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牙哈凝析油气田经过十多年的开采,地层压力普遍下降,气田整体压降不均衡,难以利用油气井自身能量将油气输入集输管网.针对此问题,提出应用单井增压混输技术,将因压力低不能进入集输管网的长期关闭的井复产.实际应用结果表明:低压油气井井口增压开采控制技术的首次应用非常成功.     

浅谈天然气的集输送管理

作为天然气生产应用的环节,天然气集输是继勘探、开发和开采之后的一个重要生产阶段,如何做好这一生产环节的管理工作,对于天然气资源的有效开发和合理利用具有极其重要的意义.天然气的集输过程是一个密闭式庞大的体系,从气井开采的天然气经由气田矿场的集输管网,经过复杂的增压及净化环节,进入输送干线提供给配气管网,再分配给用户消费....     

油田集输管网增压点处理技巧

油田集输管网设计时,计量站或接转站等集输站场辖井数量、以及集输半径对集输管网输送效率及工程投资影响较大。结合油田具体情况,采用增压点方案常常可以优化集输流程,降低成本。本文对集输管网增压点设置做了一些分析,并结合实例分析了增压点优化方案的实施效果,希望能为油田集输工程增压点设计提供一些参考。     

涪陵页岩气田增压开采工艺研究

涪陵页岩气田部分区块已进入产量递减期,由于气井压降快或各单井到集气站距离不同,单井到集气站的管道压力降也会不同,致使部分低压气井被迫停产。针对上述问题,结合涪陵页岩气田的实际情况,提出对低压区块和气井采取增压开采措施。通过使用PIPEPHASE软件建立集输管网仿真模型,计算得到各集气站增压时机,并结合国内外气田增压开采调研分析总结提出5种增压开采方案,通过经济比选得到最优增压开采方案,有效提高气田低压井的生产能力,为页岩气的实际开采和管网运输提供理论指导。     

天然气增压机组故障诊断的典型案例及处理

天然气增压机组是油田天然气集输管网系统的重要组成部分,它的功能是对天然气进行增压,提高其压力能,克服天然气远距离输送过程中压力逐渐降低的问题。增压机组设备的运行稳定是保证平稳供气的关键,我们对于日常工作中常见的增压机组故障及处理进行总结以供参考。     

克拉美丽气田集输管网设计技术优选分析

克拉美丽气田开采中后期井口压力、温度及产量降低,出水量增加,导致原有集输工艺不能满足输送要求,需对集输管网进行优化。对气田井位布局分析认为应采用放射状管网类型,根据井位及井口压力进行井组划分,以管网系统总建造费用最小为目标函数,以管道设计输量、流速和承压能力为约束条件,建立了地面集输管网优化模型,采用分级优化法求解该优化模型。以D1区为例模拟计算,结果表明优选后管网投资节省35%,集输效率提高11%。     

韩城区块煤层气老井组低压集输工艺技术研究与应用

韩城区块煤层气老井组生产进入中期,气井流压及产量逐步降低,井口套压已与采气管线压力持平,该区块地面集输工艺采用枝状管网集气、一级增压模式,气井产量波动大、集气站工艺设备运行达设计下限。针对老井组低套压生产,开展老井组低压集输工艺技术研究。对集输系统二次建模论证,低压集输工艺设计选型,建立起气井-管道-节点增压-集气站的二级集气增压生产模式,优化地面集输工艺,保障区块稳产上产,提高地面系统效率,实现提质增效。     

浅析天然气集输的基本要求

依据气田生产的特点,选择最佳的天然气集输方式,将天然气经过净化处理后,得到合格的商品天然气通过集气管网输送给用户。天然气集输管网系统必须达到长期稳定输气的效果,合理布局气田的站场,合理解决天然气的增压、分输问题,满足天然气集输的技术要求。     

PIPEPHASE在复杂集输管网计算中的应用

在应用PIPEPHASE对复杂集输管网进行工艺模拟计算时,直接建立整个管网的计算模型会产生大量的中间节点,影响运算速度,甚至可能导致计算失败,且模型复杂,不便于修改模型参数。以煤层气集输管网管径优化计算为例,运用能量平衡和质量守恒原理将复杂集输管网分解成多个简单子管网,在PIPEPHASE中从集中处理站开始由近及远反算各子管网的压力、温度、流量,从而确定整个管网的压力、温度、流量分布和最优管径方案。     

浅谈油气集输管网布局优化的发展

油田生产过程中,随着油气的开采,将采出物进行分离处理,需要经过油气集输的生产过程,对油气集输管网进行优化布局,提高管网的运行效率,降低油气集输管网维护的费用,相应地降低油田生产成本,提高了油田生产的经济效益。     

