影响克拉美丽气田天然气水合物生成因素分析

现克拉美丽气田的主要单井集输工艺为"井口注醇初级节流+集气站集中加热节流"和"井口加热节流+集气站集中加热节流"两种,在开采、集输过程中常因天然气水合物冻堵而影响气井正常生产。针对天然气组成、凝析油含量、电解质浓度、抑制剂浓度等影响天然气水合物生成的影响因素进行分析,探讨各因素在克拉美丽气田天然气水合物形成中的作用。同时,根据克拉美丽气田实际情况提出了防止天然气水合物生成的预防措施,有效地改善天然气水合物冻堵问题。     

井下节流工艺在徐深气田的试验应用

徐深气田深层高压气井均采用地面高压集输工艺,地面系统压力负荷重、投资成本高,部分气井经常发生井筒、地面管线冻堵问题,给生产管理带来一定难度。针对上述问题,2010年该气田引入井下节流工艺技术,对两口气井开展了井下、地面工艺试验研究。通过对试验前后生产数据对比分析认为,井下节流技术能够高效防治水合物冻堵问题,大幅减低井口压力,为徐深气田探索低压集输工艺模式提供了借鉴。     

凝析气田集输管道腐蚀原因分析

雅克拉、大涝坝凝析气田位于新疆库车县境内,气田集输系统于2005年建成投用,采取一级布站、单管不加热输送工艺生产。管输介质具有高压力、高产量、高流速、高含CO2、低含水、低pH值的“四高两低”的特征。腐蚀环境恶劣,系统投产两年就出现严重的腐蚀现象。专题讨论了相关的腐蚀因素,分析腐蚀主要原因,提出了防腐蚀措施。     

凝析气田单井集输管道内腐蚀特征及防腐技术

新疆维吾尔自治区的雅克拉、大涝坝凝析气田单井集输系统管输介质具有"两高一强一低"(高CO2、高Cl-、强冲刷、低pH值)的特征,腐蚀环境非常恶劣,系统投产2a就出现了严重的腐蚀现象。为此,对雅克拉、大涝坝凝析气田腐蚀现状、腐蚀特征进行了总结,对酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素进行了分析,有针对性地提出了以下防腐对策:①工艺设计优化;②运行参数优化;③材料优选;④金属内表面防腐处理;⑤添加缓蚀剂;⑥应用管道外修复技术。该研究结果对类似气田管道防腐具有较好的指导意义。     

雅克拉-大涝坝凝析气田的相态特征

雅克拉-大涝坝凝析气田自投产以来，表现出流体特性复杂多变，生产井普遍产水，产量递减快的特点。通过对雅克拉-大涝坝凝析气田地层流体开展三相（油-气-地层水）相态全分析实验，并结合PVT实验过程的相态数值模拟计算，分析了该区深层高温高压凝析气藏富含气态可凝析液（凝析油和凝析水）的PVT相态特征，研究了地层流体降压过程中析出液量与压力的变化关系，确定了初始凝析压力、最大凝析压力、最大反凝析油、凝析水量、富含气态凝析水凝析油气体系的临界温度和临界凝析温度等特征参数，从而为减少地层污染、进行开发方案的调整提供了依据。     

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牙哈凝析气田位于新疆维吾尔自治区牙哈县境内，是目前已开发的国内陆上储量最大、压力最高的高产凝析气田，也是第一个采用循环注气保持地层压力开采的整装凝析气田。具有油藏流体类型复杂、埋藏深(5000 m以上)、地层压力高(50 MPa) 等特点。在说明了牙哈气田所具有的单井产量高、井口压力高、油气比高、井口温度低、凝析油含蜡量高等特点后，简要地介绍了牙哈凝析气田地面工艺中高压注气、凝析气集输和凝析气处理等技术。经过3年多运转实践表明，牙哈凝析气田地面工艺技术简单、实用、经济、可靠，并取得了巨大的经济效益和社会效益。     

介质流态对凝析气集输管道的腐蚀影响分析

凝析气田集输管道内介质为气液两相流,气液比较大,流体流型复杂,不同流态对管道弯管和水平管道产生不同的腐蚀机制,其中冲击流对腐蚀的影响最大,雅克拉、大涝坝凝析气田集输管道内介质流态主要为冲击流和分层流,对于冲击流,由于冲刷腐蚀、空泡腐蚀、流体促进腐蚀作用,弯管、管道底部等腐蚀严重,主要呈整体均匀减薄、蜂窝状、沟槽状腐蚀形貌,对于分层流,由于地层水分离沉积,在管道底部、油水分离界面腐蚀严重,呈溃疡状、台地状及烧杯口状腐蚀形貌。针对雅克拉、大涝坝凝析气田流态特征、腐蚀特征,对介质流态对集输管道的腐蚀影响进行了初步分析。     

