井，要设计应用安全生产装置（如井口安全控制装置、井下安全阀、封隔器等），防止因人为因素或自然灾害造成气井失控，对社会环境带来的危害。
第二十九条
井口静压高于15MPa时，其生产套管丝扣应采用气密闭措施。用封隔器完井时，封隔器以上油管也要采用气密闭措施。第三十条
采气工程完井设计中提出的完井方式、生产套管尺寸、强度和材质、水泥返高等要求，是钻井工程设计的重要依据，采气工程主管部门应参与钻井工程方案的审查。
第三十一条
采气工程对钻井的主要要求：
1.钻井实施过程中应严格按照钻井设计控制井斜角和方位角的变化。
2.加强钻井过程中对套管的保护，防止因钻井和起下钻对套管的磨损。对于高压气井、高含硫化氢气井，其生产套管内不允许使用转盘钻井工艺。要按照相关标准和规定，对套管进行钻前测厚和钻后测厚以及水密封试压，合格后才可进行下一工序。
3．保证固井质量，原则上生产套管水泥返高应至地面，气层段第一界面固井合格率达到98%以上，对地质条件复杂或有特殊开采要求的气藏，要检测第二界面的固井质量。如达不到开发要求，应采取必要的补救措施。
第三十二条
严格按照钻井、完井、采气交接程序办理交接手续，重点是对钻井、完井工程质量、资料录取和地面“三废”处理项目进行验收，达到标准方能正式交接，否则按相关规定处理。
第三十三条
勘探井、评价井转开发井前，必须进行安全评估，针对风险点制定可靠的二次完井措施，确保安全作业生产。若情况不清或无可靠措施克服风险时，不能转为开发井。
第三十四条
对射孔的基本要求
1.根据储层特点和井身结构对射孔工艺、射孔参数进行优 化。在条件具备时，原则上应首选射孔-投产联作工艺。
2.射孔前严格按照地质设计的要求对射孔管柱进行校深。3.一般不准用钻井完井液代替射孔液，射孔作业前要用射孔液将井筒内的完井液替出。
4．在高酸性气体中采用射孔后带枪生产时，射孔枪的材质应符合防腐要求。
5．对射孔弹的储存、运输和射孔施工，应严格按照相关规程操作，确保安全。
第三十五条
对完井测试的基本要求
1.测试管线和设备必须可靠固定，并按相关规定试压合格。酸性气井的测试设备要具有防腐性能。
2.地面应具有降压保温装置或采用其它有效措施，防止水合物结冰后堵塞测试管线。
3.按照设计的井口回压和时间进行测试，确保测试质量。4.严格按照规定放喷点火，保证人身安全。
第三十六条
对投产前增产作业的基本要求
1.在条件具备时，原则上应首选射孔-增产-投产联作工艺。2.采用低伤害的储层增产作业工作液，施工后应及时并尽量排尽残液，减少储层的二次伤害。
3.优化增产作业设计，严格按照设计施工，确保作业质量和安全。
4.施工结束起下管柱时，应选用与储层配伍的低伤害压井 液。低压气井和裂缝型储层的气井，条件具备时应使用不压井作业技术。
第五章 采气生产管理
第三十七条
采气生产管理贯穿气田开发全过程。各油田公司采气生产管理部门要按照股份公司要求和气田实际情况制定相应的采气工程技术管理指标，根据气田的开发阶段及其开采特点，挖掘气田开发潜力，确保安全、平稳生产。
第三十八条
采气生产管理的主要内容是：组织中长期规划与年度计划编制，生产过程管理，组织成熟技术的推广应用、技术交流与培训以及有关标准、规程、规范的制（修）订等。
第三十九条
采气工程要以气藏工程中长期规划和年度计划为基础，以提高气田开发水平和经济效益为指导原则，按照股份公司和油田公司的统一部署编制中长期规划和年度计划。
第四十条
采气工程中长期规划的主要内容：
1.前一规划执行情况分析及采气工程取得的主要成果； 2.在生产中存在的主要问题及技术需求；
3.目前工艺技术和工程能力在本规划期间适应性分析； 4.主要技术经济指标预测；
5.核心技术攻关、关键技术创新及新技术推广应用规划； 6.井下作业工作量规划；
7.队伍、装备、辅助场站需求分析预测； 8.规划实施的进度安排；
9.费用测算。
第四十一条
采气工程年度计划的主要内容包括：
1.上年度主要计划指标完成情况； 2.采气工艺状况、存在问题及措施建议； 3.井下作业工作量；
4.气井生产所需设备、材料计划； 5.安全隐患整改计划；
6.动态监测所需设备、仪器仪表购置及维修、检定计划； 7.新技术推广计划； 8.计划实施的进度安排； 9.费用预算。
第四十二条
股份公司的规划、计划由股份公司相关职能部门组织审批，油田公司及二级采气单位的规划、计划由油田公司相关职能部门组织审批。
第四十三条
生产过程管理主要包括：执行配产，工艺措施适应性评价及调整，日常生产维护，设备管理，成本控制，健康、安全、环境管理，其主要任务是保证各项生产措施按时、有序地执行，实现气井正常、合理、安全生产，确保年度计划指标完成。
第四十四条
采气井生产管理一般要求：
1.严格执行操作规程，优化气井生产制度，控制井底生产压差，尽量减少气井激动，保持平稳生产，延缓或减少气层出水、出砂。2.收集整理生产数据资料，根据不同管理层次的需要，按月、季、半年、年度进行工艺措施效果分析并编写报告。
3.自喷带水生产气井要控制好合理的产气量，充分利用储层自身能量连续、稳定带水生产。
4.优选与储层配伍的入井工作液，并尽量减少液量，作业完成后，尽快将入井液排出，减少浸泡时间。
5.加强防冻保温工作，必要时采取加注水合物抑制剂等措施，确保气井正常生产。
6.用封隔器封隔油套环空的气井，要及时掌握油套管压力情况，判断采气管柱是否有效；对下有井下节流器的气井，要定期检查节流器的使用情况，一旦失效，及时更换。
7.加强气井动态分析，及时对生产异常的气井采取措施。8.加强采气生产设施的维护管理，建立井口装置档案台帐。各生产单位要按时对气井井口装置进行巡回检查，及时整改安全隐患。
第四十五条 低渗低产井生产管理基本要求：
1.严格按照地质配产要求，以定产或定压的方式进行平稳生产。
2.加强气井动态分析，需要关井恢复压力时，应及时关井。3.对于新井投产或间开井，在开井前要进行井筒温度场和压力场的分析，必要时采用加注水合物抑制剂等措施，防止油管堵塞。第四十六条
异常高压、高产气井生产管理基本要求：
1.控制好合理的采气速度，加强对井口阀门冲蚀损害的监测，发现问题及时采取调整措施。
2.对地面安全装置、控制系统及井口压力表要定期检查，发现问题及时修复。
3.套管环空带压生产井应采取严格监控措施，确保安全生产。
第四十七条
含硫化氢气体气井生产管理基本要求：
1.含硫化氢气体气井应做好硫化氢中毒的预防工作，配备相应的防护器材，操作人员应具备一定的救护知识。
2.按巡检规定检查井口装置系统及压力，出现异常及时采取措施。
3.选择有代表性的井进行井下管柱腐蚀状况监测，确定合理检修周期。
4.定期检测硫化氢含量，掌握气井硫化氢含量的变化规律。5.对注缓蚀剂防腐的井，要按规定的时间和用量向井内加注缓蚀剂。
6.做好应急预案的编制和演习，协助地方政府制定对附近居民疏散的预案。
第四十八条
凝析气井生产管理基本要求：
1.生产井要控制好合理的产气量，充分利用地层自身能量实现连续、稳定生产，尽量延长自喷带液生产期。2.注气井要做好压缩机的检查维护，严格按照操作规程和设计的注入压力和注入量平稳注气。
3．在生产过程中要定期取样，掌握气液比的变化，保证气井按合理制度生产。
第四十九条
疏松储层气井生产管理基本要求：
1．研究确定储层出砂的临界压差，采取控制生产压差的方式生产，生产压差原则上应小于出砂的临界压差，严格控水、控砂生产。
2.尽量减少气井的开、关井次数。需要关井时，必须经主管部门批准。
3.平稳操作，减小压力激动。需要改变工作制度时，开井、关井按照操作程序进行，控制操作速度，避免产生过大的压力激动而导致井底出砂。
4.需要改变气井工作制度测试时，宜采取逐步放大生产压差进行测试，测试生产压差不超过储层临界出砂压差。
第五十条
排水采气井生产管理基本要求：
1.排水采气井的操作应严格执行相应操作规程，注意气、水产量和压力的变化情况。
2.加强生产动态跟踪分析，及时调整生产制度和相关工艺参数。
3.气井气举严禁使用压缩空气作气源。
4.按照相关规定，定期对排水采气设备进行保养。5.作好气田水处置工作，防止造成环境污染，确保气井气水通道畅通。
第六章
气井作业管理
第五十一条
气井作业管理的内容主要包括工艺措施方案论证、作业设计、作业过程管理、完工交接及结算，以及工艺措施效果分析等。
第五十二条
工艺措施方案论证要在地质论证的基础上，根据气井存在的问题及预期目标，通过多方案技术、经济对比分析，确定安全、可行、经济的措施方案。
第五十三条
井下作业设计主要包括地质设计、工程设计（包括单项工艺设计）、施工设计。
第五十四条
工程设计以地质设计为基础，以工艺措施方案论证结果为依据，主要包括工艺方案、作业设备、井下工具、配套器材及其技术指标选择，主要作业工序，以及工时计算、技术、质量和健康、安全、环境要求。
第五十五条
工程设计的编制与审批
1.设计单位要具有相应的资质。
2.工程设计的审批实行分级管理。开发前期评价的工艺先导试验、新技术试验及重要修井作业由油田公司审批，其它作业由油田公司二级采气单位审批。
第五十六条
施工单位必须根据井下作业工程设计编写施工设计，施工设计必须包括健康、安全、环境和安全应急预案的 19 内容，并报甲方确认，严禁无设计施工。
第五十七条
工程结算必须是在作业前期配套工程和井下作业验收合格，并提交相应资料后按规定进行。凡未按规定整改完毕、资料不全的工程一律不予结算。
第五十八条
高含硫化氢气井作业要求
1.施工作业前进行施工设计，施工设计中应包括有关安全风险评估、紧急响应程序、应急救援预案等内容。
2.作业现场应配备足量的硫化氢监测、人身安全防护和救援设备。放喷排液和测试期间，应配备现场救护设备和值班医生。所有作业人员和监督人员必须接受过硫化氢和二氧化硫等安全防护和救援知识培训，并清楚该作业区域可能存在硫化氢中毒的位置、逃生路线、临时安全区等。
3.井场分别设立至少两个临时安全区和逃生出口，确保当风向变化时，至少分别有一个安全区和逃生出口可以使用。井场四周应安置风向标，风向标应能被在现场或将进入现场以及来自安全区的人员所看见。
4.作业前作好对周围居民的告知和宣传工作。放喷排液、测试之前需协助地方政府作好井场周围500m范围内居民疏散工作，放喷测试时对该范围内空气中硫化氢和二氧化硫含量进行检测和监测，以确保其处于安全临界浓度范围内。
5.防喷器应能够封闭所有尺寸的作业管柱，并安装剪切闸板。6.作业过程中每3天应关、开半封闸板和闸阀一次，每次起钻完毕，关、开全封闸板一次，环形防喷器每10天试关井（在有管柱的条件下）一次。
7.压井液密度附加值按相关规定取值，并加除硫剂，现场应储备1.5～2倍井筒容积的压井液。起出三根油管时，应按规定向井内补充压井泥浆。
8.放喷天然气应引至距井口100m以外燃烧，燃烧火炬应位于主导风向的下风侧。
9.下封隔器管柱完井之前，采用与完井管串外径、长度、组合结构一致的模拟管串进行通井，通井正常后才能下入封隔器完井管柱。
第五十九条 超高压气井作业要求
1.对于超高压气井，必须坚持工期、成本、措施服从于安全的原则。
2.超高压高产气井完井管柱中必须配备满足技术要求的井下安全阀、封隔器及配套工具。
3.修井作业必须按照有关要求配备齐全井控系统（防喷器组，控制装置，内防喷工具，井控管汇，井控仪器仪表，修井液自动加重、除气、灌注设备，足够的泥浆罐容积，井控辅助设备，自动点火装置），并保证井控系统安全可靠。
