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。     

天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用

气田进入开发后期挖潜生产阶段,气井普遍低压,采出的天然气不能靠自身自然能量输送。通过采用压缩机增压输送,可降低气井（气水井）井口流动压力,进一步提高气藏采收率。蜀南气田通过二十多年来天然气增压输送实践,极大地丰富和发展了该技术,取得了显著的经济效益。     

川西中浅层气田地面管网增压集输模拟

对进入低压低产阶段的气田进行增压开采能够大幅提高气田的开发效果,其集输方案的制定主要根据少投入、多产出的原则。根据气井压力分区和地面管网状况,分别在川西某地区各作业区不同井区建立增压站,对气田进行增压开采及管网调整。对10个不同方案的地面工程改造技术指标和财务指标进行预测,形成了包括管线沿程压力损失、增压规模、增压机工况参数和管线输气压力等在内的系列评价指标。其中方案6的财务内部效益率和投资利润率最高,分别为48.66%和41.08%,因此推荐方案6为M气田的最优增压方案。     

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分析

靖边气田目前已经进入稳产期,因此地面集输系统不利于中低压气井的开发。按照现有的管网系统结构对比,分析不同的增压方式,建立全局优化模型,并且按照天然气管网仿真技术选择最适宜的气田增压方案。此次研究主要是探讨分析靖边气田开发后期增压的方案设计,希望能够对相关人员起到参考性价值。     

气田增压开采方案的灰色综合优选

气田增压开采方案涉及工艺、经济、环境等多方面因素,为了对其进行全面、科学的评价,建立了气田增压开采方案综合评价多层次指标结构体系,通过灰色关联分析法和层次分析法相结合,形成了多层次灰色关联分析法。基于该方法建立了增压开采方案多层次综合评价数学模型,给出了在我国华北某气田的应用实例。结果表明,该方法具有层次清晰、计算简单的特点,评价结果真实可靠,能够对气田增压开采方案进行切实可行的综合评价。     

盆5气田开发后期工艺改进技术研究

盆5气田天然气处理工艺采用注乙二醇防止水合物,节流制冷控制天然气的露点,该气田开采已进入中后期,产量和压力日益下降,工艺已不能满足外输气压力和露点的要求。为了提高天然气外输压力和降低天然气露点,提出J-T阀前、后增压方案和丙烷制冷改造方案。利用HYSYS软件计算出三个方案中低温分离器天然气相图,对相图进行分析,最后得出丙烷制冷和J-T阀后增压方案并选用燃驱往复式压缩机组,可满足该气田未来10年天然气外输压力和天然气露点要求,具有较好的经济效益,对其它凝析气田后期工艺改造具有一定的借鉴作用。     

天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用

气田的开发进入后期阶段,气藏压力有可能会出现衰竭以及气井偏低的现象,并且采出来的天然气也不能靠自身的自然能量进行传输。因此本文对天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用进行探究。     

天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用

随着人类对环境保护力度的加强,人类开始更加关注清洁能源的开发和使用,天然气作为一种清洁能源,为人类的经济活动和日常生活提供了大量的清洁能源。在天然气开发的后期,压力的改变给开采活动带来了阻碍,因此需要在开发后期使用增压开采工艺技术。本文将对天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用进行研究。     

增压站天然气发动机余热利用方案研究

压缩机增压站安装防噪声工房后房内温度超标,影响机组的正常运行;油气田地面站场燃气发动机组的热能有效利用率仅有40%左右,而发动机组的高温烟气通常被白白排放。提出的天然气发动机烟气余热回收利用方案结合现代吸收式制冷技术,可以解决增压站的防噪声工房、中控室、办公楼等地的夏季降温、冬季保温问题,并可实现制冷量与防噪声工房内发动机空压机组散热量的动态平衡,满足机组在防噪声门关闭情况下的温度要求环境,可有效提高系统的能源综合利用率,实现节能减排。     

