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天然气开发管理纲要

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天然气 开发 管理 纲要 纲领
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中国石油天然气股份有限公司 天然气开发管理纲要 中国石油天然气股份有限公司 目 录 第一章 总 则 1 第二章 开发前期评价 ................................................三章 开发方案 ....................................................四章 产能建设 ...................................................五章 开发生产 ...................................................六章 规划计划 ...................................................七章 储量与矿权 .................................................八章 技术创新与应用 .............................................九章 健康安全环境 ...............................................十章 考核与奖惩 .................................................十一章 附 则 ....................................................1 第一章 总 则 第一条 为了充分利用和保护天然气资源,合理开发天然气,确保安全、清洁生产,加强对 天然气开发工作的宏观控制,规范天然气开发各项工作,制定本纲要 。 第二条 天然气开发管 理包括规划计划、开发前期评价、开发方案、产能建设、开发 生产、储量和矿权、技术创新与应用、健康安全环境等。 天然气开发专业主要包括气藏地质、气藏工程、钻井工程、采气工程、地面工程、经济评价 、健康安全环境 等。 第三条 天然气开发工作必须遵守国家法律、法规和中国石油天然气股份有限公司 (以下简称 “ 股份公司 ”) 规章制度,贯彻执行股份公司发展战略。 坚持以经济效益为中心,资源为基础,市场为导向,上中下游协调发展的方针,做到资源准备、产能建设、管道建设和市场开发合理匹配。 第四条 天然气开发应遵循以下原则: (一) 坚持把地质研 究和动态分析贯穿始终,根据生产特征和不同开发阶段,制定合理生产制度和调控措施,改善开发效果,达到较高的经济采收率。 (二) 注重技术创新,加强 核心技术研发和成熟技术配套,发挥先进实用技术在开发中的作用。 (三) 树立以人为本的理念,坚持 “ 安全第一,环保优先 ” ,构建能源与自然的和谐。 (四) 高度重视队伍建设和人才培养,加强岗位培训,努力造就高素质专业队伍与管理队伍。 第五条 本纲要 所指天然气包括气藏气、气顶气、凝析气、油田伴生气、煤层气及非烃气等。 第六条 本纲要 适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司(以下统称油田 公司)在国内的陆上天然气开发活动。控股公司和国内合作的陆上天然气开发活动参照执行。 2 第二章 开发前期评价 第七条 开发前期评价是指在勘探提交控制储量或有重大发现后,围绕气田开发进行的各项开发评价 和准备 工作。开发前期评价主要任务是认识 气藏 地质 与开发特征,评价气田开发技术与经济可行性, 优选 成熟的 气藏开发主体工艺技术 ,确定合理的开发指标 。 第八条 开发前期评价项目 应 纳入股份公司年度计划, 并以开发评价部署方案为 立项依据。根据气藏储量类型和工作重点不同,分为两个阶段 : 第一阶段是在勘探提交控制储量或 有 重大发现后,为 完成开发概念设 计、配合 提交探明储量开展的早期评价工作 ; 第二阶段是在提交探明储量后,围绕编制气田开发方案开展的开发评价工作。 