大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析

大牛地气田地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水,站内集中注醇的集输工艺。针对新建高压水平生产井,集气站内节流降压脱水工艺仍具有较好的操作适应性,当进站压力为6．0MPa时,实施换热器改造;采用换热器后,复温外输工艺可有效延缓增压时机,进站压力可进一步降低至2．7MPa,经站内流程后外输天然气仍具有较好的水露点控制深度。研究表明,大牛地气田采用的复温外输工艺可以较好的满足气田滚动开发及天然气生产需要。     

韩城区块煤层气集输工艺

煤层气作为非常规天然气,其集输工艺具有鲜明的特点:日产量偏低,平均单井产量在1500m3/d,需要规模连片开发,前期投资高;集输管线运行压力偏低,单井集输管线维持0.1MPa,进入现有天然气管网需要多次增压,生产周期长。参照国外煤层气井生产的寿命,生产周期约在20年以上,运行成本高;煤层气介质相对纯净,处理环节简单,其中过滤和压力调节是最主要的处理工艺。     

浅谈计量掺液一体化集成装置在辽河油田的应用

辽河油田油品性质多样,既有稀油、稠油,又有高凝油和天然气,是全国最大的稠油和高凝油开采基地。掺液(稀油)降粘是稠油集输的常用工艺,辽河油田稠油区块普遍采用此工艺,配套地面设施为计量接转站内设置的稠油掺稀油计量间及计量分离器,采油单井进站使用计量分离器玻璃管量油,稀油经掺稀油计量间集中分配,并经独立掺稀油管线送至井口。     

煤层气集输管道设计影响因素研究

煤层气田的特点是煤层气组分较纯,气田单井产量低,井网分布密集且井口数量众多,井口压力较低。由于煤层气田集输管网压力较低,需建设大量管道,投资费用高。研究煤层气集输管道计算影响因素及其规律对管道参数设计和优化、降低管道总体投资具有重要意义。采用多相流模拟软件OLGA建立了煤层气集输管道水力计算模型,模拟分析了管道流量、管径、含水率、进站压力对管道压降参数的影响,得出管径是集输设计的主要影响参数。敏感性分析结果显示煤层气集输管道设计参数的关键影响因素为管径和流量,且管径的影响最大。研究对于煤层气田的集输管道的计算和设计具有指导意义。     

浅谈单管集输工艺在东北腰英台油田应用

松辽盆地长岭凹陷构造中的腰英台油田位于长春市西北部约170km处,主要勘探井位于吉林省松原市境内,由中石化华东分公司投资开发,该油田于2006年在腰西区块开始10×104t/a产能建设,集输流程采用单管集输加热工艺、密闭集输流程,采用单井进站、集中计量与加热、油气混输、集中分离的三级布站集输流程,该流程单管集输、无需掺水或伴热,节约建设投资,运行能耗小,在集输环境相对较差的东北地区,依旧可以满足油田生产需求。本文将阐述该集输工艺在腰英台油田现场应用情况,该集输工艺在东北地区成功应用,对东北地区高含水油田油气集输处理具有较大借鉴意义。     

井下节流在青海气区的研究与应用

针对青海气区气田易出砂;在生产过程中易形成水合物,在井筒中形成冻堵;部分气井较深,地层压力高,温度高,井口压力大,造成地面集输等级高,开发成本大的问题,利用气井垂直管流计算方法确定了节流气嘴的合理直径和最小下深。通过应用井下节流工艺,降低了气井的井筒压力,有效地制止了天然气水合物的形成,控制了井口压力的大小,满足了输气要求。;同时加工改进了控砂节流气嘴,达到了控砂的目的。     

延长油田单井密闭集输边界条件研究

针对延长油田部分单井集油管线在运行中出现的井口回压高等问题,本文以单井进站油温和井口回压作为判断标准,以延长油田某集油管线为例,经PIPEPHASE软件计算,得出产液量、集输半径、含水率等密闭集输边界条件,确保延长油田单井密闭集输系统的安全平稳运行。     

高凝原油单井集油及计量工艺研究

在油气集输设计过程中，确定合适的单井集油工艺尤为重要。以某油田A区块为例，利用PIPEPHASE模拟软件模拟了所有井口分别在其最大产液量和最小产液量两种情况下，管线进站温度及压降随集输半径的变化关系，并通过对目前常用单井集油工艺的对比分析，确定了该区块单井集油为保温不加热工艺，并对该区块计量方式进行对比分析，最终选取了两相计量方案。     

一种多层系开发气田地面集输工艺技术探讨

长庆气田某合作区块正在进行二期工程整体开发,由于采用多层系开采模式,地面集输工艺较其它已开发区块有很大区别,采用"地面初期节流,高中压混合集气,井口注醇,单井气液连续计量,测试分离轮换标定计量,气液混输、集气站增压,处理厂集中处理"的主体集输工艺。为下阶段开展地面工程建设奠定基础,同时也给同类型多层系开发气田地面工艺路线的确定提供了很好的借鉴。     

一种多层系开发气田地面集输工艺技术探讨

长庆气田某合作区块正在进行二期工程整体开发,由于采用多层系开采模式,地面集输工艺较其它已开发区块有很大区别,采用"地面初期节流,高中压混合集气,井口注醇,单井气液连续计量,测试分离轮换标定计量,气液混输、集气站增压,处理厂集中处理"的主体集输工艺。为下阶段开展地面工程建设奠定基础,同时也给同类型多层系开发气田地面工艺路线的确定提供了很好的借鉴。     

