吐哈油田天然气处理系统优化与实施

针对吐哈油田天然气处理装置负荷低、放空量大及边远气井零散气无法利用等现状,结合现场实际,对鄯善、温米、丘陵油田现有的3套天然气处理装置进行整合优化,将这3套装置处理的天然气集中至C3收率最高的丘陵天然气处理装置进行处理。同时,对温米、丘陵联合站、丘东天然气处理厂等火炬放空的低压气进行回收利用,并开展边远气井零散气的橇装回收。通过对天然气处理系统的优化简化,实现了提高设备运行效率及效益、降低能耗及成本的目的。     

加大技术改造力度，提高温米轻烃装置的生产能力

温米轻烃天然气处理装置处理的是温米油田的伴生气,主要产品有干气,液化气和轻油,装置目前主要采用原料气增压,分子筛脱水,丙烷预冷,膨胀制冷,重接触和分馏的工艺,本篇主要从提高原料气利用率,提高装置的制冷深度,优化精馏系统,改进空冷器的控制方式和改造排污系统等方面论述了温米天然气处理装置工艺优化的过程。     

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吐哈油田在总结国内成功经验的基础上，立足先进适用，配套可靠，相继在鄯善、温米、丘陵三大油田建成了鄯善１０＃、鄯善３０＃、温米５０＃、丘陵１２０＃轻烃回收装置，形成了２１０×１０４ｍ３／ｄ的处理规模。根据吐哈油田天然气的物理性质、压力、外输压力要求，采用低温分离法。在轻烃回收发展过程中，经不断完善和改进，现已形成燃气引擎往复式压缩机；分子筛脱水；多股流冷箱换热；重烃逐级降压闪蒸提馏脱水技术；丙烷制冷；膨胀机制冷；导热油供热；ＤＨＸ工艺；屏蔽液烃泵；分布式集散控制系统和安全联锁控制１０项关键技术。     

多级蒸气压缩蒸发式制冷系统节能工艺

吐哈油田鄯善轻烃回收装置、温米轻烃回收装置都采用了两级丙烷压缩膨胀制冷,丘陵轻烃回收装置采用了三级丙烷压缩膨胀制冷,制冷系统工艺设备均为整体撬装引进,工艺流程设有节能设备经济器,能产生显著的节能效果,减少电能消耗。本文介绍了吐哈油田引进撬装丙烷制冷系统工艺流程,分析了经济器的节能原理,并对吐哈油田温米轻烃制冷工艺进行了计算。     

膨胀机密封气综合利用研究与应用

为了提高天然气的利用率,对温米油田轻烃装置膨胀机密封气系统实施了技术改造。将膨胀机密封气进放空系统改为进装置燃气系统合理利用,同时对燃气压力控制系统进行配套改造,确保燃气压力平衡,杜绝密封气放空至火炬系统燃烧掉,实现了膨胀机密封气的全部回收利用。经技术改造后,膨胀机密封气每天可以回收增加天然气0.48万m3,年创效益126.72万元,年净增效益107.78万元,并为油田污染减排工作做出了积极贡献。     

吐哈油田油气集输与处理工艺技术

吐哈油田结合自身特点,相继配套建成了鄯善、温米、丘陵油田。鄯善油田油气集输处理能力达88×10     

吐哈油田天然气回收利用工程的完善

吐哈油田有丰富的天然气资源 ,已探明天然气储量达 6 6 9× 10 8m3以上。油田的开发建设一直坚持“油气并举、轻烃增效”的方针 ,戈壁油田的天然气利用已初具规模。但是由于受地域偏远等因素的制约 ,天然气的回收利用还存在一些问题 ,还有大量的富余天然气没有充分回收利用而放空火炬。通过实施湿气联网工程和丘东气田循环注气工程及发展一些天然气综合利用项目使油田天然气利用更加充分 ,取得了良好的社会效益和经济效益     

