三甘醇撬装脱水装置在涪陵页岩气田的应用

涪陵页岩气田作为国家级页岩气示范区,已顺利实现50×10~8m~3年产能的建设目标。依据其高品位、不含H_2S的气质组分特点,采用多井集输、集中脱水的集输工艺,天然气只需经脱水站脱出部分饱和水达到外输商品气质要求后,直接供给下游用户。通过介绍三甘醇撬装脱水装置的工艺原理、系统组成和该工艺的先进性,并结合现场应用情况,表明该装置具有占地面积小、处理量和操作弹性大等优点,特别是能量泵和高效板式换热器的使用,极大的降低了能耗,年节约电量13.6×10~4kW.h。通过3座脱水站的应用实践,三甘醇撬装脱水装置经济效益和推广应用价值明显。     

涩北气田地面集输工艺技术

气田地面集输工艺技术是气田开发中一个重要环节,地面集输工艺水平先进与否,直接影响着气田开发总体技术水平高低和经济效益好坏.主要介绍了涩北三大气田的地面集输工艺,采取多气层同时开采,集气站实行混合布站方式,采用"高压采气,站内一次加热、节流、常温分离,高、低压2套集输管网,分气田集中脱水、集中增压"总的集气流程.在国内外大型整装气田中,较早提出并实现了高低压2套集输管网,充分利用地层能量,大大节约压缩机电力消耗,降低工程造价;采气管线同层串联工艺,改善低产井的热力条件,减少采气管线长度,减少集气站进站阀组及节流阀组数量,降低投资;集气站实现"无人值守,站场巡检"模式建站,实行无人值守数字化技术;针对气田出砂出水的特性,研制出适合气田气质特点的分离器等专有专利设备.整个地面工程落实"优化、简化、标准化"的设计理念,为其他气田的地面建设提供了良好的借鉴.     

大牛地气田集输节能工艺

大牛地气田是典型的"三低"气藏,充分利用地层能量、尽可能地减少在生产加工过程中的能源消耗是实现大牛地气田经济开发的一道难题。大牛地气田经过三年三种集输工艺试验的经济对比确立了多井高压集气、低温集输工艺,充分利用气田开发初期气井压力高的优势,取消了井口加热,有效减少了能源消耗总量。集气站内使用高效多井式水套炉、旋流分离器和板翅式换热器等设备、工艺进一步降低了能源消耗。气田在近五年的开发中取得了一定的经济效益,实现了油气生产的低能耗、轻污染。     

涪陵页岩气田天然气计量技术适应性分析

涪陵页岩气田为国家级页岩气建设示范区。天然气站场主要采用4井式、6井式和8井式等标准化集输工艺;天然气计量采用间歇式轮换计量和单井连续计量流程。连续计量流程可实现气井长期不间断计量,有利于全程跟踪气井生产动态;间歇式轮换计量流程在控制建设投资及用地面积方面较有优势。实践证明,6井式及以下集气站采用连续计量流程,8井式及以上集气站采用间歇式轮换计量流程,既可以保证正常生产,又可以减少设备数量和占地面积,节省建设投资。     

我国首个百亿立方米页岩气产能基地揭牌

正中国石油化工集团公司与重庆市人民政府日前在重庆联合举行涪陵页岩气田百亿立方米产能基地揭牌仪式,标志着我国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田如期建成100×10~8 m~3/a页岩气产能。中石化副总经理焦方正表示,涪陵页岩气田的勘探开发建设树立了我国能源开发史上新的里程碑,标志着我国页岩气从此加速迈进大规模商业化发展阶段。这对促进能源结构调整,缓解我国中东部地区天然气市场供应压力,加快节能减排和大气污染防治等都具有重     

四川盆地涪陵页岩气田建成20亿立方米年产能

<正>2014年12月22日,随着焦页15-3HF井等3口井相继顺利放喷测试求产,中国石化涪陵页岩气田2014年完成试气井75口,并提前完成全年新建20×10~8 m~3产能的目标任务。2013年9月3日,国家能源局批准设立重庆涪陵国家级页岩气示范区。2014年1月,涪陵页岩气田一期产能建设正式启动,明确2014年新建产能20×10~8 m~3。到2015年,中国石化将在涪陵页岩气田建成50×10~8 m~3/a产能,2017年建成100×10~8 m~3/a产能。涪陵页岩气田以示范区建设为平台,积极争取国家重大专项支持,初步建立一套符合涪陵页岩气田地层特点、适应性良好的水     

