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高含硫气田(一般在30-150g/m3)生产天然气的成分中H2S含量高,压力高,有的天然气中含有气层水,生产过程中会产生凝析水等。气井开井调产过程中,由于压力、温度的变化,气井容易发生如水合物冻堵、硫沉积等堵塞生产管线及设备,造成生产管线及设备超压运行,触发逻辑关断,影响气井平稳生产。为了减少这些问题的发生,气井开井操作时参数控制尤为重要。本文以普光气田为例说明在高含硫气田气井开关操作与控制。 相似文献
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《当代化工》2020,(4)
天然气凝析液管道采用气液混输技术进行输送,地形起伏可能造成管线内流型复杂和流动不稳定,导致管线低洼处容易产生积液,影响集输效率。采用多相流模拟软件LedaFlow建立某凝析气田集输管道水力模型,模拟分析地形起伏对管线压力和持液率分布的影响,探究削弱地形起伏对压力波动影响的集输条件,模拟分析输气量、管径以及管道出口压力对起伏管道水力特性的影响。研究表明:地形起伏增大了压力和持液率的波动,使流动不稳定。高输量、小管径和低压集输能够削弱地形起伏的影响。高压集输压降小,低压集输压降大,存在最优运行压力使生产成本最低。该研究为气液混输管路输送参数的选取提出了合理化建议,对复杂地貌条件下天然气凝析液集输管道的设计和运行管理具有意义。 相似文献
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凝析气藏开发过程中,随着地层能量的衰减、边底水的推进、反凝析的出现,天然气流入井筒时能量不足,无法将液体连续携带出井筒,从而在井筒中形成积液。本文分析了小直径油管排液采气的原理,给出了选择气井连续排液的合理油管直径的计算方法,指出了应用该技术的技术界限与条件;通过对雅大凝析气田各积液井积液现状与排液条件的分析,得出雅-大凝气田小直径油管排液采气的适应性及相关需求条件,为开展小直径油管排液采气工艺措施提供了理论指导。 相似文献
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消耗式开发的水驱凝析气藏,在开发中后期因地层压力下降,必然引起凝析油反凝析和边底水的侵入,地层中液相饱和度的增加,使储层中由单相流(气相)变成了多相流(油、气、水),极大地降低了含气饱和度和气相相对渗透率,从而导致气井产能急剧下降,造成携液能力降低而产生井筒积液,井筒积液又抑制气井的产气能力,导致气井停喷。要使气井恢复生产,必须排除井筒及地层中过多的积液,目前最有效的办法就是排水采气,通过对陆上复杂断块凝析气田成功的排采经验进行归纳总结,结合海上相似气田实际情况,进行了海上凝析气田排水采气工艺探讨,对于为海上凝析气田排水采气提供有益的参考。 相似文献
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随着气田的不断开采,井口压力、温度不断的变化导致集输系统处在运行效牢较低的状态,对于气田,特别是含硫气田集输系运行优化的研究较少。为此,以终端接收压力、温度参数为基点,以集输运行成本最低为目标开展参数优化研究。通过分析影响含硫气田集输系统高效运行的加热温度、耗气量和加药量等敏感因素,建立运行费用最小的集输系统运行优化和评价模型,采用线性逼近的方法对优化模型进行求解。基于国内某含硫气田的调研数据进行优化计算,根据计算结果提供了一套适用于该气田集输系统的优化运行参数,将气田集输系统的万方产气量的成本降低了9.3%,集输系统效率提高了5.1%,从而最大程度地利用了现有设备,保证集输系统最低运行成本同时掌握了集气站、管线和整个集输系统的运行情况。 相似文献
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李军 《中国石油和化工标准与质量》2013,(18):245
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。 相似文献
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苏里格气田天然气主要供应北京、西安及内蒙周边区域,是中国天然气供应的大气源。苏里格气田冬季气温低,平均-18℃左右,给生产运行造成困难。本文从苏里格气田生产工艺模式出发,找出薄弱点采取有效对策。根据苏里格气田历年的冬季生产运行,研究、总结了冬季生产运行优秀管理方法,包括管线二次掩埋、集气站压缩机间歇启停抽吸干管积液、干管分类管理等措施,加注甲醇等抑制剂防冻堵、电加热解堵等方法,供类似气田冬季的生产运行参考,确保冬季天然气稳产及下游用户正常供气。 相似文献
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和田河气田的塔里木盆地探明的最大的气田(和田河气田是《中国石油南疆天然气利民工程规划》中供气气源之一),采气生产过程中,由于气井产生井下积液的情况,采取必要的排水采气的技术措施,才能保证气井正常生产,达到预期的生产效率。通过对和田河气田排水采气工艺技术的优化,选择最佳的排水采气方式,获得最佳的气井产能,达到气田生产的经济效益指标。 相似文献
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贺鹏 《中国石油和化工标准与质量》2013,(23):18+24
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。 相似文献
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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。 相似文献
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普光气田地处山区,地理环境恶劣,集输管线翻山越岭,集输管网在运行中,伴随着管线占压、裸露、冲刷、腐蚀、泄漏等诸多不安全因素的增多,对安全生产构成了巨大威胁。为了减少巡线工在巡检过程中造成人身伤害,及时掌握普光气田的运行状态,保证气田更加安全的运行,研究建立了集输管道GPS巡线管理信息系统,为高含硫集输管线正常运行提供了强有力的安全保障。 相似文献
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在天然气开采和集输的过程中,易产生水合物。在这开采和集输的过程中压力由于耗损而降低,并且压降导致天然气的温度持续降低。当压力以及温度达到相应的条件时,水合物将在管道中生成,导致管道阻塞,对气田集输系统产生不利作用。因此预测水合物的形成非常重要,对形成水合物的环境进行预测以及研究水合物防治技术,对气田集输系统的正常工作特别关键。结合油气生产系统提供稳定多相流模拟计算软件系统pipesim,进行了天然气水合物预测,并开展了注醇和加热防治水合物工艺应用基础研究。 相似文献