我国页岩气集输系统的设计

我国对页岩气的开发目前尚处在初期阶段。页岩气开发具有在开发周期内产量无规律,生产参数不固定,开采初期井口压力高,但在短时间内迅速衰减等特点,地面集输系统为了适应产能的变化需要不断地进行动态调整,这导致页岩气地面集输管网与站场的布置不易确定。借鉴北美页岩气开发的地面集输技术,针对我国页岩气田地面工程的具体情况,分析了页岩气的特点,介绍了布站形式、管网设计、井组划分与布站等关于页岩气地面工程的总体布局方式,论述了井口工艺、集气站工艺、处理厂工艺的地面集输系统的设计方法等。     

页岩气田集输系统工艺技术分析与研究

页岩气田采取滚动式开发模式,开发初期具有产能和压力波动大、井数繁多、地理条件复杂等特点。我国页岩气发展起步较晚,页岩气地面集输系统工艺技术还不够完善。通过对页岩气集输系统布置方法、井场和站场工艺以及净化处理技术分析可知,常规集输系统布置理论在页岩气田的应用中存在考虑因素不全面、适应性差等问题;滚动式开发模式要求动态调整页岩气集输井场工艺,造成压缩机组运行偏离设计工况等问题;常规天然气净化技术不能适应页岩气田产量和压力变化。针对地面集输过程所面临的技术难题,提出了集输系统工艺技术研究新方向,为我国页岩气集输技术攻关提供参考。     

国内外页岩气集输技术研究

以美国为首的页岩气开发掀起了全球页岩气的开发热潮。目前,美国有22个州在进行页岩气开发,积累了丰富的开采与集输经验。中国页岩气储量非常丰富,具有很好的开发前景,但中国页岩气开发还处于起步阶段,集输技术发展滞后,没有完整的管理体系,缺少相应的行业标准。从集输系统、管网布置和污水处理等方面,介绍国内外页岩气田集输技术的发展现状,指出我国页岩气田集输所面临的问题及发展方向,希望能对页岩气田的地面集输工程提供借鉴。     

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。     

页岩气地面工程标准化设计

页岩气藏的特殊物性决定了其地面工程建设必须采用非常规、标准化的技术手段,加之我国页岩气藏地面工程设计面临集输规模不确定性强、管网和站场布局适应性差、工艺设备配套难度大及后期需考虑增压开采等诸多难点,因此要求页岩气地面工程建设必须向"标准化设计、模块化建设、橇装化配备"的方向发展。为此,在文献调研和技术探索的基础上,形成了以"标准化井场布局、通用化工艺流程、模块化功能分区、橇装化设备选型、集约化场地设计、数字化生产管理"为核心的页岩气地面工程标准化设计技术;并以国内川渝地区典型页岩气田为例,讨论其应用背景和地面工艺技术路线,对地面集输系统进行标准化设计,包括标准化工艺流程、模块化集输站场、系列化脱水装置、集约化平面布置,取得了显著的效果。建立了灵活、实用、可靠的地面生产体系,完成了丛式井平台、集气站、配套工程等一系列标准化工艺及模块的设计,形成了一套适应于国内页岩气田地面工程建设的技术体系。     

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。     

对盆地东部地区气田后期增压开采的探讨

增压开采是气田开发后期，由于地层压力下降，不能满足地面集输要求，而采取的旨在提高采出能力和地面输送能力的采输方法。一般采用气田内部增压和集输管网增压两种方式。前者着重于开采、后者着重于输送。在气田的开采中，两者均能达到同一目的。但具体运用哪一种方式，或者是同时运用，要视气田的开采程度，管网的集输状况，各气田开采周期的同质或差异性而定。增压开采投入大，生产成本高，对集输管网的现状和环境的影响大。针对川东气田的特点，提出了今后盆地东部增压开采值得探讨的几个问题，旨在从整体上提高增压开采的综合效益。     

靖边气田开发后期增压方案研究

靖边气田全面进入自然稳产期末,地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。依据靖边气田现有管网系统结构,对管网增压方式进行比选,建立大型气田区域性增压全局优化模型,结合天然气管网仿真,运用优化技术,决策出最优的气田增压方案,合理布置压缩机站的站位、优化压缩机及管网系统的运行参数,从而协调天然气的采、集、输、配各个环节的关系,在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时,既降低管网改造投资,又实现经营部门效益的最大化。     

昭通页岩气示范区集输工艺现状及发展方向

中国页岩气藏大都分布于山区,地形环境复杂,加之页岩气不同于常规气的生产特点和规律,给地面集输系统的建设和运行带来一定难度.对昭通页岩气示范区页岩气集输工艺进行了技术优化的系列研究,以期对山地页岩气建设和运行提供参考和借鉴.通过"十三五"期间对页岩气生产平台、集输系统和集气(增压)站等工艺进行持续优化,形成了适用于山地页...     