气井远程调控技术在涪陵页岩气田的应用

由于涪陵页岩气田单井生产产量受外部销售市场等因素限制,气井需频繁提降产量。通过对气井远程调控技术的应用,实现了单井的无人值守,减少人员现场操作次数,特别是极大地减少了中心站人员对远距离气井的调产时间,既优化了有限的人力资源,又提高了工作质量和劳动效率。针对涪陵页岩气田数字化建设目标,结合页岩气井人工调节产量存在的弊端,提出气井远程调控技术,选择合适的高精度电动执行器和高效节流阀,通过PLC程序控制实现天然气产量远程安全调控,从而为涪陵页岩气田集气站无人值守打下基础。     

涪陵页岩气田“井工厂”技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,经过3年的技术攻关和现场试验及应用,形成了一套适合复杂山地页岩气特点的"井工厂"技术,极大地缩短了开发周期,降低了工程成本。涪陵页岩气田"井工厂"关键技术主要包括山地"井工厂"布局优化设计、页岩气"井工厂"钻井作业模式、"井工厂"压裂作业模式以及撬装化建站等4个方面。现场试验与推广应用情况表明,采用单钻机2~4井和双钻机5~8井"井工厂"钻井模式,单机组拉链式"井工厂"压裂与双机组同步"井工厂"压裂模式,可以达到当年完成建平台、钻井、压裂、试气、投产的开发要求。"井工厂"技术为涪陵页岩气田50×108 m3/a一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,并成为页岩气田经济开发的核心技术,对我国页岩气规模化开发具有重要的借鉴和引领作用。      

页岩气集输管网压力不均衡产生倒灌的对策

我国页岩气开发较晚,地面集输工艺技术还不成熟,目前国内大多非常规天然气田采用"枝上枝"管网形式布管,能在一定程度上减少建设和运营费用。在管网集输中常遇到页岩气低压单井倒灌现象,不但造成资源浪费,而且极易引发安全事故。针对这一现象,采取适时调整各单井集输压力、低压气井集输工艺,低压井口、集气阀组处设置橇装化增压装置以及单井设置止回阀等措施。随着页岩气田的发展,集气阀组会不断增多,所需橇装化增压装置也随之增加,优化管网形式和改进工艺技术才能从根本上解决管网倒灌问题。     

浅析页岩气地面工程技术现状及发展趋势

综述了我国页岩气地面工程技术现状与发展趋势。分析了我国页岩气地面工程技术具有地面集输系统规模难确定、集输管网压力变化范围大和集输流程需标准化、模块化及撬装化设计以及供、转水需求量大,压裂返排液需处理等特点。探讨了页岩气地面集输技术、页岩气处理技术、压裂返排液处理技术的现状,分析了建设智慧页岩气田、效益页岩气田和标准化、一体化页岩气田的意义,展望了页岩气井出砂、页岩气计量和脱水、压裂返排液处理、页岩气增压等关键地面工程技术的发展趋势。     

CGD─35多功能测试管汇

ＣＧＤ─３５多功能测试管汇用于高压含硫气井测试硫化氢浓度含量。装置为撬装式，由放喷装置、测试装置和水套加热炉组成，在装置后可连接分离器和计量仪表，构成一完整测试流程。文中介绍了结构、技术参数及使用方法。     

CGD—35多功能测试管汇

ＣＧＤ－３５多功能测试管汇用于高压含硫气井测试硫化氢浓度含量，装置为撬装式，由放喷装置，测试装置和水套加热炉组成，在装置后可连接分离器和计量仪表，构成一完整测试流程。文中介绍了结构，技术参数及使用方法。     

我国首个大型页岩气田累计产量突破400亿立方米

正截至2021年10月8日,中国首个商业开发大型页岩气田——中国石化江汉油田涪陵页岩气田累计生产页岩气400×10~8 m~3,创造中国页岩气田累计产量新纪录。涪陵页岩气田位于重庆市涪陵区,自2012年12月开发建设,2017年如期建成100×10~8 m~3年产能页岩气生产基地,现为中国第六大天然气田,也是中国川气东送天然气长输管道重要气源之一。     

中石化江汉石油工程公司页岩气开发关键技术100%实现国产化

正焦页29-S2HF井三开井段钻井用时仅6天,在造斜段、水平段均实现一趟钻,这是中石化涪陵页岩气田第一口两趟完成三开施工任务的井,创该气田三开国产技术钻井周期最短纪录。这只是中石化江汉石油工程公司(以下简称公司)在涪陵气田创造的100多项施工纪录之一。作为涪陵页岩气开发主力军,自2012年起,就举全公司之力加快科技创新和攻关。5年来,公司创新形成钻井、测录井、压裂试气、环保等7项页岩气开发国产成套技术。"涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发"项目打破国外技术垄断,为我国页岩气勘探开     