天然气处理厂的降压运行研究

丘东第一天然气处理厂主要处理丘东、温八区块气田气,随着开采压力递减,部分单井产天然气无法进站处理,需要对丘东第一天然气处理厂装置进行降压运行。通过对该厂天然气进站压力进行计算,根据计算出的万标准立方米收率、关键组分收率及轻烃综合收率,确定系统压力目前可以降低至5.5 MPa运行。     

递减规律在吐哈油田适应性研究

目前吐哈三个主力油田的可采储量采出程度分别为，鄯善57．41％、丘陵47．03％、温米45．55％，油田已经进入了递减开发阶段。用图解法和理论公式法对三个主力油田的递减类型进行了研究，同时建立了剩余可采储量模型预测递减率的方法，并通过在三大主力油田的实际应用对比，最后确定鄯善和温米油田适用双曲递减规律，而丘陵油田适用于近期RRRM递减规律。     

吐哈盆地台北凹陷天然气碳氢同位素组成特征

吐哈盆地为中国重要的富油气盆地,目前该盆地的天然气勘探主要集中在台北凹陷,有关台北凹陷的天然气成因和来源一直存在诸多争议。通过分析台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等4个油气田23个天然气样品的组分和碳氢同位素组成,结合前期红台和丘东气田天然气地球化学资料以及前人研究成果和区域地质背景,开展天然气成因和来源研究。结果表明:台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等地区天然气以烃类气体为主。甲烷含量为65.84%～97.94%,重烃(C_(2—5))含量高达34.98%,非烃气体(CO_2、N_2)含量非常低,为湿气。天然气δ~(13)C_1值为–44.9‰～–40.4‰,δ~(13)C2值为–28.2‰～–24.9‰,δ~(13)C_3值为–27.1‰～–18.0‰,δ~(13)C_4值为–26.7‰～–22.1‰;天然气δD1值变化不大,为–272‰～–252‰,δD_2为–236‰～–200‰,δD_3为–222‰～–174‰。甲烷及其同系物(C_(2—5))基本上为碳氢同位素组成正序排列(δ~(13)C1δ~(13)C_2δ~(13)C_3δ~(13)C_4δ~(13)C_5、δD_1δD_2δD_3),与典型的有机成因烷烃气碳氢同位素组成特征一致。研究区天然气为成熟度较低的煤成气(Ro均值为0.7%),主要来自中下侏罗统煤系源岩。天然气氢同位素组成受到烃源岩热演化程度和形成环境水介质的影响,数据表明研究区天然气烃源岩为陆相淡水湖沼沉积。巴喀油田巴23井和柯19井天然气后期发生次生改造,为生物改造气。图9表2参58     

热声技术用于零散气轻烃回收工艺探讨

1 大庆油田零散气资源概述大庆外围油田所产原油伴生气冬季大部分用于原油集输自耗, 夏季由于原油集输耗气下降, 富余气量较大, 造成大量天然气放空, 由于没有配套的轻烃回收装置, 湿气中的重组分得不到回收, 造成轻烃资源的严重浪费。采油七~十厂大部分联合站日产气量为 5×10     

红连的混烃生产简析

红连轻烃气处理装置是吐哈油田现运行的一套撬装化装置，处理量小，以生产混烃和干气为主，在油田不断向周边滚动开发的形势下，今后这种气量小，地理位置偏远的小油田势必会越来越多，探讨红连混烃生产工艺的得失对提高油田天然气的利用率，创造更好的经济效益和社会效益无疑会很用帮助。     

吐哈低渗低粘油田开发技术及攻关方向概述

吐哈盆地的鄯善、丘陵、温米油田属于国内比较典型的低渗低粘油田。在此简要介绍了油田开发概况,重点总结了吐哈油田比较成熟的开发配套技术,并结合二次开发的要求,提出了油田开发今后攻关方向。     