4.修井作业必须按照有关要求配制足够的修井泥浆和储备1.5倍井筒容积的压井重浆。5.修井作业过程中要采取有效措施严防套管磨损，下完井管柱前必须进行全井段工程测井评价套管质量，套管质量评价合格方可进行下步工序。
6.试井作业和测井入井的仪器串必须合理配重以确保仪器串不发生上顶；腐蚀性气藏入井钢丝和电缆必须为防腐蚀材质；井口防喷装置必须达到相应的压力等级并在作业施工前经过气密封试压合格。
第六十条 压裂措施管理要求
1.首次压裂的气田（或区块）以及重点井，压裂前应进行测试压裂和地应力方位测量，为后续施工设计优化和压裂后的效果评估提供依据。
2.压裂设计应以油藏研究和地应力研究为基础，应用气藏和压裂模拟设计软件优化压裂方式、人工裂缝几何尺寸、压裂液体系、支撑剂及施工参数等，并对增产效果进行预测。
3.压裂管柱、井口装置和压裂设备等应能满足压裂施工的要求；套管和套管头达不到设计要求的强度时，应采取下封隔器等保护措施。
4.施工前要对压裂液、支撑剂的数量和质量进行检验，各项性能应达到设计的技术要求，符合率达到100%。
5.施工过程中应对施工压力、排量、砂比等关键参数进行监控。无特殊情况，各项施工参数应达到设计要求。如发生意外，经施工技术负责人同意及时调整其施工参数，保证其最佳效果或 降低风险、减少损失。
6.施工后应对进入地层的总砂量、总液量进行核定。同时根据设计方案进行排液和测试工作，并核定返排液量，保证其效果。取全取准相关资料，及时对压裂工艺措施效果进行分析总结。
第六十一条
酸化措施管理要求
1.首次酸化的气田（或区块），酸化前应进行酸岩反应速度、导流能力、敏感性、岩心流动和伤害等实验，为酸化施工设计优化和效果评估提供依据。
2.酸化工艺设计应根据储层特点优化酸化方式、施工程序、酸液用量和施工参数等，并预测酸化处理半径和酸化效果。
3.根据目的层的岩性、物性、流体性质、储层伤害情况等优选酸液体系。酸液体系应与储层配伍，其缓蚀、防膨、铁离子和钙离子稳定、助排、破乳等指标必须满足施工设计的要求。
4.施工前要对酸液的数量和质量进行检验，各项性能应达到设计要求。
5.严格按设计进行施工和排液。取全取准相关资料，及时分析总结工艺措施效果。
第六十二条
大修作业管理要求
1.气井大修作业主要包括打捞、侧钻、加深、回采、修补套管等。
2.大修方案设计要在气藏工程论证的基础上，对目前井下技术状况及大修施工作业的安全性、可靠性、合理性、经济可行 性进行评估。
3.选择与储层配伍的修井工作液，优化工作液密度、粘度等参数，防止和减少储层二次伤害。
4.采用检验试压合格的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。
5.在修井过程中确定合理的钻压、钻速，以及钻、铣、磨工具，避免损坏套管。
6.大修施工过程中若出现复杂情况，又无可靠措施确保安全时，则应停止大修施工，按报废井处理。
7.对工程报废井尽量做到井下无落物，经论证在目前技术条件下无挖潜回采等利用价值的，应按相关规定和标准进行报废处理，确保安全、环保。
第六十三条 试井作业管理要求
1.试井主要包括稳定试井和不稳定试井以及常规测温测压、高压物性取样、探测砂面和液面等。试井作业要实行全面质量控制，严格遵守相关标准和规定，保证录取资料的有效性，满足气藏开发需要。
2.根据试井目的和井口压力、测试井井下状况等确定用于测试的入井工具和井口防喷装置总成。稳定试井和不稳定试井等应至少下入2支量程合适的高精度电子压力计；高压和高含硫化氢气井试井时井口应安装液压防喷器，并采用注脂系统确保其动密封，并对防喷管、下井电缆、钢丝等进行质量检查。3.要严格执行施工设计和相关操作规程，在保证安全的前提下，取全取准各项资料。
4.测试施工一次成功率90%以上、上报测试资料合格率100%，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。
第六十四条 工程测井管理要求
1.工程测井包括油管检测、套管检测、找窜、找漏检测。工程测井要严格遵守相关标准和规定，保证测井资料的可靠性和准确性，满足井下作业需要。
2.地面设备、井口防喷装置和井下仪器要适应施工井的井况要求；施工前必须对有关技术指标进行检验，达不到要求不能进行测井施工作业。
3.测井施工前要掌握井内压力、流体性质、管柱结构、落物等情况。测井施工中要严格执行相关操作规程，保证施工安全，尤其避免流体溅漏和仪器掉井。
4.测试施工一次下井成功率90%以上、一次施工成功率90%以上、测试资料合格率100%，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。
第七章
技术创新与应用
第六十五条
采气工程要坚持科技核心技术攻关，不断创新，通过采气工程技术进步，改善和提高各类气田的开采水平和效益。
第六十六条
各级采气工程主管部门是推进采气工程技术进步的职能机构，负责先导工艺技术立项与实施，参与采气工程科技项目的立项和实施，要对项目的立项、攻关目标、技术路线、研究内容、验收要求和预期成果进行审查把关。其中科技项目的立项、实施、评审、成果及经费管理按科技项目管理办法实施。
第六十七条
集中股份公司采气工程系统的技术优势，联合相关院校的研究力量，按照系统工程的方法，组织对制约气藏高效开发的采气工程关键技术开展攻关和先导性试验。股份公司和油田公司采气研究院（所）负责采气工程技术的研发、先导试验和新技术推广。各厂级采气单位主要负责成熟技术的推广应用。
第六十八条
股份公司、油田公司要设立采气工程前期工程费和先导试验费，用于方案研究、技术评价、现场试验和先导试验。各级采气工程主管部门要制定相应的管理细则。
第六十九条
加大技术集成和成熟配套技术规模推广应用的力度，加快采气新工艺新技术向实际生产力的转化。各级采气工程主管部门负责技术集成和推广的协调组织工作，新技术工业 26 化推广应纳入年度生产计划。
第七十条
采气工程系统要注重采气工程基础理论、方案设计新方法和储备技术研究以及实验室建设，要分层次、有计划地投入资金，组织开展相关研究和建设，不断增强采气工程实用技术发展的基础。
第七十一条
跟踪国外采气工程技术发展动态，有针对性地引进先进实用的采气工程技术和装备，组织应用和完善配套，努力提高股份公司采气工程的技术水平和工程能力。
第七十二条
采气工程信息化建设要按照股份公司的总体部署，完善各项规章制度和相关标准，搞好采气工程数据库的建设与应用，组织好采气工程信息应用软件的研发、引进、推广和培训，加强信息安全、保密工作。
第七十三条
建立技术交流与培训制度，强化科技人才培养。股份公司及油气田公司应定期召开采气工程技术交流会及不定期召开专项技术研讨会，组织各种形式的国内外技术交流、考察和新技术培训学习，制订激励政策，培养人才、吸引人才，不断提高工程技术队伍素质。
第七十四条
要科学评价工程技术的应用实效和经济效益，对工程技术取得重大突破、推广配套技术取得明显效果的项目，以及经实践证实的优秀采气工程方案和中长期规划，应给予奖励。
第八章
管理职责
第七十五条
采气工程系统实行三级管理，分别为股份公司勘探与生产分公司、油田公司、油田公司二级采气单位。
第七十六条
股份公司勘探与生产分公司采气工程业务主管部门的主要管理职责是：
1.组织评审重点新区开发方案和老区重大调整方案中的采气工程方案。
2.参与组织股份公司采气工程中长期规划编制，提出采气工程主要及配套装备的发展需求。
3.提出采气工程重大科技项目的立项建议，组织新工艺、新技术推广应用。
4.参与采气工程技术规范、标准及相关技术政策的制（修）订、发布及监督。
5.负责采气工程信息化建设和管理，组织协调油田公司采气工程新技术和软件的引进、研发及推广应用。
6.负责组织采气工程系统的技术交流和培训。7.指导和检查各油田公司采气工程工作。
第七十七条
油田公司采气工程业务主管部门的主要管理内容是：
1.贯彻执行股份公司采气工程的工作安排和相关管理规 28 定，制（修）订油田公司采气工程管理规定的实施细则并监督其实施。
2.负责油田公司采气工程生产管理工作。组织编制与实施油田公司采气工程方案、年度计划和中长期规划。
3.组织油田公司采气工程方案、前期论证和规定范围内修井作业工程设计的审查、审批、变更与报批工作。
4.组织和指导工程项目及大宗物资采购招投标的技术把关。
5.组织油田公司采气工程技术攻关、先进技术、设备与工具的引进、先导性试验和新技术推广。
6.负责油田公司采气工程资料的收集、汇总、整理、上报与管理。
7.参与油田公司采气工程科技立项、实施、成果评定工作。8.负责油田公司采气工程监督管理。检查、监督采气工程项目的执行情况，有权终止违反设计的作业。
9.负责油田公司采气工程技术交流、技术培训和队伍建设。10.参与油田公司采气工程“健康、安全、环境”实施管理。
第七十八条 油田公司二级采气单位采气工程管理的主要内容是：
1.贯彻执行油田公司采气工程的工作安排和相关管理规定。
2.负责油田公司二级采气单位采气工程项目前期工程、中 长期规划、年度计划的编制与实施。负责油田公司二级采气单位采气工程方案的实施。
3.负责采气工程日常生产、技术管理。4.负责采气工程新工艺、新技术推广应用。
5.组织编制、审查和审批维护性措施作业设计和试井设计；对试气、大修作业、层系调整、储层增产作业等修井作业工程设计提出初步审查意见并上报油田公司审批，做好资料的归档工作。
6.组织采气工程服务合同的签定，定期检查、监督工程项目的实施和施工合同执行情况，按设计和合同要求组织工程项目的完工交接，审核措施工程量，配合其它部门完成项目结算。
7.编写月报、年报及年度工作总结。
8.负责油田公司二级采气单位采气工程基础资料的采集、汇总、上报。
9.负责油田公司二级采气单位采气工程“健康、安全、环境”管理。
10.负责基层员工的技术培训。
第九章
质量控制
第七十九条
采气工程质量控制主要包括队伍资质审查，作业装备、专用工具、主要材料以及专用仪表的质量管理，施工作业全过程的工程和工作质量监督、控制。
第八十条
进入气田技术服务市场的施工单位应具有施工资质和准入证，并从事相应资质的施工。气田业务主管部门应定期对施工单位进行资质复审和业绩综合考评。
第八十一条
首次进入油气田公司技术服务市场的新技术、新工具、新材料、新产品等，须经采气工程主管部门组织专家从技术和质量方面进行评定，通过后方可开展现场试验。
第八十二条
采气工程主管部门应对施工作业实行监督，加强质量跟踪，发现问题要责成施工单位及时整改，出现严重质量问题或造成重大损失时应追究有关单位和人员的责任。
第八十三条
工程监督人员应具有相应的资质并持证上岗，根据工程特点确定重点工序和关键质量控制点，严格按照工程设计、相关标准和规定对井控设备、施工、资料录取进行监督，重点井和重大措施要实施全过程监督。
第八十四条
施工中所用的专用工具、材料要有产品合格证，特殊设备、专用管材、工具需油田公司认定具有资质的质量检测机构出具检测报告，产品质量必须达到规定标准，符合设计 31 要求，严禁使用不合格产品。
第八十五条
采气工程主管部门应会同质检部门对采气工程使用的专用工具、主要材料、入井液、仪器仪表质量进行定期检查和不定期抽查。
第八十六条
测试仪器、仪表的计量性能必须按照国家计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准。
