沁水盆地煤层气开采初期集输工艺优化研究

山西沁水盆地高阶煤煤层气具有低压、低渗、高丰度的特点,决定了煤层气必须经过1~2年的排采期,才能达到设计产气量。华北油田山西煤层气分公司在樊庄及郑庄区块开采初期,因产气量小、气量上升慢,无法满足集气站压缩机启运的最低排气量要求。为了解决该问题,使产气能够正常增压外输,提出了越站集输、集气站中低压连通流程改造方案,应用中压集输站外输线输送低压气、下游集气站集中增压、压缩机单作用运行等办法,很好地解决了开采初期的低产气量集输升压问题。     

大牛地气田两级增压阶段集气站工艺优化研究

随着大牛地气田开发进入中后期阶段,地面集输工艺也由初期的"高压进站、加热节流、低温脱水、轮换计量、注醇防堵"的高压集气工艺转变为"降压开采、集中脱水、增压外输"的增压集输工艺。为最大限度地延长气井寿命、提高气田采收率,规划在大牛地气田一期集中增压的基础上,在集气站实施二期增压工程,最终实现两级增压集输系统。为降低二期增压工程投资、减少集气站能量损耗,有必要分析早期高压集输工艺在两级增压阶段的适用性,探索工艺优化简化的空间。根据能量守恒原理,从两级增压设计参数入手,重点分析了加热节流工艺在两级增压阶段的适用性,确定出两级增压时期取消加热炉加热工艺的边界参数条件。通过对降低压缩机入口压力、加注甲醇抑制剂和加热炉加热工艺防止水合物措施的经济对比分析,指出两级增压早期集气站压缩机入口压力大于1.0 MPa阶段,加注甲醇抑制剂防堵是最经济的方案。最终提出两级增压阶段取消加热炉加热工艺、早期辅助甲醇防堵工艺运行的集气站工艺优化运行方案。     

大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发,气井压力逐渐下降,目前约有30%的气井压力已接近管网压力（不低于4.5 MPa）。为了维持气田的稳定生产,同时保证气田天然气的正常外输,迫切需要采取增压集输工艺。为此,针对大牛地气田的气藏特点,提出了4种增压集输模式：①单井增压模式;②集气站分散增压模式;③区域集中增压模式（多个集气站集中增压）;④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明：依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备,既能最大限度地开发气田资源,又能满足管网外输压力的要求,是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。     

往复式压缩机在沁水盆地煤层气地面集输中的应用

目前,我国已勘探开发的煤层气田具有"低渗、低压、低产"的特点,为了满足煤层气外输压力要求,通常需要增压输送。但是,在压缩机组选型时,必须充分考虑煤层气异常低压、可能含有煤粉杂质以及高压比、小流量等比天然气集输更为严格的使用工况。通过对樊庄区块集气站压缩机选型经验的介绍,分析了电机驱动和燃气轮机驱动两种驱动方式的特点及对煤层气田集输的适应性,对两种机组的现场使用情况进行了对比,并提出了针对煤层气集输用压缩机在设计选型、配置以及运行管理等方面的建议。对国内同类煤层气田的开发和压缩机选型具有一定的参考和借鉴意义。     

沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术

为加快沁水盆地南部煤层气开发进程,针对煤层气多井、低压及低产的特点,中联煤层气有限责任公司采用“分片集输一级增压”的管网布置方式,对传统的集输工艺进行了改进优化,由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节,同时引入GPRS移动无线数据传输技术,大大简化了集输流程,减少了生产设施,方便了运行管理,显著降低了工程投资,为沁水盆地南部煤层气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础,也为其他地区的煤层气开发利用提供了参考。     

整体式燃气压缩机能效测试与分析

通过对整体式压缩机能耗组成机理进行研究,分析各结构组成部分,提出了整体式燃气压缩机能效测试的有效方法。该方法不仅可以进行整体式燃气压缩机增压站能效测试计算,也可用于整体式燃气压缩机增压站各组成部分的能效分析。研究结果可为整体式燃气压缩机节能降耗技术提供参考。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究屈丹龙

