达卧线Propak公司橇装脱水装置试运分析

为了改善达卧线输气现状，在沿线安装了从加拿大Propak公司部分引进的天然气橇装脱水装置。以石河脱水站的橇装脱水装置为例，简明介绍了其工艺流程，设计参数和技术要求，并根据试运行情况，详细分析了主要工艺参数、装置操作要点及试运行中的合理性，并从现场操作的角度做出了评价和建议。     

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原川东气田采出的天然气经集中脱硫脱水后再输出,这种集中脱硫脱水管网布置会使单井至脱硫厂输送湿含硫天然气管道腐蚀严重,爆管事故频繁发生;管内积水严重,管输效率低,冬天经常发生管道冰堵,影响安全生产。为了有效缓解湿天然气给管线站场带来的危害,在新建大天池输气干线沿线进气点均设置了脱水装置,保证了干线干气输送。其中,引进的四套橇装脱水装置均采用三甘醇作为脱水剂。整个脱水装置采用橇装布置,由吸收橇、再生橇、燃料气脱硫橇、仪表风橇四个橇块组成。引进脱水装置试运考核的结果表明,装置各项技术指标均达到或接近设计值。并简要介绍了龙门气田引进的四套天然气脱水装置主要工艺流程、设计参数及试运情况,详细分析主要工艺参数、消耗指标、突出特点及尚需完善的问题,并从现场操作维护的角度对引进脱水装置作出评价、建议。     

天然气甘醇脱水

本文介绍用于天然气脱水的甘醇种类及适用范围;BS&B 三甘醇移动型和固定型脱水装置设计特点;卧龙河天然气处理工厂的三甘醇脱水装置的工艺流程、平面布置及主要设备等。     

卧龙河天然气脱硫总厂在线分析仪概述

卧龙河天然气脱硫总厂(后称卧引厂)的在线分析仪是从日本千代田化工建设株式会社引进的天然气净化装置上配置的在线分析仪器。在线分析仪是指直接安装在工艺管线上的分析仪器。它能连续地、直观地、与工艺生产同步地给出分析数据。对现代化生产最佳化控制起指导作用。在国外已广泛使用,     

高产事故井——卧67井生产管理分析

完井情况卧67井位于四川盆地东部卧龙河构造南段轴部附近。于1978年7月7日开钻,1979年4月2日事故完钻,井深3306.88m,层位P_1～3,产层厚度31.88m,油层套管Φ244.5×2041.93m,井内钻具3300.19m. 气井特殊条件卧67井于1979年4月2日钻遇阳三气层时发生事故,井口失控被迫完钻,抢建输气管线后于4月7日投入生产,初期日产天然气高达54.2×10～4m～3。这     

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达卧线第２９次爆管原因分析四川石油管理局勘察设计研究院黄义荣夏典修达卧线（达县杨柳垭至卧龙河）１９８６年６月建成投产，全长１４７．１ｋｍ，管线为４２６×１０的２０＃无缝钢管和４２６×９、ＳＴ４５的无缝钢管。设计压力６２８ＭＰａ，设计输气量２５０×１...     

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海南东方1—1凝析气田位于南中国海的西南部,与海南省陆地之间的距离约为104 km,最大水深70 m。东方1-1海底天然气管道连接海上中心平台与陆地终端天然气处理厂,管道直径为533.4  mm,长度为105.859 km,海底输气管线内壁未做涂层处理。东方1—1海底输气管线干燥工程采用甘醇干燥技术,实现了对其的干燥处理。介绍了东方1—1海底输气管道排水/干燥工艺涉及的清管器设计、干燥剂选择、排水/干燥方案设计、排水/干燥标准等技术环节,设计了除水/干燥方案。研究指出：聚氨酯材料制作的直板型清管器具有较好的耐磨性和密封性;能满足长距离海底输气管道排水和干燥剂干燥的要求。根据质量守恒原理建立的海底输气管道干燥剂浓度分布模型,其预测结果与东方1-1海底输气管线的实际干燥结果能较好吻合,可应用于海底输气管线干燥方案设计与操作程序设计。     

