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《油气田地面工程》2017,(2)
长庆油田长北合作区(长北一期)是中国石油与壳牌公司在中国陆上规模最大的合作开发项目,也是目前中国陆上天然气勘探开发领域最大的对外合作项目。自2006年底投产至今,其地面工程已成功运行了9年以上,形成了33×10~8m~3/a的供气能力。2014年初,为了给长北二期整体开发收集资料、优选技术,进行了长北二期前期评价地面工艺技术研究,结合壳牌公司DEP标准及11项专题分析,创新了丛式井场橇装化建设方式,创新形成了开工加热、前期节流、后期增压、单井计量、常温分离、井口注醇、气液混输等适应前期评价工程集输特点的工艺技术,经过现场1年多的运行,达到了收集资料、优选技术、降低投资、提高安全的效果,可为国内外同类气田以及前期评价工程的开发建设提供参考和借鉴。 相似文献
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长庆气区开发模式及地面配套工艺技术 总被引:2,自引:2,他引:0
长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式(靖边模式、榆林模式、苏里格模式)及12项地面配套工艺技术(多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术),提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明:上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。 相似文献
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致密气藏低成本地面工艺优化简化技术——以苏里格气田为例 总被引:1,自引:0,他引:1
中国石油长庆油田公司苏里格气田是中国致密砂岩气田的代表,具有单井产量低、地面投资控制难度大、单井压降速率快、稳产能力差等特点。为了进一步有效降低致密气藏的开发投资费用,满足致密气藏低成本规模开发的要求,研发并应用新设备、新工艺、新材料对该气田地面集输工艺进行了优化简化:①对地面集气装置一体化集成并组合成橇,研发了天然气阀组一体化集成装置,优化了串接工艺,把原来的井间串接改为阀组间串接,井口天然气通过采气支管输送到阀组,再通过采气干管输送到集气增压站增压,最后通过集气支干线输送至天然气处理厂集中处理;②研发了井组增压一体化集成装置,降低了井口废弃压力,提高了单井的累计产气量;③采用气液分输工艺,24h连续输送,增加了防冻措施,稳定了运行工况;④应用非金属管道,降低了地面开发成本和运行费用。这4项致密气藏低成本地面工艺优化简化技术带来了该气田的经济、高效开发,也将给国内其他类似气藏提供了成熟的建设思路和技术储备。 相似文献
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苏里格气田南区块天然气集输工艺技术 总被引:1,自引:0,他引:1
鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强,属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发),采用了以下天然气集输工艺:①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺;②管道不保温;③中压集气;④井口带液连续计量;⑤常温分离;⑥两次增压;⑦气液分输;⑧集中处理。形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量” 等一系列工艺技术,有效降低了地面工程的投资成本,提高了气田开发项目的经济效益,对类似气田的开发建设具有借鉴意义。 相似文献
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土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议 总被引:1,自引:0,他引:1
土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为:该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。 相似文献
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《石油科技论坛》2017,(Z1)
为解决长庆气田建设面临的有效建设时间短、投资控制难度大、管理区域广等问题,研发了天然气集气一体化集成装置。研发中对苏里格气田数字化集气站的流程和运行管理进行分析,将数字化集气站的工艺区域的功能进行组合优化,研制新的三通阀及压力容器,并将各类管件、工艺设备、压力容器、仪表智能控制系统、电气设备等集成组合成橇。装置主要功能为气液分离、流程切换、闪蒸、自动排液、计量、清管、自用气供给,适用于中低压、非酸性集气站场,能够代替气田常规非增压集气站。应用后集气站施工周期缩短12d以上,征地面积较数字化集气站减少35%以上,实现了无人值守减少了生产定员,单座集气站可降低工程投资100余万元。 相似文献
