浅谈中水回用技术在甲醇厂的实施

川西北气矿甲醇厂(15万吨/年)以中坝气田须二气藏的优质天然气为原料,采用"一段转化、低压合成、三塔精馏、汽提法回收甲醇、MEA溶液回收烟气CO2、VPSA法回收驰放气中的H2和富CO2气"的生产工艺.概述了中水回用在该厂的实施,利用新技术、新方法对工艺废水进行处理,实施中水回用,实现节约、清洁、安全、可持续的发展.     

油气层解释评价技术建模方法研究与实践

气测录井解释评价方法多种多样,然而对不同地区、不同油气层的解释结果不尽相同,究其原因是不同解释方法具有地区适应性问题,也就是说方法形成的基础条件具有地域性的特点,寻找一种建立适用予任何区域解释评价方法的途径已引起人们的关注。针对此间题,从统计学的角度出发,以准噶尔盆地克拉美丽气田为例,在分析不同天然气烃组分特征的基础上．以C1／∑C1-5和C3／∑C1-5两个突出反映烃组分关系特征的比值为分析对象并作为聚类中心,探讨了采用统计学中的模糊C均值聚类算法（FCM）建立以这两项比值为横、纵坐标的气测录井解释评价模型的数学分析方法。该数学分析方法适用于任何地域解释评价模型的建立,应用该方法所建立的解释评价图板在准噶尔盆地克拉美丽气田的初步应用中取得了较理想的效果。     

循环回收稳定技术用于凝析气田天然气处理

南八仙及其周边气田属于凝析气田,天然气组分中C3+以上气体较贫,天然气净化处理工艺设计中主要以降低外输气烃露点和水露点为主要目的,对处理后的混烃处理重视不够,造成生产中油气损耗和外排问题较多。在扩能改造工艺中,经过对原有的工艺流程进行优化,引入轻烃稳定塔,采用塔顶气循环回收脱烃处理工艺,对分离器轻油、轻烃尾气进行再处理,大大提高了轻烃回收率,投产当年轻烃回收量提高了1倍以上,取得了显著的经济效益。     

玛河气田天然气处理站工艺改进

玛河气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级降压闪蒸+提馏工艺。油气处理装置存在乙二醇再生系统设计不合理、乙二醇再生损失严重、凝析油余热未能有效利用、增压富气直接外输影响外输干气烃、水露点等问题。通过改进乙二醇再生塔结构、设置乙二醇富液过滤装置和乙二醇贫液冷却装置、改进稳定凝析油换热流程及增压后富气流程等措施,每年油气处理装置可节约燃料气32.18×104m3,减少乙二醇损失15.55 t,增产凝析油231.0 t。玛河气田天然气处理站的工艺改进是有必要的。     

轮南原油稳定富气的处理工艺研究

为了减少油气资源的浪费 ,结合轮南原油稳定装置的实际 ,就稳定后的富气进行轻烃回收工艺的研究。通过工艺计算和参数对比 ,提出了合理的轻烃回收工艺方案。     

利用图版判别凝析气藏气窜的方法探讨

采气井气窜与否及气窜量的多少是牙哈凝析气田动态监测的难点。利用相态软件包和数值模拟技术制作出了该气田的气油比与压力、C1含量与压力以及C7^ 含量与压力的关系曲线图版，为采气井的动态监测提供了一种行之有效的方法。该图版法对其他注气开发的凝析气田具有借鉴意义。     

新疆油田：最易形成“大突破”

新疆油田公司近年明确提出了自己的奋斗目标——到2010年实现年产2000万吨油气当量。油气资源知多少 “准噶尔盆地既富油又富气,2010年实现2000万吨油气当量已具备了可靠的资源基础。”这是前不久勘探专家们对准噶尔盆地油气勘探前景达成的共识。     

万州分厂商品天然气总硫达标技术研究

针对中国石油西南油气田公司高含硫气田开发过程中的有机硫特别是高浓度羰基硫脱除问题,以天然气净化总厂万州分厂为例,分析了目前原料气和净化气组成现状、设计与实际运行情况,指出羰基硫脱除是万州分厂产品天然气总硫达标的关键技术难题,解决方法为:①利用高效脱硫溶剂,但会损失产品气量,影响下游硫磺回收装置燃烧炉稳定运行;②利用组合...     

