采气工程方案
采油气工程方案
采油气工程方案1. 背景石油和天然气是世界能源市场上最主要的能源资源之一。
随着全球经济的不断发展，对石油和天然气的需求也在不断增加。
因此，如何高效地进行石油和天然气的采掘，成为了石油和天然气行业的一个重要课题。
2. 目标本次采油气工程的目标是提高石油和天然气的采收率，降低采油气成本，并最大限度地保护环境。
3. 项目范围该采油气工程方案的项目范围包括但不限于：勘探、钻井、采油气、输油气、石油化工等环节的工程设计与施工。
4. 采油气工程方案（1）勘探本项目需要建立一个完善的勘探系统，借助现代化的勘探技术，快速准确地找到石油和天然气资源的分布情况及储量规模。
（2）钻井钻井是采油气工程的重要环节之一。
钻井工程应根据勘探结果，确定合理的钻井布局和钻井方向，以提高钻井成功率和效率。
（3）采油气对于已开发的油气田，需采用先进的采油气技术，如水驱、气驱、聚合物驱等方式，提高采收率，并采用二次采油、三次采油等技术，延长油气田的生产周期。
（4）输油气输油气是将采集到的石油和天然气从采油气田输送到加工厂或目的地地面的过程。
在输油气方面，可以考虑采用管道输送、铁路运输、陆路运输等方式。
（5）石油化工将采集到的原油和天然气进行加工处理，生产成品油、燃气、化工产品等。
5. 技术创新本次采油气工程方案应引入具有国际先进水平的采油气技术和工程设备，如水平井钻井技术、大型离心压缩机、超高效油气分离设备等。
6. 环保措施在采油气工程过程中，要采取有效的环保措施，防止地下水和土壤受到污染。
并可采用低碳、清洁能源技术，减少温室气体排放。
7. 安全管理在采油气工程施工过程中，要严格按照相关标准和规范进行施工，加强对施工现场安全管理，确保工程施工安全。
8. 项目管理本次采油气工程需要建立高效的项目管理体系，包括项目计划、风险评估、成本控制等，确保工程按时按质完成。
9. 成本控制在采油气工程中，要加强成本管理，采用先进的成本控制手段，减少浪费，提高资源利用效率。
采气工程方案
采气工程方案采气工程方案设计根据选区结果和气藏工程研究结论，从采气方式、生产管柱、增产措施、防腐防垢、动态监测、安全控制等方面，针对先导性试验的要求和特点，对采气工程进行研究。
1 开采方式依据大牛地气田上古生界气藏特点和气藏类型，本次研究选定三个试验井组（大16、大15、大10井组）的开采方式均为利用天然能量衰竭式开采。
2 采气方式根据大牛地气田的气藏地质特征、气藏工程设计以及气藏生产的地面条件，三个井组的采气方式均为油管自喷采气。
3 气井节点分析3.1 气井合层开采分析3.1.1 多层合采可行性分析大牛地气田具有多套气层叠合连片的特点，试验区单层平均无阻流量1.8×104m3/d，产能较低，只有采用多层合采，才能获得较好的经济效益。
盒3、盒1、山1、太2段基本储层性质及天然气性质类似；各层段地层水均为氯化钙；天然气性质类似；各层孔隙度、渗透率大小接近，层间基本均质；盒3、盒1、山1、太2段气藏压力系数范围接近；根据李熙哲等在《鄂尔多斯盆地上古界深盆气气水分布与压力特征》中的研究成果，鄂尔多斯盆地中、北部地区上古生界盒8段（即盒1段）山西组基本为一个压力系统。
其中盆地北部压力系数一般为0.746～0.981，中部气田下石盒子组压力系数为0.787～0.998,陕141井区山2段（即山1段）常压区。
这与大牛地气田DST结果基本一致。
根据钻探结果，最顶部的盒三段气层距最低部的二气约250米左右，根据地层平均压力梯度计算两个压力差4MPa左右，由于各气层均为特低渗气层，理论研究表明，特低渗油气藏存在启动压力，所以在实际生产过程中生产压差较大（特别是按照多层合采配产相对较高），井筒中各层在较短时间将会达到动态平衡，不会出现倒灌现象。
