桥古集中处理站工艺系统调整改造

桥古集中处理站天然气处理采用"辅助制冷+超音速涡旋管分离"工艺,该处理站为试采期简易建设,存在天然气处理能力不足、外输气质量不达标、凝析油蒸发损失大等问题。针对该处理站存在问题,结合本区块气藏特点、产能规模,合理制定产品方案,提出工艺调整改造方案。改造后,天然气经过干法脱硫、脱水、脱烃处理,达到国标二级管输气质量指标和CNG含H_2S指标,部分达标气(13×10~4m~3/d)进入现有外输系统,部分气(7×10~4m~3/d)就地生产CNG;凝析油经稳定处理后,减少了蒸发损失。桥古集中处理站的改造可为相似系统的改造提供借鉴。     

阿姆河净化天然气外输站燃气轮机驱动离心式压缩机运行分析

中国石油(土库曼斯坦)阿姆河公司净化气外输站是阿姆河右岸合同区年输130×108 m3天然气出口交接场站,站内安装的单台年处理50×108 m3燃气轮机驱动离心式压缩机是站内的核心设备,主要是将上游净化后的天然气增压计量后输送至中亚天然气管线。从该机组设计、运行、故障等方面,总结并分析了燃气轮机驱动离心式压缩机实际运行中的技术性能、特点,提出了合理的运行方案并实施,取得了一定的成效。     

大涝坝天然气处理装置工艺改造研究

大涝坝天然气处理装置采用膨胀制冷工艺,其设计天然气日处理量为25×10^4m^3。自2005年投产以来,随着大涝坝凝析气田不断开发天然气的日处理逐渐增加至30×10^4m^3左右,超过了设计处理能力,装置处于超负荷运行,造成C3及C3＋收率降低;另外还存在大约每天10×10^4m^3未经过严格脱烃的天然气直接进入了外输管网,造成外输气烃露点无法保证以及C3＋资源未能充分回收。针对大涝坝天然气处理装置超负荷运行问题,在原有流程的基础上将分子筛脱水系统改造为四塔流程;制冷系统改造为副冷箱加双膨胀机流程,并进行了计算机模拟。结果表明：改造后装置的处理能力增加了15×10^4m^3/d,外输干气的烃露点下降了25℃,C3的收率增加了17.4%,C3＋收率增加11.8%;液化气产量增加了18.6t/d,稳定轻烃产量增加了2.6t/d。     

联合站用电单耗管理实现节能降耗

油田的开发与生产的原油,要经联合站集中处理后,外输至下游的原油加工企业。由于原油脱水、污水处理工艺的特点,联合站生产处理的主要消耗是电力和燃料,而电力消耗占总能源消耗的75%以上。随着原油产量规模的递减,联合站集中处理的进站液量中的介质数量的均衡已发生转变,处理过程中用于过程周转、外输提压的机泵运行的低效高耗现象日益突出,亟需开展设备运行单机核算管理研究。对此,辽河油田集输系统开展设备运行单耗单机核算研究,通过不断巩固完善生产工艺精细分析、运行参数及时调整管理机制,实现了机泵设备在高效率区间运行,现场应用取得了较为理想的效果,降低了生产运行过程中的输液电单耗。     

某油田群低压天然气综合利用研究

某油田群产出的油气首先集输至中心枢纽平台进行初步的气液分离、脱水处理,分离出的低压天然气通过天然气压缩机增压输送至下游陆岸终端进行处理和销售。随着边际油田的滚动开发,低压天然气的产量远超过天然气压缩机的处理能力,大量的天然气因无法外输而被放空至火炬燃烧。因此油田展开了低压天然气综合利用的研究和改造,通过对流程的优化,实现了放空天然气回收至某段塞流捕集器,并利用闲置的12寸海管输送至陆岸终端。经过改造之后,计算每年可回收天然气6336万方,液化石油气1.82万吨,轻油1601吨。减少火炬放空量8000万方,节能8.8万吨标煤。有效达到了节能减排,提高资源利用率的目的。     

长输首站压缩机停运对天然气处理厂的影响分析

为了降低天然气长输管道首站压缩机停运对上游天然气处理厂的影响以某天然气长输管道首站现有管道系统为基础,利用SPS软件对长输管道首站的压缩机单机和双机失效停运对其上游天然气处理厂的生产影响进行分析,得到天然气处理厂的允许缓冲时间,提出三种不同的解决措施,同时对不同失效情况下的应对措施效果进行了模拟验证,为上游天然气处理厂和天然气长输管道的安全生产和运营提供技术支持。     

改进天然气集输增压站气体压缩机运行特性的实践

1996年大庆油田采油二厂在对 4L型石油气体压缩机的设备结构、特性、能量损失分析的基础上 ,对该型设备的关键零部件进行了有效的技术改造 ,合理地确定热力性能参数 ,提高了天然气集输站气体压缩机的运行效率 ,从而提高了天然气的外输能力和外供气量 ,使压缩机的排量每台提高了 50～ 60m3/h ,输出压力达到了生产流程要求 ,设备平均单耗由原来的 0 631kW·h/m3降到 0 57kW·h/m3,压缩机效率提高 38 6%。每年可节电费 2 7 84万元 ,外供气量增加效益132 2 8万元。     