第十章
健康、安全、环境
第八十七条
采气工程的各项工作必须执行“健康、安全、环境”体系的有关法律、法规以及相关现行国家、行业、股份公司标准，坚持以人为本的宗旨，从源头控制健康、安全、环境的风险。
第八十八条
采气工程所有的工程项目，要坚持做到健康、安全、环境配套设施与工程项目同时设计、同时施工、同时投产。工程项目结束后，主管部门要对健康、安全、环境的执行情况进行检查，项目总结中应包括健康、安全、环境的执行情况。
第八十九条
定期监测工作场所职业危害因素，对从事、接触职业危害的员工，应配备符合国家和股份公司标准的劳动卫生防护设施，并定期进行职业健康监护，建立《职业卫生档案》。
第九十条
采气工程的室内实验、现场试验、施工作业及生产操作等岗位人员要按照相关规范，对防护设施进行检查，按规定穿戴防护用品。
第九十一条
井下作业施工必须配备井控装置及消防设施，现场监督人员要严格执行施工设计及相关的安全管理规定和标准，确保井控装置及消防设施到位。
第九十二条
针对气井的各种作业过程，有毒气体和高压气井生产过程中可能发生的井喷、爆炸、泄漏等事故状况，以及自 33 然灾害和恐怖破坏的意外情况，应制订应急预案，并定期进行训练演习。
第九十三条
对危险化学品、爆炸品、易燃物品、有毒物品、腐蚀物品、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按有关规定进行。
第九十四条
采气生产和作业施工中应制定环保措施，含有有害成分或放射性物质、材料、生产作业残液等要按相关规定进行有效处理，泄放的天然气应引至安全地带燃烧。施工结束后应做到工完料净场地清。做好临时用地的生态环境恢复工作。
第九十五条 凡在国务院和省、自治区、直辖市政府划定的风景名胜区、自然保护区、水源地进行气田开发施工作业，必须先开展环境影响评价和减少对环境影响的措施研究，提交研究报告，经有关政府主管部门批准后，才可从事施工活动。
第十一章
附
则
第九十六条
本规定自发布之日起执行。本规定发布之前执行的有关规定，与本规定不一致时，以本规定为准。
第九十七条
各油田公司按照股份公司《采气工程管理规定》，结合各油田公司的特点，制定实施细则。
第九十八条
本规定由中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司负责解释。
第二篇：采气工程管理规定
附件 4
采气工程管理规定
中国石油勘探与生产分公司
二00七年十二月
0
目 录
第一章 总 则.....................................1 第二章 开发前期工艺研究与试验.....................2 第三章 采气工程方案...............................5 第四章 完井与投产.................................7 第五章 采气生产管理..............................10 第六章 气井作业管理..............................15 第七章 技术创新与应用............................22 第八章 管理职责..................................24 第九章 质量控制..................................27 第十章 附 则....................................28
第一章 总 则
第一条
为规范采气工程各项工作，提高管理和技术水平，适应天然气开发的需要，根据《天然气开发管理纲要》，制定本规定。
第二条
采气工程是天然气开发的重要组成部分，应与气藏工程、钻井工程、地面工程有机结合，依靠科学管理和技术进步，实现气田安全、高效开采。
第三条 采气工程管理主要包括：开发前期工艺研究与试验、采气工程方案设计、完井与投产、采气生产管理、气井作业管理、技术创新与应用、质量控制、健康安全环境管理。
第四条
建立、健全各级采气工程的管理机构（岗位）以及生产和研究队伍，明确职责，完善制度，不断提高采气工程系统的综合能力。
第五条
采气工程各项工作应遵守国家法律、法规，执行行业、企业的相关标准和规定，贯彻以人为本、预防为主、全员参与、持续改进的方针，坚持安全第一、环保优先的理念。
第六条
本规定适用于中国石油天然气股份有限公司（以下简称“股份公司”）及所属油气田分公司、全资子公司（以下简称“油田公司”）在国内的陆上天然气采气活动。控股、参股公司和国内合作的陆上天然气采气活动参照执行。第二章 开发前期工艺研究与试验
第七条 按照勘探开发一体化的要求，采气工程要早期介入气田的开发前期评价，为气田投入开发做好准备。
第八条
开发前期工艺研究与试验的主要任务是研究适用的完井方式和井身结构，实施试气试采施工作业和资料录取，进行主体工艺和配套技术适应性分析评价，开展必要的室内分析试验以及重点技术现场先导试验，提出采气工程主体工艺技术，为编制采气工程方案提供依据。
第九条
新区块、新气藏都要进行储层敏感性实验，在此基础上初步提出入井工作液技术指标，对裂缝型气藏和异常高压气藏应加强应力敏感实验研究。
第十条
含酸性气体气藏要进行腐蚀因素及腐蚀行为的分析研究，确定主要的腐蚀类型，进行必要的静、动态腐蚀实验，在此基础上初步提出防腐配套技术方案。
第十一条
需要进行增产作业的低渗透气藏，应进行岩石力学和地应力场等研究，筛选适合储层的工作液、支撑剂和工艺配套技术，为增产作业方案设计提供必要的基础依据。
第十二条
疏松砂岩气藏要进行出砂机理和出砂规律研究，开展必要的防砂工艺先导试验，为制定防砂方案设计提供必要的依据。
第十三条
高压、酸性气藏要进行油套管和井下工具气密封性评价，注重管柱完整性，为实现安全开采创造条件。
第十四条
含水气藏应筛选相应的排水采气工艺，为中后期采 气生产进行必要的技术准备。
第十五条
根据区块、气田的特点，评价与筛选必要的主体工艺及配套技术；提出需要进行试验研究的关键技术内容，开展必要的现场先导性试验；前期研究与先导试验实行项目管理，其经费纳入前期评价费用。
第十六条
现场先导性试验的主要要求是：
(一)采气工程的先导试验，应与气藏工程、钻井工程相结合，统一安排，选择具有代表性的气井开展试验。
(二)先导试验方案应包括地质设计、工程设计、施工设计、健康安全环境保护措施和应急预案。
(三)搞好资料录取和试验过程跟踪分析，对试验效果进行评价分析。
第十七条 开发概念设计采气工程部分主要内容是：(一)初步确定完井方式。
(二)根据气藏工程提出的产量范围，优化生产油管尺寸。(三)根据主体油管柱结构，初步确定生产套管尺寸。(四)根据气井压力、产量、腐蚀程度和地面环境等因素，确定气井安全控制系统，提出对油套管强度和材质的要求。
(五)研究储层伤害的潜在因素及保护措施。(六)论证储层增产作业的可行性和相应工艺。(七)选择适宜的防腐、防砂、排液等配套工艺。(八)制定“健康、安全、环境”的保护措施。(九)提出资料录取的要求。
(十)提出先导性试验项目及实施要求。
(十一)论证装备、工具、仪器、仪表的适应性，提出引进需求与建议。
第十八条 试气试采管理的基本要求(一)试气、试采工程设计编制与审查
1．要以试气、试采地质设计为依据，进行试气、试采工程设计。工程设计必须根据地质设计中指出的风险，提出工程控制措施，施工单位应根据工程设计进行施工作业设计，施工作业设计必须包括健康安全环境要求和应急预案。
2．试气、试采工程设计由油田公司主管部门或授权单位组织编写和审批。
(二)试气、试采施工现场要有试气或试采工程监督，按设计要求和相关标准对使用的设备、井下工具、仪表、专用材料以及施工操作的质量、安全、环保与工期进行监督，并对录取的资料和各工序工程质量进行现场验收。
(三)严格按照设计施工，施工中需要对设计进行一般性修改时，须经工程监督同意。若需进行重大修改时，必须以书面形式报设计审批单位审批后方可实施。
(四)试气、试采结束后，要按相关规定编写试气、试采总结。进行新工艺新技术试验和酸化、压裂等作业，要编写相应的专项技术总结。(五)试气、试采录取的原始资料和解释报告、总结等成果资料，由各油田公司按有关规定存档。要求上报的资料按规定上报勘探与生产分公司。
第三章 采气工程方案
第十九条 采气工程方案是气田开发方案的重要组成部分，是气田开发建设的技术指导文件。气田投入开发前，必须编制采气工程方案。
第二十条
编制采气工程方案要以地质和气藏工程为基础，与钻井工程、地面工程紧密结合，以保证安全生产、提高气田开发水平和总体经济效益为基本原则，经多方案比选论证，采用先进实用、安全可靠、经济可行的工艺技术。
第二十一条
采气工程方案的主要设计内容包括：
(一)完井设计：包括完井方式、油管尺寸和材质、油管柱结构、生产套管尺寸、射孔工艺设计，提出对生产套管强度和材质、固井水泥返高及质量、井口装置、特殊工具和生产安全系统等技术要求，必要时结合地质剖面特征，从有利于储层保护的角度提出对套管程序的要求，为钻井工程设计提供依据。
(二)储层保护设计：在储层敏感性实验、试气与试井资料和试采动态分析的基础上，研究确定储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井工作液，提出经济有效的储层保护措施。
(三)储层增产作业方案设计：对于需要进行储层增产作业的气 藏，要研究确定气藏主体增产作业工艺方案，筛选增产作业工作液和支撑剂体系，优化增产作业规模、施工压力、施工排量等关键参数，设计主体增产作业油管柱结构，提出有效的返排措施。
(四)防腐工艺设计：对于含酸性气体气藏，要在腐蚀因素、腐蚀机理研究和腐蚀程度试验的基础上，优化选择经济有效的防腐措施。
(五)排水采气工艺设计：对于有水气藏，应根据井深、地层压力、井型、出水量等因素，筛选确定主体排水采气工艺。
(六)注气工艺设计：对于通过注气等补充能量开发的凝析气藏，应根据储层的吸入能力，研究分析不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力，优化注入油管尺寸和油管柱结构。
(七)防砂、垢、水合物工艺设计：根据储层岩性及流体性质，研究预测砂、垢、水合物等产生的可能性，筛选主体配套工艺，优化相应的工艺参数。
(八)动态监测设计：根据动态监测要求，优选监测仪器、工具和监测工艺。
(九)回注工艺设计：依据回注水性质、回注水量以及地质和地层特点，进行完井设计和回注工艺优化，提出满足回注、健康安全环境管理要求的措施。
(十)健康安全环境要求。(十一)采气工程投资概算。
(十二)附录：拟利用老井井况评价报告。第二十二条
承担采气工程方案设计的单位，要具有相应的资质，其中一级和二级资质由股份公司勘探与生产分公司授予。
第二十三条
采气工程方案作为开发方案的附件之一与开发方案一起审查与审批。
第二十四条
采气工程方案通过审查批准后，方可成为气田生产建设中采气工程的指导文件，实施部门应严格按照方案组织实施。实施过程中若需对完井方式、生产管柱结构、套管尺寸、生产安全系统等进行重大调整，应向审批部门及时报告，经批准后方可实施。
第二十五条