涪陵页岩气田首座智能化集气站运行

<正>经过近2个月的试运行,中国石化江汉油田涪陵页岩气公司近日对外发布消息称,涪陵页岩气田首座智能化集气站—焦页5号集气站正式实现全面智能化24小时无人值守运行。据悉,传统页岩气集气站通常需要3至4人长期驻站值守,而实现智能化改造后的焦页5号集气站只需要技术人员定期进行巡检。据介绍,这种新型的集数据采集、监控、远程自动控制于一体的智能化管控     

浅层、低效气田地面集输工艺橇装模块化的应用

加快低效气田地面集输开发的进程,对促进国内气田建设事业发展有着重要的推动作用。文章对气田建设采用的井场集输橇装模块化方式和现场固定安装设备的方式进行了技术、经济性能比较．认为橇装装置技术以其占地面积小、作业成本低、施工周期短、搬迁安装方便、使用范围广等诸多不可比拟的优势．成为适合浅层、低效气田高效开发的地面建设的重要技术,该技术大大加快了气田建设的速度,降低了建设投资。     

川南页岩气卧式过滤分离器流场分析

页岩气田生产中后期气井产量下降、压力减小,为保证产品气顺利外输需要启用压缩机进行增压生产。由于页岩气较常规气含有更多的颗粒物杂质,如果杂质分离不完全进入下游,将会导致压缩机损坏甚至停车,从而导致整个页岩气田的生产和集输调配受到影响,造成巨大的经济损失。过滤分离器作为页岩气进入增压机前的最后一道保障,分离效率尤为重要。目前,用数值计算方法对卧式过滤分离器分离效率的研究还较少。通过FLUENT软件对页岩气卧式过滤分离器进行数值模拟,研究分析设备内流场情况。计算结果表明,卧式过滤分离器滤筒部分能有效地分离固体和液体颗粒物杂质,液体颗粒粒径大于60 μm、固体粒径大于30 μm时,分离效率较高,整体分离效率可达96%以上,能有效地保护压缩机撬,优化了页岩气集输工艺,为页岩气田生产安全运行提供保障。      

沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比

我国煤层气蕴藏量丰富,沁水盆地煤层气田是我国煤层气田开发建设条件最好的地区之一,目前地面集输工程一期已基本建成。为了更深入地了解该盆地煤层气田地面集输工艺特点,通过与已取得成功经验的苏里格气田天然气集输工程的对比,分析了该盆地煤层气田开发方案所提供的气井基本参数、地面建设采用的井场、采集系统、集气站场及处理厂工艺。进而提出了如下建议：我国煤层气田开发建设还应加强集输工艺、气田动力供应方式、采出水处理工艺的研究工作,合理选择采集气管线材质,加快煤层气田开发的标准化工作。     

大牛地气田两级增压阶段集气站工艺优化研究

随着大牛地气田开发进入中后期阶段,地面集输工艺也由初期的"高压进站、加热节流、低温脱水、轮换计量、注醇防堵"的高压集气工艺转变为"降压开采、集中脱水、增压外输"的增压集输工艺。为最大限度地延长气井寿命、提高气田采收率,规划在大牛地气田一期集中增压的基础上,在集气站实施二期增压工程,最终实现两级增压集输系统。为降低二期增压工程投资、减少集气站能量损耗,有必要分析早期高压集输工艺在两级增压阶段的适用性,探索工艺优化简化的空间。根据能量守恒原理,从两级增压设计参数入手,重点分析了加热节流工艺在两级增压阶段的适用性,确定出两级增压时期取消加热炉加热工艺的边界参数条件。通过对降低压缩机入口压力、加注甲醇抑制剂和加热炉加热工艺防止水合物措施的经济对比分析,指出两级增压早期集气站压缩机入口压力大于1.0 MPa阶段,加注甲醇抑制剂防堵是最经济的方案。最终提出两级增压阶段取消加热炉加热工艺、早期辅助甲醇防堵工艺运行的集气站工艺优化运行方案。     

涪陵页岩气田立体开发优快钻井技术

为了进一步提高涪陵页岩气田的采收率,首次探索实践了下部小层加密、中部小层评价和上部地层开发的立体开发技术,但钻井过程中面临压力系统多变、压裂干扰严重、防碰绕障难度大和精准导向及钻井提速挑战多等难题。为此,开展了立体开发井组工程设计、钻井提速、基于随钻前探的轨迹控制、页岩低成本高性能钻井液及页岩气井长效密封固井技术研究,形成了以涪陵页岩气田立体开发优快钻井技术。涪陵页岩气田185口井应用了该技术,与应用该技术前相比,机械钻速提高25.5%,钻井周期降低27.8%。涪陵页岩气田立体开发优快钻井技术对国内其他区块页岩油气勘探开发具有借鉴和指导作用。