第九条 开发评价部署方案主要内容包括评价目标 和 部署原则 、 开发评价 工作量 部署 与 时间进度安排 、 投资估算 、 预期结果 、 风险分析与 对策 、 健康安全 环境 与实施要求等。 第十条 开发 前期评价第一阶段的主要任务是充分利用勘探成果,提出开发 资料 录取要求,部署必要的 开发地震、 开发评价井,开展产能评价,初步认识气藏地质特征和产能特征,完成开发概念设计。 第十一条 资料 录取 应按照有关规范标准,取全取准压力、温度、储层物性、流体特征、产能 、边底水 测试资料 等。 其中: (一) 应录取 油气水层的 原始地层 压力、温度及其梯度 等 。 井口压力与温度的录取应保证足够的测试时间。 (二) 储层物性 资料录取 应 根据储层特点和需要选择 不同方法, 主要有 全井段取心 、 大直径取心 、密闭取心等 方法 。 (三) 流体资料录取包括油气水 组成与 性质 、气组分 和 相态等。高含硫气藏( 量大于 30g/凝析气藏应在勘探阶段或 评价阶段 进行井下取样,并执行高压物性取样和实验标准。 其它类型气藏也应尽早取样。 (四) 采用回压试井、修正等时试井等方法获取气井初始无阻流量 及地层 3 参数资料 。 第十二条 气田开发概念设计主要内容包括地质与气藏 工程 方案、 钻采工程方案、地面工程规划、投资估算 及 经济评价 、 风险分析和健康安全环境要求 。地质与气藏工程 方案 应 建立气藏概念地质模型, 初步 确定 气田 生产规模; 钻采工程方案应筛选主体工艺技术 ; 地面工程 规划 应 提出可能采用的气田地面集输 、净化 处理的主体工艺流程及相关配套工程。 第十三条 开发 前期评价第二阶段的主要任务是部署必要的开发评价井和开发地震、开展试采、开辟开发试验区、评价产能与开发可动用储量、开展健康安全环境预评价,完成气田开发方案的编制。 第十四条 试采是开发前期评价阶段获取气藏动态资料、尽早认识气藏开发特征、确定开发规模的关 键环节。试采的主要任务是:评价气井产能 ; 确定气藏类型 ;评价储量可动用性 ; 进行相态研究 ; 评价采气工艺、集输处理工艺流程 、 主要设施 、材质 等 的适应性 ; 为编制开发方案提供依据。 试采应 依据 试采方案 进行。试采方案 主要内容应包括:气藏地质特征 ; 试采目的 ;试采区 、试采井组 和试采井 ; 试采期工作制度 ; 动态资料的录取 ; 采气工艺 ; 天然气集输处理系统和相关配套工程以及健康安全环境等。 对于 一般 气藏应 连续试采 半 年以上 ;对于 大型 的特殊类型气藏如 异常高压 气藏 (压力系数大于 特 低渗 气藏 ( 储层空气 渗透率小于 1、 高含硫 气藏和火成 岩气藏等 应 连续试采 一 年以上, 以获取可靠的 动态 资料。 第十五条 对于 特殊类型 气田应开展开发先导试验。主要 任务 是通过局部解剖储层,深化认识地质特征和产能特征,试验和筛选开发主体工艺技术 , 论证气藏开发技术 与经济 可行性。 开发 先导试验 应 依据 试验方案 进行 。方案主要内容包括试验目的 、 试验区 选择 、 主要开发指标、钻采与地面工程 技术 、 工作部署与工作量 、 健康安全环境要求 和 投资测算 。 第十六条 探明(或控制)地质储量大于 300×10 8预期产能大于 10×10 8m3/开发评价部署方案、试采方案和先导试验方案由油田公司预审,上报股份公司勘探 4 与生产分公司(以下简称勘探与生产公司)审批,油田公司组织实施。 探明(或控制)地质储量 100×10 8~ 300×10 8×10 8~ 10×10 8m3/a 的开发前期评价项目作为重点评价项目,开发评价部署方案、试采方案和先导试验方案由油田公司审批,报勘探与生产公司备案。 第三章 开发方案 第十七条 开发前期评价工作结束 时 , 应完成开发方案编制。 开发方案是指导气田开发的重要技术文件,是产能建设、生产运行管理、 市场开发 、 长输管道 立项 的依据。 开发方案应按科学开发的原则编制,由开发主管部门负责,相关部门协作。 第十八条 开发方案应在地质和动态特征基本清楚、开发主体工艺技术明确的情况下编制。气田开发过程中, 当 气田的实际情况与原方案设计有较大差别,或需要进行阶段调整 时 ,应编制气田开发调整方案。 