气田采出水管输工程在苏里格气田西区的应用

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中部,是近年来勘探开发的主力气田之一。该气田为低孔、低渗、低压、低产量气田,开发难度较大。且随着气田的开发过程,气井井口产水量增大,给地面水处理工艺带来了一定的压力。采出水一般具有腐蚀性,因此通过分离器分离出的水,需要运送到处理厂进行处理后再回注到地层。以往采出水以车辆拉运的方式运输,效率低且成本高。现苏里格西区实验运行气田采出水管输工程,为气田采出水的运输提出新的输送工艺,解决冬季生产运行时恶劣天气下气田采出水的拉运问题。     

苏里格气田标准化集气站气田产出液自动集输系统研究与设计

苏里格气田标准化集气站主要包括单井集气、气液分离、闪蒸放空、增压外输等环节,天然气是处理集输的主要产品,而气田产出液则是另一大主体,它的集输处理同等关键,直接制约着天然气的生产。通过集气站自动化设备、可编程逻辑控制器及上位机人机界面等过程有机结合,研究设计一系列自动化集输、联锁控制功能,实现产出液自动化集输处理,解决气田产出液排液、存储、输送、拉运等各方面的安全生产、高效操作等问题。     

苏里格气田站厂管道腐蚀预测及对策研究

开展了苏里格气田站厂多相流模型研究，分别采用OLGA和Fluent软件对长庆油田苏里格气田某集气站和天然气处理厂易失效的典型管线，开展了气液两相流流态研究，揭示了不同运行条件下的气液两相流流态、流型及其转变规律，开展了CO₂腐蚀和冲刷腐蚀速率模拟计算，进行了多相流管道流流型综合腐蚀速率预测，并开展了管道内腐蚀失效风险评估，明确了管道失效高风险点。基于管道腐蚀速率预测结果和管道失效高风险点分析，提出了有效预防管道失效的技术对策。     

苏里格气田采出水处理系统的管线腐蚀研究

苏里格气田采出水处理系统管线频繁发生刺漏、设备腐蚀穿孔的现象,严重影响着生产的正常运行。本文通过挂片实验、电镜扫描和X衍射技术,结合水质分析研究管线的腐蚀穿孔原因,提出有效的管线防腐措施。     

分析改造解决气田气装置轻烃管线冻堵隐患

石西油田作业区,石南联合站气田气处理系统于2008年10月投产,装置区低温分离器轻烃管线采取气动阀自动控制排液和手动操作排液两套流程,排液管线保温采取缠绕电热带,外包保温棉的方式。历年来,冬季气田气系统轻烃管线多次出现冻堵,严重影响冬季安全生产。针对这一情况,对轻烃管线保温现状进行分析,对目前的保温工艺实施改造,通过增加冬季采暖管线伴热方式,解决电热带伴热效果不佳的情况,从而彻底解决轻烃管线冬季极易冻堵的现状,消除气田气系统安全隐患,提高系统的运行效率,降低操作员工的劳动强度。     

天然气凝析液起伏管道集输敏感特性模拟研究

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。     

外输管线降压技术研究

通过对高29和留18站原油性质和不同含水、不同温度和不同剪切速率时的粘温曲线测定,了解原油的性质和流变特性;在此基础上,有针对性地选择几种效果较好的降粘剂进行筛选试验,筛选出适合两条管线原油使用的最佳降粘剂及最佳投药量;对管线不同输送情况下加药前后压降进行了计算,通过计算结果确定了高29管线改变输送方式的最佳方案,留18站更换了站内换热器提高外输温度的最近啊输送方案,经过现场应用结果表明,高29管线外输流量保持在26m3/h时,外输运行压力降至3.0MPa以下;留18站外输流量保持在50~55m3/h时,外输运行压力降至1.5MPa,保证了管线安全生产运行。     

湿输高含硫天然气管线内腐蚀原因及机理浅析

高酸气田湿输高含硫天然气管线安全问题一直是气田高度关注的焦点。本文以四川某气田为例对高含硫气田集气站酸气管线进行了跟踪,详细的调研,全面检验,通过统计12个集气站的检验检测数据表明:在生产管、计量管、排污管、放空管线等不同部位出现了不同程度的管线内表面腐蚀,总结出高酸气田管线内腐蚀情况,分析了引起腐蚀的原因和机理,并提出了处理意见,有效地保证了高酸气田的安全高效运行,并对国内同类高酸气田管线內腐蚀原因分析予以参考。     

非金属管道在天然气输送中的应用分析

对气田发展现状和管材适用现状进行简单介绍,找出金属管材在使用中存在的问题,为了降低输气管道的建设成本,减少运行中后期的管材维护成本,提高输气管道的管输效率,增强输气管道对各类施工环境的适应性,通过对气田集输管道的运行分析和金属、柔性复合管、玻璃钢管、钢骨架塑料复合管、聚乙烯塑料管的材质、防腐性能、流体性能、安全性、安装效率、施工便利性、维护便利性、供货形式和使用寿命的对比,寻找适合于气田集输用的非金属管材,并结合非金属管材的特点和现场使用的案例,得出使用范围,并对非金属管材存在的问题给出相应的建议。     