新型无固相修井液的研制及应用

针对雅克拉-大涝坝低渗透凝析气田储层特点,研制出了一种新型无固相修井液。性能评价实验结果表明,所研制的修井液流变性易于调整和控制、抗高温能力强、滤失量低,岩心渗透率恢复值可达到85%以上。新型无固相修井液在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业中取得了成功应用;对于低渗透气田,该修井液是一种较为理想的低伤害修井液。     

井下油嘴在深层高压凝析气井中的研究与应用

气井在开采过程中易在井筒、节流处及地面集输管线内形成天然气水合物,堵塞气井的生产通道,影响气井的正常生产。井下油嘴将气井地面节流转移至井下节流,使天然气的节流、降压、膨胀和吸热过程发生在井筒内,防止天然气水合物的形成。通过分析水合物生成的影响因素,研究井下油嘴的合理下入深度和油嘴直径,形成了凝析气井井下油嘴设计技术。并通过改进井下油嘴的密封材料和工具结构,提高了其稳定性和耐压差能力,克服了深层凝析气井含液量高、压差大的难题,并在凝析气田成功推广应用6井次,取得了良好的效果和经济效益。      

雅克拉油气集输管材及内层涂料选用评价研究

新疆塔北雅克拉凝析气田由于试采开发阶段对油气集输管材、阀门选型未引起高度重视，先后在沙参2井、沙7井、沙15井因管材腐蚀而发生严重事故，造成巨大的经济损失。现西气东输管道建成以后，西北油田分公司正准备开发雅克拉凝析气田，为了确保气田油气集输管线经济、长期、安全、稳定运行，对油气集输管材、     

利用井下节流技术防止水合物形成

井下节流技术是将节流嘴置于油管某一适当位置,使井筒压力降低,改变水合物形成条件,防止井筒水合物堵塞,同时可有效降低井口装置的压力,使井口装置更加安全可靠,使用寿命延长。为准确预测井下节流后气井井筒温度、压力分布．判断水合物形成条件,将井筒节流温压分布模型与水合物预测模型相结合,建立了气井井下节流水合物预测模型。结合油田实例．预测了气井节流后温度、压力沿井筒的分布,计算了节流后温度、压力条件下井筒内水合物的形成温度,为气井井筒水合物的防治提供了重要依据。,在气井中,利用井下节流技术能够有效地防止水合物的形成,研究成果已用于指导双家坝气田采气工程设计。     

基于压力波法的管道堵塞检测技

在油气输送管道中，由于低温、高速流动、搅动等因素的影响，天然气在管道中易形成水合物堵塞管道，而油品则易发生凝结堵塞管道。为此，提出了利用管道堵塞前后两端压差的剧烈变化来检测管道的堵塞，并首次提出了利用管道水击过程中的正压波确定油气管道堵塞位置的原理和方法。其原理为：当管道堵塞时，在管道首端发出一个脉冲正压波，正压波沿管道向下游传播遇堵塞物后反弹向首端传播，在管道首端可以获得两次正压波信息；通过采集管道首端压力信号，并利用小波变换法提取压力信号突变信息，获得正压波两次通过传感器的时间差，最后结合正压波波速便可以确定管道堵塞的位置。该方法具有所需设备少、操作费用低、操作简单等优点，优于现有的管道堵塞位置确定方法。     

小管径天然气管道局部冷冻封堵技术

小管径天然气管道实施管壁开孔局部封堵,存在动火操作复杂、置换作业时间长、费用高和安全隐患大的问题。为此,基于将管道中流体冷冻以承受压力,从而起到隔离作用的原理,提出了小管径天然气管道局部冷冻封堵技术,并进行了局部冷冻封堵机理试验、固水乳化剂的研制及性能测试、局部冷冻封堵室内试验和含凝析油管道动火试验等。结果表明,局部冷冻封堵技术承压能力可以提高至2.5 MPa,适用于小管径天然气管道的封堵,能够有效隔离管内的油气,不需要长时间置换扫线,封堵介质解冻后易清除,提高了施工后恢复输气的安全性,操作方便快捷,对管道安全动火具有重要意义。     

