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。     

高含硫湿气集输系统增压模式优化研究

随着高含硫湿气田低于外输压力要求的气井不断增加,影响气田稳产,开发后期必须进行增压集输。基于前期研究成果,建立了增压集输模式的数值模型,采用热-力耦合方法,模拟分析了某气田典型增压模式下集输管内的流速、持液率、压降的变化情况。研究结果表明:1~#～4~#线流速过高,需提高相应管段的运行压力,进行增压集输,以降低相应管段的流速;为避免段塞流风险和压降,需对1~#～3~#线进行汽液分输增压;综合各方面因素采用汽液分输的区域增压加干线增压的集输模式,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,是高含硫湿气集输系统增压开采最优的增压集输模式。上述研究成果为高含硫湿气集输系统增压模式确定和增压点布局提供了重要依据。     

靖边气田增压开采工艺技术研究

靖边气田经过十多年的滚动开发,单井压力持续下降,为了继续维持靖边气田55亿m3/a的生产规模,对靖边气田整体增压工艺进行了研究.研究指出,靖边气田增压稳产期气井最低生产压力为1.4 MPa,压缩机组进气压力按1.0 MPa进行设计;靖边气田增压方式以区域增压为主,单站增压为辅.文章从已建地面集输压力系统、气井最低生产压力和气田增压方式的确定、总体集输工艺的调整等对其进行了论证.     

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。     

复杂山地气田湿气集输工艺探讨

国内复杂山地高含硫天然气的开发规模不断扩大,地面集输系统处于高压、高含硫、高腐蚀工况条件下,加大了运行风险.为提高气田地面集输系统的适应性,确保气田安全平稳运行,针对不同气田气井产出物的种类、湿气定义及复杂山地特型管网形成的流体流态、可能产生的危害进行分析论证认为;含游离水天然气持液率对湿气集输工艺流体不利流态的形成具有较大影响;复杂山地集输管道敷设方式所形成的特型管段结构会形成液相沉积,对管道安全运行影响较大;湿气持液率小于5％的湿气集输,液相水对集输工艺安全运行的影响可以忽略不计;湿气持液率大于5％的湿气集输工艺宜采用气液分相分输工艺.     

靖边气田开发后期增压方案研究

靖边气田全面进入自然稳产期末,地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。依据靖边气田现有管网系统结构,对管网增压方式进行比选,建立大型气田区域性增压全局优化模型,结合天然气管网仿真,运用优化技术,决策出最优的气田增压方案,合理布置压缩机站的站位、优化压缩机及管网系统的运行参数,从而协调天然气的采、集、输、配各个环节的关系,在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时,既降低管网改造投资,又实现经营部门效益的最大化。     

FAST Piper集输软件在气田管网分析计算中的应用

天然气集输管网运行状况分析和预测可为气井生产、气量调配、管网调整等提供依据。文章介绍了加拿大Fekete 公司的FAST Piper集输系统分析优化软件的功能、特点以及在气田集输管网分析中的应用步骤及过程。以靖边气田为例，利用该软件对气田生产中的集输系统节点压力预测、多方案计算优化、异常情况下管网运行状况瞬时模拟、环形管网以及配气管网等进行了分析。该软件界面直观，计算准确，基本可以处理天然气集输管网分析中的各类问题，并可有效提高工作效率。     

中国石油与壳牌公司长北合作区块天然气地面集输工艺

长庆油田长北合作区是中国石油与英国壳牌公司在中国陆上规模最大的合作开发项目,其地面集输工艺的设计充分吸收了国内外的成熟做法,并依照壳牌公司的《设计和工程实施规范》（DEP）标准,形成了独特的开发模式。为此,详细介绍了长北合作区地面集输系统的构成和工艺流程,并与国内部分典型气田的集输工艺进行了对比,从布站模式、天然气处理工艺、变压运行工艺、气液混输工艺、井口湿气计量工艺、内防腐工艺、分段清管工艺、清管球集中回收工艺和天然气水合物抑制工艺等方面对长北合作区地面集输工艺进行了分析说明,结合生产运行情况,总结出了长北合作区地面集输工艺的特点--“井丛集气、开工加热、中压集输、气液混输、井口计量、移动分离、定期测试、仪表保护、智能清管、一级布站、枝状管网、低温分离、集中增压”。     

普光高含硫气田集输管网优化

针对普光气田自身特点,以集输管网投资最小为目标,以管网各节点的流量、压力及管道的压力限制等为约束条件,建立了树状集输管网布局、管径和阀门数目全局优化数学模型,采用双重编码遗传算法对模型进行求解,获得了总投资费用最省的管网布局、管径和阀门数目。优化过程中,针对普光湿气集输采用气液混输的特点,确定了湿天然气的物性计算和热力计算模型。通过计算值与实测值的比较,确定了适用于湿气混输管线且精度较高的水力计算模型,保证了优化过程中物性、压力和温度计算以及优化模型约束条件校核的准确性。实例计算表明,所建立模型准确,优化算法有效,对降低高含硫气田管网建设成本和提高管网安全性有重要指导意义。     

土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议

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。     

气田降压开采增压外输时机研究

国内很多气田已经连续开发多年,大部分气井已经进入降压、降产的开发阶段,已建的集输设施及工艺将不能满足气田未来的开发需要,需提前对气田的增压时机及增压模式进行研究,以保障气田效益的最大化。在调研国内某气田各生产井历史数据的基础上,预测各井的产量、压力变化,在最大限度利用现有设施的条件下,通过水力计算,模拟气井不同年份正常生产需要的最低井口压力,确定不采取措施时能正常生产的气井数量及产量,和采取措施后增加的天然气产量,从而确定气田的增压时机和增压模式。     