电容式水露点分析仪在北京供气工程中的应用

华北油田向北京供气工程自1985年底投产后,净化天然气源源不断地输往北京。根据石油部《油田油气集输设计规范》,外输天然气的露点(在输送压力下)应比管线埋深处土壤温度低5℃。按此规定,输至北京门站的天然气压力为1.0MPa露点最低应控制在O℃左右。但是,由于经门站调压、计量后的天然气需去邻近罐站内的球罐储存,故要求罐内的天然气压力为O.8MPa时露点还应低下周围环境的最低温度(约-20℃)。为确保上述要求,我们除在输气首站的轻油回收装置中严格控制脱水温度外,还在首站与门站设置了天然气水露点分析仪,在线连续检测外输天然气的露点。当天然气露点高于规定值时,仪器可自动报警,提醒操作人员及时调节有关参数。电容式     

我国首个浮式LNG供气已超1亿方

<正>我国第一个浮式LNG(液化天然气)—中海油天津浮式LNG对外输气已超1亿立方米,有效缓解了天津市冬季天然气紧缺及京津冀的大气污染压力。在天津港南疆港区的中海油天津LNG浮式码头,"安海角"号FSRU轮用自带的气化装置将LNG气化,再通过码头上的输气臂将气化后的天然气输入管网,经过17.5公里的管线输送到位于临港的分输站,再接入天津     

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中国石油西南油气田分公司重庆气矿目前共有脱水站19座、脱水装置26套，对24个气田的来气进行脱水处理，实现了干含硫天然气输送。从第一套脱水装置开始运行至今，各套脱水装置运行状况基本良好；但由于设计流程不够优化、设备选型不尽合理等，致使出现了脱水装置运行成本上升、脱水运行不稳定等问题。文章简述了重庆气矿天然气脱水装置的分布特点、主要设计参数、工艺流程、运行现状，指出了脱水装置运行过程中存在的各种问题，并对其原因进行了分析；进而重点阐述了针对这些问题所实施的技术改造及其效果；最后就如何确保脱水装置正常运行从技术管理的角度提出了建议。     

川西天然气集输管网系统最优规划研究

川西天然气集输管网系统庞大而复杂，而管网最优规划是在气田开发地面工程建设中必须首先解决的问题，它不仅涉及到从井口到一级集气站，从一级集气站到二级集气站等的管网布置，还涉及到各级和各个集气站的布局。文章针对效益和费用两个目标，建立了川西集输管网系统最优规划的数学模型，并应用资源优化ReO软件进行了仿真计算，得出了川西管网的最优规划方案。该管网系统最优规划研究成果，不仅适用于新建天然气管网系统，还适用于已建管网系统的评价和改造。     

管网可视化调度技术在川西气田的应用

管道仿真技术是日常天然气集输管理中，提高天然气集输调度科学水平、提高管网运行的经济性和安全性的关键。文章介绍的管道仿真调度是根据川西气田管网特点建立的一套服务于管网设计、改造以及运行分析和调度管理等方面的实用技术。它与地理信息可视化技术相结合，形成了具有管网分析功能特征的管道可视化调度技术，使管网规划、管理和运营变得科学、直观和高效。该技术在川西气田天然气集输配调度、管道系统的维护改造、增压方案优化以及新井投产路线规划等方面都发挥了重要作用，保证了该地区集输管网的安全营运。     

运行参数对某湿气集输管网积液的影响研究

在湿气集输管网运行过程中,积液会降低管输效率,加剧管道腐蚀,引起管网节点压力升高。针对某气田集输系统建立管网积液模型,通过单因素控制变量法,研究管网输气量、气体质量含液率、集气站出站温度、集气末站进站压力对管网积液量及积液分布的影响效应,通过正交试验设计研究各运行参数对积液的影响程度。研究结果表明,输气量的降低、气体质量含液率的增加、集气站出站温度的降低和集气末站进站压力的上升,均会引起管网积液量和积液管段数量增加。运行参数对积液量的影响从大到小依次为管网输气量、集气末站进站压力、气体质量含液率、集气站出站温度。输气量对积液量的影响最为显著,这将为积液控制提供指导。     