第十九条 开发方案主要内容包括总论、市场 需求 、地质与气藏工程方案、钻井工程方案、采气工程方案、地面工程方案、 开发建设部署与实施要求、 健康安全环境 评价 、 风险评估 、 投资估算 及 经济评价 等。 第二十条 总论主要包括 气田 自然地理及社会依托条件、矿权情况、区域地质、勘探 与 开发 评价简史 、开发方案主 要结论及推荐方案的技术经济指标等。 第二十一条 市场 需求 包括目标市场、 已有管输能力、 气量需求、气质要求、 管输 压力、价格承受能力等。 第二十二条 地质与气藏工程方案主要内容 应 包括: 气藏地质、 储量 分类与 评价、产能评价、开发方式论证、井网部署、开发指标预测 、风险分析 等。通过多方案比选, 提出推荐方案和二个备选 方案,并对钻井工程、采气工程和地面工程设计提出要求。其中: (一) 气藏 地质研究的主要内容包括: 地层与 构造特征、 沉积环境、 储层特征、流体性质 与分布 、渗流特征、压力和温度、气藏类型以及地质建模 。 5 (二) 储量 分类与 评价应充分利用动、静态资料,分层 系 、分 区 块 对已探明储量进行分类 ,并 评价储量的可动用性。按照不同技术 、 经济条件,评价技术、经济可采储量 , 并分析可采储量 风险 。 (三) 产能评价应 综合 研究试气、 试井 和试采资料 , 确定单井合理产量;通过对采气速度等指标的研究,结合市场需求,确定气田合理开发规模 。 (四) 开发 方式 和井网 部署 应按照有利于提高单井产量、提高储量动用程度 、保证 气田稳产、获得较高经济效益 、满足安全生产要求 的原则 , 进行多方案优化 比选 。 对多产层气藏、气水关系复杂和气层分布井段跨度大的气藏,应合理划分开发层系。对 能够应用 水平井、多分 支 井 有效 开采的气藏, 应 优先 采用 水平井、多分 支 井开发。 对强非均质气藏,应采用非均匀井网布井,并根据储层特征等优选井型。 (五) 气田开发指标应 在地质模型基础上应用数值模拟方法对全气藏进行 20年以上的开发动态预测 ,主要包括生产井数、油气水产量、压力、稳产年限、稳产期末采出程度、预测期末采出程度等。 大型气田要求稳产 10~ 15 年,中型气田要求稳产 7~ 10 年。 (六) 风险分析 主要是 对 储量 、产量 和 水体能量等的 不确定性分析 ,并制定 相应的 风险削减 措施。 第二十三条 钻井工程方案应 以 地质与气藏工程方案 为基础 , 满足采气工程的要求。 方案 主要内容包括:已钻井基本情况及利用可行性分析 ;地层压力预测;井身结构设计;钻井装备要求;井控设计;钻井工艺要求;储层保护要求;录井、测井要求;固井及完井设计;健康安全环境要求及应急预案;钻井周期预测及钻井工程投资测算等。 钻井工程方案应针对储层特点和井型,选择 成熟 实用的 钻 井 完井工艺技术,做好储层保护 工作; 在确保安全钻 进 前提下,采用 提高钻速 的新工艺、新技术,缩短钻井周期。井身结构设计 应 针对钻遇地层的特点、能够满足整个开采阶段生产状况变化和进行多种井下作业的需要。 固井及完井设计应结合所钻遇地层和气藏特征,明确 套管程序要求, 表层套管下深和 坐 入稳固岩层深度 要求,提出技术套管和油层套管的材质、强度、扣型、管串结 6 构设计 , 以及 水泥浆质量和 水泥返 深要求 。 对于 酸性 气藏 (气藏中天然气 ,各级套管和油管应回接到井口。 第二十四条 采气工程方案应 以 地质与气藏工程方案 为基础 , 结合钻井工程方案进行编制 。方案主要内容包括: 完井和气层保护; 增产工艺 优选 ;采气工艺及其配套技术优化;防腐、防垢、防砂和防水合物技术筛选;生产中后期提高采收率工艺选择;对钻井工程的要求; 健康安全环境要求及应急预案; 投资测算。 其中: (一) 完井和气层保护。 选择 满足 长期安全合理开采 要求 、提高单井产量和后期作业要求的 完井方式、射孔工艺及气层保护措施。 (二) 增产工艺 优选 。 开展储层敏感性、地应力场和天然裂缝分析,研究已完钻井的储层伤害,分析增产潜力,优选 增产工艺和施工参数。 (三) 采气工艺及其配套技术优化。按照 地质与 气藏工程方案要求, 对 生产井进行 系统优化设计,综合考虑合理利用地层能量、气井携液能力、增产措施、防腐工艺和开发中后期油气水关系变化等因素,优选生产管柱及配套技术。 (四) 防腐、防垢、防砂和防水合物技术筛选。