本次试验确定在大10井组进行多层合采试验，通过对大10井太2段、山1段、盒1段、盒3段四个产气层位的试井资料进行分析认为：大10井4个层段实测无阻流量之和为*****m3/d，具备合采的物质基础；依据DST测试结果，盒1段压力系数为0.85,山1段压力系数为0.9，压力系数基本相同，为同一压力系统，多层合采时，层间干扰的可能性较小；各层地层水的水型均为氯化钙，PH值偏弱酸性，合采不易结垢；最上部1的盒3段与最下部的太2段射孔距离为205米，距离不大。
采气工程方案设计编写规程
采气工程方案设计编写规程一、总则为规范和统一采气工程方案设计的编写要求，制定本规程。
二、适用范围本规程适用于天然气、页岩气等各类采气工程方案设计的编写。
三、编写原则1. 科学性原则：采气工程方案设计应基于科学的理论和技术，结合实际情况确定采气的方案和措施。
2. 经济性原则：设计应考虑到工程的投资与收益，以及后期的运行、维护和排放等综合成本。
3. 可行性原则：设计应符合国家相关法律法规和标准，保证工程施工和运行的可行性。
4. 安全性原则：设计应充分考虑工程运行中的安全问题，保障工程人员和设备的安全。
5. 可管理性原则：设计应符合管理的要求，工程运行过程合理、高效，易于管理和监控。
四、编写程序1. 确定需求：由项目管理部门制定采气工程方案编写任务书，明确工程建设的总体要求、技术参数及环保要求等。
2. 调查研究：综合考虑工程地质、水文、气象、环保等因素，进行现场调查和研究，获取相关数据。
3. 设计方案：根据调查研究结果，结合技术标准和规范，制定采气工程的方案设计，包括气井布置、设备选型、工艺流程等。
4. 编写报告：将设计方案整理成书面报告，包括工程概况、设计依据、技术方案、经济效益分析、环保措施等内容。
5. 评审审批：由专业人员进行技术评审，审查方案设计的合理性和可行性，经评审通过后，报送主管部门审批。
6. 完善方案：根据评审意见和审批要求，修改和完善方案设计报告，确保方案符合相关要求，方案设计能得到实施。
五、编写要求1. 技术方案：采气工程方案设计应包括气藏的开发方式、开采工艺、地面设备选型、气井布局、管道设计等内容。
2. 经济效益分析：应对工程建设和运行的费用、效益进行详细的分析，包括投资估算、运行成本、收益预测等。
3. 环保措施：设计应充分考虑工程对环境的影响，提出合理的环保措施和防治措施，保护生态环境。
4. 安全管理：应对工程施工和运行过程中的安全风险进行评估和管理，提出相应的安全措施和紧急预案。
电潜泵排水采气工程方案
电潜泵排水采气工程方案一、项目概况电潜泵排水采气工程是指利用电动潜水泵将地下水或其他液体抽到地面，或者通过液压泵等将地下气体抽到地面的工程。
本文将介绍电潜泵排水采气工程的设计方案及实施流程。
二、项目背景1.1 项目地点本项目选址为位于山西省大同市的一个煤矿，该矿目前存在煤层气积水问题。
1.2 项目目的本项目的主要目的是通过采用电潜泵排水采气工程，解决煤矿煤层气积水问题，提高煤层气的采收率，保证煤矿的安全生产。
三、工程设计2.1 电潜泵排水设计根据煤矿地下水位和煤层气埋藏深度，确定电潜泵排水的设计参数，包括泵头、流量、泵身材质等。
同时要考虑电潜泵的选型，选用适合煤矿环境的防爆电潜泵。
2.2 排水管网设计设计排水管网，将地下水及煤层气从井下输送到地面，同时设置检测孔，用于监测管道运行状态及地下水位变化。
2.3 采气管网设计设计采气管网，将采集到的煤层气输送到地面，并与处理设备连接，选择合适的管道材质和规格，满足管网的输气需求。
四、工程实施3.1 地面设备安装在地面安装电潜泵及相关管道、阀门等设备，并与电源及处理设备连接。
3.2 井下设备安装在井下安装潜水泵及相关管道、阀门等设备，完成排水管网的铺设。
3.3 设备调试对地面及井下设备进行调试，验证排水管网及采气管网的正常运行。
3.4 联调联试将排水管网与采气管网进行联调联试，验证整个采气排水系统的正常运行。
五、工程效果4.1 煤矿排水效果通过电潜泵排水采气工程，可有效降低煤矿地下水位，减少煤矿积水情况，提高煤矿安全生产。