油田集输管网增压点处理技巧分析

在集输管网工程中,进行增压点的设置能够对集输流程进行简化,从而降低投资成本。而实际设计中,增压点和集输站场建站数量这两个参数和集输半径之间有着复杂的关系,因此本文对三个参数之间的关系进行了分析,从而研究了增压点的处理技巧,希望能够为相关工程的建设提供一定的参考。     

试析天然气气田地面集输设计要点

天然气集输系统是由气田集输管网、天然气处理厂、输气干线、输气支线以及各种用途的站场组成的统一的、密闭的水动力系统。气田地面集输系统主要包括气井、气田集输管网以及各种站场。随着天然气开采的深入,天然气集输系统日益庞大、臃肿,对运行管网进行优化调整可以提高管网输送效率,减少气田开发费用,提高气田开采的经济效益,而气田地面集输设计又是整个集输系统中最复杂重要的环节。为此,本文主要从以下方面针对天然气气田地面集输设计要点进行了简单分析。     

韩城区块煤层气集输工艺

煤层气作为非常规天然气,其集输工艺具有鲜明的特点:日产量偏低,平均单井产量在1500m3/d,需要规模连片开发,前期投资高;集输管线运行压力偏低,单井集输管线维持0.1MPa,进入现有天然气管网需要多次增压,生产周期长。参照国外煤层气井生产的寿命,生产周期约在20年以上,运行成本高;煤层气介质相对纯净,处理环节简单,其中过滤和压力调节是最主要的处理工艺。     

橇装式单井增压采气装置研制与应用

随着采气作业的进行,气田井口压力会迅速下降,井口气压在气田中后期将长期将保持在一个较低压力小幅浮动,井口压力偏低,井底天然气不能够进入输气管网。因此需要在井口增加一套装置举升井底天然气,这样井底天然气能够进入输气管网。本文通过研究气田集输工艺,结合现场工作情况,设计出一套橇装式可移动单井增压采气装置,并已经完成样机试制和型式试验。可有效延长气田开发寿命,增加采气量和收益,在气田中后期开发有着重要意义。     

油气集输管网布局优化的发展措施

油田开采完成后,油气到达地面需要通过集输生产进行分离处理,集输系统的科学性直接影响油田产能效果。因此需要加强对油气集输的控制和管理,通过集输管网的布局优化,达到更好的生产效果。本文主要对油气集输管网布局优化的内涵和意义进行分析,并探究管网布局的优化措施。     

煤层气采出水集输管网模拟计算

分析了煤层气集输管网建设的重要性,并根据井场正常水量及最大水量的集输要求,通过PIPEPHASE软件模拟计算各井口回压,合理选择集输管网管径;在集输管网超压处,设置减压阀组,并通过比选确定减压阀组阀后压力,以满足新建集输管网生产运营需求。     

低压气井集输中天然气压缩机的优化应用

沈西浅层天然气气田已开采数年,属开采后期。气井产能降低,压力衰减快。随着大民屯新区块高压气井的投产,1号集输站回压明显增高,低压气井无法依靠自身能量开采,生产难度加大,产量大幅下降。增压开采是低压气井后期生产的主要工艺之一,本工艺改造了低压气井生产的集输流程,通过天然气压缩机优化配产在输气管线中形成压降,降低了井口回压,提高了生产流压,达到了提高采收率的目的。     

SJB区块增压开采EGR技术实践浅析

SJB区块为构造背景下岩性气藏,驱动类型为定容弹性驱动,适合采用自然能量衰竭方式开采。开发中气井受气藏条件控制,产量压力下降快,稳产能力较差。随着开发时间的延长,越来越多的气井进入低压生产阶段,部分井台受限于管网汇压高,在相对较高的井口压力条件下间开或停产,采收率降低。在低渗透气藏EGR(enhanced gas recovery)技术策略中,增压开采通过降低来自生产井台的输入压力,降低气井废弃压力,维持稳产,2021年首次在该区开展试验并取得初步成效。本文从降低废弃压力、提高采收率的角度,分析增压开采实验效果,评价SJB区块增压开采可行性及适应性,为该技术在该区后期的推广应用提供科学依据。     

油气集输工程管网布局的优化设计

阐述了油气集输工程的管网布局优化设计的现实意义;提出了动态调整管网布局,满足油田开发和开采的需求,节约能源,防止污染,安全性与灵活性相结合,与辅助系统协调一致,兼顾经济效益等油气集输工程的管网布局优化设计策略。     

松南气田增压集输工艺规划与探讨

松南气田现已处于开发中后期,气井油压、产量逐年递减,低压气井受到集输管网压力的制约,无法正常生产。针对松南气田增压工程现状,通过气田实际产量、压力与预测指标对比,对已建压缩机进行了适应性分析,并提出了远期优化调整方案,完成技术经济对比,为近远期松南气田开发生产提供技术支持。