气田投产2~3年后，要按相关规定组织专家对方案进行后评价，采气工程评价主要内容包括：方案设计的符合程度、关键技术的效果和适应性、主要的经验和教训。
第二十六条
气田在开发过程中，实际情况与原方案设计有较大差异或需进行阶段调整时，应编制开发调整方案。开发调整方案中采气工程部分的内容主要包括：开发现状及存在的主要问题，调整原则，调整的主要工作量（增产措施、排水采气、修井作业、防腐等），健康安全环境要求及应急预案，实施步骤与要求等基本内容。
第四章 完井与投产
第二十七条
采气工程要根据气藏特征和开发生产的要求，遵照安全第一、有利发挥气井产能、延长气井寿命、经济可行的原则，采用现代完井工程的理论和方法，进行采气工程完井设计和管理。
第二十八条
采气工程完井设计中提出的完井方式、生产套管 尺寸、强度和材质、水泥返高等要求，是钻井工程设计的重要依据，采气工程主管部门应参与钻井工程方案的审查。
第二十九条
完井方式要有利于发挥储层的生产能力、井壁稳定、修井作业和气井安全生产，同时要考虑综合经济效益。
第三十条
油管尺寸必须满足配产、携液、防冲蚀和压力损失小的要求；原则上采气生产管柱应采用内径相同的油管，以有利于作业和携液；套管尺寸既要满足生产油管柱和修井作业的要求，原则上还要符合常用钻头、套管系列和钻井施工能力。
第三十一条
注气井、生产高含酸性气体的气井、高压气井以及处于滩海、泄洪区、环境敏感区和要害地区的井，要设计应用安全生产装置（如井口安全控制装置、井下安全阀、封隔器等），防止因人为因素或自然灾害造成气井失控。
第三十二条
井口静压高于15MPa时，其生产套管应采用相应的气密封措施。高压、高产、高含酸性气体的气井生产套管应考虑采用气密封丝扣。用封隔器完井时，封隔器以上油管应采用相应的气密封措施。
第三十三条
严格按照钻井、完井、采气交接程序办理交接手续，重点是对钻井、完井工程质量、资料录取和地面“三废”处理项目进行验收，达到标准方能正式交接，否则按相关规定处理。
第三十四条
勘探井、评价井转开发井前，必须进行安全评估，针对风险点制定可靠的二次完井措施，确保安全作业生产。若情况不清或无可靠措施克服风险时，不能转为开发井。第三十五条
对射孔的基本要求
(一)根据储层特点和井身结构对射孔工艺、射孔参数进行优化。
(二)射孔前严格按照地质设计的要求对射孔管柱进行校深。(三)射孔作业前要用射孔液将井筒内的完井液替出。(四)在高含酸性气体的气井中采用射孔后带枪生产时，射孔枪的材质应符合防腐要求。
(五)对射孔弹的储存、运输和射孔施工，应严格按照相关规程操作，确保安全。
第三十六条
对完井测试的基本要求
(一)测试管线和设备必须固定可靠，并按相关规定试压合格。含酸性气体的气井测试设备要具有防腐性能。
(二)地面应具有降压保温装置或采用其他有效措施，防止水合物结冰后堵塞测试管线。
(三)按照设计的井口回压和时间进行测试，确保测试质量。(四)严格按照规定放喷点火，保证人身安全。第三十七条
对投产前增产作业的基本要求
(一)在条件具备时，原则上应首选射孔-增产-投产联作工艺。(二)采用低伤害的储层增产作业工作液，施工后应及时并尽量排尽残液，减少储层的二次伤害。
(三)优化增产作业设计，严格按照设计施工，确保作业质量和安全。(四)施工结束起下管柱时，应选用与储层配伍的低伤害压井液。低压气井和裂缝性储层的气井，条件具备时应使用不压井作业技术。
第三十八条
气井投产前应对设备、设施及其安全附件进行检查和验收。
第五章 采气生产管理
第三十九条
采气生产管理贯穿气田开发全过程。各油田公司采气生产管理部门要按照股份公司要求和气田实际情况制定相应的采气工程技术管理指标，根据气田的开发阶段及其开采特点，挖掘气田开发潜力，确保安全、平稳生产。
第四十条 采气生产管理的主要内容是：组织中长期规划与计划编制，生产过程管理，组织成熟技术的推广应用；设备、工具、材料的技术评价、优选及应用；技术交流与培训、信息管理以及有关标准、规程、规范的制（修）订等。
第四十一条
采气工程要以气藏工程中长期规划和计划为基础，以提高气田开发水平和经济效益为指导原则，按照股份公司和油田公司的统一部署编制中长期规划和计划。
第四十二条
采气工程中长期规划的主要内容：
(一)前一期规划执行情况分析及采气工程取得的主要成果。(二)在生产中存在的主要问题及技术需求。
(三)目前工艺技术和工程能力在本规划期间适应性分析。(四)主要技术经济指标预测。
(五)核心技术攻关、关键技术创新及新技术推广应用规划。(六)井下作业工作量规划。
(七)队伍、装备、辅助场站需求分析预测。(八)规划实施的进度安排。(九)费用测算。
第四十三条
采气工程计划的主要内容包括：(一)上主要计划指标完成情况。(二)采气工艺状况、存在问题及措施建议。(三)井下作业工作量。
(四)气井生产所需设备、材料计划。(五)安全隐患整改计划。
(六)动态监测所需设备、仪器仪表购置及维修、检定计划。(七)新技术推广计划。(八)计划实施的进度安排。(九)费用预算。
第四十四条
股份公司的规划、计划由股份公司相关职能部门组织审批，油田公司及二级采气单位的规划、计划由油田公司相关职能部门组织审批。
第四十五条
生产过程管理主要包括：执行配产，工艺措施适应性评价及调整，日常生产维护，设备管理，成本控制，健康安全环境管理。其主要任务是保证各项生产措施按时、有序地执行，实现气 井正常、合理、安全生产，确保计划指标完成。
第四十六条
采气井生产管理一般要求：
(一)严格执行操作规程，优化气井生产制度，控制井底生产压差，尽量减少气井激动，保持平稳生产，延缓或减少气层出水、出砂。
(二)收集整理生产数据资料，根据不同管理层次的需要，按月、季、半年、进行工艺措施效果分析并编写报告。
(三)自喷带水生产气井要控制好合理的产气量，充分利用储层自身能量连续、稳定带水生产。
(四)优选与储层配伍的入井工作液，并尽量减少液量，作业完成后，尽快将入井液排出，减少浸泡时间。
(五)加强防冻保温工作，必要时采取加注水合物抑制剂等措施，确保气井正常生产。
(六)用封隔器封隔油套环空的气井，要及时掌握油套管压力情况，判断采气管柱是否有效；对下有井下节流器的气井，要定期检查节流器的使用情况，一旦失效，及时更换。
(七)加强气井动态监测与分析，及时对生产异常的气井采取措施。
(八)加强采气生产设施的维护管理，建立井口装置台帐。各生产单位要按时对气井井口装置进行巡回检查，及时整改安全隐患。
第四十七条
低渗低产井要以充分发挥气井产能为重点，生产管理的基本要求是：
(一)严格按照地质配产要求，以定产或定压的方式进行平稳生 产。
(二)加强气井动态分析，需要关井恢复压力时，应及时关井。(三)对于新井投产或间开井，在开井前要进行井筒温度场和压力场的分析，必要时采用加注水合物抑制剂等措施，防止油管堵塞。
第四十八条
异常高压、高产气井要以安全生产为重点，生产管理的基本要求是：
(一)控制好合理的采气速度，加强对井口阀门冲蚀损害的监测，发现问题及时采取调整措施。
(二)对安全装置、控制系统及井口压力表要定期检查，发现问题及时修复。
(三)套管环空带压生产井应进行诊断和风险评估，制定应急预案，并采取严格控制措施。当套管环空压力接近允许的最高值时，及时采取相应的措施。
第四十九条
含硫化氢气体气井要以确保健康安全环境为重点，生产管理的基本要求是：
(一)含硫化氢气体气井应做好硫化氢中毒的预防工作，配备相应的防护器材，操作人员应具备一定的救护知识。
(二)按巡检规定检查井口装置系统及压力，出现异常及时采取措施。
(三)选择有代表性的井进行井下管柱腐蚀状况监测，确定合理检修周期。
(四)定期检测硫化氢含量，掌握气井硫化氢含量的变化规律。(五)对注缓蚀剂防腐的井，要按规定的时间和用量向井内加注缓蚀剂。
(六)做好应急预案的编制和演练，协助地方政府制定对附近居民疏散的预案。
第五十条
凝析气井以提高油气采收率为重点，生产管理的基本要求是：
(一)生产井要控制好合理的产气量，充分利用地层自身能量实现连续、稳定生产，尽量延长自喷带液生产期。
(二)注气井要做好压缩机的检查维护，严格按照操作规程和设计的注入压力和注入量平稳注气。
(三)在生产过程中要定期取样，掌握凝析油含量的变化，保证气井按合理制度生产。
第五十一条
疏松储层气井以防止出砂为重点，生产管理的基本要求是：
(一)研究确定储层出砂的临界压差，采取控制生产压差的方式生产，生产压差原则上应小于出砂的临界压差，严格控水、控砂生产。
(二)尽量减少气井的开、关井次数。需要关井时，必须经主管部门批准。
(三)平稳操作，减小压力激动。需要改变工作制度时，开井、关井按照操作程序进行，控制操作速度，避免产生过大的压力激动而导致井底出砂。
(四)需要改变气井工作制度测试时，宜采取逐步放大生产压差 进行测试，测试生产压差不超过储层临界出砂压差。
第五十二条 排水采气井以提高采收率为重点，生产管理的基本要求是：
(一)排水采气井的操作应严格执行相应操作规程，注意气、水产量和压力的变化情况。
(二)加强生产动态跟踪分析，及时调整生产制度和相关工艺参数。
(三)气井气举严禁使用压缩空气作气源。
(四)按照相关规定，定期对排水采气设备进行保养。(五)作好气田水处置工作，防止造成环境污染，确保气井气水通道畅通。
第六章 气井作业管理
第五十三条
气井作业管理的主要内容包括工艺措施方案论证、作业设计、作业过程管理、完工交接及结算，以及工艺措施效果分析等。
第五十四条
工艺措施方案论证要在地质论证的基础上，根据气井存在的问题及预期目标，通过多方案技术、经济对比分析，确定安全、可行、经济的措施方案。
第五十五条
井下作业设计主要包括地质设计、工程设计（包括单项工艺设计）和施工设计。
第五十六条
工程设计以地质设计为基础，以工艺措施方案论 证结果为依据，主要包括：工艺方案；作业设备、井下工具、配套器材及其技术指标选择；主要作业工序；工时计算；技术、质量和健康安全环境管理的要求。
第五十七条
工程设计的编制与审批(一)设计单位要具有相应的资质。
(二)工程设计的审批实行分级管理。开发前期评价的工艺先导试验、新技术试验及重要修井作业由油田公司审批，其他作业由油田公司二级采气单位审批。
第五十八条
施工单位必须根据井下作业工程设计编写施工设计，施工设计必须包括健康安全环境要求和应急预案的内容，并报甲方确认，严禁无设计施工。
第五十九条
加强作业施工监督，严格按照施工设计的程序和技术、健康安全环境管理的要求进行施工。
第六十条
工程结算必须是在作业前期配套工程和井下作业验收合格，并提交相应资料后按规定进行。凡未按规定整改完毕、资料不全的工程一律不予结算。
第六十一条
高含硫化氢气井作业要求
(一)施工作业前进行施工设计，施工设计中应包括有关安全风险评估和应急预案等内容。
(二)作业现场应配备足量的硫化氢监测、人身安全防护和救援设备。放喷排液和测试期间，应配备现场救护设备和值班医生。所有作业人员和监督人员必须接受过硫化氢和二氧化硫等安全防护和救 援知识培训，并清楚该作业区域可能存在硫化氢中毒的位置、逃生路线、临时安全区等。
(三)井场分别设立至少两个临时安全区和逃生出口，确保当风向变化时，至少分别有一个安全区和逃生出口可以使用。井场四周应安置风向标，风向标应能被在现场或将进入现场以及来自安全区的人员所看见。
(四)作业前作好对周围居民的告知和宣传工作。放喷排液、测试之前应按应急预案协助地方政府做好居民疏散工作。放喷测试时对井场周围空气中硫化氢和二氧化硫含量进行实时监测。