针对流体、储层性质进行腐蚀、结垢、出砂及水合物形成的 影响 因素与条件 分析,提出经济可行、技术可靠的解决方案和预防措施。对于 酸性气藏 应 制定从完井到开发后期全过程的防腐方案。 第二十五条 地面工程方案以地质与气藏工程、钻井工程、采气工程方案为依据,按照 “ 安全、 环保、 高效、低耗 ” 的原则,在区域性总体 开发 规划指导下,结合已建地面系统等依托条件进行编制。方案主要内容包括:地面工程规模和总体布局;集气、输气工程;处理、净化工程;系统配套工程 与辅助 设施 ;总图设计;节能;健康安全环境要求及应急预案;组织机构和人员编制;工程实施进度;地面工程主要工作量及投资估算等。 其中: (一) 地面工程规模和总体布局设计。 根据地质与气藏工程方案 、钻井工程方案和 采气工程方案 ,结合区域内天然气发展趋势,设计天然气集输、处理、净化、系统 配套 工程及 辅助 设施的建设规模, 并 进行站场布局的总体优化。 (二) 集气工程设计。 依据气藏特征、气体组分和相态特征 确定集气、防腐、 7 防水合物等工艺流程和主要设备选型,充分利用地层能量,系统考虑集气、增压、处理、安全截断和泄压放空等环节,合理确定压力级别,优化地面设施,实现整体优化。 (三) 处理和净化工程设计。 应 根据气体组分、压力、温度、气量 、 气质要求 、相 关标准 和环境、安全、节能的需要 ,合理选择 脱硫、脱水、脱凝液、除砂 、脱二氧化碳等 处理、净化工艺 以及 装置的规模和数量。 (四) 输气工程设计。根据天然气进出站的压力、温度 、 输量 和防腐 要求,优化确定输气管道的管径和管材,优化交接点的分离、调压、计量方式,优选管道线路和敷设方式,系统考虑压力能的利用。 (五) 系统 配套工程 与辅助设施 设计。 给 排水、供电、道路、通信、自动控制、消防、暖通、土建等尽可能依托已有 设施 ,在满足 正常 生产需求 和确保安全 的 前提下,进行多方案比选,合理确定建设标准和规模。 (六) 总图设计。 应 优化平面布置,尽量减少占地面积;优化站场竖向布置,合理确定标高,减少土方工程量;对站场内管道、 供电线路、通信、道路等,选择最佳路线。 (七) 自控及安全设计。 应 采用先进适用的控制技术和自控系统、 成熟 可靠的安全保护和紧急停车系统, 并 制定自控系统总体方案, 以 确保安全生产和平稳供气。 第二十六条 对气区安全平稳供气具有重要意义的 气田应论证备用 产能。备用产能大小应结合气田产能规模和产供特点综合论证,井口备用能力和配套的净化、处理能力 一般 按气田产能规模的 20%~ 30% 设计 。 并应根据生产需要,论证重点气田的生产系统备份问题,包括 关键设备、 操作系统、控制系统等的备份。 第二十七条 开发方案应 按照 “ 整体部署、分期实施 ” 的原则, 提出 产能建设步骤 ,明确各年度钻井工作量和地面分期建设工程量,为年度开发指标预测和投资估算提供依据。并对 产能建设过程中 开发井钻井、录井、测井、完井、采气、地面集输、净化处理、动态监测、气田开发跟踪研究等工作提出具体实施要求。 第二十八条 健康安全环境评价是开发方案中的重要组成部分。主要内容包括:健康安全环境的政策与承诺;各种危害因素及影响后果分析;针对可能发生的生产 8 事故与自然灾害,设计有关防火、防爆、防泄漏、防误操作等设施;针对产能建设和生产对 健康安全 环境的 影响, 应 明确预防和控制措施;提出健康安全环境监测和控制要求;编制应急预案;根据 有关规定设计气井、站场和管道的安全距离并编制搬迁方案。 第二十九条 风险 评估主要 指对方案设计动用的地质储量 规模 、 开发技术的可行性、主要 开发指标 预测以及 开发 实施 与生产运行 过程中可能存在的不确定性分析和评估,并提出相应的削减风险措施。 第三十条 投资估算与经济评价 应 采用股份公司建设项目经济评价方法,对 地质与 气藏工程方案及相应的配套钻井工程、采气工程、地面工程、 健康安全环 境要求以及削减风险措施等 进行投资估算和经济评价,为开发方案优选提供依据。经济评价对比的主要指标包括投资、成本、投资回收期、财务净现值和内部收益率等。 第三十一条 应综合 考虑开发效益及健康安全环境可行性, 系统分析方案承受风险的能力, 经 多方案技术、经济综合比选, 提出推荐方案 。 