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

沁水煤层气田微正压集输工艺模式研究

针对沁水煤层气田生产开发过程中出现的低回压、低压力、低管压的需求和新老井管压不匹配、老井产气能力和产能释放不匹配、集气站设计压力和生产工况不匹配的问题,提出微正压集输工艺模式。该工艺模式以最简化控制节点和流程改造为核心,以沁水煤层气田原有的工艺流程为基础,在集气阀组处增设微正压装置。模拟验证结果表明,微正压集输工艺模式可有效提高老井产量和集气站压缩机组运行效率,缓解新老井间产量压制问题。该工艺模式在降压提产及提高机组效率方面效果显著,对煤层气田老区块工艺改造具有重要的工程指导意义。     

降低南堡联合站运行能耗分析

冀东油田油气集输公司南堡联合站装置运行的高能耗、低效率成为制约厂站推行精细化管理进一步发展的瓶颈,开展能耗分析、调整运行模式、进行工艺改造,提高运行效率势在必行.通过对南堡联合站整体能耗情况的研究,在保证厂站正常生产运行的基础上,提出了调整压缩机运行模式、降低原油外输温度、停运火炬长明灯系统等6项节能合理化建议,并在此基础上做出了节能分析.通过全面推行合理化建议,进行能耗对比,节能效果显著.     

涩北气田地面集输工艺技术

气田地面集输工艺技术是气田开发中一个重要环节,地面集输工艺水平先进与否,直接影响着气田开发总体技术水平高低和经济效益好坏.主要介绍了涩北三大气田的地面集输工艺,采取多气层同时开采,集气站实行混合布站方式,采用"高压采气,站内一次加热、节流、常温分离,高、低压2套集输管网,分气田集中脱水、集中增压"总的集气流程.在国内外大型整装气田中,较早提出并实现了高低压2套集输管网,充分利用地层能量,大大节约压缩机电力消耗,降低工程造价;采气管线同层串联工艺,改善低产井的热力条件,减少采气管线长度,减少集气站进站阀组及节流阀组数量,降低投资;集气站实现"无人值守,站场巡检"模式建站,实行无人值守数字化技术;针对气田出砂出水的特性,研制出适合气田气质特点的分离器等专有专利设备.整个地面工程落实"优化、简化、标准化"的设计理念,为其他气田的地面建设提供了良好的借鉴.     

沁水盆地郑村区块煤层气集输系统的优化调整

沁水盆地煤层气田郑村区块2010年建成投产,采用的是同步建设的开发模式,因气井产量受构造、含气量、压裂及排采工艺等因素的影响,存在着单井产量差异大,区域产能不均,煤层气井井口压力低,产量对管网压力敏感等问题。为此,首先优选适合煤层气集输系统的水力计算方法,利用TGnet软件对郑村区块集输管网系统进行建模(状态方程选用BWRS方程,流动方程选用Colebrook-White方程),通过模拟计算分析了集输系统的运行现状。针对输气量超负荷、管线变径较大导致有明显节流现象的问题,在理论分析的基础上,提出了集输管网系统优化调整措施:1集气站扩容;2集气站进口管线节流优化改造;3安装粉尘过滤器;4采气管线安装凝水器;5增建复线。优化调整实施后,解决了郑村区块集输系统管压过高、管线积水、粉煤灰影响集输效率等问题,系统降压明显,管线输送能力大大提高,释放了区域煤层气产能,取得了良好的效果。     

S气田天然气压缩机组能效提升技术研究

S气田投产后进入中后期,天然气处理量偏低,天然气压缩机组进排气压力偏离设计工况,导致机组出现能耗高、效率低的现象。以S气田中的5号站、9号站和15号站三个区块为研究对象,分析运行与能效现状,提出四种提效节能方案：压缩机组开关机策略;单双调节改造;高压变频改造;更换小排量压缩机组。通过HYSYS和Pipeline Studio软件模拟得到方案改造后结果。结果表明：改造后单台机组效率平均提升55.44%,均达到节能评价值,单台节能率最高为53.53%,整体节能率达29.77%,有效提升系统能效,减少能耗。     

集气站压缩机节能改造分析

油气田进入开发后期,产气量受输气压力和用户用气情况的影响而随时发生变化,按照原来生产规模设计的天然气压缩机组,需要通过旁通打回流运行才能解决输气量的变化问题,存在很大的能量浪费,因而需要节能改造。结合某集气站天然气压缩机组出现的运行问题,分析了采用不同气量调节方式进行节能改造的可行性,提出和确定了液压可变余隙调节法作为节能改造的方案,并对改造内容进行了详细介绍。对比改造前后压缩机组的运行功率发现,改造后压缩机组节能效果明显。     