高含硫原油脱气站收发球系统操作工艺设计

收发球系统作为油气田集输站场的重要设施,其操作工艺的安全性一直以来得到研究者的关注。以国外某新建原油脱气站为背景,针对进站输油管线中原油高含硫特点,各设计出了一套收、发球系统,通过旁路调节优化操作工艺,通过机械互锁控制重要操作阀门和收、发球筒快开盲板,使操作流程完全按照工艺逻辑顺序进行,并针对收秋、发球操作工艺进行了详细的阐述。新设计的操作工艺避免误操作重要阀门和操作机构,达到保护人员和设施,确保安全生产顺利进行的目的,为今后在设计高含硫原油集输站中收、发球系统提供了借鉴,具有良好的指导意义。     

苏里格气田致密气水平井大井丛集气工艺研究

随着气田开发的深入,苏里格气田致密气开发具有良好前景.但随着日益增长的环保和征地要求以及低成本开发的,越来越多的气井采用水平井大井丛进行开发,过去常规开发模式不能很好的适用于水平井大井丛开发.为研究适用于水平井大井丛开发,对相关地面工艺进行了研究.集气站站内前期运行时不增压,集气站内集中注醇,采气管线进站压力3.6Mp...     

原油低温预脱水技术研究

针对集输系统原油脱水工艺能耗大的问题,开展原油低温预脱水处理技术研究与应用。选择技术成熟、简单有效的低温预脱水工艺,使含水原油在进站加热前就将游离水及部分乳化水脱离出去,从而减少一段加热负荷,降低原油一段脱水能耗。     

井下节流技术在延长气田的应用

节流器的作用是坐封在天然气井内,利用地层热能,在井筒底部节流降压,防止井口产生水合物冰堵现象,以代替高压注醇工艺。同时,由于节流降压的作用,使天然气井口压力降低,为气田应用中低压集输工艺创造了条件,降低了天然气井的开采成本。     

油田站外系统单管集输技术研究

通过对油井的产液量、含水率、井口温度及集输距离进行分析和计算,确定了单管集输的主要原则和老油田进行单管集输改造的主要方案。对于产液量和井口温度较高的油井,在保证进站温度的条件下可以直接实施单管输送;对于产液量高,但井口温度偏低的油井可以通过井口电加热器实现单管输送;对于产液量和井口温度均较低的油井,可以通过高温油井串接低温油井或油井井口电加热器串接的方法实现单管输送;当原油含水率低于转向点时,进站温度应维持在高于凝固点3~5℃之内;当原油含水率高于转向点时,进站温度应维持在低于凝固点5℃范围之内。     

苏里格气田增压工艺技术研究

苏里格气田是典型的“低压、低渗、低丰度”三低气田,气井压力下降快,绝大部分时间处于低压生产状态,为满足外输要求,增压集输工艺是苏里格气田开发的核心工艺.本文分析总结了苏里格气田集气站采用分散增压的方式更为合理.并按照集气站分散增压的布站模式,对苏里格气田的压力系统进行优化研究,提出了集气站外输压力,井口压力的确定方法通过压缩机综合选型技术研究确定是压缩机型号,并对压缩机基础优化设计进行研究.苏里格气田形成了井口压力分季节确定,冬季把气井井口的压力节流1.3MPa,集气站增压运行,实现“低压”集气;夏季把气井井口的压力节流到4.0MPa,实现“中压”集气.最终确定的方案结合了两个思路的优点,称之为“中低压”集气工艺.     

滴西14井区高含水气井地面集输工艺优化研究

克拉美丽气田滴西14井区采用单井注乙二醇、初级节流、气液混输至集气站的集气工艺。由于试采气井的出水量超出了地质预测值,造成单井管道冻堵、后续的集输及处理装置运行不正常,使得系统能耗急剧上升。本文针对出现的问题,提出了高含水气井的地面集输工艺进行了优化调整措施,以期达到节能环保的目的,为气田的后续开发奠定良好的基础。     

涩北气田地面集输的几种工艺流程对比研究

涩北气田场站集输工艺目前主要有低温集输工艺、常温集输工艺、低压井进站增压集输三种。地面工艺的适应性无疑是稳产、堵水、治砂的重要保障,确保气田长期稳产、堵水、治砂已经成为今后很长一段时间气田面临的重大挑战。常温集输工艺通过其简单实用,方便操作,节约投资及减少维护使用费用等突出优点已在气田建设生产中占主导地位。     

国内外煤层气集输工艺技术现状

综述了国内外煤层气地面集输与处理工艺现状。目前,煤层气集气系统主要采用一级布站和二级布站方式。一级布站工艺流程适合单井产量较高、集气半径较短的煤层气田。二级布站工艺流程适合单井产量较低、集气半径较长的煤层气田。国内外煤层气脱水均采用三甘醇脱水工艺。采出水处理方式以地面排放和自然蒸发为主。     

功图量油与简化集输工艺的应用

多年来我厂一直采用:单井→计量站(计量、汇总、加热)→联合站(处理),这种"两级布站"的油气集输工艺模式,单井计量在计量站利用分离器人工进行。2007年以来,针对单井计量准确性差、自动化程度低,以及工程建设征地工作越来越难,生产管理人员日益紧张等问题,我厂在盘40断块初步采用示功图自动量油系统和简化油气集输工艺,效果良好。该项工程经过精心设计,实现了计量准确、自动化程度高、投资省、管理先进、效率高等目的。