气田单井生产回压高的原因分析

通过HYSYS软件模拟研究单井生产回压高的原因是因为管线中井流物形成了水合物引起冻堵,而水合物的形成是由于管线经过一片沼泽地导致温度损失较大而形成的。根据某气田单井案例,研究了管线末端温度与产量、土壤环境的关系。在实际生产中,可以通过提高单井产量、加注乙二醇或管线保温来解决水合物冻堵塞的问题,以及时恢复生产。     

利用分压法测输气管线冻堵位置

苏里格气田冬季气温低,最低气温-30℃。受冬季低温气候影响,气田地面管线冻堵严重,给生产管理带来了很多困难。目前管线冰堵后通常采用放空或注醇方法解堵,这些方法在冻堵程度轻微时比较有效,冻堵严重时则需要明确管线具体冻堵位置,采取直接加热手段才能彻底解堵。如何找出管线冻堵位置,目前尚没有有效的办法。针对这种情况,本文首次提出了一种应用分压原理方法来测定天然气管线冰堵位置的新方法,并开展了现场试验。试验效果表明这种方法简单、快捷、精度高,为检测管线冻堵位置提供了一种可靠途径。     

苯抽提装置火炬管线冻堵的原因及解决措施

介绍苯抽提装置火炬管线的设计思路,列出生产中存在的问题,对问题进行了原因分析,通过采取措施,解决了火炬管线冻堵的问题.     

二氧化碳水合物形成室内模拟实验研究

随着注二氧化碳驱油开发方式的深入研究与试验,在油田开采过程中间歇性出现了大量二氧化碳上返,采出流体气液比达到几千甚至上万,气相中二氧化碳浓度达到99%(体积分数)以上等问题,在集油管线中出现掺水结冰、管线冻堵,影响试验与生产进程。针对油井采出流体组成情况和生产参数,在实验室开展了二氧化碳水合物生成特性模拟实验,结果表明:集油管线冻堵的主要原因是井筒中形成的水合物经井口节流发生相变汽化吸收了大量的热量,造成掺水结冰、管线冻堵;气相中二氧化碳含量高是水合物生成的主要影响因素。     

滴定罐注醇工艺技术研究及应用

通过对以往冬季的生产运行总结发现,苏里格低产低效气井普遍存在单井产液量大,气井携液能力差,部分管线设计时穿越地面水层等问题,导致单井管线容易发生冻堵,影响了气井的正常生产,通过井口预注醇的方式,易冻堵井的冻堵频次得到了有效的控制,但此方法加大了员工的工作强度,文章详细介绍了滴定罐注醇工艺技术的原理和使用,该工艺不仅降低了员工的劳动强度,同时有效减少了冬季易冻堵井的冻堵频次。     

燃气管道冻堵的处理方法研究

管线冻堵多发生在小区单元引入管、调压箱和计量箱的引入管处,因为引入管部分处于地上,部分处于地下.解决冻堵有两个途径,一是在形成冻堵之前进行预防;二是在冻堵形成后采用物理和化学的手段解决.采取的措施包括增设排水器、加强设备的管理和应用涡流无损伤解冻技术等.     

注汽锅炉冬季点停炉排空管线冻堵问题探讨

高压注汽锅炉冬季点停炉排空管线冻堵,直接影响设备安全正常生产,造成安全阀起跳,设备运行时率下降,增加了员工劳动强度,影响了采油注汽井的效果。针对此现象,提出了解决对策并进行了改进,对现场应用效果分析后认为,改进设施对解决管线冻堵问题提供了有效帮助。     

一次天然气输气管线冻堵点的快速判断

一起天然气管线冬季冻堵事故后，用向管线内充气的方法，通过计算充气量快速判断冻堵点的位置。     

气井针阀电加热解堵工艺参数计算与试验研究

针对冬季气井的电动针阀易发生冻堵的问题,对比几种常用解堵方式,提出了电加热解堵方案。通过理论计算和现场试验,研究电加热解堵过程中的影响因素、传热模型,优化了电加热解堵方案。依据冻堵成因和电动针阀结构分析,确定冻堵位置和加热位置。理论分析与现场试验的结果表明,电加热过程中热量能够有效传递; 为了提高解堵效率,需要解决电动针阀管线上的传热问题,以保证冻堵位置热量持续供给。电加热解堵方案能够低成本、高效率解决电动针阀冬季冻堵的问题。     

特殊输气线解冻新举措

停用或调节降温设备提高输气温度解冻法是解决天然气(未脱水的湿气)管线冻堵问题较理想的方法,并且可以作为该类管线的一项防冻措施长期应用,但应视管线的承温情况对输气温度有所控制,冬季冻堵危险期结束后应及时恢复到原来的工作状态。在入冬前应对整个输气管线沿程进行必要的保温检查与维护,对埋地较浅的管线,应实施填土覆盖处理。     