LNG装置脱酸系统塔提前液泛的原因及改造

克拉美丽气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级闪蒸+一级稳定+提馏工艺。现有油气处理装置工艺流程存在醇烃分离困难、乙二醇再生塔再生损失严重、凝析油余热利用不合理、部分液烃进入排污管线排放等问题。通过提高醇烃分离温度、改进乙二醇再生工艺、改进凝析油换热流程、回收富气增压单元排出的液烃等措施,改进现有工艺流程,能够有效解决装置存在的问题。同时,每年使凝析油稳定装置节约燃料气10.9×104 m3,处理装置天然气产量增加13.2×104 m3,凝析油产量增加145.2t。     

高含硫天然气集气站三甘醇脱水工艺对比

三甘醇(TEG)脱水工艺是目前天然气工业应用较为普遍的一种方法。从高含硫气田采出来的天然气需要先脱除其中的水分,以防止水合物生成及减轻天然气输送过程中产生酸液带来的腐蚀危害。三甘醇脱水工艺在各集气站中已经得到广泛使用,但不同的脱水工艺对管道和设备的腐蚀存在差别。通过HYSYS模拟,对三甘醇脱水典型工艺、再生废气回收利用工艺、三甘醇高压富液气提工艺、三甘醇低压富液气提工艺4种脱水工艺进行了论证。分析得出,三甘醇低压富液气提工艺的脱水效果好,减轻了对设备的腐蚀,并能显著降低H2S的排放,有效解决了再生废气的污染等问题,具有较高的推广价值。     

高温高压含水凝析气相态特征研究

通过独立设计的含水凝析气相态测试方法，研究了含水凝析气相态特征及气态水对凝析气体系相态特征的影响。在高温、高压地层条件下，凝析气中气态水含量随压力的降低急剧增大，当压力降至7.5 MPa时，气中的气态水含量高达539 m³／１０^４ｍ^３。气态水的存在使凝析气体系的露点压力降低了2.5 MPa。随着定容衰竭过程地层压力的降低，地层水以气态形式被蒸发而进入凝析气中的含量不断增加，由于水相的强极性，气态水不但使凝析气中重质烃更多地发生反凝析，也使凝析气中较轻烃类组分发生反凝析。虽然气态水的存在降低了凝析气体系的露点压力，但是一旦突破露点压力，气态水明显地增大了反凝析液量，加重了凝析油的损失。定容衰竭实验结果表明，富含气态水的凝析气样反凝析液量大于无水凝析气样，含气态水的凝析气中凝析液的采出程度低于不含水的情况，并随压力降低，两组样品的反凝析液量和凝析液采出程度的差别越来越大。     

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循环注气是提高凝析气藏开发效果及凝析油采收率的有效措施，而循环注气能否使已经存在于地层中的凝析油重新蒸发是人们普遍关注的问题。作者以柯克亚凝析气藏Ｘ４２—Ｘ５１层系为例，对循环注气开采过程中注入气对凝析油的再蒸发作用进行了数值模拟研究，并对Ｘ５１（３）循环注气试验区现场注气后的情况进行了具体分析，得出了凝析气藏循环注气可以使地层中的部分凝析油重新蒸发采出地面的结论。建议当地层压力低于露点压力时，采用保持压力循环注气开采，可提高凝析油的回收率。     

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水气交替注入（ＷＡＧ）是两种传统采油方法的综合,是二次采油和三次采油中颇具潜力的一种方法。由于高粘度的水趋向于在高渗层形成屏蔽,而使气体进入油气藏基岩层或低渗层,提高了气体的驱扫效率。通过层状二维剖面模型的模拟研究,证明了在层状凝析气藏中水气交替注入的采收率比循环注气的采收率高,根据全组分模拟器模拟结果可知：水气比、不同的注入采塞、渗透率和残余气饱和度对凝析渍打收率的影响非常明显;崦注入次序、注入     

提高凝析气藏采收率的新思路

我国目前的凝析气藏多属凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,且多采用衰竭方式开发,采收率低,有的已处于开发中、后期,如何提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题。在借鉴俄罗斯开发凝析气藏经验的基础上,着重介绍了４种提高凝析气藏采收率的开发方式：开发中后期低于最大反凝析压力下循环注干气;注N₂开发水淹气藏;防水、治水与利用地层能量相结合的水驱气藏开发方式;注水提高凝析气藏采收率。上述方法对于提高我国凝析气藏采收率具有指导与借鉴作用。     