电磁感应加热技术解除凝析气井近井堵塞的可行性研究

井下电磁感应加热技术是一种针对凝析气井近井地层的新型处理工艺,其解堵增产机理主要是利用近井地层温度的升高来减轻近井积液对产能的影响。依据凝析气藏渗流规律和开采特点以及油气水三相渗流运动方程、能量守恒和物质守恒原理,建立了凝析气藏电磁加热数学模型并运用到实际气藏中进行数值模拟研究,和分析了电磁加热生产条件下气藏近井带压力、凝析油饱和度及气相相对渗透率的变化规律。认为电磁感应加热技术可以有效减轻或解除气井近井堵塞问题和提高气井采收率。     

榆林气田新旧低温分离工艺的对比分析

榆林气田天然气中含有微量凝析油，在管输中有液态烃析出，不能满足下游用户的要求。为彻底解决该问题，先后在榆总站建设了两套大面积换热、节流、低温分离工艺装置，并在现场进行了工业性试验。试验从换热效果、装置所用的甲醇量、外输的烃露点等方面进行，取得了技术上的成功。为此，对新旧低温分离工艺运行参数以及换热器的性能等进行了对比分析，在相同的压差下，管翅式换热器比板翅式换热器的换热效果更好，且运行费用低，操作难度降低。同时，在节流后一定的温度条件下，需要的节流阀前后的压差较小，说明低温分离工艺不仅能合理利用天然气自身的能量，而且对微含凝析油气田的地面工艺具有借鉴意义。     

靖边气田水合物形成预测优化注醇

天然气水合物堵塞管线是采气过程中经常遇到的一个重要问题。文章针对长庆靖边气田水合物的形成条件,采用统计热力学方法,对该气田不同组成天然气在不同压力条件下形成水合物的温度进行了预测,计算出了靖边气田各井井口节流温降情况。依据靖边气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使靖边气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的防堵提供参考依据。     

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针对柯深101井异常高温高压含蜡凝析气井出现石蜡堵塞现象，开展了室内实验和现场评价的研究。文章利用自行开发的固溶物沉积激光测试系统，测试了凝析气平衡油在不同压力下的析蜡温度。结果表明，凝析气平衡油液—固两相析蜡温度随压力下降而升高，压力越低析蜡温度上升越快，而且平衡油的析蜡规律与脱气油相反；该井凝析气中平衡油在压力60.00～0.10 MPa的析蜡温度为27.7～38 ℃。研究得到的气—液—固三相相图表明，当温度低于液—固两相析蜡温度后，预测的气—液两相等液量线开始偏离正常，并快速上翘。利用析蜡实验数据预测出了析蜡位置，使得任何时候地层中都不会析蜡；在生产测试时,井筒中的蜡在距井口465 m油管以上析出，预测结果与现场试验吻合。提高产量或加热、保温等措施，使井口流温高于38 ℃，井筒中不会析蜡；将分离器及其上游管线温度从32 ℃提高到36 ℃以上，可以防止凝析油在地面流动中析蜡。     

吉拉克凝析气田地面工艺技术

吉拉克气田位于新疆轮台县境内，是中国石油塔里木油田分公司早期发现的高压、高产凝析气田，油气资源比较丰富，是“西气东输”工程的主要气源之一。在概述吉拉克凝析气田地面工程基本情况的基础上，详细介绍了凝析气的集输工艺、制冷回收轻烃和凝析油稳定工艺，并列出了单位能耗指标。经过多方案比较最终确定：①集气部分采用适当高压保温集输或加热节流后集输进站，合理利用压力能可以保证站内凝析气处理时最大限度的节能；②石炭系和三叠系凝析气采用分别处理的生产工艺；③合理确定丙烷收率为85%，既有良好的经济效益又可节约能源。该工程于2005年5月1～9日一次投产成功，已创造了可观的经济和社会效益。     

井下节流技术在低温分离工艺中的配套应用

长庆榆林气田集气站内采用多井加热、节流制冷、低温分离工艺流程，气井井口压力为18～22 MPa，单井进站天然气直接节流制冷后温度将低于-20 ℃，这超过了集气站所采用设备普通20^#钢适用温度范围，需要先经加热后再节流，才能达到低温分离工艺温度要求。针对集气站低温分离工艺运行实际，为解决多井集气站所辖低产气井井筒积液、采气管线水合物堵塞频繁等问题，引入井下节流技术，研究了井下节流技术和配套低温分离工艺应用基本原理和技术关键，现场共成功配套应用14井次，使单井采气管线运行压力降为10～12 MPa，单井进站天然气直接节流制冷，停运了多井加热炉，不但满足了低温分离工艺温度-8～-18 ℃的要求，而且有效解决了低产气井水合物堵塞等问题，实现了正常生产和节能降耗，减少了甲醇注入量和燃气消耗，提高了气井采气时率，14口井每天可节能价值约1.07万元，经济效益显著。