煤层气地面工程优化简化研究

国内煤层气经过十几年的发展，相关企业经历从试验区到大规模整装气田的开发，已逐步掌握煤层气生产规律并取得了一定的建设经验。中国煤层气行业现已步入低成本、规模化开发阶段，为适应其建设进度、质量和经济效益的需要，有必要开展优化简化研究。通过收集国内外煤层气项目相关资料，开展现场调研及技术对标，结合国内煤层气地面工程技术现状、存在问题，提出优化简化措施：1)采气管道边缘井场互联局部成环，集气站之间连通进站采气管道汇管，采气管道关键位置设置阀门；2)采气管道推广使用PE100 SDR21/ SDR26系列管材；3)煤层气井口采用电动调节阀；4)井场取消计量阀组；5)井场集水管线设置清扫口；6)集气站进站取消重力分离或者旋流分离器，改为过滤分离器；7)集气站压后设置过滤分离器，收球筒后设置清管分离器；8)集气站压缩机优先选择螺杆压缩机；9)压缩机和三甘醇脱水装置之间设置冷却装置；10)井场和集气站数据传输采用光缆方式。上述优化简化措施已在沁水气田樊庄、郑庄、马必等区块和鄂东气田保德、大宁、韩城等区块煤层气项目中得到有效推广，实现了降本增效。     

气田内部集输系统能耗及节能技术

针对气田内部集输系统的单井采气站、天然气增压站、脱水站等主要能耗节点,对其能耗和节能技术进行了分析,介绍了天东29井扩建100×10~4m~3脱水装置采用改进的节能工艺流程及其所取得的效果。通过分析认为,气田内部集输系统的总体能量利用水平目前还不高,具有较大的节能潜力;＂节能四新＂技术的逐步引入和合理选择是推动气田内部集输系统节能降耗工作的重要途径。     

气田开发后期天然气增压方案技术研究

气田开发后期气井压力能下降,井口压力逐渐不能满足外输需求。从技术经济角度对两种增压方案进行对比优选,结果表明,集气站单站增压方案既能满足管网外输要求,又能保证经济效益,是气田增压开发的一种合理模式。     

煤层气集输系统安全设施优化

煤层气的地面集输和处理与常规天然气相类似,但由于煤层气储存和产出的特点,其具体方案又与常规的天然气有所不同,主要体现在地面低压集输和大量排出水的处理上。井口安全方面主要是防止管线、设备的超压和防止井口水合物生成。煤层气井口物流中基本不含H2S,CO2含量低,并且由于运行压力低,CO2分压低,没有达到腐蚀界限,因此井口和管线不需要加注缓蚀剂。影响采集气管线安全的主要因素是管道超压或在管道发生水合物堵塞和冰冻。由于煤层气井口压力低,需增压输送,因此大都采用增压集气站对煤层气井进行集气、调压、分离、计量,压力一般在1.0 MPa以上。     

神木天然气处理厂压缩机组节能降耗对策研究

往复式压缩机组是天然气处理厂增压集输的主要工艺设备,也是神木天然气处理厂耗能、耗材最多设备,结合处理厂5年来运行实际,提出3项天然气压缩机组节能降耗对策:启动气工艺优化、循环水管路改造、排温传感器及温度变送器等配件优化.通过这些对策的实施,显著的提高了神木处理厂天然气压缩机组节能降耗水平.     

低压气压缩机增压集输工艺工况分析

压缩机增压工艺目前仍然是低压气集输工艺的主导工艺,而增压一般分为单井增压和集中增压两种方式。文章针对不同增压方式,讨论了输送距离和输送气量对不同增压方式下压缩机能耗及投资费用的影响。模拟分析表明,集中增压工艺比单井增压工艺更节省压缩机能耗,随着输量的增加,这种趋势更加明显,但随着输送距离的增加,这种趋势逐渐减小;而单井增压工艺比集中增压工艺更节省管材的投资等费用。因此,在实际工程中选取何种增压方式需要权衡能耗与投资两方面的因素。