油气混输技术在英买力气田群的应用

英买力气田是大型的凝析气田,该气田涉及区块多,集输半径长,井流物组分复杂,并具有高压、高密度、高凝固点、高矿化度等特点。根据方案比选,该工程选择在英买7就地建厂,集气系统采用高压混输集气、集中处理的工艺。为充分利用井口压力能,防止管道在集输及停输过程中产生水合物及凝固现场,该混输系统集气站进站压力选定为14 MPa,油气处理厂进站压力选定为11MPa,温度为25℃。该工程投产成功后,年创产值19亿元。     

X65高压集注气管道的焊接

新疆牙哈凝析气田站外集注气管网工程位于新疆牙哈戈壁深处，其管道的主要材质X65是由日本引进的。该管道是国外少有、国内仅有的输送易燃易爆凝析气和天然气的高压集注气管道，集气管道工作压力为25MPa，注气管道工作压力52MPa，整条管道焊接采用全位置氩电联焊。因其工作压力极高，要求焊缝不仅具有良好的力学性能，     

集输管线腐蚀检测与安全性分析——以鄂尔多斯盆地靖边气田为例

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S、CO₂等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为确保集输管线的安全运行,近年来,利用外腐蚀检测技术、取样分析检测技术和智能漏磁内腐蚀检测技术对集输天然气管线开展了腐蚀检测作业。检测结果表明,该气田集气干线腐蚀速率为0.06～0.103 mm/a,集气支线腐蚀速率为0.08～0.127 mm/a,集输管线阴极保护效果及管道外防腐层质量较好,管道腐蚀较轻,均能通过安全评定,不影响管线的正常运行。同时,运用修正的B31G准则、Shell 92法、GB 50251、Newton-Raphson公式等安全性分析与评价方法对检测管线进行了安全性分析,结果表明,集气干线、支线最小失效压力分别为12.5 MPa、8.53 MPa,均高于管线的工作压力5.0 MPa,集输管线服役状态良好,运行安全。该检测与分析结果,为靖边气田集输管线的安全管理提供了保障。     

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。     

靖边气田滚动建产时期集气站设计压力浅析

针对靖边气田建设及运行过程中存在的问题,论证了集气站设计压力的3个影响因素：压力系统、安全阀定压、冬季管网运行压力.通过压力系统自下游用户的反推及优化;安全阀定压的计算及优化;冬季供气高峰期管网运行存在问题及压力优化进行分析,对气田后期滚动扩边新建集气站的设计压力提出了合理化建议.即：距离净化厂或集气干线较近的集气站设计压力可适当降低,按6.3MPa选取;为满足冬季高峰供气要求,管网末端集气站设计压力可适当选高,按6.8MPa选取,有利于冬季高峰期管网末端集气站产能优势的发挥.     

牙哈凝析气田集注气管网工程试压施工技术

牙哈凝析气田地面建设集注气管网工程包括集气管线及注气管线两部分。集气管线的设计压力为25MPa(除YH2井井口到加热炉之间为32MPa外),注气管线的设计压力为56MPa,其中集气井为13口,注气井为8口。集气管线部分总长度为30km,注气管线部分总长度28.5km。1.试压应具备的条件试压应     

苏里格气田天然气最优集气半径的探讨

苏里格气田单井产量低、建井数量多,因此确定最优集气半径是集输系统优化的关键问题。通过计算苏里格气田某区块不同建产规模和集气半径的采气管道长度,采用建井密度和等效面积等方法计算类比其他区块不同集气半径的采气管道长度及投资,结合相应集气半径的集气站及集气支线投资,最终确定其最优集气半径。     

气田采气管线天然气水合物生成条件预测

延长气田地面集气工程采用高压集气工艺,天然气在井口未经任何处理,经高压采气管线输送至集气站内进行集中处理。在一定温度和压力条件下,极易在采气管线中形成天然气水合物堵塞管道,影响采气管线的正常运行,因此,对采气管线水合物的生成条件进行预测是非常必要的。结合天然气管道动力学与天然气水合物统计热力学模型,利用VB编制了计算软件,以延长气田采气管线为例,对管线中天然气水合物的生成条件进行预测和分析,从计算结果可以看出,该水合物生成条件的计算方法在实际工程应用中具有一定的实用价值。     

鄂尔多斯盆地北部上古气田地面集输工艺

鄂尔多斯盆地北部上古生界资源丰富,目前已发现苏里格、大牛地、乌审旗、榆林等大气田并进入大规模开发阶段.结合鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏特点、当地地理环境以及集气管网集气压力,基本形成了两种天然气集输处理模式:一种是以大牛地气田为代表的高压集气、低温分离的天然气集输处理模式;一种是以苏里格气田为代表的中(低)压集气、集中处理的天然气集输处理模式.从实际运行结果来看,目前两种工艺都能够满足鄂北上古生界气田的集气处理与输送要求.     