从川气东送管道工程投产探讨天然气长输管道投产工艺

以普光气田至上海的天然气管道建设工程为背景,探讨了投产工艺在天然气长输管道投产中的实际应用。通过对采用“气推气”方式的天然气置换工艺、分阶段接替升压等投产方式进行技术分析,结合川气东送实际,更好地指导今后的输气管道投产工作。     

大涝坝天然气处理装置工艺改造研究

大涝坝天然气处理装置采用膨胀制冷工艺,其设计天然气日处理量为25×10^4m^3。自2005年投产以来,随着大涝坝凝析气田不断开发天然气的日处理逐渐增加至30×10^4m^3左右,超过了设计处理能力,装置处于超负荷运行,造成C3及C3＋收率降低;另外还存在大约每天10×10^4m^3未经过严格脱烃的天然气直接进入了外输管网,造成外输气烃露点无法保证以及C3＋资源未能充分回收。针对大涝坝天然气处理装置超负荷运行问题,在原有流程的基础上将分子筛脱水系统改造为四塔流程;制冷系统改造为副冷箱加双膨胀机流程,并进行了计算机模拟。结果表明：改造后装置的处理能力增加了15×10^4m^3/d,外输干气的烃露点下降了25℃,C3的收率增加了17.4%,C3＋收率增加11.8%;液化气产量增加了18.6t/d,稳定轻烃产量增加了2.6t/d。     

页岩气集输系统的腐蚀评价与控制——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气开采普遍采用了体积压裂技术，单井水平井压裂液用量介于4×104～5×104 m3、支撑剂（石英砂和陶粒）用量介于2.5×103～3.0×103 t，在压裂施工结束后的页岩气排采和生产过程中，压裂返排液对地面排采流程和地面集输系统带来了不同程度的腐蚀，有可能致使设备和管线穿孔失效，进而影响生产系统的安全运行。为了提高页岩气集输系统的安全运行水平，基于中国石油西南油气田公司天然气腐蚀控制技术支撑平台，借助于腐蚀环境和生产工况分析、材料失效评价及优选、杀菌缓蚀剂应用和生产工艺参数控制优化等方法和手段，开展了川南页岩气集输系统腐蚀行为和控制措施研究。研究结果表明：①川南页岩气集输系统主要表现为冲刷腐蚀和电化学腐蚀；②冲刷腐蚀主要集中在页岩气站内工艺流程，体现在砂粒对弯头、三通、阀门等部位持续的机械磨损；③电化学腐蚀主要集中在页岩气站外集气管线，体现在积液环境中二氧化碳与硫酸盐还原菌的共同腐蚀作用；④采用提高除砂效率、优化流程设计等手段，可以有效控制冲刷腐蚀；⑤加注杀菌缓蚀剂并配套生产管理措施，可以有效控制电化学腐蚀；⑥页岩气集输系统腐蚀评价与控制工作应从设计阶段就开始考虑。结论认为，所形成的集材料优选、设备结构优化、腐蚀介质处理和运行工艺参数优化控制等为一体的页岩气集输系统整体腐蚀控制技术，有效地减缓了川南页岩气集输系统的腐蚀失效、提升了安全运行水平。     

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崖１３—１气田处于我国南海热带气候区,全年气温高,海浪大,受台风和热带风暴影响。崖１３—１气田的主要工程设施包括井口平台、处理平台、香港输气管线、海南输油管线、香港终端站和海南终端站;其生产设施设计的处理能力为１１３２×１０４ｍ３／ｄ;其生产、处理及集输工艺设备主要分布在海上平台,南山终端、香港终端及海底输油（气）管线。简要介绍了崖１３—１气田生产处理设施的设计参数,工艺流程设备及处理能力、处理工艺等。     

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为促进天然气汽车在我国的快速发展，解决天然气汽车加气站依赖天然气气源和管网等问题，河南中原绿能高科有限责任公司率先研制出了日加气能力为1×104 m3的橇装式LNG/CNG汽车加气站，主要包括：LNG储罐、LNG低温高压泵、气化器、CNG储气库、CNG售气机和橇座等单元。该装置不依赖于天然气管网和气源、占地少、投资小、科技含量高、建站周期短、易操作、易于搬迁，是我国首座橇装式LNG/CNG加气装置。该装置的研制成功对促进我国发展天然气汽车具有重要的意义， 具有广阔的市场前景。