(五)防喷器应能够封闭所有尺寸的作业管柱，并安装剪切闸板。
(六)作业过程中每3天应关、开半封闸板和闸阀各一次，每次起钻完毕，关、开全封闸板各一次，环形防喷器每10天试关井（在有管柱的条件下）一次。
(七)压井液密度附加值按相关规定取值，并加除硫剂，现场应储备1.5～2倍井筒容积的压井液。起下管柱时应按规定及时向井内补充压井液。
(八)作业井放喷口应距井口100m以外，位于主导风向的下风侧，放喷时设置常明火炬。放喷管线应采用硬管线，并用地锚固定。
(九)下封隔器管柱完井之前，采用与完井管串外径、长度、组合结构一致的模拟管串进行通井，通井正常后才能下入封隔器完井管柱。第六十二条
异常高压气井作业要求
(一)异常高压、高产气井完井管柱中必须配备满足技术要求的井下安全阀、封隔器及配套工具。
(二)修井作业必须按照有关要求配备齐全井控系统（防喷器组，控制装置，内防喷工具，井控管汇，井控仪器仪表，修井液自动加重、除气、灌注设备，足够的泥浆罐容积，井控辅助设备，自动点火装置），并保证井控系统安全可靠。
(三)修井作业必须按照有关要求配制足够的修井泥浆和储备1.5倍井筒容积的压井重浆。
(四)修井作业过程中要采取有效措施严防套管磨损，下完井管柱前必须进行全井段工程测井评价套管质量，套管质量评价合格方可进行下步工序。
(五)试井作业和测井入井的仪器串必须合理配重以确保仪器串不发生上顶；腐蚀性气藏入井钢丝和电缆必须为防腐蚀材质；井口防喷装置必须达到相应的压力等级并在作业施工前经过气密封试压合格。
第六十三条
压裂作业管理要求
(一)首次压裂的气田（或区块）以及重点井，压裂前应进行测试压裂和地应力方位测量，为后续施工设计优化和压裂后的效果评估提供依据。
(二)压裂设计应以气藏研究和地应力研究为基础，应用气藏和压裂模拟设计软件优化压裂方式、人工裂缝几何尺寸、压裂液体系、支撑剂及施工参数等，并对增产效果进行预测。
(三)压裂管柱、井口装置和压裂设备等应能满足压裂施工的要求；套管和套管头达不到设计要求的强度时，应采取下封隔器等保护措施。
(四)施工前要对压裂液、支撑剂的数量和质量进行检验，各项性能应达到设计的技术要求，符合率达到100%。
(五)施工过程中应对施工压力、排量、砂比等关键参数进行监控。无特殊情况，各项施工参数应达到设计要求。如发生意外，经施工技术负责人同意及时调整其施工参数，保证其最佳效果或降低风险、减少损失。
(六)施工后应对进入地层的总砂量、总液量进行核定。同时根据设计方案进行排液和测试工作，并核定返排液量，保证其效果。取全取准相关资料，及时对压裂工艺措施效果进行分析总结。
第六十四条 酸化作业管理要求
(一)首次酸化的气田（或区块），酸化前应进行酸岩反应速度、导流能力、敏感性、岩心流动和伤害等实验，为酸化施工设计优化和效果评估提供依据。
(二)酸化工艺设计应根据储层特点优化酸化方式、施工程序、酸液用量和施工参数等，并预测酸化处理半径和酸化效果。
(三)根据目的层的岩性、物性、流体性质、储层伤害情况等优选酸液体系。酸液体系应与储层配伍，其缓蚀、防膨、铁离子和钙离子稳定、助排、破乳等指标必须满足施工设计的要求。(四)施工前要对酸液的数量和质量进行检验，各项性能应达到设计要求。
(五)严格按设计进行施工和排液。取全取准相关资料，及时分析总结工艺措施效果。
第六十五条
防砂作业管理要求
(一)防砂工艺设计应根据气藏地质特征、出砂机理优选防砂方式。
(二)要优化防砂施工参数、井下工具、材料和工作液，加强施工质量控制，并对防砂效果、有效期进行预测。
第六十六条
大修作业管理要求
(一)气井大修作业主要包括打捞、侧钻、加深、回采、修补套管、气井封堵废弃等。
(二)大修方案设计要在气藏工程论证的基础上，对目前井下技术状况及大修施工作业的安全性、可靠性、合理性、经济可行性进行评估。
(三)选择与储层配伍的修井工作液，优化工作液密度、粘度等参数，防止和减少储层二次伤害。
(四)采用检验试压合格的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。
(五)在修井过程中确定合理的钻压、钻速，以及钻、铣、磨工具，避免损坏套管。
(六)大修施工过程中若出现复杂情况，又无可靠措施确保安全 时，则应停止大修施工，按报废井处理。
(七)对工程报废井尽量做到井下无落物，经论证在目前技术条件下无挖潜回采等利用价值的，应按相关规定和标准进行报废处理，确保安全、环保。
第六十七条
试井作业管理要求
(一)试井主要包括稳定试井和不稳定试井以及常规测温测压、高压物性取样、探测砂面和液面等。试井作业要实行全面质量控制，严格遵守相关标准和规定，保证录取资料的有效性，满足气藏开发需要。
(二)根据试井目的和井口压力、测试井井下状况等确定用于测试的入井工具和井口防喷装置总成。稳定试井和不稳定试井等应至少下入2支量程合适的高精度电子压力计；高压和高含硫化氢气井试井时井口应安装液压防喷器，并采用注脂系统确保其动密封，并对防喷管、下井电缆、钢丝等进行质量检查。
(三)要严格执行施工设计和相关操作规程，在保证安全的前提下，取全取准各项资料。
(四)测试施工一次成功率90%以上、上报测试资料合格率100%，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。
第六十八条
工程测井管理要求
(一)工程测井包括油管检测、套管检测、找窜、找漏检测。工程测井要严格遵守相关标准和规定，保证测井资料的可靠性和准确性，满足井下作业需要。(二)地面设备、井口防喷装置和井下仪器要适应施工井的井况要求；施工前必须对有关技术指标进行检验，达不到要求不能进行测井施工作业。
(三)测井施工前要掌握井内压力、流体性质、管柱结构、落物等情况。测井施工中要严格执行相关操作规程，保证施工安全，尤其避免流体溅漏和仪器掉井。
(四)测试施工一次下井成功率90%以上、一次施工成功率90%以上、测试资料合格率100%，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。
第六十九条
对于高压、高产、高含硫气井的完井和修井作业，必须坚持工期、成本、措施服从于安全的原则。
第七十条
对无法保证安全生产、治理难度大、风险高的井，应按程序进行封井，封井后要达到井口不冒、层间不窜，并恢复地表生态。对高含酸性气体的弃井井口处应设置明显警示标志，并应定期进行酸性气体检测，防止酸性气体泄漏，及时消除安全隐患。
第七章 技术创新与应用
第七十一条
采气工程要坚持核心技术攻关，不断创新，通过采气工程技术进步，改善和提高各类气田的开采水平和效益。
第七十二条
各级采气工程主管部门是推进采气工程技术进步的职能机构，负责先导工艺技术立项与实施，参与采气工程科技项目的立项和实施，要对项目的立项、攻关目标、技术路线、研究内容、验收要求和预期成果进行审查把关。其中科技项目的立项、实施、评审、成果及经费管理按科技项目管理办法实施。
第七十三条
集中股份公司采气工程系统的技术优势，联合相关院校的研究力量，按照系统工程的方法，组织对制约气藏高效开发的采气工程关键技术开展攻关和先导性试验。股份公司和油田公司采气研究院（所）负责采气工程技术的研发、先导试验和新技术推广。各厂级采气单位主要负责成熟技术的推广应用。
第七十四条
股份公司、油田公司要设立采气工程前期工程费和先导试验费，用于方案研究、技术评价、现场试验和先导试验。各级采气工程主管部门要制定相应的管理细则。
第七十五条
加大技术集成和成熟配套技术规模推广应用的力度，加快采气新工艺新技术向实际生产力的转化。各级采气工程主管部门负责技术集成和推广的协调组织工作，新技术工业化推广应纳入生产计划。
第七十六条
采气工程系统要注重采气工程基础理论、方案设计新方法和储备技术研究以及实验室建设，要分层次、有计划地投入资金，组织开展相关研究和建设，不断增强采气工程实用技术发展的基础。
第七十七条
跟踪国外采气工程技术发展动态，有针对性地引进先进实用的采气工程技术和装备，组织应用和完善配套，努力提高股份公司采气工程的技术水平和工程能力。
第七十八条
采气工程信息化建设要按照股份公司的总体部 署，完善各项规章制度和相关标准，搞好采气工程数据库的建设与应用，组织好采气工程信息应用软件的研发、引进、推广和培训，加强信息安全、保密工作。
第七十九条
建立技术交流与培训制度，强化科技人才培养。股份公司及油气田公司应定期召开采气工程技术交流会及不定期召开专项技术研讨会，组织各种形式的国内外技术交流、考察和新技术培训学习，制订激励政策，培养人才、吸引人才，不断提高工程技术队伍素质。
第八十条
要科学评价工程技术的应用实效和经济效益，对工程技术取得重大突破、推广配套技术取得明显效果的项目，以及经实践证实的优秀采气工程方案和中长期规划，应给予奖励。
第八章 管理职责
第八十一条
采气工程系统实行三级管理，分别为股份公司勘探与生产分公司、油田公司、油田公司二级采气单位。
第八十二条
股份公司勘探与生产分公司采气工程业务主管部门的主要管理职责是：
(一)组织评审重点新区开发方案和老区重大调整方案中的采气工程方案。
(二)参与组织股份公司采气工程中长期规划编制，提出采气工程主要及配套装备的发展需求。
(三)提出采气工程重大科技项目的立项建议，组织新工艺、新 技术推广应用。
(四)参与采气工程技术规范、标准及相关技术政策的制（修）订、发布及监督。
(五)负责采气工程信息化建设和管理，组织协调油田公司采气工程新技术和软件的引进、研发及推广应用。
(六)负责组织采气工程系统的技术交流和培训。(七)指导和检查各油田公司采气工程工作。
第八十三条 油田公司采气工程业务主管部门的主要管理内容是：
(一)贯彻执行股份公司采气工程的工作安排和相关管理规定，制（修）订油田公司采气工程管理规定的实施细则并监督其实施。
(二)负责油田公司采气工程生产管理工作。组织编制与实施油田公司采气工程方案、计划和中长期规划。
(三)组织油田公司采气工程方案、前期论证和规定范围内修井作业工程设计的审查、审批、变更与报批工作。
(四)组织和指导工程项目及大宗物资采购招投标的技术把关。(五)组织油田公司采气工程技术攻关、先进技术、设备与工具的引进、先导性试验和新技术推广。
(六)负责油田公司采气工程资料管理，包括资料收集、汇总、整理、上报等。
(七)参与油田公司采气工程科技立项、实施、成果评定工作。(八)负责油田公司采气工程监督管理。检查、监督采气工程项 目的执行情况，有权终止违反设计的作业。
(九)负责油田公司采气工程技术交流、技术培训和队伍建设。(十)参与油田公司采气工程中的健康安全环境管理。第八十四条 油田公司二级采气单位采气工程管理的主要内容是：
(一)贯彻执行油田公司采气工程的工作安排和相关管理规定。(二)负责油田公司二级采气单位采气工程项目前期工程、中长期规划、计划的编制与实施。负责油田公司二级采气单位采气工程方案的实施。
(三)负责采气工程日常生产、技术管理。(四)负责采气工程新工艺、新技术推广应用。
(五)组织编制、审查和审批维护性措施作业设计和试井设计；对试气、大修作业、层系调整、储层增产作业等修井作业工程设计提出初步审查意见并上报油田公司审批，做好资料的归档工作。
(六)组织采气工程服务合同的签定，定期检查、监督工程项目的实施和施工合同执行情况，按设计和合同要求组织工程项目的完工交接，审核措施工程量，配合其它部门完成项目结算。