第三十二条 针对特殊气藏类型及特点, 应 采用相适应的开发对策 。其中: (一) 带油环气藏开发。当气储量系数大于等于 为带油环气藏,应纳入气藏管理。应加强油气界面监测 和控制 ,避免油气互窜,使油气开发 均 获得较好的效果。 (二) 凝析气藏开发。对凝析油含量大于 50g/气藏,应 进行 相态研究和开发方式 比选。 开发方式 选择 应 综合研究凝析气藏的 地质特征、 气藏类型 、凝析油含量和 经济指标等因素,优化确定 。井位部署、 井型选择 应有利于提高凝析 油采收率。 (三) 水驱气藏开发。应研究水驱特征、水 体 能量,确定水体活跃程度。对水驱指数大于或等于 强水驱气藏,重点研究射孔底界及裂缝(天然裂缝、 人工裂缝) 对地层水活动的 影响 、 气井极限产量与 生产 压差,确定合理的采气速度、 井网与井型, 以 防止边、底水指进和锥进 。同时应 研究 排水工艺及水处理工艺 与措施。 (四) 酸性气藏开发。应重点研究气田开发过程中的安全、环保、防腐和天然气集输、净化处理等技术。 根据天然气组 分 特征 , 应 优选集气方式、原料气输送工艺、净化工艺;评价腐蚀因 9 素对整个生产系统的影响,研究腐蚀机理,优选防腐工艺技术; 针对酸性气体气藏开发的潜在风险,确定钻井、完井、采气作业和地面工程等的安全与环保技术措施。 对高含硫气藏应 开展流体相态及硫沉积研究,提出防治硫沉积的技术方案。 (五) 异常高压 或高温气藏 (地层温度高于 149℃ ) 开发。 应 针对钻井、完井、试气、试采、采气等环节,制定可靠的技术方案与安全措施;研究开发过程中 储层岩石形变对产能的影响;加强生产过程动态监测,特别是边底水的动态监测。 (六) 低压气藏开发。对地层压力系数低于 气藏,在钻井、完井、气层改造等环节, 应 制定储层保护方案,减轻外来液对储层的伤害。 (七) 特低渗气藏开发。应 重点 论证单井经济极限产量、单井经济控制储量、开发投资、气价等对气田开发经济效益的影响, 采用成熟的气 层识别与预测技术,优选富集区,优化布井;重视储层保护,选择合适的井型和储层改造措施,提高单井产量; 采用 低成本开采技术 ,控制开发投资 。 (八) 煤层气藏开发。应重点研究煤层厚度与分布、渗透性、含气饱和度、解吸条件,选择经济有效的 开发 方式、井网 部署 、钻井与完井工艺,优选排水降压、低压集输及地层水处理技术,确定合理的排水降压开采工作制度。 (九) 非烃气藏开发。非烃组分 ( ) 大于 70%的气藏, 应 充分论证市场需求、开发 技术安全可靠性、开发经济效益及环境可行性,在此基础上编制开发方案。 第三十三条 气田开发调整方案重点是通过地质再认识 、 评价开发效果、分析存在问题与开发潜力,确定调整目标和原则,论证调整主体技术可行性、调整工作量 ,并 预测调整后的技术经济指标。 有针对性地对气田开发方式、层系、井网、开发指标及其他开发技术政策进行调整。 第三十四条 开发方案的设计与审查 应按以下要求办 理 : (一) 开发方案设计由具有资质的设计、研究单位承担。 (二) 充分运用先进、成熟、 适用 技术,降低开发风险。 对于开发风险较大的大型气田 和缺乏开发经验的 特殊类型 气田 ,应 聘请国外有实力的 公司 进行 开发方案的平行设计。 10 (三) 开发方案审批实行分级管理。探明地质储量大于 100×10 8设计产能规模大于 3×10 8m3/a 或对外合作的气田开发方案 和 开发调整方案, 以及 虽然设计产能规模小于 3×10 8m3/a,但对区域发展、技术发展有重要意义的气田开发方案,由 油田公司 预审后报勘探与生产公司审批,勘探与生产公司可选择部分开发方案委托有资质的咨询单位进行预评估 。 其他开发方案由油田公司审批 并 报勘探与生产公司备案。 需国家核准或备案的重点气田开发方案 ,应 按照有关规定 办理 。 (四) 开发方案必须资料齐全,送审的开发方 案 应 包括总报告、地质与气藏工程方案、钻井工程方案、采气工程方案、地面工程方案、健康安全环境评价、经济评价、上报审查请示文件和油田公司预审会议纪要。 第四章 产能建设 第三十五条 开发方案须经批准并列入产能建设项目投资计划后,方可开展产能建设。开工前必须取得相应环保部门对环评文件的批复。产能建设的主要任务是按照开发方案要求 实施 建井和地面工程建设, 做好投资控制, 建成开发方案设计 的配套生产能力 并按时投产。 