4.2 煤层气采集效率采用电潜泵排水采气工程，可有效提高煤层气采收率，增加煤矿的收益。
4.3 环境保护效果排水采气工程可有效处理地下水及煤层气，减少对环境的影响，保护周边生态环境。
六、工程运维5.1 设备维护定期对地面及井下设备进行维护保养，确保排水采气系统的正常运行。
5.2 周期检测定期进行管道及设备的检测，及时发现和解决问题，确保整个系统的稳定性和安全性。
采气工程方案设计编写要求
采气工程方案设计编写要求一、前言随着能源需求的不断增长，天然气作为清洁能源的地位日益突出。
采气工程是指为了提取地下天然气资源，将其输送至地面设施进行加工处理和输送的一系列工程活动。
因此，采气工程的方案设计至关重要，它直接关系到资源的利用效率和环境保护问题。
本文旨在探讨采气工程方案设计的相关要求和注意事项。
二、方案设计的基本要求1. 全面调查勘探采气工程的方案设计需要进行全面的地质勘探和地质调查，以确保对天然气储量和地质条件的充分认识。
在调查勘探方面，需要利用各种勘探技术和设备，全面了解储层的分布、厚度、孔隙度、渗透率等参数，为后续的开采工作提供必要的数据支持。
2. 合理选址布局采气工程的方案设计需要合理选址布局，以充分利用地下资源，减少对环境的影响。
在选址布局方面，需要考虑到地质条件、交通便利、环境保护等多方面因素，力求使采气工程的建设和运营尽可能符合可持续发展的要求。
3. 安全高效生产采气工程的方案设计需要注重安全高效生产，确保天然气的采集和输送过程安全可靠。
在生产方面，需要充分考虑到工艺流程、设备选型、操作管理等因素，力求提高采气工程的生产效率和资源利用率。
4. 环境保护和治理采气工程的方案设计需要充分考虑环境保护和治理问题，确保在资源开发过程中尽可能减少对环境的影响。
在环保方面，需要采取各种措施对气田、管道等设施进行环境影响评价，采取治理措施，减少环境污染。
5. 经济可行性采气工程的方案设计需要符合经济可行性要求，确保项目的投资回报和资源利用效率。
在经济方面，需要进行详细的成本预算和效益分析，力求使采气工程的投资收益达到预期水平。
三、方案设计的注意事项1. 全面分析地质条件在采气工程的方案设计中，需要充分分析地质条件，了解储层的特性和气藏的产能，为后续的开采工作提供科学依据。
2. 合理设计开发方案在采气工程的方案设计中，需要合理设计开发方案，包括选址布局、工艺流程、设备选型等方面，力求使采气工程的开发和运营更加高效。
燃气工程施工方案实例(3篇)
第1篇一、项目背景随着我国经济的快速发展，城市化进程不断加快，燃气作为一种清洁、高效的能源，在城市生活中的应用越来越广泛。
为满足城市居民的生活需求，某城市决定新建一座燃气工程。
本方案旨在为该燃气工程提供详细的施工方案，确保工程顺利进行。
二、工程概况1. 工程名称：某城市燃气工程2. 工程地点：某城市3. 工程规模：铺设燃气管道总长度约100公里，新建调压站2座，储气罐站1座，供气量约200万立方米/年。
4. 工程内容：燃气管道铺设、调压站建设、储气罐站建设、供气设施安装、系统调试等。
三、施工方案1. 施工组织（1）成立项目经理部，负责整个工程的施工管理。
（2）明确各部门职责，确保工程顺利进行。
（3）制定施工进度计划，确保按期完成工程。
2. 施工工艺（1）管道铺设1）采用非开挖管道铺设技术，减少对城市环境的影响。
2）选用优质管道材料，确保管道质量。
3）管道施工前，进行地质勘察，确保管道安全可靠。
（2）调压站建设1）严格按照设计图纸进行施工，确保调压站结构安全。
2）选用高性能调压器，确保调压效果。
3）加强施工过程中的质量监控，确保调压站工程质量。
（3）储气罐站建设1）储气罐站选址合理，确保供气安全。
2）储气罐选用优质材料，确保储气罐安全可靠。
3）加强储气罐站的安全管理，防止事故发生。