海底输气管道水合物冻堵的处置与防控

在输气管道内天然气和水接触可形成天然气水合物,从而导致管道冻堵,影响海上天然气管道输送安全。结合渤海某海底输气管道发生水合物冻堵事件,首先简要介绍了天然气水合物形成的主要影响因素,而后介绍了该海底天然气管道的运行参数、管道中天然气水合物形成条件和原因、管道冻堵情况及解堵过程,最后分析总结了管道在发生水合物堵塞后,初期压差升高阶段和完全冻堵阶段的解堵处置方法,并提出预防海底输气管道发生水合物冻堵的若干措施或建议。     

LNG工厂天然气水合物防治与处理

在LNG(液化天然气)工艺生产过程是利用低温冷冻技术将常压下气态的天然气冷却至-162℃,使之凝结成液体。低温下形成的天然气水合物在管道中发生低温冻堵现象,影响装置生产。文中分析了水合物的生成原因,并实施了有效的处理方法,解决了管道中低温冻堵现象。     

用新型除油器进行伴生气分离

随着喇嘛甸油田冷榆的大面积推广,为解决由于伴生气分离效果不好而导致外输气管线、炉前燃烧器容易冻堵的问题,对伴生气除油、脱水技术和工艺进行研究.通过对组合捕雾器、旋流折转分离装置和除油器改进,使伴生气系统除油,降温及脱水工艺形成了密闭、自动和高效的循环体系,降低了伴生气的湿度,保证了系统安全、可靠的运行,解决了外输气管线冻堵、分离缓冲游离水脱除器压力偏高的问题.     

大牛地气田低压串联集输适应性分析

大牛地气田属典型的低孔、低渗、致密的天然气藏,开发建产难度大.针对生产中出现的问题,华北分公司于2007年底开展了低压串联集输试验,并建成了33号低压集输试验站.试验结果表明,井下节流在气田应用虽有效果,但对于地处温寒带的大牛地气田,越冬生产依然存在较多问题,增加了管理工作量,已进行压力范围的试验尚未达到取消注醇的目的,含甲醇污水依然需要进行处理.要达到低压集输不加热、不保温、不注醇工艺目标,仍需选择合适季节继续开展针对性试验.通过对管线冻堵情况分析,积液结冰是不注醇情况下管线冻堵的新的原因之一,需进一步研究解决.     

高压注入天然气防冻堵技术

喇嘛甸油田泡沫复合试验驱天然气注入系统采用单台压缩机对应单井的连续注入工艺。压缩机冷凝器、注入管线及井口冻堵是由于注气温度低和注气压力高形成水合物造成的。室内研究确定了注气温度与注气压力关系曲线,并通过现场试验得到了验证。通过应用电热保温技术,控制天然气在注入管线及井口温度达到形成水合物结晶以上的温度以防水合物的生成,有效地避免了冻堵。     

DPC2803压缩机二级压缩改造实验与效果评价

压缩机在苏里格气田生产运行中扮演不可或缺的角色,是冬季生产的核心设备,不仅能有效降低系统压力,减少单井管线冻堵,还能对低产低效井起到提产作用.通过对苏里格气田东区产量较低集气站压缩机二级压缩改造,在提高设备气井利用率及效率的同时,降低了各类气阀故障、动力缸故障发生频率,提高了单井产气量、减少了管线冻堵率.     

高气油比油井气举提效技术研究及应用

在高气液比油井生产过程中,较高井口套压向低压生产管网释压导致流程超压、管线冻堵是影响该类油井正常生产、机采系统效率较低的主要原因。为减少气体对泵效的不利影响,同时又能充分利用气体能量,开展了高气油比油井气举提效技术研究。实际应用效果表明,该项技术能够有效提高高气油比油井的泵效、保持合理生产压差、井口套压,适配生产流程承压,防止流程冻堵。     

油井转气井开采的探索及井下油嘴的应用

华北油田采油四厂在油田开发过程中,将一些油井卡封补孔打开气层后开采天然气,生产中井筒油管、集气管线发生冻堵,通过对水化物堵塞的逐渐认识及处理,以及对井筒数据的分析,采用安装井下油嘴的方法,改天然气地面节流为井底节流,有效地解决了气井生产中遇到的难题,并在确保气井生产过程中不发生水化物冻堵的同时,有效利用地层能量,节省了地面工程建设投资和生产运行费用。     

麦南、龙吊集气管线适应性技改及效果分析

麦南干、复线、龙吊线是大池干气田重要的集气管线,日输气量98×104m3/d.近年冬季这三段管线运行相当困难,多次出现冻堵情况,严重影响了天然气的正常输送和生产,通过针对性的技术改进解决了这一问题.结合生产实际,对防冰堵的技术改进措施在矿场的应用进行了阐述,浅析了相关解堵原理,对整改前后的生产运行情况进行了对比,总结成功经验,为天然气集输管道冬季生产运行易冰堵问题的解决提供了方法和借鉴.     

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。