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天然气集气一体化集成装置是致密气藏开发低成本地面配套工艺技术研究的重要成果之一,也是长庆油气田地面系统技术创新的关键设备,适用于中低压、非酸性集气站场,能够代替气田常规非增压集气站。在研发过程中,若采用常规阀门成橇难度大,且采购费用高、采购周期长、售后服务滞后,通过现场调研、结果分析、方案比选、结构设计、工厂制造和现场试验等环节,完成多功能异径电动三通阀的研制。该阀的成功研制,满足了天然气集气一体化集成装置的要求,降低了采购费用、缩短了采购周期,不仅解决了天然气集气一体化集成装置研发的燃眉之急,也符合长庆油田公司低成本发展战略,更利于装置的应用推广。 相似文献
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苏里格气田地面工艺技术,通过大量实验和不断的改进完善,从“保证安全、降低投资、提高效益”的目标出发,形成了“井下节流,井口不加热、不注醇,中低压集气,带液计量,井间串接,常温分离,二级增压,集中处理”的“三低”气田地面集输总流程,是继四川气田(单井中压集气工艺)、长庆靖边气田(多井高压集气工艺)之后的第三种气田地面工艺模式。2006年,该工艺技术在苏里格气田产能建设工程中得以成功应用,建成了天然气年生产能力10×10^8m3,平均单井地面建设投资与同类型气田相比下降了50%,且这种能耗水平低于邻区靖边气田采用模式的能耗水平。 相似文献
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适合靖边气田特点的集气站增压工艺探讨 总被引:2,自引:2,他引:0
增压开采是气田开发后期的常用增产工艺之一。针对靖边气田压力递减快、部分井已经采取间歇生产方式而必须进行低压气井增压的问题,借鉴目前国内外气田增压常用的设备及方法,结合靖边气田的工艺实际,探讨分析了压缩机在该气田集气站应用的工艺流程,计算预测了气田增压开采期内的压缩机进、出口压力等主要工作参数。此外,在靖边气田集气系统压力不变的情况下,实施增压开采至少需要2级增压和压缩机可设置于分离器与脱水橇之间的认识,对现场生产具有指导作用。 相似文献
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使橇装技术在大庆气田建设中得以实现并显示它的优越性,关键在于系列化设计,要根据不同类型、不同压力、不同规模的气井或集气站作出相应的橇块设计,在工艺流程合理的前提下,力求做到标准化、规格化,并且通用性强。橇装技术的应用,可加速气田的建设速度,提高设备的使用率,适应气田滚动开发的需要,有效地节省建设投资。 相似文献
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气田单井移动计量分离器橇装技术的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
通过对某气田单井移动计量分离器橇装技术的应用研究,提出降低气田地面工程投资的突破点,形成针对多井数的单井集气工艺的特殊建设模式和技术,为国内气田地面建设探索简化流程、优化设计的新思路和方法。 相似文献
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长庆油田地面建设关键技术综述 总被引:1,自引:0,他引:1
长庆油田是典型的“三低”(低渗、低压、低丰度)油气田,常规开发方式难以实现经济有效开发.为经济有效开发长庆油田,针对长庆油气田单井产量低,气井压力下降快,携液能力差、地面工程建设投资高,运行成本高等技术难题,气田主要采用以“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气”为核心的苏里格气田建设模式和工艺技术;油田主要采用以“大井组、串接集油、混输增压、二级布站、井站共建”的超低渗油田建设模式和工艺技术.同时,在建设过程中,全面推行“标准化设计、模块化建设、数字化管理”,加快了油气田地面工程建设速度,降低了建设成本,提升了油田管理水平,实现了长庆油气田的效益开发和可持续发展. 相似文献
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橇装化装置在海外气田集输工程中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
中国石油在海外开采石油天然气的步伐不断加快,内部集输作为油气地面建设工程的重要组成部分,快速高效的建成对工程顺利投产起着不可忽视的作用,装置的高度橇装化是重要手段之一。为了更加深刻了解认识橇装化装置在海外气田集输工程建设中的作用,结合某海外气田内部集输工程,针对工程难点,将装置橇装化与传统的现场安装固定设备的方式进行对比,对橇装化装置的独特优势进行了分析研究,简要介绍了橇装化装置在该工程的应用成果。装置橇装化有着巨大的发展潜力,不仅能够缩短气田建设工期,保证建设质量,方便维护管理,而且能有效降低工程的基础建设投资。 相似文献
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