（4）供气设施安装1）选用优质供气设施，确保供气稳定。
2）严格按照设计要求进行安装，确保供气设施运行正常。
3）加强供气设施的安全检查，防止事故发生。
（5）系统调试1）对整个燃气系统进行调试，确保系统运行稳定。
2）对供气设施进行性能测试，确保供气质量。
3）加强系统运行监控，确保供气安全。
3. 施工进度（1）施工准备阶段：2个月（2）管道铺设阶段：6个月（3）调压站、储气罐站建设阶段：4个月（4）供气设施安装阶段：2个月（5）系统调试阶段：1个月（6）竣工验收阶段：1个月四、质量控制1. 施工前对施工人员进行技术培训，确保施工质量。
油气开采工程设计方案
油气开采工程设计方案一、前言油气开采工程设计是指根据油气田的地质条件、油气储量和油气藏特性，结合开采工程的技术经济指标和环境保护要求，对油气田的开发开采过程进行规划和设计。
油气开采工程设计方案的编制，是实现油气资源的有效开发，提高油气田开采效率和保护地下水资源的有力保障。
二、油气开采工程设计的任务及依据1. 任务本次油气开采工程设计的任务是在充分调研、分析目标油气田地质情况和已有资料的基础上，综合考虑技术经济、环境保护和安全生产等因素，确定油气开采工程的设计方案，并提出具体的设计要求和设计方案。
2. 依据（1）《石油天然气工程设计规范》（2）《石油开采工程技术规范》（3）《石油油田采油工程技术规范》（4）《石油油田注水工程技术规范》（5）《石油油田采气工程技术规范》三、勘探开发情况（1）地质勘探情况目标油气田地质条件：目标油气田位于岩性油气藏区，砂岩储层发育良好，煤层气储层埋深适中，孔隙度、渗透率适中；地层构造差异大，断裂和节理发育明显，地质构造复杂。
（2）储量情况目标油气田单井产能较高，储量丰富，但因地质条件复杂，存在一定的开采难度和风险。
四、油气开采系统设计1. 选井设计综合考虑地下储层结构和地质条件，确定合理井网布局，编制合理选井设计方案。
2. 采油系统设计（1）提高采收率：增加油层压力、增施水驱、压裂增产等。
（2）提高采出水处理效率：设备更新、处理工艺优化等。
3. 采气系统设计（1）气井提压：利用压裂技术提高气藏压力。
（2）气井增产：通过引入新的气井或利用原有气井进行改造。
4. 地面设施设计根据油气田开采规模和特点，设计配套地面设施，包括井场、生产加工装置、输油气管道等。
五、油气开采工程设计方案特色1. 采用先进技术推广应用先进的油气开采技术，如水平井、压裂技术、多层井等，提高油气开采效率，降低生产成本。
2. 环境保护严格遵守环境保护法规和标准，采取有效的环保措施，在保证油气开采效率的同时，最大限度地减少对环境的影响。
燃气工程施工方案(3篇)
第1篇一、工程概况本项目为某地区燃气管道工程，主要建设内容包括燃气管道铺设、燃气调压站建设、燃气计量站建设等。
工程总长度约10公里，涉及居民小区、商业区、工业区等多个区域。
为确保工程顺利进行，特制定本施工方案。
二、施工组织与管理1.施工组织架构（1）项目经理部：负责工程的整体规划、组织、协调和指挥。
（2）施工班组：负责具体的施工任务。
（3）监理单位：负责工程质量的监督和控制。
2.施工管理措施（1）建立健全施工管理制度，确保施工过程规范有序。
（2）严格执行安全生产责任制，加强施工现场安全管理。
（3）加强施工人员培训，提高施工技能和安全意识。
（4）严格控制施工进度，确保工程按时完成。
三、施工工艺与技术1.燃气管道铺设（1）采用埋地敷设方式，管道埋深应符合设计要求。
（2）管道材质应符合国家相关标准，如PE、PVC等。
（3）管道连接采用热熔连接或电熔连接，确保连接质量。
（4）管道安装过程中，注意保护管道不受损坏。
2.燃气调压站建设（1）调压站设计应符合国家相关规范和标准。
（2）调压设备选用性能稳定、安全可靠的设备。
（3）调压站内管道、阀门等设备安装应规范、牢固。
（4）调压站内设备调试、试运行应严格按照操作规程进行。