靖边气田增压开采方式优化研究

靖边气田已进入自然稳产的中后期阶段,主力区块气井井口压力低于9MPa,由于采用高压集气模式,增压开采潜力巨大。靖边气田面积大、井数多,非均衡开采严重,单一增压方式存在局限性,依据靖边气田的开发动态特征和地面建设现状,对比不同增压方式的适应性,优选了以区域增压为主、集气站增压为辅的混合增压方式。按照整体部署、分期实施的原则,精细气藏动态描述,将靖边气田优化为30个增压单元,增压时间2010～2015年。     

天然气增压输送管道节能技术研究

管道输送是天然气的主要运输方式,大型输气管道的能耗直接影响着输气成本的高低,通过对输气管道及压气站公式的分析,提出了提高天然气输送压力、降低管道中天然气的温度、提高管道的水力效率、提高压气站效率以及降低管道摩阻损失等天然气节能措施,指明了管道输送节能技术的主要方向,     

凝析气田开采后期工艺改造方案的选择

针对气田开采中后期压力逐年递减、不能满足＂节流制冷脱水脱烃工艺＂的节流压差要求而导致外输气水、烃露点不达标的问题,需对原节流制冷工艺进行技术改造。对＂节流阀前增压＋节流制冷＂＂节流阀前增压＋丙烷制冷＂＂节流制冷＋节流阀后增压＂和＂丙烷制冷＋节流阀后增压＂4种改造工艺的流程进行了详细介绍,从工艺可行性、能耗、投资等方面作了对比分析,得出＂节流阀前增压＋丙烷制冷工艺＂优于其他3种改造工艺。并以某凝析气田为例进行模拟计算,由计算结果可知＂节流阀前增压＋丙烷制冷工艺＂可以满足该气田外输气水、烃露点和外输压力的要求。     

川东北气矿天然气增压成本的预测与控制

随着川东北气矿天然气生产进入中后期,产水井增多,增压机使用增加,增压成本也逐年快速递增。为此,以川东北气矿的增压成本作为研究对象,探究其成本预算与成本控制的方式方法,研究从增压设备的采购、日常运用到增压机组报废的整个生命周期中,如何有效地降低增值作业成本,减少直至消除非增值作业成本,进而持续降低增压成本,提高单位增压成本的经济效益。     

土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议

土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为：该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。     

气田增压后期天然气压缩机二级压缩可行性探讨

本文通过对某气藏应用的天然气压缩机运行状态进行分析,探讨压缩机低气量条件下调整运行状态,满足气藏开发后期的增压生产。     

井下增压钻井技术的新进展

以泥浆作动力在井底实现增压作业是一种将超高压水力破岩作用与机械破岩作用紧密结合起来进行钻井的新工艺，它可以大幅度提高钻井速度，降低钻井成本。     

凝析气田开发后期处理厂工艺改进

凝析气田处理厂通过节流制冷脱水脱烃来控制天然气的露点,气田开采中后期由于压力逐年递减,导致外输气不能满足烃露点要求。通过HYSYS软件模拟计算和工艺比较,得出"JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺"可以满足气田中后期的外输气烃露点要求。     

靖边气田喷射器和压缩机组合增压新工艺

中国石油长庆油田公司靖边气田目前采用的压缩机增压工艺存在着高压气井能量利用率低、压缩机长期处于低载荷运行等突出问题。为此,在对靖边气田现有压缩机站运行现状及喷射器应用实践进行分析的基础上,提出了利用喷射器和压缩机进行组合来增压的新模式。喷射增压可以充分利用高压气源的能量,实现低压气井增压,再与压缩机组合应用,可以明显提高增压站的能量利用效率。采用数值仿真技术对喷射器和压缩机组合应用模式进行了模拟计算,结果表明,该组合应用模式可以实现3个方面的应用效果：①对高压气井节流浪费的部分能量进行利用,可提升能量利用效率;②进一步降低被引射的低压井井口压力,可提高低压气井的最终采收率;③可减少压缩机低载荷运行时间,延长压缩机使用寿命,降低压缩机维护成本。结论认为,该工艺在气田增压稳产的中后期具有良好的经济效益和广阔应用前景。