(七)编写月报、季报（半年报）、年报及工作总结。(八)负责油田公司二级采气单位采气工程基础资料的采集、汇总、上报。
(九)负责油田公司二级采气单位采气工程中的健、安、环境管理。(十)负责基层员工的技术培训。
第九章 质量控制
第八十五条
采气工程质量控制主要包括队伍资质审查，作业装备、专用工具、主要材料以及专用仪表的质量管理，施工作业全过程的工程和工作质量监督、控制。
第八十六条
进入气田技术服务市场的施工单位应具有施工资质和准入证，并从事相应资质的施工。气田业务主管部门应定期对施工单位进行资质复审和业绩综合考评。
第八十七条
首次进入油气田公司技术服务市场的新技术、新工具、新材料、新产品等，须经采气工程主管部门组织专家从技术和质量方面进行评定，通过后方可开展现场试验。
第八十八条
采气工程主管部门应对施工作业实行监督，加强质量跟踪，发现问题要责成施工单位及时整改，出现严重质量问题或造成重大损失时应追究有关单位和人员的责任。
第八十九条
工程监督人员应具有相应的资质并持证上岗，根据工程特点确定重点工序和关键质量控制点，严格按照工程设计、相关标准和规定对井控设备、施工、资料录取进行监督，重点井和重大措施要实施全过程监督。
第九十条
施工中所用的专用工具、材料要有产品合格证，特殊设备、专用管材、工具需油田公司认定具有资质的质量检测机构出具检测报告，产品质量必须达到规定标准，符合设计要求，严禁使用 不合格产品。
第九十一条
采气工程主管部门应会同质检部门对采气工程使用的专用工具、主要材料、入井液、仪器仪表质量进行定期检查和不定期抽查。
第九十二条
测试仪器、仪表的计量性能必须按照国家计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准。
第十章 附 则
第九十三条
各油田公司应根据本规定，结合油田公司的实际，制定实施细则。
第九十四条
本规定由勘探与生产分公司负责解释。第九十五条
本规定自发布之日起执行。
第三篇：采气工程
第一章
天然气：指以甲烷为主的复杂烃类混合物，通常也含少量的乙烷、丙烷和更重要的烃类，以及若干不可燃气体。
天然气分类：天然气的组成通常用摩尔组成，体积组成或质量组成。
1、按烃类组成关系分类：干气、湿气、贫气、富气。
干气：C5以上液态烃类含量低于13、5的天然气。
湿气：C5以上液态烃类含量高于13、5的天然气。贫气：丙烷以及以上烃类含量少于13、5 的天然气。富气：丙烷以及以上烃类含量少于13、5 的天然气。
2、按矿藏特点分类：纯气藏天然气、凝析气藏天然气、油田伴生天然气。
3、按硫化氢、二氧化碳含量分类
天然气中硫化物和二氧化碳含量很多的天然气称为酸性天然气。
硫化氢含量和二氧化碳可以忽略的天然气称为净气。
气体的偏差系数：一定量的天然气，在相同压力温度下，实际体积与理想体积之比。
天然气体积系数：一定质量天然气在地层条件下的体积与地面标准状态下的体积之比。
体积系数的倒数定义为膨胀系数。
膨胀系数：等温条件下，单位压力改变引起的天然气气体体积的变化量。
天然气粘度：单位面积上的剪切力与垂直流动方向上的速度梯度成正比例系数就称为流体的粘度。
xy uxy
xy —剪切应力N/m²
μx—在施加剪切力的x方向的流体速度m/s μ—绝对黏度，也称动力粘度pa·s 运动粘度：绝对黏度与同温、同压力下该流体的密度的比值。
V
天然气水露点：指在一定压力下与天然气饱和水蒸汽量对应的温度。天然气的烃露点：在一定压力第一滴烃类液体析出时的平衡温度。天然气的密度：单位体积天然气的质量。
天然气的相对密度：在相同温度和压力下，天然气的密度与空气的密度值比。
gMg28.97
天然气的相对密度一般为0、5-----0、7 天然气的相对分子质量Mg=
ymii1ni
计算天然气的偏差系数：查图法，实验法，经验公式法 ppcyipcii1
已知天然气相对密度rg iTpcyiTci对于干气：
对于凝析气：
拟对比压力Tpc93.3181rg7rg2
2ppc4.6680.103rg0.219rgTpc103.9183.3rg39.7rg2
2ppc4.8680.356rg0.077rg和拟对比温度
pprTpr
ppr pppcTpc，TTpc
Papay公式计算z
3.52pr0.274pr2z10.9813Tr0.8157Tr1010
计算天然气的粘度：
K=(9.4+0.02Mg)(1.8T)^1.8/(209+19Mg+1.8T)X=3.5+986/1.8T+0.01Mg Y=2.4-0.2x Ug=0.0001Kexp(Xρg^r)ρg密度用g/cm³
天然气体积系数Bg计算Bg=3.458*0.0001(ZT/P)T的单位K，P的单位MPa 气相色谱仪测出天然气的组分：天然气中最重要非烃类的物质H2S 绝对湿度：指每单位容积的气体所含水分的重量 热值：完全燃烧1kg的物质释放出的热量
天然气储量丰度：天然气地质储量除以区块面积 含水率的表示方法：——————————
第二章 气井产能、井筒和地面管流动动态预测 气井产能：指单位生产压差条件下能有多少天然气从气藏流向井底。气井的绝对无阻流量（AOF）:井底流压等于0是所解出的流量。天然气的完井方法：裸眼完井、射孔完井、射孔-砾石衬管完井。带油环的凝析气藏辨别方法： 1.C5+含量法 2.C1/C5+比值法
3.根据储层流体组分的组合辨别法 4.秩类法
5.摩尔汽油比与采出摩尔数之和的判断法 计算：天然气产能计算
指数、二项式产能方程计算产能和无阻流量 二项式（Pr²-Pwf²）/qsc=A+Bqsc 由Δ²P/qsc-qsc曲线确定A、B qsc=(A+(A²+4BΔp²)^0.5)2B,AOF=(A+(A²+4BPr²)^0.5)/2B 指数式：qsc=C(Pr²-Pwf²)^n Qsc—日产气量（标准状态下），10000m³/d C—系数，10000m³/(d·Mpa^(-2)),n—指数 对上式两端取对数lgqsc=lgC-nlf(Pr²-Pwf²)由对数坐标系中qsc-Δp²曲线确定n，指数n为曲线斜率的倒数，n=1/k。1.n=____lg(qsc2/qsc1)________（在直线上取两点带入公式计算求得n）lg((Pr²-Pwf²)2/(Pr²-Pwf²)1)2.图中Δp²=1与直线的交点qsc(Δp²=1)=C或C=qsc1/(Pr1²-Pwf²)^n 3.将C,n,qsc代入指数式中求出AOF=C(pr²)^n
第三章
1、输气管流计算：
fu2dl02d ∵ dp将p=Mgp/2RT代入上式进行必要的单位和状态换算，最后整理得：
106dp_pdL20.008314dzT
_28.9rgfu2令T=T，Z=Z积分可得：
pp9.05102122202rgTzqscfld5
0.5Tqsc1.1496106scPsc2p12p2d5rTZLfg
2、高气水比气井拟单相流井底压力计算方法：
Oben作了两点假设：
（1）气水比很高，水成分散液悬浮于气流中；（2）气水两相体积可以叠加。
气和水在P,T条件下的体积/每产1m标气气和水的总质量/每产1m标气井内气体比容
33mVmvgvwmgmw
rM/vgapscTZTscp1/Rwm1000/Rw
0.008314ZT22.428.97P28.97RwVm22.41000rg28.97Rw 将1/ρ用Vm代替，则井筒中的压力计算基本方程为：
pwfptfp2.69p2dpRwzT26.41zT0.0345rg22HRqpw181.32410sc5dzT
PwfPtfIdp(0.0345rg26.41)HRw
对于静止气柱：
IZT2.69PRw
2对于流动气柱：
p2.69pZTRwZTI2218p1.32410fqscZTd5
3、气嘴流量与压力：
气体通过节流装置时的流量等于：
MA2U2l2 <1> dpudu0 2p21u2u12dpp12 积分形式：
又∵1pp11k
k1kuuk1p2p112k11p1 2221又u2u1所以：
22k1p2k1u2p11kk1p1 2221将p2p11k
u22代入<1>式并用标准状态下气体的体积流量代替质量流量，同时引用气田实用单位，并取流量系数为0.865，最后得到
4.066103dv2Kppqsc()[(2)k(2)K1p1p1rgT1Z14.(静止气柱）计算井口压力
静止气柱仅存在重力项，动能性和摩阻项为0 ∴dpgdH0 又∵2k1k]
pgZRT28.97rgp0.008314ZTH2
p2ZTp1dH1H228.979.8rgdL0.03415H1rgdL 0.008314rgHpws0.03415则ln ptsTZ推导步骤
O①取迭代初值PH)H：井口到地层中部深度，m WSpwh(10.00008ooTT2pwspwh②求p T1
22③gpgZRT3.48658rgpZT(t/m)33486.58rgpZT(Kg/m3)
Yg104Kexp(Xg)
其中K(9.40.02Mg)(1.8T)1.520919Mg1.8T,X3.59860.01g,Y2.40.2X 1.8T2④使用公式Tpc93.3181rg7rg(K),ppc4.6680.103rg0.259rg(Mpa)
TprTTPCPpr和PPpc使用公式
Zf(Ppr,Tpr)。PwsPws计算出Z
0.03415rgH代入PwsPtseTZP计算ws 若
Pwsq，则
Pws。PPwsws，继续迭代计算直到满足精度要求。为所求值，否则取5.垂直管多相流的典型流型
以垂直多相流的压力梯度分为四种流型：
① 泡流：液相连续，气泡呈小泡状分散。压力梯度由重力项和摩擦项组成，忽略加速度项 ② 段塞流：液相连续，气泡几乎堵塞管子。压力梯度由重力项和摩擦项组成。
③ 扰流：也称过渡流，从液相连续向气相连续过渡。压力梯度由重力项、摩擦项和加速度项组成。
④ 环雾流：也称为环状流，气体沿管子中间携带着液滴向上运动。其中液相一部分为气体所携带的液滴，一部分为靠气蕊的拖拽沿管壁向上运动。第四章 气井生产系统动态分析与管理
1.气井生产系统：是指包括地层.完井.油管.井口.地面气嘴（针形阀).集输管线.分离器这一完整的生产系统。
2.气井生产系统过程压力损失包括8个部分：
①通过孔隙介质时产生的压力损失②通过完井段时产生的压力损失 ③通过限流装置时产生的压力损失④通过安全阀时产生的压力损失
⑤通过地面有嘴时产生的压力损失⑥通过地面出油管线时产生的压力损失 ⑦通过油管柱时产生的压力损失⑧通过出油管线时产生的压力损失 3气井生产系统节点分析步骤：
⑴根据确定的分析目标选定定解节点⑵建立生产压力系统模型⑶完成各个部分数学模型的动静态生产资料的拟合⑷求解流入和流出动态曲线的协调点⑸完成确定目标的敏感参数分析。
4节点位置：
⑴分离器⑵井口油嘴⑶井口⑷井下安全阀⑸井下油嘴⑹井底 ⑺完井段⑻ 气层
普通节点：指过该点压力连续的节点。如：地面节点 井底节点 井口节点分离器节点。函数节点：指过该点压力突变的节点。如：完井段节点 井下油嘴节点 井下安全阀节点 井口油嘴节点。5.起泡剂
（1）定义：能显著降低水的表面张力或界面张力的物质称为表面活性剂，也成为起泡剂。（2）起泡剂助采作用：泡沫效应，分散效应，减阻效应，洗涤效应。（3）起泡剂性能：起泡能力强 泡沫携液量大 泡沫的稳定性适中 在含凝析油和高矿化水中有较强的起泡能力。
