一种多层系开发气田地面集输工艺技术探讨

长庆气田某合作区块正在进行二期工程整体开发,由于采用多层系开采模式,地面集输工艺较其它已开发区块有很大区别,采用"地面初期节流,高中压混合集气,井口注醇,单井气液连续计量,测试分离轮换标定计量,气液混输、集气站增压,处理厂集中处理"的主体集输工艺。为下阶段开展地面工程建设奠定基础,同时也给同类型多层系开发气田地面工艺路线的确定提供了很好的借鉴。     

两相流量计在页岩气平台井地面集输工程中的应用

本文通过采用涡街节流式两相流量计对比使用,其计量误差与分离后计量误差相比在标准允许范围之内,优化了集输工艺,减少了分离计量设备,适应于页岩气快速、高效、低成本的开发特点,可在气田内部非贸易计量平台井地面集输工程中推广应用。     

滴西14井区高含水气井地面集输工艺优化研究

克拉美丽气田滴西14井区采用单井注乙二醇、初级节流、气液混输至集气站的集气工艺。由于试采气井的出水量超出了地质预测值,造成单井管道冻堵、后续的集输及处理装置运行不正常,使得系统能耗急剧上升。本文针对出现的问题,提出了高含水气井的地面集输工艺进行了优化调整措施,以期达到节能环保的目的,为气田的后续开发奠定良好的基础。     

中国页岩气地面集输工艺技术研究

以长宁-威远示范区和昭通示范区为例,对现阶段我国页岩气地面集输系统的井场工艺、防止水合物生成工艺、计量工艺、集输管网现状进行讨论并总结,提出了现阶段中国页岩气地面工程规划设计的适合技术,以期为中国页岩气资源的规模化与高效低成本开发提供指导和借鉴。     

单管环状掺水流程油井精确计量方法研究——以W油田为例

W油田主要采用单管环状掺水工艺流程,现阶段油井产液计量以功图法为主。但是由于井况以及其他外界环境因素影响悬点载荷,示功图数据的准确性受到影响,从而造成油井产量计量结果存在一定的偏差。本文从地面集输角度出发,用三相计量装置在集输末端实现计量功能,通过"减掺水"计算油井产量。利用该方法通过试验数据进一步优化了油井产量计量方式、计量时间以及计算方法等参数,提高了计量效率和精度,实现了单管环状掺水流程油井产量精确计量。结合示功图结果,提出功图系数,建立了一种适合单管环状掺水流程的产量计量工作机制,为W油田单井产液量的计量提供了新思路,实现了地面地下问题进行管控与分析,最终达到油田地下地面一体化的目的。     

浅谈计量掺液一体化集成装置在辽河油田的应用

辽河油田油品性质多样,既有稀油、稠油,又有高凝油和天然气,是全国最大的稠油和高凝油开采基地。掺液(稀油)降粘是稠油集输的常用工艺,辽河油田稠油区块普遍采用此工艺,配套地面设施为计量接转站内设置的稠油掺稀油计量间及计量分离器,采油单井进站使用计量分离器玻璃管量油,稀油经掺稀油计量间集中分配,并经独立掺稀油管线送至井口。     

实现掺水流量恒量控制 减轻掺水调节劳动强度

孤岛油田开发进入后期,难采储量不断动用,随着高凝、高含蜡及稠油油藏的开发,低产液量,低含水,低出油温度油井越来越多,这部分油井面临井筒与地面集输管线温降大、结蜡严重的问题,造成光杆缓下,油井回压高,导致油井抽油杆断脱、传动毛辫子断脱频次增加,地面集输困难,管理难度加大,生产成本不断上升。由于掺水计量装置不完备,靠掺水保证地面正常集输存在水量控制难,浪费严重的问题。掺水流量恒量控制装置的研制和应用,较好地解决了难动用储量在开采过程中出现的种种问题。     

实现掺水流量恒量控制 减轻掺水调节劳动强度

孤岛油田开发进入后期,难采储量不断动用,随着高凝、高含蜡及稠油油藏的开发,低产液量,低含水,低出油温度油井越来越多,这部分油井面临井筒与地面集输管线温降大、结蜡严重的问题,造成光杆缓下,油井回压高,导致油井抽油杆断脱、传动毛辫子断脱频次增加,地面集输困难,管理难度加大,生产成本不断上升。由于掺水计量装置不完备,靠掺水保证地面正常集输存在水量控制难,浪费严重的问题。掺水流量恒量控制装置的研制和应用,较好地解决了难动用储量在开采过程中出现的种种问题。     

姬塬油田地面系统清防垢技术研究及应用

姬塬油田多层系开发,地层水矿化度较高,且注入水与地层水配伍性差,随着姬塬油田开发进程加快,地面集输系统结垢问题日见普遍且逐年突出,给原油生产及现场管理带来了诸多困难,为有效解决姬塬油田结垢严重的问题,积极开展清防垢治理研究,通过水质、垢型分析得出结垢机理,针对结垢机理筛选出了适合姬塬油田使用的高效阻垢剂;地面系统通过试验多种物理法除垢工艺,配套加药装置,优化加药位置,建立了地面清防垢体系,有效解决了姬塬油田结垢地面系统结垢严重的问题。     