3.燃气计量站建设（1）计量站设计应符合国家相关规范和标准。
（2）计量设备选用性能稳定、准确可靠的设备。
（3）计量站内管道、阀门等设备安装应规范、牢固。
（4）计量站内设备调试、试运行应严格按照操作规程进行。
四、施工进度安排1.施工准备阶段：1个月（1）完成施工图纸会审、施工组织设计编制。
（2）组织施工队伍进场，进行人员培训和设备调试。
（3）办理相关施工许可手续。
2.施工阶段：8个月（1）进行燃气管道铺设、调压站建设、计量站建设等工作。
（2）严格控制施工质量，确保工程安全、文明施工。
3.验收阶段：1个月（1）完成工程验收，包括质量、安全、环保等方面。
（2）办理工程移交手续。
五、施工保障措施1.加强施工现场安全管理，确保施工人员生命财产安全。
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采气工程方案设计根据选区结果和气藏工程研究结论，从采气方式、生产管柱、增产措施、防腐防垢、动态监测、安全控制等方面，针对先导性试验的要求和特点，对采气工程进行研究。
1 开采方式依据大牛地气田上古生界气藏特点和气藏类型，本次研究选定三个试验井组（大16、大15、大10井组）的开采方式均为利用天然能量衰竭式开采。
2 采气方式根据大牛地气田的气藏地质特征、气藏工程设计以及气藏生产的地面条件，三个井组的采气方式均为油管自喷采气。
3气井节点分析3.1气井合层开采分析3.1.1 多层合采可行性分析大牛地气田具有多套气层叠合连片的特点，试验区单层平均无阻流量1.8×104m3/d，产能较低，只有采用多层合采，才能获得较好的经济效益。
盒3、盒1、山1、太2段基本储层性质及天然气性质类似；各层段地层水均为氯化钙；天然气性质类似；各层孔隙度、渗透率大小接近，层间基本均质；盒3、盒1、山1、太2段气藏压力系数范围接近；根据李熙哲等在《鄂尔多斯盆地上古界深盆气气水分布与压力特征》中的研究成果，鄂尔多斯盆地中、北部地区上古生界盒8段（即盒1段）山西组基本为一个压力系统。
其中盆地北部压力系数一般为0.746～0.981，中部气田下石盒子组压力系数为0.787～0.998,陕141井区山2段（即山1段）常压区。
这与大牛地气田DST结果基本一致。
根据钻探结果，最顶部的盒三段气层距最低部的二气约250米左右，根据地层平均压力梯度计算两个压力差4MPa左右，由于各气层均为特低渗气层，理论研究表明，特低渗油气藏存在启动压力，所以在实际生产过程中生产压差较大（特别是按照多层合采配产相对较高），井筒中各层在较短时间将会达到动态平衡，不会出现倒灌现象。
本次试验确定在大10井组进行多层合采试验，通过对大10井太2段、山1段、盒1段、盒3段四个产气层位的试井资料进行分析认为：大10井4个层段实测无阻流量之和为88276m3/d，具备合采的物质基础；依据DST测试结果，盒1段压力系数为0.85,山1段压力系数为0.9，压力系数基本相同，为同一压力系统，多层合采时，层间干扰的可能性较小；各层地层水的水型均为氯化钙，PH值偏弱酸性，合采不易结垢；最上部的盒3段与最下部的太2段射孔距离为205米，距离不大。
依据长庆上、下古生界合采经验，当多层生产时，只要井底流压低于地层静压，就不存在层间干扰，多层的产气量之和就为单井产量。
大10井试气期间各层的井底流压均小于地层静压，根据数值模拟研究大10井早期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739 m）,见图2，不会倒灌。
因此，在大10井组进行多层合采一般不会出现层间干扰，多层合采具备可行性。
3.1.2 合层IPR曲线预测图1为大10单层和合层流入动态图，可见合采后，无阻流量大大增加，无需大的生产压差就能获得较大产量。