长输天然气管道压气站运行分析

为了研究长输天然气管道压气站的调控运行技术,以长输天然气管道压气站运行经验为基础,分别对长输天然气管道压气站运行的平稳工况、启机工况、停机工况和特殊工况进行详细的分析,找出各自的运行规律及特点,提出了采取控制机组转速、启机、停机等相应的压气站及压缩机组的运行调整措施,保障天然气管道的运行安全。对压气站或压缩机组的切换过程进行研究,在切换过程中应首先遵循先启后停原则,根据切换压气站或压缩机组上、下游的压力情况调整机组的转速,从而保证运行平稳。以上研究对长输天然气管道压气站的调控运行具有一定的指导意义。     

自动化系统在净化气外输站的应用

净化气外输站为中亚管线首站(WKC1站)两个重要气源之一。该站集长输管线增压和交接贸易计量功能为一体,采用自动化控制生产,能实现年处理天然气量130×108 m3。本文主要介绍该站的自动化系统,对压缩机控制系统、站控系统及ESD联锁系统、第三方成套控制设备、现场检测控制仪表及设备等方面的运行状况进行了分析,显现自动化系统存在的问题,并提出了解决办法和建议,为下一步生产服务提供依据。     

输气站离心式压缩机优化运行实践与分析

电驱离心式压缩机被广泛应用于天然气长输管道行业,其主要能耗包括电能消耗、天然气消耗和新鲜水消耗,其中电能消耗约占总能耗的95%。在满足输气量的情况下,运行最少数量的压缩机和辅助设备是降低压缩机电能消耗最直接和最有效的方法之一。榆林—济南长输管道首站根据1年多的实际运行经验,在充分分析压缩机组"一用两备"和"两用一备"两种运行方式基础上,发现目前两种运行方式压缩机的运行功率都较低。为此,榆济首站通过实验将单台压缩机组日最大输气量由设计的525.7×104m3修正为565×104m3,使压缩机组及其辅助系统每日节约电能2.78×104kW·h,折合节约电费约1.3万元,节能降耗效果显著。     

CNPC Effectively Operates Worldwide

CNPC rapidly expanded its overseas oil and gas operation in 2001. The annual crude and natural gas outputs from the overseas projects were 16.23 million tons and 926 million cubic meters respectively while the crude processing volume was 2.3 million tons. Based on those oil and gas output, CNPC shared 8.31 million tons of equity crude and 577 million cubic meters of equity natural gas last year, up 20.96 percent and 29.66 percent respectively from the previous year, with an annual oil and ga…     

2011年中国油气产业发展分析与展望——预计2011年全年石油需求4。83亿t，天然气产量约1100亿～1300亿m＾2，消费量约1300亿m＾2

2011年,预计中国国内石油需求增速有所下降,全年石油需求量为4．85亿t,原油新增一次加工能力将达到2450万t／a。天然气消费量有望达到1500亿m＾2,天然气产量将接近1100亿～1300亿m＾2。2011年,中国将继续加强国内油气资源勘探开发,同时继续支持和鼓励企业海外跨国并购,以获得持续稳定的资源保障;通过加快地区输气管网建设,改善城乡居民用能结构,扩大天然气消费区域;此外,中国政府还将深化油气价格改革。     

中国油气勘探开发新进展与前景展望

近年来,石油企业不断推进油气增储上产,加大投资力度,增加工作量,强化油气勘探和产能建设,取得超预期进展与成效。2019年以来,全国勘探新发现亿吨级油田和新增储量亿吨以上油田共7个,新发现和新增储量千亿立方米以上气田8个,新发现亿吨以上陆相页岩油田2个,实现了深层页岩气、深层煤层气勘探的战略性突破,落实了万亿立方米深层页岩气区,发现了大型浅层页岩气田;全国年均新增探明石油地质储量13.61×108t,年均新增常规天然气探明地质储量约8867×108m3;2022年,石油产量增至约2.05×108t,时隔6年重回2.0×108t以上,天然气产量增至约2178×108m3,超预期完成了油气增储上产阶段性目标任务。基于油气资源潜力分析,近中期,国内油气勘探开发将延续近4年增储上产发展态势,油气新增储量保持高位增长,石油产量在高位实现稳中有增,天然气产量实现较快增长;中长期看,油气探明储量有望较长时期保持高位增长,石油产量将在高位中逐步下行但有望长期稳定在2.0×108t以上,天然气将较长时间增产,2035年预计达到（3300~3500）×108m3,国内油气生产供应能力总体持续提升。要将前景展望变为现实,既需要企业积极应对挑战,保持加大油气勘探开发力度的战略定力,更需要国家层面的政策引导和支持,营造有利于油气增储上产的政策环境。     