（4）起泡剂类型：离子型（主要是阴离子型）、非离子型、两性表面活性剂、高分子聚合物表面活性剂。
（5）起泡剂的评价方法
1气流法：气流法用于测定起泡剂溶液在气流搅拌下，产生泡沫的能力和泡沫含水量。起○泡剂溶液盛于发泡器内，空气在一定压力下通过多孔分散器进入发泡器，搅动起泡剂溶液，产生泡沫。在泡沫发生器中，每升气流通过后形成连续泡沫柱的高度，表示起泡剂溶液生成泡沫的能力。实验中产生的泡沫，用泡沫收集器收集。加入消泡剂消泡后，测定每升泡沫的含水量，用以表示泡沫的携水能力。
起泡能力=泡高（cm）/单位气体体积（l）或 起泡能力=泡沫体积（l）/单位气体体积（l）泡沫含水量=ml（水）/l（泡沫）
（2）罗氏米尔法：实验规定，测定200ml起泡剂溶液从罗氏管口流至罗氏管底时管中形成的泡沫高度。起始泡沫高度反应了起泡剂溶液的起泡能力，其差值表示泡沫的稳定性。
第五章 积液的来源：○1地层中游离水○2烃类凝析液○3凝析水○4压裂液
气井积液的识别：○1产量急剧下降○2套压Pa，油压Pc下降○3产液量Qw下降○4 ddl,井底压力上升○5气井间出现间喷生产 临界流速：
2ugo5.54lg/g
式中：σ-气液表面张力，n/m-液体密度，kg/-气体密度，kg/
APdi2pwfugcwfugc41.9810qcr2.510ZTZTwfwf 临界流量：
4单位（/d）
式中：di-产气管柱直径，m A-产气管柱截面积，pwf-油管鞋处井底流动压力，Mpa Twf-油管鞋处井底流动温度，K Z-天然气偏差系数 Ugc-临界流速，m/s 表面活性剂：能显著降低水的表面张力或界面张力的物质。硫沉积机理：
硫在天然气中的沉积方式分为化学沉积和物理沉积。大部分学者认为在含硫气井中元素硫的沉积属于物理沉积，即由于温度、压力的降低而导致元素硫在酸气中溶解度降低，从而析出单质硫。其主要依据是：在气井生产开发时，单质硫的沉积主要是发生在井筒以及井筒周围的地层，而在这一区域，压力下降最大，天然气的流速也达到最大，单质硫在天然气中的溶解度也最大，这一变化过程很适合解释物理沉积过程。而在化学沉积中，化学反应的反应速度明显缓慢于井筒附近天然气的流速，所以在地层中发生反应生成的单质硫还未来得及沉积下来，就会被井筒附近的高速气流带出井外，元素硫没有充分时间在近井地带产生沉淀。煤层气的开采机理：煤层甲烷的产出情况可分为三个阶段：
第一阶段，多数井为欠饱和，随着井筒附近地层地层压力的下降，只有水产出，这个阶段地层压力下降不多，井筒附近只有单相流动。当储层压力进一步下降，井筒附近开始进入第二阶段。
第二阶段，随着井筒附近压力进一步下降，这时有一定数量的甲烷从煤的表面吸收，形成气泡阻碍水的流动，出现气水两相，但是只有水相可以流动。当储层压力进一步下降，有更多的气解吸出来，井筒附近则进入第三阶段。
第三阶段，含气饱和度超过临界流动饱和度，气泡互相连通形成连续流线，形成汽水两相流。随着压力下降和水饱和度降低，气的相对渗透率逐渐上升，气产量也逐渐增加，在这个阶段形成汽水两相流动。
第四篇：采气工程教学大纲
《采气工程》教学大纲
课程名称：采气工程 课程编号：042306 学 分：2学分
总 学 时：32学时，其中，理论学时：32学时，适应专业：石油工程
先修课程：钻井与完井工程、采油工程 执 笔 人：张光明
审 订 人：赵明跃
一、课程的性质、目的与任务
本课程属于石油工程专业限选专业课
近年来，我国的天然气工业得到了快速发展，而且具有美好的发展前景。作为石油工程专业的学生，必须具备天然气开采方面的专业知识。本课程的任务，即在于使石油工程专业的学生在比较系统地掌握了采油技术的同时，对采气技术也有比较好的了解，使其能适应今后我国石油工业发展的形势。
二、教学基本要求
通过本课程的学习，要求学生达到： 1．了解气田开发的一般过程。
2．掌握与采气工程有关的基本理论计算。
3．能用系统分析方法优化设计气井的基本结构参数及生产制度。4．能分析预测气井动态。
三、教学内容与学时分配
绪论 2学时 第一章 气井产能 6学时
第一节 天然气向井底流动的特点 第二节 气井产能基本方程 第三节 气井产能试井工艺 第四节 气井流入动态预测
第二章 气井井筒流动状态 6学时
第一节 气体稳定流基本方程 第二节 纯气流动态 第三节 气水同出动态
第四节 气体通过气嘴的流动
第三章 集输气管流动态 2学时
第一节 纯气流
第二节 气液同流
第四章 气井生产参数设计与动态分析 6学时
第一节 气井生产系统分析方法 第二节 敏感参数分析 第三节 油管设计 第四节 水合物预测 第五节 防冲蚀分析。
第五章 排水采气工艺 6学时 第一节 气举排水采气方法 第二节 泡沫排水采气方法 第三节 其它排水采气方法
第六章 气井井场工艺及特殊气田开发 2学时
第一节 节流调压
第二节 气液分离及计算 第三节 天然气脱水
第四节 凝析气田、煤层气田开发。
第七章 其它 2学时
四、实验内容与学时分配：（无）
五、上机内容与学时分配：（无）
六、大纲说明：
1．先行课程为《油层物理》、《渗流力学》等专业基础课，与《油藏工程基础》、《采油工程》为并行课程，原则上，凡是与《采油工程》课程完全重复的内容，在本课程中只作简要介绍，而另外补充最新的研究成果。
2．课程的重点在气井产能、气井井筒流动动态、气井生产参数设计与动态分析、和排水采气工艺等四个方面。建议按课程内容中安排的前后顺序进行讲述。内容上，在注意知识的完整性的同时，力求讲述现场普通采用的及国际上流行、先进的方法。3.在实际授课中可根据经济技术发展情况适当增加教学内容。4．本课程平时成绩占60%，期末考试成绩占40%。
七、教学参考书 1．《采气工程》，廖锐全、张志全，石油工业出版社，2003年 2．《采气工艺基础》，杨继盛编，石油工业出版社，1989年 3．《Gas Production on Operations》，H.D.Beggs 4．《采气工程》，杨川东主编，石油工业出版社，1997年 5．《世界煤层气工业发展现状》，赵庆波等编，地质出版社，1998年
第五篇：采气工程题库答案1
采气工程题库答案
一、名词解释：
1．天然气的净热值：从天然气高热值中减去实际上不能利用的汽化潜热所剩余的热值。
2.气井工作制度：适应气井产层地质特征和满足生产需要时,气井产量和生产压差应遵循的关系。
3.天然气矿场集输：将气田各气井生产的天然气，经分离、调压和计量后集中起来输送到天然气处理厂或直接进入输气干线的全过程。4.流出系数：通过节流后的体积流量与理论值的比值。
5.露点：指在一定的压力下天然气中水蒸汽开始冷凝结露的温度。
6.气井系统 ：采出流体从储层供给边界到计量分离器的整个流动过程。7.天然气的燃烧热值：单位体积或单位质量天然气燃烧时所发出的热量。8.气井合理产量：对一口气井有相对较高的产量，在该产量下有一定稳产时间的产量。
9.采气井场流程：气井采出的含有液（固）体杂质的高压天然气变为适合矿场输送的合格天然气的各种设备组合。
10.可膨胀性系数： 是一个经验表达式，用以修正天然气流经孔板时因速度变化而引起的流量变化。
11.水合物 ：是一种由水分子和碳氢气体分子组成的结晶状固态简单化合物 12.气井系统分析：把气流从地层到用户的流动作为一个研究对象，对全系统的压力损耗进行综合分析。
13.天然气的组成：组成天然气的各组分在天然气中所占数量的百分比。
14.凝析气井：在地下深处高温高压条件下呈气态，经采到地面后，由于温度、压力降低，部分气体凝结为液态的气井。15.流通能力 ：当阀前后压差为0.101MPa，密度为1g/cm3的流体每小时通过阀的体积流量数。
16.排水采气 ：排除井筒积液，降低井底回压，增大井下压差，提高气井带水能力和自喷能力，确保产水水气井正常采气的生产工艺。
17.饱和含水气量：在一定条件下，天然气与液态水平衡时的含水汽量。
18.Inflow Performance Relationship：在地层压力不变的条件下，井底流压与相应产气量之间的关系曲线。
19.临界流动：流体在油嘴孔道里被加速到声速时的流动状态。
20.低压气井：地层压力与气层中部等高度静水柱压力之比小于0.8 的气井。21.节流效应（焦耳-汤母逊效应）：高压气体通过节流后成为低压气流，气体温度要发生变化，温度变化的范围随气体性质、节流前后的压差大小以及气体节流前压力、温度等因素而定。
22.露点降：在同一压力下，被水汽饱和的天然气露点温度与经过脱水装置后同一气流露点的温度之差。
23.Outflow Performance Relationship ：在一定的地层压力下，井口流动压力与产气量之间的关系曲线。
24.滑脱损失：由于滑脱而产生的附加压力损失。25.高含硫气井 ：根据SY/T6168-1995 “气藏分类”，产出的天然气中硫化氢体积百分含量为2～＜10 %的气井。
26.泡沫排水采气 ：从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂（称为泡沫助采剂），井底积水与起泡剂接触后，借助天然气流的搅动，产生大量的较稳定的低密度含水泡沫，泡沫将井底积液携带到地面，从而达到排水采气的目的。27.绝对湿度：每1m3 天然气中所含水蒸气的克数。
28.TPR 曲线 ：在pwf=c，d=c 的条件下，井口油压与产量的关系曲线。
29.滑脱现象：在气液两相管流中，由于两相间的密度差而产生气相超越液相的相对流动现象。
30.气井携液临界流量:气井开始积液时，井筒内气体的最低流速称为气井携液临界流速，对应的流量称为气井携液临界流量。
四、问答题：
1、试述泡沫排水采气的工艺原理，适用条件及优缺点？
答：泡沫排水采气工艺原理：将表面活性剂从携液能力不足的生产井井口注入井底，借助于天然气气流的搅拌作用，使之与井底积液充分接触，从而减小液体表面张力，产生大量的较稳定的含水泡沫，减少气体滑脱量，使气液混合物密度大大降低，以大幅度降低自喷井油管内的摩阻损失和井内重力梯度。泡沫将井底积液携带到地面，从而达到排水采气的目的。
适应条件：适用于弱喷及间喷产水井的排水，最大排水量 120m3/d，最大井深3500m；可用于低含硫气井；属下列条件之一的气水井不宜选作泡排井：油管下得太浅的气水井；气井油套管互不连通或油管串不严密的气水井；水淹停产气井；水气比大的气水井不适宜于泡排。
优缺点：施工和管理简便，经济成本低，可用于弱喷及间喷产水井。
2、试述气井出水的原因？气井出水对气井生产有何危害？（5 分）
答：出水原因：①气井生产工艺不合理； ②原始气水界面距井底的高度与水体的质量；
③气水接触面已推进到气井井底，不可避免地要产地层水； ④气层非均质性及气层孔缝结构。
危害：①气藏出水后，在气藏产生分割，形成死气区，加之部分气井过早水淹，使最终采收率降低；②气井产水后，降低了气相渗透率，气层受到伤害，产气量迅速下降，递降期提前； ③气井产水后，由于在产层和自喷管柱内形成气水两相流动，压力损失增大，从而导致单井产量迅速递减，气井自喷能力减弱，逐渐变为间歇井，最终因井底严重积液而水淹停产； ④气井产水将降低天然气质量，增加脱水设备和费用，增加了天然气开产成本。
3、差压式流量计有哪些因素影响天然气的流出系数，他们是如何影响的？