当流压20.3<pwf<23.87时，只有盒3段产气，而太2、盒1与山1段均处于倒灌现象，故产量在理论上为负值，当20.8< pwf<23.87时盒3段生产的气量小于其它三层倒灌量之和，当pwf<20.8时盒3段生产的气量等于其它三层倒灌量之和，即合采产量为零；当18.07< pwf<20.3时，盒3段、太2段产气，盒一段、山1段仍倒灌；当16.07< pwf <18.07时，只有山1段倒灌；当pwf<16.07四个层均产气，为了防止倒灌现象，保证各层都生产，合采时井底流压应低于各层中最低的地层压力。
根据数值模拟研究大10井早期最大井底流压为13MPa（配产16000m3/d、深度2739 m）,见图2，因此不会倒灌。
图1 大10井各层及合采流入动态曲线3.1.3 层间矛盾分析大10井山1段综合评价该层为产气层。
测得该层静压为16.073MPa /2679m，静温度为82.66℃/2679m。
平均气产量6391m3/d的井底流压为6.31MPa/2679m，平均产水量2.3m3/d，平均产凝析油量0.25m3/d。
测试解释地层压力为24.51MPa/ 2734.5m，压力系数为0.9；地层温度为84.17℃/2737.5m,该层厚13m,地层渗透率为0.00134×10-3μm2，无阻流量为7428m3/d。
盒1段综合评价该层为产气层。
测得该层静压为18.07MPa/2608m，平均气产量9503m3/d的井底流压为13.25MPa/2608m，流温为81℃/2608m。
平均产水量0.8m3/d，平均产凝析油量0.2m3/d。
该层厚14m；地层渗透率为0.00134×10-3μm2；无阻流量为19294m3/d。
盒3段测试时测得平均产气量20287m3/d，井底流压15.9MPa/2450、流温为78.43℃/2450m，原始地层压力为23.87MPa/2511.7m，分析结果该层厚17m；无阻流量为37000m3/d。
太2段测试时地层不产油，有少量水和气产出，平均产气量为13.39m3/d，折算日平均产水量0.033m3/d。
测试解释原始地层压力为24.51MPa/2734.5m，压力系数为0.9；地层温度为84.17℃/2737.5m；该层厚18m；地层渗透率为0.00134×10-3μm2；无阻流量为24398m3/d。
图2 大10井四层合采井底流压随时间变化曲线大10井盒3、盒1、山1、太2四个产层按开发方案要求该四个产层合采。
该四层盒3、太2两层原始地层压力相差0.64MPa，相差不大；和其它两产层地层压力相差较大，太2在最下面，盒3在最上面；盒3、太2无阻流量分别在该井四个产层中分别排第一、第二，盒1段、山1段基本为一个压力系统，多层合采时，若井底流压低于各层地层压力，层间干扰的可能性较小，容易做到各层均衡产出。
大15井有两个产层盒3、山1，山1地层压力为约23～27MPa，无阻流量约为41085m3/d；盒3地层压力为约26MPa，无阻流量约为15万m3/d；测试时山1有水产出，两层间跨度189m，按开发方案要求该两个产层合采。
盒3、山1两层原始地层压力相差约1MPa，相差不大。
多层合采井底流压低于各层的地层压力。
因此，多层合采不会出现层间干扰。
3.1.4 合理生产压差的确定 3.1.4.1 经验法确定合理生产压差合理生产压差可以运用系统试井和试气成果来确定，也可以用经验法来确定。
由于大牛地区现处于勘探开发初期，没有系统试井资料，因此只有通过经验法来确定合理生产压差。
按照经验法通常取原始地层压力的10％～15％作为合理生产压差，按照该方法根据大10井、大15井、大16井各产层的原始地层压力计算得各产层的合理生产压差，各井各产层的合理生产压差如下表5-1所示；对低渗透，由于压差小了无法满足产能建设的需要，生产压差会超过这些值。