长北合作项目管理创新实践

长北天然气合作开发项目,是中国石油天然气股份公司与壳牌(中国)公司的国际合作项目。项目区地处陕西省榆林市和内蒙古鄂尔多斯市境内,面积1588平方公里,探明天然气地质储量961亿立方米,是长庆榆林大气田的一部分。长北项目合同为"产品分成"模式,合同期为30年,计划在20年生产期内采出天然气480亿立方米。2008年8月,长北项目天然气日产量突破1000万立方米,比原规划提前两年建成年产30亿立方米天然气生产能力。到2010年底,长北项目天然气年产量已历史性地突破35亿立方米,商品量突破33亿立方米,是长庆油田保障首都北京天然气供应的主力产气区之一,是中国陆上石油天然气上游业务已建成最大的对外国际合作项目。长北项目采用了作业者壳牌公司通行全球的项目管理运营模式,并与中国石油、长庆油田管理理念、方法相结合,本着"一个团队,一个资产、一个目标"的原则,形成了独具特色的项目管理运营模式,为项目高效开发提供了强有力的组织管理和制度保证。     

天然气加气站压缩机组效率的计算方法

电驱往复式压缩机组是天然气加气站的主要耗能设备,也是加气站开展节能降耗工作的重点所在。加气站压缩机组效率是合理表征、科学评价加气站能效水平的关键指标之一,但天然气处理和输送系统中通用的压缩机组效率测试和计算方法仅适用于压缩机出口压力恒定的工况,并不适用于加气站压缩机出口压力和温度实时变化的工况。为此,根据热力学理论,采用焓差法计算压缩机组输出的有效总能量,用输出的有效总能量与机组耗电量之比计算加气站压缩机组的平均效率,并采用该方法对加气站压缩机组进行现场测试与计算。研究结果表明:①加气站压缩机组效率理论计算方法虽然较为精确,但可操作性较差,现场测试时几乎无法操作;②该加气站压缩机组平均效率的计算方法具有所需测试参数少、计算过程简单、可操作性强等优点,更加适用于现场测试和工程应用。结论认为,相关监测部门可依据该计算方法来测试、计算、评价加气站压缩机组的能效水平,为加气站制订效率提高方案提供理论基础和技术支持,从而加快推进加气站的节能降耗工作。     

CNPC Benefits Tremendously from Overseas Projects

CNPC has made remarkable achievements in its effort to implement the international operational strategy in recent years with the overseas project under progressive development. Currently, CNPC has been executing 44 oil investment projects scattering in 44 countries worldwide. The overseas annual production capacity is 27 million tons for crude oil, and 2 billion cubic meters for natural gas while the annual oil processing capacity is 2.5 million tons and the annual productivity is 15,000 tons for polypropylene.     

Enticing Prospects for China''s Submarine Pipeline Construction

China has abundant oil and gas resources offshore. At the end of the 20th century, CNOOC discovered enormous hydrocarbon resources in the offshore Bohai area. To date,CNOOC has established three major gasfields respectively in the Bohai Sea, East China Sea and the western South China Sea and has provided over 4 billion cubic meters of natural gas to Liaoning, Tianjin, Shanghai, Hong Kong and Hainan Island. The Ya 13-1 gasfield in particular, with proven natural gas reserves of 90 billion cubic meters,provides 3 billion cubic meters of gas to Hong Kong annually. Dongfang Gasfield, with an even larger volume of proven natural gas reserves, has pushed the offshore natural gas production to a magnificent scale following its commencement of operation.     

Exploration Trend of Large Gas Fields in China

China has abundant natural gas resources with low exploration level. The discovery rate of resources is 10% on the average, boasting a great potential. By the end of 2006, the ascertained geological gas reserves in China has amounted to 5.4×10^12m^3, among which 9 gas fields has 1000~108m3 of ascertained geological reserves or more. The ＂large gas fields＂ are referred to those gas fields with recoverable reserves exceeding 85 billion cubic meters. Since the Sixth Five-Year Plan, China＇s gas industry has developed rapidly and gas reserve and output has witnessed a substantial increase, in which the discovery of large gas fields has played a very important role. With the progress of technology, more gas resources will be discovered with gas reserves growing rapidly in China. The second leap of China＇s oil and gas industry mainly focuses on the gas industry while the leap of gas industry mainly relies on the discovery of large gas fields.     

New Situation of China Natural Gas Industry

China natural gas industry is at a turning point. Growth of mid-long term natural gas consumption may maintain at about 10%, supply is sufficient or even "over-sufficient", natural gas price will be determined by competition, oil and gas pipeline facilities will be opened fairly, and private enterprises will play important roles in natural gas exploration, development, storage, transportation, and trade. It can been foreseen that China natural gas industry is very likely to take a turn in next 10 years, and a modern natural gas market with consumption about 500 billion cubic meters will come into being characterized by complete supervision system, diversified market, steady supply, fairly opened pipelines, transparent trading mechanism, and competitive prices.