答：天然气的流出系数C=f（安装条件、节流装置和取压方式、直径比、雷诺数），直接影响流量计算的准确性。
直径比β：β愈小，使C值也愈小，反之，β愈大，使C值也愈大。
雷诺数 Re ：Re 愈小，即摩擦力大，流束收缩截面增大，C 就大；Re 愈大，流束收缩截面减小,C 就小
孔板装反，流束在进入孔口时不发生收缩，从而使流出系数 C 增大 标准孔板入口边缘不尖锐：将使C增大。
测量管壁粗糙程度：测量管壁粗糙将使C增大。
4、试述旋风式分离器的结构和工作原理？
答：旋风式分离器的结构：由筒体、锥形管、螺旋叶片、中心管、积液包等组成。
旋风式分离器的工作原理：利用离心力原理分离液(固)体杂质的。天然气和被分离液体沿分离器筒体切线方向以一定速度进入分离器，并沿筒体内壁作旋转运动，在其离心力作用下，达到气液分离目的。
5、天然气的脱水方法有哪些？在甘醇脱水法中为什么常用三甘醇作为脱水剂？
答：天然气脱水的方法有溶剂吸收法、固体吸附法、直接冷却法和化学反映法，应根据具体的工况，对各种方法进行技术经济评价，选取最优的天然气脱水技术。常用的三甘醇在露点降、能耗、投资、环境问题方面均较其他的脱水溶剂更具价值，所以综合性的选用了三甘醇。
6、简述影响气井出水早迟的主要因素？
1)井底距原始气水界面的高度：在相同条件下，井底距气水界面越近，气层水到达井底的时间越短。2)气井生产压差：随着生产压差的增大，气层水到达井底的时间越短。3)气层渗透性及气层孔缝结构：气层纵向大裂缝越发育，底水达到井底的时间越短。4)边底水水体的能量与活跃程度。
7、简述气井出水的三个明显阶段
1)预兆阶段：气井水中氯根含量明显上升，由几十上升到几千、几万mg/l，压力、气产量、水产量无明显变化。
2)显示阶段：水量开始上升，井口压力、气产量波动。3)出水阶段：气井出水增多，井口压力、产量大幅度下降。
8、简述有边、底水气藏气井的治水措施？
答：出水的形式不一样，采取的相应措施，归纳起来有控、堵、排三个方面。
(1)控水采气
1）对水的控制是通过控制气带水的最小流量或控制临界压差来实现，一般通过控制井口节流阀或井口压力来实现。
2）以底水锥进方式活动的未出水气井，可通过分析氯根，利用单井系统分析曲线，确定临界产量(压差)，控制在小于此临界值下生产，确保底水不锥进井底，保持无水采气期。
(2)堵水
对水窜型气层出水，应以堵为主，通过生产测井搞清出水层段，把出水层段封堵死；对水锥型出水气井，先控制压差，延长出水显示阶段。在气层钻开程度较大时，可封堵井底，使人工井底适当提高，把水堵在井底以下。
(3)排水采气
9、含硫气井开采的关键工艺技术是什么？在含硫气井的开采中应注意哪些问题？
答：含硫气藏的开采所需的关键工艺技术
①选择好具有良好抗腐蚀性能的金属材料；②深度分离净天然气中的硫化物；
③含硫的废油、废水、废气的综合治理；④脱硫净化及酸气回收。注意问题：硫化氢的剧毒性、腐蚀性、元素硫沉积
10、差压式流量计，孔板装直径比及雷诺数的变化对流出系数有何影响？由此会使计量气量与实际气量有何偏差？
答：直径比β：β愈小，使α 值也愈小，反之，β愈大，使α 值也愈大。
雷诺数 Re ：Re 愈小，即摩擦力大，流束收缩截面增大，α 就大；Re 愈大，流束收缩截面减小，α 就小。流出系数 α 愈大，通过孔板流量计的实际气量大于计量气量。
11、简述无水气藏气井和边底水不活跃气井的开采特征及开采工艺措施？
答：开采特征：(1)气井的阶段开采明显。
这类气藏气井生产可分：产量上升阶段、稳产阶段、递减阶段。
(2)气井有合理产量(3)气井稳产期和递减期的产量、压力能够预测；(4)采气速度只影响气藏稳产期的时间长短，而不影响最终采收率 开采工艺措施：
(1)可以适当采用大压差采气。(2)正确确定合理的采气速度气藏应有合理的采气速度，在此基础上制定各井合理的工作制度，安全平稳采气。(3)充分利用气藏能量。1)调整地面设备：
2)周期性降压排除井底积液
12、简述低压气藏气井的开采工艺措施？
答： 1）高、低压分输工艺；2）使用天然气喷射器助采工艺
3）建立压缩机站；4)降阻增压技术；5)负压采气技术
13、简述气井生产动态分析内容？
答：①分析气井配产方案和工作制度是否合理； ②分析气井生产有无变化及变化的原因；
③分析各类气井的生产特征和变化规律，进一步查清气井的生产能力，预测气井未来产量和压力变化，气井见水和水淹时间等； ④分析气井增产措施及效果；
⑤分析井下和地面采输设备的工作状况。
14、简述节点系统分析的用途（4 分）
答：（1）对已开钻的新井，根据预测的流入动态曲线，选择完井方式及有关参数，确定油管尺寸、合理的生产压差；（2）对已投产的生产井，能迅速找到限制气井产量的不合理因素，提出有针对性的改造及调整措施，使之达到合理的利用自身能力，实现稳产、高产；（3）优选气井在一定生产状态下的最佳控制产量；（4）确定气井停喷时的生产状态，从而分析气井的听喷原因；（5）确定排水采气时机，优选排水采气方式；（6）对各种产量下的开采方式进行经济分析，寻求最佳方案和最大经济效益；（7）选用某一方法（如产量递减曲线分析方法），预测未来气井的产量随时间的变化；（8）可以使生产人员很快找出提高气井产
量的途径。
15、简述节点系统分析的步骤
答：（1）建立模型；（2）根据确定的分析目标选定解节点；（3）完成各个部分数学模型的静动态生产资料的拟合，绘制流入流出动态曲线；（4）求解流入流出动态曲线的协调点；
（5）完成确定目标的敏感参数优化分析。
16、简述天然气开采过程中，如何防止爆炸的发生？（5 分）
答：为了杜绝天然气爆炸事故，确保人身及设备的安全，在生产中应采取一定的安全措施，例如采输气站、加压站等建筑物应通风良好；各种照明、电器设备应有防爆装置；管线和设备在使用前应进行吹扫等。
17、简述天然气中的杂质及对生产的危害？
答：天然气的杂质：液体杂质，包括油和水，固体杂质包括泥、沙、灰尘。危害: ⑴使管线输气能力下降，⑵含硫地层水低管线的腐蚀⑶固体杂质在高速流动中对管壁的冲蚀，（4）使天然气的流量计量不准。
18、简述水合物的产生条件及对生产的危害。
答：生成条件：（1）有自由水的存在，天然气的温度必须等于或低于天然气中水的露点；（2）高压低温，体系温度必须达到水合物的生成温度；（3）除此之外，高流速、压力波动、气体扰动等因素
危害：⑴降低气井产能，造成停产事故；⑵易在管道输送中形成水塞，增大阻力，浪费动力；⑶与酸性气体H2S、CO2 等加剧对金属管线的腐蚀。
20、简述气井的合理产量的确定原则
答：气藏保持合理采气速度原则；气井井身结构不受破坏原则；气井出水期晚，不造成早期突发性水淹；平稳供气、产能接替的原则；合理产量与市场需求协调的原则。
21、简述选择气井合理的工作制度原则
答： 1）在最小地层能量损失条件下，获得最大允许采气量；2）在整个采气过程中的压力损失分配合理；3）达到能源保护和安全规范的要求
22、简述确定气井工作制度时应考虑的因素
答：1)地质因素
（1）地层岩石胶结程度;（2）地层水的活跃程度
2)影响气井工艺制度的采气工艺因素
（1）天然气在井筒中的流速——防止液体在井筒中聚积。（2）水化物的形成——为防止井内气体水化物的生成，应在高于水化物形成的温度条件下生产，以保证生产稳定。
3)影响气井工作制度的井身技术因素（1）套管内压力的控制生产时的最低套压，不能低于套管被挤毁时的允许压力，以防套管被挤坏。（2）油管直径对产量的限制——不合适的油管将影响气井的正常采气。（3）凝析压力――如为防止凝析油在地层中凝析出，井底流压应高于凝析油析出的露点压力
4)影响气井工作制度的其它因素 主要有用户用气负荷的变化，气藏采气速度的影响，输气管线压力的影响等因素都可能影响气井产量和工艺制度。
23、凝析气藏的开采特点和开发方式。
答：凝析气藏的开采特点： 凝析气的反转凝析和再蒸发 ；凝析气藏埋藏深、温度高、压力高；富含腐蚀性流体 ；凝析气藏类型复杂；凝析气藏开采方式的多样化对生产的影响。
开发方式：衰竭式、回注干气式、部分回注干气和注N2、CO2 等。
24、在含硫气井生产中，有那些方法来防止硫化氢腐蚀？
答：①选择合适的抗H2S 材料。②采用合理的结构和制造工艺。③选用缓蚀剂保护含硫气井油套管和采输设备
26、简述在井场上有哪些防止和清除水合物的方法？
答：（1）提高天然气的流动温度；（2）降低压力至水合物的生成压力以下；（3）脱出天然气中的水分；（4）向天然气中加入抑制剂。
27、解释天然气的含水气量与压力、温度的关系？
答：在压力一定时，温度上升，天然气的含水气量上升。在温度一定时，压力上升，天然气的含水气量下降。
29、写出气田、凝析气田的开发方案编制流程
答：气藏描述，包括气藏静态地质研究，如区域地质及油气田概况，构造，储层空间，流体性质，渗流物理特征，地层压力和地层温度，气藏动态地质研究，如气藏压力系统，试井分析，试采分析，然后结合国内外同类气田开发经验，通过溶积法计算储量，再进行开发方案的设计，然后在进行气藏数值模拟和对比方案技术指标计算及技术经济分析和方案优选，并提出实施要求。
30、写出气藏分析的主要技术
答：地震技术、地球物理测井监测技术、地球化学检测技术、水动力学和气藏数值模拟。
31、简述气藏的驱动方式及确定气藏驱动方式的主要因素
答：（1）驱动方式 ：气压驱动、弹性水驱、刚性水驱；
（2）主要因素：地质因素（原始地层压力，含气区和供水区的言行和储集层物性特征，含水区的均质程度和连续性，气水界面附近的情况）；工艺因素（采气因素，开发方式）。
32．简述泡沫排水采气泡沫剂助采的助采机理？
答：泡沫剂的助采机理是通过：泡沫效应、分散效应、减阻效应和洗涤效应来实现的。
33、一口井在生产中，油压急剧下降和套压下降，而产量也不断下降，是分析是何原因?
答：产气量小于气体带液的临界产量，气体不能带液，在油管及油套环空内产生积液，致使井底回压逐渐增大，产量也不断下降，流体在井筒流动逐渐阻力增大油压急剧下降和套压下降。
34、简述函数节点分析和普通节点分析求解协调点的差异？
答：普通节点定义为气体通过这类节点时，节点本身不产生与流量有关的压降；函数节点定义为气体通过这类节点是，要产生于流量相关的压降。
35、含硫气井开采中，H2S 腐蚀的类型？影响硫化物应力腐蚀的因素？如何防腐？
1）硫化氢腐蚀的类型：电化学失重腐蚀、氢脆、硫化物应力腐蚀
2）影响硫化物应力腐蚀的因素：冶金因素（金相组织、化学成分、强度、硬
度、夹杂、缺陷）、环境因素（硫化氢浓度、PH 值、温度、压力、CO2 含量、CL-浓度）；力学因素（应力大小、冷加工、焊接残余应力）
3）如何防止硫化氢腐蚀：选择抗硫材料、采用合理的结构和制造工艺、选用缓蚀剂保护含硫气井油套管和采输设备
36．气井的采气曲线如图所示，简要分析原因。
答：原因：1）小产量测点时井底有污物堵塞或积液，随着产量的增加井底污物被逐渐带出，C 点以后污物喷净，井底渗滤性能变好，生产稳定正常，曲线为直线。2）在C 点以前测算的井底流动压力pwf 比实际的偏低也会使曲线向上弯曲。
37．气井的采气曲线如图所示，简要分析原因。
答：原因：1）井底附近渗滤性能变好。2）高、低压两气层干扰，在小产量测点时，主要由高压层产气。随井底压力降低，低压层气量增加，使指示曲线向下弯曲。
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