高含硫气田元素硫沉积研究进展

在高含硫气田开发过程中,随着温度和压力的不断降低,元素硫沉积现象频发。硫沉积严重则会造成井筒堵塞、关井停产,也会影响集输系统安全高效运行。目前关于高含硫气田元素硫沉积的研究大多是针对井筒,对集输系统的研究则起步较晚。文章阐明了井筒和集输系统元素硫沉积的机理,探析了影响元素硫沉积的主要因素,并综述了元素硫沉积预测方法研究现状和能否成功预测的关键技术点,最后展望了今后元素硫沉积的研究重点和发展趋势,以期为高含硫气田安全、高效生产提供一定的借鉴。     

川西中浅层气田地面管网增压集输模拟

对进入低压低产阶段的气田进行增压开采能够大幅提高气田的开发效果,其集输方案的制定主要根据少投入、多产出的原则。根据气井压力分区和地面管网状况,分别在川西某地区各作业区不同井区建立增压站,对气田进行增压开采及管网调整。对10个不同方案的地面工程改造技术指标和财务指标进行预测,形成了包括管线沿程压力损失、增压规模、增压机工况参数和管线输气压力等在内的系列评价指标。其中方案6的财务内部效益率和投资利润率最高,分别为48.66%和41.08%,因此推荐方案6为M气田的最优增压方案。     

老气田地面集输系统后期优化调整方案研究

四川盆地东部地区大部分气田已进入开发中后期,气田产量和井口压力持续递减,地面集输系统负荷率远低于设计工况,运行能耗高且难以适应后期低压生产的需要。介绍了四川盆地东部地区某气田3个区块地面集输系统的建设、运行及能耗现状,对在役地面集输系统后期优化调整方案进行了对比分析,推荐采用区域性集中脱水、增压机改造方案。通过优化调整增压、脱水装置的运行方式和数量,降低了生产运行能耗和成本费用,可实现气田后期的效益开发。     

ReO软件在苏里格气田集输系统生产优化中的应用

天然气集输系统的运行状况分析和预测可为气井生产、气量调配、管网调整等提供依据。ReO软件作为一款气田生产系统整体模拟和优化软件,具有集输系统节点压力预测、多方案计算优化等功能,尤其在成本和操作约束条件的基础上最大化优化收益。本文以苏里格气田为例,利用该软件对气田集输节点压力进行了预测评估分析,并提出相关生产优化建议。投产表明,模拟结果与实际运行参数基本吻合,适用于苏里格气田。     

对盆地东部地区气田后期增压开采的探讨

增压开采是气田开发后期，由于地层压力下降，不能满足地面集输要求，而采取的旨在提高采出能力和地面输送能力的采输方法。一般采用气田内部增压和集输管网增压两种方式。前者着重于开采、后者着重于输送。在气田的开采中，两者均能达到同一目的。但具体运用哪一种方式，或者是同时运用，要视气田的开采程度，管网的集输状况，各气田开采周期的同质或差异性而定。增压开采投入大，生产成本高，对集输管网的现状和环境的影响大。针对川东气田的特点，提出了今后盆地东部增压开采值得探讨的几个问题，旨在从整体上提高增压开采的综合效益。     

新场气田地面集输系统运行状态诊断研究

天然气集输系统运行状态诊断，可使管网的运行调度更加合理。以川西新场气田为例，根据集输系统运行数据的变化规律与特点，分别采用时间序列预测新方法谐波分析法和自适应组合预测法建立预报模型。利用已建立的预报模型对新场气田集输系统2006年每月平均日输气量进行预测，诊断判断结果与实际生产情况一致。由于建立的预报模型精度较高，可为油气田生产单位对集输系统未来运行状况的诊断分析提供可靠的预测数据指标。     

高含硫气井井筒硫沉积预测

随着高含硫气藏的开发,析出的硫会对储层造成伤害,影响气井的正常生产,因此,准确预测硫的沉积对酸性气田的合理高效开发具有十分重要的意义。文中根据气、液、固三相流动规律,建立了高温高压高含硫气井井筒硫沉积预测模型,利用缔合模型的基本原理,建立包含温度、压力和流态3个变量的硫溶解度函数模型,用来预测硫在井筒中的析出位置;再利用缔合模型的相关理论解释硫元素在井筒中的溶解机理,以温度、压力和硫溶解度为变量,判断单质硫是否沉积、沉积位置,并对沉积量进行动态计算。以普光气田×井为例,计算得出硫溶解度和析出量随井筒的变化规律,其结果与实际情况吻合较好。     

高含硫气田集输系统硫沉积现场预测方法

高含硫气田地面集输系统的硫堵塞现象是抑制高含硫气藏产能充分释放的行业难题。结合LJZ气田生产过程中地面集输系统硫沉积规律及治理情况,建立了一种适用于高含硫气田地面集输系统的硫沉积定量预测方法。通过实践验证,证明该方法计算硫沉积量与实测量误差较小,能够满足气田生产需要,为科学组织生产提供了指导。     

油藏管网一体化在气田群联合开发中的应用

P-L气田群的长期稳定开发关系着中海油深圳分公司的天然气发展长远规划。基于整个生产系统的油藏管网一体化综合研究模式可靠的衔接油藏、井筒和地面集输等生产环节,贴近生产实际,其在开发生产中重要性日渐突出。结合P-L气田群现状,依托IAM软件平台,建立基于生产系统一体化模式的油藏管网一体化模型,模拟预测气田群的开发动态,进行联合开发研究,突破了气田群常规研究方法,协调气田开发延长气田群稳产期,最大化气田群的产能。