边远小区块油田产能建设的实践与探索

吐哈油田从 1 991年开始相继建成了鄯善、温米、丘陵三大主力油田 ,随后又先后建成了巴喀、红连、葡北、神泉、吐鲁番等小区块油田以及丘东凝析油气田 ,达到了 30 0× 1 0 4t/a规模的原油产量。采用单管连续密闭不加热、两级布站集输流程 ,大大地缩短流程 ,节能降耗 ,降低工程造价。应用了具有换热效率高 ,流程简单 ,原油直接在炉体内加热等特点 ,并适用于边远小区块油田的改进型燃气水套加热炉 ,提高了加热效率 ,节省了能量 ,方便了操作管理。     

浅谈透平膨胀机在油田伴生气脱水中的应用

介绍了当前天然气的主要脱水方法及其特点,针对处理站来气压力较小、流量不大的实际情况介绍了天然气透平膨胀机脱水装置的特点和适应性.天然气透平膨胀机脱水装置利用了透平膨胀机绝热等熵膨胀的制冷原理,借鉴了逆布雷顿循环系统,充分利用天然气自身输送压力推动膨胀机制冷,将油田伴生气由湿气处理成干气,同时分离出水、轻烃和杂质,是油田生产中高效节能的伴生气干燥系统.     

鄯善轻烃装置高低压干气冷量的利用

吐哈油田鄯善轻烃30×10~4m~3/d天然气轻烃回收装置(以下简称鄯善轻烃30~#)是吐哈油田建成投产较早的—套轻烃装置,该装置工艺设备相对落后,自动化程度不高,设备老化现象严重,且原料气变贫,处理量日趋下降,部分关键参数特别是C_3收率没能达到设计要求。针对上述情况,围绕如何提高C_3收率是挖潜增效的关键所在。本文将探讨一个小流程的更改是如何降低制冷温度,提高C_3收率的。     

吐哈油田天然气开发及综合利用

吐哈油田通过对上游和下游产、供平衡进行分析及对开发方案的优化,合理地规划了天然气开发方案。依据油田天然气富含中间组分资源的特点,选择中冷回收工艺进行轻烃回收,不断完善天然气集输系统,减少天然气放空量。同时,加强了天然气的综合利用,发展混相驱和非混相驱注气工艺,提高了天然气的采收率。此外,充分利用了成熟新工艺和新技术,实施节气措施,对分子筛再生冷吹气处理装置进行了改造,优化处理装置的膨胀-增压机密封气工艺,优化供热系统,降低了天然气的消耗量。通过精细管理,该油田天然气资源的综合利用率不断提高。     

轻烃回收装置污染源分析与控制

结合西部地区某油田天然气轻烃回收装置的工艺特点,分析了天然气轻烃回收装置主要污染物的组成种类、污染物的主要来源,指出噪声是天然气轻烃装置的主要污染物,同时提出从污染源头着手,控制和减少天然气轻烃回收装置污染的一些措施。     

精细过滤技术在吐哈油田的应用

精细过滤技术作为低渗透油田注入水水中悬浮固体颗粒控制的关键技术，在吐哈油田注水水质处理中得到普遍应用。鄯善、温米、丘陵三大油田采用ＰＥ、ＰＥＣ管及折叠式纸质滤芯进行注入水精细过滤取得了较好的效果。本文重点介绍了精细过滤技术在吐哈油田注水工程中的实际应用效果。并就注水水质中悬浮固体颗粒粒径指标的制定作了初步的探讨。     

天然气处理站导热油供热系统故障分析及处理

西北某油田公司天然气净化处理站新建天然气处理与轻烃回收装置开工时,其导热油供热系统出现高位槽冒雾、发出异响、循环泵出口压力波动等异常现象,导致装置停工。对导热油在用油进行了分析,判断油品被换热系统泄漏的凝析油污染。通过采取针对性的处理措施,重新开工后的导热油供热系统无异常现象发生,在用油性质稳定,保证了天然气处理与轻烃回收装置的正常运行。