提高大港油田天然气采收率的方法

随着天然气在一次性能源消费中比例的增加，以及天然气需求量的日益增长，如何近一步提高天然气的开发效果，已成为天然气开发研究工作中的重点。大港油田天然气开发已经有３０多年历史，天然气藏类型较多，针对多年天然气资源动用情况及开发现状，进行了深入地分析研究，总结了各种类型气藏的合理开发方式及所达到的预期效果，提出了不同类型气藏应遵循的开发方式：小断块气藏或凝析气藏及低含量凝析气藏以枯竭式开发较为经济合理；对于高含量凝析气藏宜保持压力开发；对于已经投入开发的凝析气藏通过有效降低废弃压力也可以提高采收率。     

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文章以板桥凝析气藏２０多年的开采经历为依据,论述了该气藏中区板Ⅱ高液烃含量凝析气藏的开采特点,并采用现代油气藏工程原理和分析方法,结合目前国内外凝析气藏开采的新方法、新技术和新趋势、详细分析论述了凝析气藏的开采特征,系统总结了带油环高液烃含量凝析气藏６大开采特征;（１）凝析油含量随构造深度增加而增加,与采收率成反比;（２）在降压开采过程中凝析油首先损失的是重质组分;（３）凝析气井生产能力受油环度增     

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目前，标准的PVT筒中的凝析气定容衰竭实验都是在空筒内完成的，没有考虑多孔介质的影响，这与实际情况相差甚远。文章采用富含凝析油型真实凝析气体系分别在PVT筒和长岩心中进行衰竭实验，表明多孔介质中凝析油采收率比PVT中高约1倍，天然气采收率和PVT筒中测试相比差别不大。此外，还开展了真实凝析油气相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，发现二者差别很大，经过进一步的分析，表明造成凝析油采收率差别的主要原因是凝析油气相渗曲线的差别。研究还发现凝析气藏凝析油采收率有速度敏感性，衰竭速度快有利于提高凝析油采收率；常规PVT筒测试的凝析油采收率不能用于开发评价，在开发方案及动态分析数值模拟中，使用平衡凝析油气相渗曲线对多孔介质中凝析油采收率预测更为可靠。     

考虑变井筒存储的双重介质凝析气藏气井压力动态分析

以前的试井分析方法虽然考虑了井筒存储的影响，但没有考虑井筒存储变化对压力动态的影响。然而由于凝析气自身的特性，如不考虑此因素将会对凝析气压力动态产生较大的影响。为此，首次建立了考虑变井筒存储的双重介质凝析气井气藏试井分析数学模型，通过Laplace变换和Stehfest数值反演进行求解，绘制其压力及压力导数曲线，并分析研究了各参数对压力和压力导数动态的影响。该方法采用的新模型更符合凝析气藏的开采过程中的真实情况，对凝析气藏开采分析研究有指导意义。     

高效开发深层轻质油气藏的途径

深层常蕴藏丰富的轻质油、凝析气及天然气,构成经济价值很高的特殊油、气田。高温高压下,液态烃溶解于气态烃中,开采时压力降到露点压力后储层流体出现反凝析现象,致使油层内残留反凝析油,为此国外为高效开发轻质油藏而采用注氮气混相驱以提高凝析油、气藏的地层压力,获取较高的采收率。 混相驱替存在两种类型,其中的多次接触混相驱又称动力混相驱,它是通过多次蒸发或萃取完成的。本文举出美国福多奇(Fordoche) 油田注氮混相驱实例,预计最终采收率可达54.5％;最后,为开发好凝析气田及挥发性油田提出几点做法。     

板桥凝析油气田排液采气工艺技术研究及其应用

板桥凝析油气田地质构造复杂,多为小断块单井构造,井型多为斜深井，已进入开发后期，地层压力降幅大，且普遍存在地层反凝析堵塞以及水驱气藏边底水推进导致的地层严重水锁，井筒严重积液已成为气藏提前废弃的主要原因，并导致最终采收率偏低。文章系统地评价了板桥凝析油气田现有的排液采气技术，筛选了适合板桥凝析油气田以小泵深抽为主的排液采气技术，着重探讨了超深泵挂配套技术中杆柱组合的可靠性和高气液比工况下提高泵效的配套井下工具和配套抽油机工作制度，并针对板桥凝析油气田的实际情况对设计方法和施工工艺进行了探讨，对现场实施情况进行了评价分析。