煤层气地面集输管网优化

由于煤层气开采具有“低产、低压、低渗、井多”等特点,国内煤层气田的开发主要参考苏里格气田等低压气田的地面集输工程设计,其地面集输工程主要存在集输管网布局及工艺参数不合理、投资较大、能耗较高等问题。因此针对煤层气地面集输工艺特点,对煤层气集输管网优化方法进行研究,分析了煤层气地面集输工艺和特点以及不同集输管网形式的适应性,发现应用分级优化方法能很好解决集输管网优化问题,提出基于集输管网等效水力模拟图的集输管网管径优化方法,在煤层气地面集输工程设计中得到了实践应用。     

致密气藏低成本地面工艺优化简化技术——以苏里格气田为例

中国石油长庆油田公司苏里格气田是中国致密砂岩气田的代表,具有单井产量低、地面投资控制难度大、单井压降速率快、稳产能力差等特点。为了进一步有效降低致密气藏的开发投资费用,满足致密气藏低成本规模开发的要求,研发并应用新设备、新工艺、新材料对该气田地面集输工艺进行了优化简化:①对地面集气装置一体化集成并组合成橇,研发了天然气阀组一体化集成装置,优化了串接工艺,把原来的井间串接改为阀组间串接,井口天然气通过采气支管输送到阀组,再通过采气干管输送到集气增压站增压,最后通过集气支干线输送至天然气处理厂集中处理;②研发了井组增压一体化集成装置,降低了井口废弃压力,提高了单井的累计产气量;③采用气液分输工艺,24h连续输送,增加了防冻措施,稳定了运行工况;④应用非金属管道,降低了地面开发成本和运行费用。这4项致密气藏低成本地面工艺优化简化技术带来了该气田的经济、高效开发,也将给国内其他类似气藏提供了成熟的建设思路和技术储备。     

煤层气田地面集输标准化设计

我国煤层气已经进入低成本、大规模开发阶段,要满足其建设质量、建设速度、建设规模的三重需要,煤层气田地面建设必须进行"标准化设计、模块化建设"的集成创新。为此,提出了煤层气田标准化设计理念:以工艺技术优化简化和定型为核心,以模块设计为关键手段,对批量性、通用性、重复性的产能建设内容进行标准化设计。标准化设计核心技术包括"工艺流程通用化、井站平面标准化、工艺设备定型化、设计安装模块化、管阀配件规范化、建设标准统一化、安全设计人性化、设备材料国产化、生产管理数字化",涵盖井场和集气站等地面建设内容。煤层气田应用该标准化成果后(以沁水盆地郑庄区块为例),建设时间缩短30%,焊口一次合格率超过90%,综合经济效益提升0.44亿元/108 m3,提高了气田地面建设水平,规范了地面建设标准,方便了施工的预制和组配,确保了工程建设的优质、高效和安全。     

煤层气阶梯开发的集输方式与地面工艺选择

我国有丰富的煤层气资源,加速煤层气的开发,不仅可以缓解天然气紧缺的问题,还可以保证煤矿的安全,减少大气污染。文章以某煤层气开发区块为例,结合煤层气的开采特点及近年来地面配套工程建设的实施情况,论述了煤层气阶梯开发建设过程中集气方式、集输系统布局方案及地面工艺路线的确立过程,旨在为其他类似煤层气气田的滚动开发规划与建设提供借鉴。     

川渝地区页岩气勘探开发工程技术集成与规模化应用

自2009年四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区第1口井开钻以来,经过8年的探索和实践,中国的页岩气勘探开发工程技术取得了长足的进步和全面的发展。及时总结所优化集成的页岩气勘探开发工程配套技术,对于"高效益、高效率"推进川渝地区页岩气规模开发具有重要的意义。研究结果表明:(1)形成并完善了10项页岩气钻完井工程主体技术系列,整体处于国内领先水平,为页岩气规模上产提供了技术支撑;(2)形成了从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时监测的体积压裂配套技术,保证了页岩气增产方案的实施效果;(3)创新形成了钻井—压裂、钻井—采输、压裂—采输等同步作业模板,优化平台布置,实现"批量化、模块化、程序化、一体化"作业,大幅度加快了页岩气井的投产进度;(4)形成6项页岩气开发环保节能技术,实现了页岩气清洁节能生产;(5)形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系,为打造"透明"气藏奠定了基础;(6)优化地面集输工艺,实现了气藏采输智能化、数字化管理。结论认为,所形成的页岩气勘探开发配套工程技术有效支撑了长宁—威远国家级页岩气示范区的页岩气上产,在技术进步和管理创新等方面都具有引领示范作用。     

沁水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化

煤层气在气质组分、赋存条件、生产规律等方面均不同于常规天然气,具有典型的"低渗、低压、低产"的特点,国内还没有大规模整体开发的经验可以借鉴,煤层气地面开采面临着前所未有的诸多困难。为此,介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术,总结了优化设计经验,并提出了针对国内煤层气田开发建设的标准化、统一化、数字化3点建议,对国内其他煤层气田及类似气田的开发有借鉴作用。     

川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。     

关于油气集输工程管网布局设计研究

油气集输工程管网布局设计,具有控制造价、影响产能等属性,亟需在布局设计中加以优化完善。借助油气集输管网设计原则,综合考虑地理、湿度、气候等因素,在操作上依赖降耗增效原则,设计和完善油气集输管网布局优化方案。以油气集输工程节能设计为原则,应用地面集输管网优化、井组优化、系统布局优化、集中处理站选址优化等模式,实现油气集输工程管网布局设计优化,以保证管网节能设计高效落实。在油气集输工程管网布局改造后,管效由88.19%提升至90%,实现总节能646.2 MJ/h,节气15.01 m³/h,年节气总量达13×10⁴m³,达到了良好的节能降耗效果。因此,针对当前管网布局优化要求,制定以多元化设计保障策略,对于了解未来管网布局设计具有极大辅助作用,展现出较为积极的探索价值。     

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。