如何降低回压在生产工程中的影响

由于油稠、集输管线长和管线输送液量增加等原因造成井口回压高,而井口回压关系着井口产液量、抽油设备能耗、抽油设备使用年限等问题。针对目前孔店油田的这些生产实际情况,通过优化油田的地面集输管网、利用油气混输技术、降低集输系统末端压力等方法,降低了油田开发过程中地面工艺系统出现的高回压问题。对提高油田工艺技术水平和开发效益,确保油田的长期稳产具有重要指导意义。     

超稠油高频电聚结预脱技术研究与应用

油田开发到中后期,采出液含水逐渐上升,造成地面集输工艺设施超负荷,油水处理效果差;原油脱水能耗高、药剂使用量大,运行成本高等问题。开展超稠油采出液预处理技术研究,采用高频电聚结技术,解决了工艺负荷大、运行费用高等问题,节能降耗效果明显。     

油田高含水期油气集输与处理工艺技术探讨

油气集输工艺与地面系统是油田高含水期集输体系存在的2个重要问题。因此，必须把处理与集输工艺进行推广研究，让其运用新设备、新技术和新工艺。我们必须从三个方面展开长期研究，以满足经济社会发展的需要，主要存在问题的方面诸如像普及使用油井在线远传计量技术、实施高效三相分离器等高技术、非金属管材的开发应用以及加强现场数据库的建设。     

三次采油地面系统改造方向探讨

三元复合驱已经进入工业化推广阶段,地面系统已建工艺均已成熟,但近年来随着产液量逐年下降,开发难度逐年加大,开发方式的改变和生产规模的扩大,凸显出地面各系统工艺流程的不适应性。为进一步满足开发需要,提高采收率,亟需对地面配注、集输、污水处理等工艺进行优化。     

文东油田气举井地面高回压研究及对策

随着油田进入注水开发后,由于气液比较高,为了满足油田提液的需要,开始应用气举采油工艺。但文东油田是各种举升方式均进入同一个油气集输管网,并且大部分气举井都因存在间歇出液而造成高回压问题,影响了单井产量,这已成为影响文东气举井产量的重要因素,只有了解地面高回压产生的原因及特点才能找到对策,恢复单井产能。     

混输工艺在贝尔油田的应用

呼伦贝尔油田区块分散、单井产能低,地面系统按照常规的工艺规划设计百万吨产能地面建设投资达到20.9亿元。为降低地面建设投资,提高油田开发效益,2008年贝尔油田规模开发建设开始采用电加热管+油气混输油气集输工艺,简化地面集油流程、优化贝中油气集输工艺,贝中区块减少脱水站、污水站各1座。应用电加热集油后与掺水工艺相比减少掺水管道112km,减少集油阀组间8座。     

天然气集输系统中液相危害及解决方案分析

气液分离效果的好与差和天然气矿场集输系统生产是否能正常平稳运行紧密相关。从工艺技术角度分析了现场普遍采用的三种气液分离流程局限性,指出传统的气液分离流程模式及分离设备已不适应有水气田集输系统生产技术需求。通过现场生产实际问题,分析判断输气管线积液、水合物堵塞调压设备是使单井和集输系统生产受到影响的主要原因,提出了对应的工艺设计解决方案。应用实例表明,对原有传统气液分离流程进行因地制宜、分离设备优化组合的适应性改造方案使单井和站场集输系统生产恢复正常,效果明显,其作法对其他类似集输站场工艺流程的适应性改造具有较好借鉴意义。     

致密气/页岩气地面集输技术及其对比分析

致密气/页岩气作为优质、高效、清洁的非常规天然气资源,在能源消费中的地位逐渐提高,已成为世界上油气资源开发的重点方向。相对于常规天然气,致密气/页岩气地面集输具有非常规特性。近十几年来,国内外对致密气/页岩气的开发及集输技术积累了丰富的经验。从集输工艺、井场工艺、集输管网等方面对致密气/页岩气地面集输技术进行了系统地总结,并对其进行了对比分析,为致密气/页岩气的地面集输提供经验。     

机抽强排液及配套技术在石西油田的应用

在油气田开发中,部分高气油比油井和气井的井筒积液严重导致油气井停喷,是目前急需解决的问题。目前,石西油田开发的小泵深抽及系列配套强排液工艺,已成功解决了这一老大难问题。该技术由超深泵挂杆柱组合、井口高压密封、空抽控制器、地面机抽系统、地面集输保护和地面降压加温输送装置组成。该工艺已成功的用于新疆油田公司的气井排液采气,...     

“三低”气田地面集输工艺适应性分析

针对鄂尔多斯盆地"低渗、低丰度、低产"气田,地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水,站内集中注醇的集输工艺。与传统直井生产相比,水平井具有"井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快"的特点。集气站内节流降压脱水工艺对水平生产井仍具有较好的操作适应性,进站压力范围15～8MPa时,外输压力可达5.3MPa;当进站压力为7.0MPa时,加热炉停止;当进站压力为6.0MPa时,出站压力为2.4MPa,即现有集输工艺的操作下限。     

大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析

大牛地气田地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水,站内集中注醇的集输工艺。针对新建高压水平生产井,集气站内节流降压脱水工艺仍具有较好的操作适应性,当进站压力为6．0MPa时,实施换热器改造;采用换热器后,复温外输工艺可有效延缓增压时机,进站压力可进一步降低至2．7MPa,经站内流程后外输天然气仍具有较好的水露点控制深度。研究表明,大牛地气田采用的复温外输工艺可以较好的满足气田滚动开发及天然气生产需要。