表1 各井各产层的合理生产压差3.1.4.2 多层合采压差范围的确定根据流入动态的预测方法，可以得到产气量与井底流压的关系曲线（图1），当p wf <16.07 MPa 时大10井四个层均产气，为了防止倒灌现象，保证各层都生产，合采时井底流压应低于各层中最低的地层压力。
当多层生产时，只要井底流压低于地层静压，就不存在层间干扰，容易做到各层均衡产出，多层的产气量之和就为单井产量。
因此各井各产层的合理压差范围如下表2所示：表2 各井各产层的压差范围按上表给出的压差范围生产，就能保证各井、产层均衡产出，降低或消除层间干扰。
4 节点分析气井节点系统分析的基本思想是在气井生产系统中某部位设制节点将整个系统分离为两个相对独立的子系统，以简化问题的复杂性，然后以压力和产量的变化为主线索，把节点分隔的两部分联系起来，以确定气井产量、选择油管尺寸、确定合理生产压差等。
4.1 油管尺寸选择图3是大10井在目前地层压力、井口3.5MPa下，油管尺寸对产量的影响。
由此图可以看到合采时各层对总产量的贡献；可以看出油管尺寸越大，气产量越高，用2〞直〞的油管生产产量相差不大；若按配产16000m3/d，若选用直径径的油管生产和用21/2〞的油管生产井底不会积液，考虑到气井试采阶段测试作业较多，为了方便仪器下21/2〞的油管生产。
井，因此建议大10井用21/2〞的油管生产井底不会积液，因此建议大16井用同样的方法大16井选用直径21/2〞的油管生产。
用21/2大15井如果只开山1层，按开发方案1、方案2、方案3，配产分别为8000m3/d、〞的油管生产井底会积液。
考虑到气井试采阶段测10000m3/d、13000m3/d，选用直径21/2试作业较多，为了方便仪器下井，因此建议大15井仍用21/〞的油管生产。
2图3 大10井多层合采油管尺寸分析4.2 气井生产工艺4.2.1 采气井口装置根据气藏最大地层压力和最大井口压力以及气藏气质特点来选择采气井口装置。
大牛地气田上古生界地层压力较低，均在30MPa以下，但地层破裂压力却较高（40—60MPa）；产出天然气中不含硫化氢，因此只需选择一般性抗硫采气井口装置（CQ 系列）不别选择抗高含硫气井井口装置，可节省费用降低投资；因此，井口装置选型主要考虑压裂承压能力，采用CQ—600型采气井口装置。
4.2.2 管鞋位置大10井盒3、盒1、山1、太2四个产层层间跨度最大205m，按开发方案要求该四个产层合采。
太2在最下面，盒3在最上面；盒3、太2无阻流量分别在该井四个产层中分别排第一、第二，分别是37000m3/d、24398 m3/d。
考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2739m处。
大15井有两个产层盒3、山1两层间跨度189m，按开发方案4、方案5、方案6要求该两个产层合采。
考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2846m处。
大16井产层为盒3；测试时地层静压26.41Mpa，流压23.19MPa，气产量60000 m3/d，无阻流量约为146174～238348 m3/d；该层中部深度2700.5m，考虑到排液采气问题，建议管鞋位置下入2700.5m处。
4.2.3 气井生产管柱结构设计根据目前气田上的经验，多数正常完钻井，几乎都是采用悬挂于采气井口上的光油管结构，油套管构成一个U型连通器，结构简单，可减少因井下结构复杂、井下工具失灵所带来的压井作业，同时还便于井口控制回压采气，也便于酸化、洗井、气举排液和压井作业等。
这种结构的缺点是不利于分层开采和套管保护。
考虑到大15、10井区合层开采的特点，故建议采用这种常用的管柱结构。
如图4、5、6所示：图4 大10井合采管柱结构示意图图5 大15井合采管柱结构示意图图6 大16井管柱结构示意图5 增产措施由于大牛地气田为低孔、低渗气田，气井自然产能极低（一般日产气量都在50m3以下），因此，需要采取增产工艺措施才能达到工业生产的要求。