长庆气田南四干线生产技术管理探讨

长输管线是天然气生产中必不可少的一个环节。随着我厂南四干线的建成投产,长输管线在长庆气田起到了越来越重要的作用,但是长输管线一般都具有管径大、容积大、输差大、距离长等特点,在生产运行过程中容易出现液固体杂质聚积使输差增大,局部腐蚀及意外机械损伤等情况,给安全平稳供气、环境保护和人民生命财产安全都带来了极大的隐患。所以对长输管线的生产技术管理就日益显得重要。本文以长庆气田南四干线为实例,从长输管线的置换、强度试压、清管等方面,对长输管线生产工艺进行了优选,提出了意见及建议。     

榆林气田天然气凝析液管道工艺设计方法研究

本文在分析了榆林气田天然气凝析液混输管线原设计的基础上,结合这条气液混输管线的现场运行状况,对天然气凝析液两相混输管路的工艺设计方法,进行了分析研究。通过横向对比榆林天然气凝析液管线的具体设计数据,纵向对比管线设计数据与现场运行数据的差异,并采用当前较为先进的OLGA工艺设计计算软件对之进行核算,结合以往的工艺设计经验,对目前所采用的天然气凝析液混输管道工艺设计方法提出一些可供参考的新建议和想法。     

天然气-凝析液管道研究进展

湿天然气与干天然气不同,是多元组分的气体混合物,成分以饱和烃组分为主。由于输送过程中沿线温度、压力的变化,凝析和反凝析现象显著,使得天然气-凝析液的管道输送不同于气体或液体的单相输送,其实质是气液混输[1]。国内的一些凝析气田或油田,伴生气从联合站或平台分离器和原油稳定装置生产出来后,接着输送至天然气处理厂。随着压力、温度的降低,在联合站或者平台分离器到天然气处理厂的富气管线内,会有液体凝析,导致此处管段处于多相流动状态。我国早期开发的位于四川地区的气田,虽然在井口处设置了分离器,但仍有液体凝析,其部分管线仍处于多相流动状态。     

超低渗透油藏地面系统泵-泵工艺优化研究(1P)

超低渗透油藏地面系统持续优化简化,集输系统优选混输泵、应用变频调速技术,供注水系统采取系统稳压、水泵变频、数据监测、安全防护等手段,优化了站场工艺流程,增压点、接转站、脱水站、供水站实现泵-泵连续输送,降低了建设成本,形成了适应数字化管理的站场泵-泵系列化工艺技术,推动了长庆油田站场系统工艺流程的有效转变。     

苏里格气田骨架管网清管现状分析

本文主要介绍了苏里格气田骨架管网的基本概况,带液湿气输送管线的清管工艺方法,清管周期安排,对目前清管情况进行了对比分析,并对下一步清管工作提出了建议。     

段塞流捕集装置流程堵塞的防控技术探讨

普光气田采用湿气混输工艺,集输管道内气液固三相混输,为解决批处理作业过程中大量来液的问题,普光集气总站增加了一套段塞流捕集装置,在运行过程中旋流分离器出现了进口管线、底部排污流程堵塞等问题。     

天然气长输管道监控系统应用研究

长输管道输送天然气具有生产区域偏远、分散,输送环境危险的特点,必须以管网的安全平稳运转为生命,生产的集中调度管理为核心,设备的可靠操作维护为基础,建立高度集中、协调和统一的长输管道监控系统及监控中心,通过采用站控集成技术和阀室远程维护系统,将站场、管网运行数据集中至长输管道监控中心,实现整个长输管网的实时监控,有效保证了长输管网的安全运行。     

输油气站危险因素分析与安全管理措施

输油气站场担负着油气管道生产运行、设备维护保养、沿线管道保护与管理等诸多职能,是管道运输系统的重要组成部分,由于日常生产中,输油气站存在许多危险因素,为确保长距离输油气管道的安全运行,必须要加强输油气站的安全管理。文章通过分析输油气站场存在的危险因素,就如何开展输油气站安全管理进行探讨。     

天然气长输管道监控系统应用研究

长榆管道输送天然气具有生产区域偏远、分散,输送环境危险的特点,必须以管网的安全平稳运转为生命,生产的集中调度管理为核心,设备的可靠操作维护为基础,建立高度集中、协调和统一的长输管道监控系统及监控中心,通过采用站控集成技术和阀室远程维护系统,将站场、管网运行数据集中至长输管道监控中心,实现整个长输管网的实时监控,有效保证了长输管网的安全运行.     

长庆气田无人值守技术及攻关方向浅析

目前长庆气田井场无人值守率100%,新建站场无人值守率100%,实现了无人值守场站运行模式和管理模式的创新,提高了气田管理水平,提高了生产运行安全保障能力,探索出了适合"三低"气藏效益开发的"低成本"数字化无人值守管理模式。详细介绍了长庆苏里格气田、靖边气田和榆林气田井场和站场无人值守技术,同时提出了无人值守技术的两点攻关方向,对国内同类气田无人值守技术的建设具有一定的指导意义。     

储罐通气能力校核及解决方案研究

密闭输油管道中间站场通常配置有泄放罐,用于储存因管线超压而紧急泄放的油品,呼吸阀和安全阀是泄放罐中不可或缺的安全附件。本文简述了呼吸阀、安全阀的选型原则,结合管线增输后的泄放量要求,核算现有呼吸阀、安全阀的通气能力及储罐最大通气量,校核增输后中间站储罐安全附件能否满足要求,并结合现场情况提出了解决方案,保障了管道的安全运行。