第三十六条 产能建设应按照建设资源节约型企业的要求, 学习和借鉴国内外节能降耗的先进经验, 积极推进土地、能源、水资源 、原材料等 的综合利用, 降低消耗 ,节约资源 。 第三十七条 对开发风险较大的特殊类型气田, 可与有实力的国外公司 进行 合作开发 。 第三十八条 油田公司 地质、钻井、完井、测录井、试气、采气、地面工程以及生产协调等部门, 应 按开发方案要求,制定本部门的产能建设具体实施工作细则,并严格执行。 第三十九条 开发部门应组织有关单位对开发方案 确定的井位进行勘察 。 井位及井场应符合有关标准及健康安全环境的要求 。 针对 可能对员工、周围居民及环境 产 11 生 的影响和危害 , 要 制定相应 的保护 措施 。 第四十条 产能建设过程中钻井作业应依据钻 井工程方案要求,编制单井地质设计和钻井工程设计。 其中: (一) 单井地质设计中应 有地层压力预测、有毒有害气体组分及含量的预告。 (二) 钻井工程设计中 应 有井控要求、风险分析及应急预案。高含硫气井钻井工程设计 应 明确 套管、井口腐蚀和井场周围硫化氢监测 方法; 超高压气井、高产(日产 气 大于 20 万 立方米 )气井钻井工程设计应满足不同工况下套管和井口的 压力 承载及密封要求。 (三) 单井地质设计和钻井工程设计 应经过严格的审核和审批。钻井过程中发现设计与实际情况不符确需修改时,应报主管部门审批后方可进行调整。 第四十一条 油田公司应 根据气田地质情况确定钻井次序,及时掌握钻井进度。在钻井过程中 应 做好跟踪分析和地层对比工作,不断加深对气藏的认识,如发现气藏地质情况有变化,应认真研究,及时提出 井位调整意见和补充录取资料要求。若发现气藏地质情况有重大变化,须 对原开发方案进行相应调整, 并 履行审批 和备案程序。开发井完钻后应完善静态地质模型。 第四十二条 测井、录井资料必须取全取准。应按照先进、适用、有效、经济的原则,制定资料录取要求。 第四十三条 钻井工程实施中应加强现场监督,按照开钻验收、工程实施、完井验收三个阶段进行管理。 钻井监督 应 依据钻井设计、合同及相关措施,监督和检查钻井工程质量、工程进度、资料录取、打开气层技术措施 以及安全环保措施等工作。对 异常高压 、高含硫气井钻井 应 派驻监督人员进行现场全程监督。 完井验收 应 依据钻井设计要求重点检查固井质量。异常高压、高含硫和高含二氧化碳气井应采用声波变密度测井、 伽马 密度测井等先进评价方法对各层套管进行固井质量评价。 第四十四条 油田公司应 根据 地质与 气藏工程方案和开发井完钻后的新认识,编制射孔方案,并按方案要求取全、取准各项资料。 12 第四十五条 油田公司应 根据采气工程方案做好完井工作,主要内容为:储层保护、完井方式、射孔工艺和投产方式。 第四十六条 地面工程建设 分为初步设计、工程实施、 投产试运行和 竣工验收三个阶段 , 应 严格履行 基本建设程序 ,实行规范化管理。 第四十七条 依据有关部门批复的开发方案(或可行性研究 报告 ), 编制 地面工程初步设计。初步设计包括:建设规模;主要设计参数;总平面布置、工艺流程、主要设备技术选型、配套工程等的优化方案;安全、环保、消防、节能专篇;主要技术经济指标和工程投资概算等内容。初步设计经 勘探与生产公司审查 同意且列入投资计划 后 ,方可进入工程实施阶段。 第四十八条 地面工程实施包括施工图设计、施工队伍选择、设备采购、工程开工 和 工程施工。 应 严格按照 施工图 施工,加强施工质量监督管理、工程监理管理及施工变更管理,着重抓好施 工进度、质量、投资控制、健康安全环境等方面的工作。 第四十九条 投产试运行与 竣工验收 是 地面工程 质量控制 的 重要 环节 。 投产试运行前应编制试运行方案,经审查批准并按国家规定 由 相应环保部门同意后实施。 生产试运行合格后,应按方案设计指标、工程质量标准和竣工验收制度进行验收,对发现问题限期整改。建设项目竣工验收后,建设单位应办理固定资产交付使用手续,做好资料归档工作;生产单位应根据开发方案的实施要求,及时组织投产,达到方案设计要求的生产能力。 第五十条 产能建设必须建立健全质量管理体系 。 产能建设项目实行业主责任制的项目管理。工程勘察、工 程设计、施工、工程监理单位必须具备相应的资质条件。施工队伍选择按有关招投标的规定执行,物资采购按股份公司物资采购与电子商务有关规定执行。 第五章 开发 生产 第五十一条 气田 投产 后,生产管理部门应根据气田所处 开发 阶段及其 开发 特点,结合年度计划和中长期规划的供气要求,开展生产管理工作,挖掘气田开发潜 13 力, 保障 稳定 供气,控制 操作 成本, 确 保生产系统安全平稳运行,实现开发方案 确定 的 各项技术、经济指标。 第五十二条 生产管理的主要任务包括 产量管理、生产监测、动态分析、 地面生产系统管理、生产维护与开发 调控、开发试验、气田开发效果评价等。 第五十三条 产量管理 主要内容包括核实产能、控制产量递减、落实配产计划、做好生产计量 等 。 其中: (一) 气井产能核实在每年一季度完成,以单井产能为基础,分气藏、气田、油气区进行统计和汇总,由油田公司上报勘探与生产公司审定。 (二) 油田公司应严格执行勘探与生产公司下达的生产运行计划,统一考虑气田生产能力、影响产量因素(递减、检修、 测试 、损耗、用户影响等)、净化处理能力、管网输气能力、供气要求, 制定 配产计划并组织实施。 气田应按照合理的产能负荷因子进行配产。产能负荷因子是指气田配产量与气田设计生产能力的比值,一般为 (三) 在供 气需求发生重大变化时,应通过勘探与生产公司向油田公司下达产量调节指令。动用气田备用能力 应报 股份 公司批准。 (四) 气田生产以开发方案设计指标为依据,坚持科学开发原则。 在 供气高峰期应尽可能利用储气库、管网调节能力或备用产能解决调峰问题。 (五) 按照分级计量的要求,推广应用先进实用的计量技术,定期组织计量设备的检定,保证计量 准确 。 第五十四条 生产监测包括气藏动态监测、井下技术状况监测、地面生产系统监测等。建立适合气藏特点和开发方式的监测系统,根据不同 开发 阶段的特点,制定生产动态监测计划,取全、取准 各项 资料。其中: (一) 气藏动态和井下技术 状况监测项目包括气藏地层压力、井底流压、井口温度、井口压力、油气水产量、产出剖面、流体性质与组分、油气水界面、井筒内液面与砂面、 井下 设施的腐蚀及运行情况等。 (二) 地面生产系统监测项目包括:天然气集输站场和净化处理厂装置的操作 14 压力、温度、流量及处理量;加热设备 和动力设备 的状况;进出主要装置的气质分析 ; 主要生产设备和管线腐蚀状况在线监测等。 应 从井口到首站 进行 全流程泄漏检测 。 生产动态监测 应 纳入油田公司的生产经营计划,监测费应按气田操作成本的 3%~ 5%纳入预算。 第五十五条 油田公司 应按月、季、半年、年度和阶段进行气田动态分析 , 并 编写分析报告。 动态分析的主要内容 包括 气井与气藏的动态特征、 产量 计划完成情况、各种工艺措施效果、产量变化及原因 、地层压力变化趋势、气藏边底水活动情况及气田生产设施的适应性等。动态分析应 指出开发中存在的问题,提出改进措施。 月度、季度动态分析以气井生产动态为主,半年和年度动态分析以气田开发动态分析为主。 阶段动态分析的主要目的是为编制中长期开发规划和气田开发调整 方案 提供依据。分析的主要内容包括气藏地质特征再认识与气藏地质模型修正、储量动用状况、剩余储量分布及开发潜力分析、边底水活动情况、开发技术政策的适应 性、 开发 趋势及预测 、方案设计指标符合程度及开发效果评价、开发经济效益评价、开发存在的主要问题、调整对策与措施等。 第五十六条 地面生产系统管理是对气田地面生产 系统 进行安全运行控制和优化管理。 按照 各项操作规程,细化各项管理措施,确保生产设施安全、平稳运行,提高技术经济指标,合理降低成本,保证处理后天然气质量、污水与废气外排 等 达到国家有关标准的要求。 第五十七条 气田生产维护 主要 包括:生产 井、地面集输和净化处理系统维护、报废设施的处理等。 其中: (一) 生产井维护包括修井、防砂、排水采气、防腐和气井增产措施等作业。 (二) 地面集输系统维护主要包 括:集输管线、设备及配套装置维护;在线检测自控系统和计量系统维护;泄压放空等安全保护系统维护;增压及其他动力设备维护。 (三) 天然气净化处理系统维护主要包括:各种装置、设备及仪表的日常维护 15 保养和定期检修;重要阀门、分离器和加热设备的检测和维护;泄压放空等安全保护系统的维护。 (四) 因地质、工程等因素失去利用价值的气井、站场等应按有关管理规定申请报废,批准报废后按有关要求做好气井和站场的处理。 第五十八条 开发调控是 改善 气田开发效果的重要手段。应根据气田 不同 开发阶段的特点 ,确定调控重点和措施: (一) 投产初期产量上升阶段为上产期 。 开发 调控主要通过新钻井和试采深化气藏地质认识,研究开发特征,调整气井配产,优化待钻开发井井位和钻采工艺技术。 (二) 从产量达到开发方案设计规模 并稳定生产 的阶段为稳产期。开发调控重点是提高气田稳产能力、延长稳产期。应通过合理配产、补充部分新井、补孔调层、适时增压,搞好稳产接替,杜绝恶性开采。气田稳产期末可采储量采出程度一般应达到 60%以上。 (三) 从 产量开始递减至递减到开发方案设计规模 20%的阶段为递减期。开发调控重点应通过剩余可采储量分布研究, 采取 排水采气、增压开采、补孔调层、气井修井、酸化压裂、打调整井等挖潜措施,控制产 量递减率。年综合递减率一般应控制在 10%以内,复杂气藏、强水驱气藏年综合递减率应控制在 20%以内。 (四) 产量递减到开发方案设计规模 20%以下的阶段为低产期。开发调控以提高气田最终采收率为目标,采取有效的排水采气、老井修复、后期增压开采、高低压分输等措施,尽可能 提高气田最终采收率。 第五十九条 气田开发效果评价包括气田开发方案后评价、效益评价和气田开发水平考核。 其中: (一) 当气田 投产三年 或动用 地质储量的采出程度达到 10%时,应根据气田实际动态资料组织开发方案后评价。重点评价储量动用程度、 开发 技术经济指标与方案设计指标的符合程度 、开发方案设计指标的合理性、工艺技术和地面工程的适应性 , 并分析存在的问题,总结经验教训,提出改进建议和措施。 评价结果应 及时反馈到有关决策部门、生产部门及设计单位等。 16 (二) 效益评价是按年度对气区、气田、气藏、单井生产成本及效益指标进行评价,重点是操作成本构成及其影响因素分析。提出节能降耗、提高生产效率与劳动生产率、有效控制操作成本的建议或措施。 (三) 气田开发水平考核包括技术、管理和经济指标考核。技术考核指标包括钻井成功率、储量动用程度、平均单井产量、采气速度、稳产年限、 稳产期末采出程度 、 综合递减率 等;管理考核指标包括 动态监测完成率、气井利用率、生产时率、老井增产措施有效率 、气田水处理率、能耗水平等;经济考核指标包括销售收入、操作成本、 利润等。 第六十条 开发后期因资源枯竭或无开采效益的气田应废弃。 油田公司 按规定向 股份公司财务资产部门和勘探与生产公司 提交气田废弃申请报告及储量结算报告,经批准后组织实施。 气田废弃报告主要总结气田开发历史,陈述废弃理由,气田废弃采取的措施和办法,包括残值评估、资产处理、生态恢复等内容。 第六十一条 油田公司 应将油田开发伴生气与气层气的集输、处理、利用、销售作为一个系统进行管理,充分利用伴生气,提高资源利用 率。 第六十二条 油田公司 应 不断提高生产过程现代化管理水平,达到生产过程中的信息收集、处理、决策及时准确。其中: (一) 逐步实现天然气生产、集输、处理、净化等各个环节的全程监控。 (二) 每口气井建立单井档案,主要包括单井地质 设计 、 钻井 工程 设计 、 实钻和完井记录、 生产动态、井史等资料。 异常高压、高含硫、高产气井应重点标识出可能对安全生产构成危害的信息。 (三) 建立各生产环节的预警系统和突发事故处理预案,及时发现事故隐患,并对突发事件提供有效的处理措施。 第六十三条 油田公司 应根据天然气生产 和发展的 需要, 建立相应的天然气开发队伍, 配备 必 需 的试气、试采 、计量、增压、井控、抢险以及安全环保设备。并做好 人员培训和 设备管理工作 。 17 第六十四条 油田公司 应根据股份公司有关档案管理规定,做好 天然气 开发 各项 资料的归档管理工作。天然气开发涉及的国家秘密和股份公司商业秘密应按有关保密规定,做好保密工作。 第六章 规划计划 第六十五条 天然气开发规划计划包括中长期规划和年度计划。 天然气开发规划计划是 指导天然气开发 和 上中下游协调发展的 重要文件, 应 按照股份公司 规划 计划管理 有关规定 ,根据股份公司天然气发展战略,依据资源、市场、生产和输气能力、多
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