涩北二号气田高低压集气工艺及管网两相流模拟

青海油田所属涩北气田为全国陆上的大气区，涩北二号气田为其主力气田之一。截止到2002年，该气田的天然气地质储量为826.33×10⁸m3。 2005年，涩北二号气田成功实施了高、低压集输地面工程，2007年5月29日，涩格输气管道复线工程投产，标志着青海油田天然气管输能力得到大幅提升。为此，对涩北二号气田高低压集气工艺进行了介绍，对集气管网进行了水力和热力核算，提出了高低压集气管网的流量、压力和温度运行参数；还对高低压集气管网在不同工况下的两相流状态进行了模拟，获得了气田集气管网各管段在事故状态下的最长允许停输时间，并对其启动时的含液量进行了预测。以期为气田生产及事故状态下的运行提供决策依据。     

阀组集气工艺技术难点分析及设计

为了研究低产气田阀组集气工艺的适用性,调研了阀组集气工艺的主要特点和优缺点,并进行了阀组集气工艺技术难点分析。重点针对采气管道积液问题,研究采气管道保温、管径和运行参数等因素变化对天然气饱和含水量和持液率的影响规律,得出以下结论:不保温管道与保温管道相比,不保温管道随着距离的增加,天然气饱和含水量曲线出现很明显的拐点,持液率较大;管径越大,管道沿程饱和含水量下降较快,管道内很快析出大量的游离水,持液率越大;输送压力越大,天然气饱和含水量越小,管内析出水量越多,持液率越大;地温越高,天然气饱和含水量越大,管内析出水量越少,持液率越小。同时,针对阀组集气工艺存在的主要技术难点提出了设计建议。     

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。     

子洲气田西干线积液量计算及药剂排液工艺技术

中国石油长庆油田子洲气田公司西干线积液导致管输效率低、能耗高、管网节点压力高,目前采取的频繁清管措施,不但影响正常供气,还存在着卡球、憋压等风险,给安全生产带来了极大的隐患。为此,根据实际管线路由以及气液两相流理论,建立了适用于该气田支干线的积液量计算数学模型,利用实际生产数据、清管参数进行模型的拟合和修正,得到西干线积液量与集气量、集气压差的实用关系式。同时根据该气田管线积液高含醇（体积分数为35%）、高含凝析油（体积分数为42%）的特点,研制开发了高抗醇、高抗油管道泡排剂UT-14,并进行了药剂排液试验。结果表明：试验前后管道进出口压差最多降低0.22 MPa,排液效率超过33%,证实西干线积液实用公式的正确性和药剂排液在复杂地表下集气管线的适用性,可作为目前清管工艺的替代工艺,以确保集气管线的连续、安全生产。该成果对提高起伏管线集输效率、降低集输能耗和清管风险具有重要意义。     

川东16井集气管道流型分析及排除管道内积水措施

东溪气田 1 6井于 1 979年 7月投产 ,集气管道规格 76mm油管 3 0m、Φ1 0 8× 6无缝钢管 1 .1 7km。因该井产水 ,目前存在管道低洼处积水 ,冬季易结冰 ,导致管道局部堵塞 ,压力损失增大 ,严重时甚至无法正常生产。本文对东 1 6井集气管道内的流型进行了分析 ,并根据实际情况 ,提出了在现有基础上的整改措施的初步设想 ,以排除管内积水 ,从而达到提高管道输送效率 ,保证正常生产的目的     

天然气-凝析液混输管道段塞流的控制措施

气液混输的集输工艺简化了气田集输系统流程，操作运行简便，适用无人值守的操作管理方式，已在国内陆上几个大型气田得到应用。但气液混输管道中常出现段塞流，段塞流对管道具有振动性破坏并导致管道末端工艺处理设备的不稳定运行。介绍了容器式、多管式等捕集器，针对气液混输管路提出分离器兼做容积式捕集器、分段清管法等设计措施，并以长北气田某集气干线为实例，讨论了缓解段塞流的生产运行措施。     

大牛地气田中压集气工艺试验

为了探索更为环保、高效的集气工艺,减少有毒物质的使用,减少新区块开发的地面建设投资,大牛地气田专门建设一座中压集气试验站,进行中压集气的试验研究.中压集输主要是在气井内安装井下节流器来降低井口压力,进而达到降低集输管线压力,从而实现多井串接的目的.经调研和计算,同样的产能建设规模,采用中压集输的地面建设投资仅为高压集输地面投资的51.4%,而每年运行成本相当;同时中压集输的集气半径大,同样的产能建设,建站数量仅为高压集输的20%,节约用工人数50%以上.     

延长气田集输工艺探索与实践

根据鄂尔多斯气田特点及相邻区块的开发特点,国家对延长气田提出了经济合理、技术成熟、安全可靠、规模效益开发的地面集输工程建设要求。对延长气田已有试气参数进行分析,将天然气集输系统与管输压力系统相结合,充分利用气井能量,提高气田集输系统的整体运行效率。通过高压集气、中压集气和低压集气三种集输方案的论述和对比分析,确定了合理的集输方案,即按照中压集气方式对志丹双河地面工程进行技术方案设计和实施,顺利完成了地面工程的建设投产,实现了延长气田规模效益开发。此天然气集输工艺方案对其他类似区块的效益开发具有一定的指导借鉴意义。     

L360MCS抗硫碳钢管的焊接技术

普光气田为我国特大型高含H2S气田,集输管线压力高,其设计压力9.0 MPa;H2S含量大,达13%～18%(φ);腐蚀性高,采用的是L360MCS抗硫碳钢管。L360MCS抗硫碳钢管为低碳微合金管线钢,具有高强度、高韧性和抗脆断以及抗HIC和抗H2S腐蚀性能,主要用于高含硫化氢介质管道中。普光气田开发前,国内没有相关成熟的抗硫管道焊接案例,也没有相关焊接工艺标准。从管线材料、焊接材料性能出发,介绍了焊接材料、焊接工艺及质量控制等关键环节。自2009年8月普光气田集输管道投产以来,各项性能指标均满足设计要求,管道运行状态良好。     

四川高含硫气井集气管道的施工

四川卧－63井天然气含硫化氢32％，其含硫量目前是四川气田最高的。本文阐述高含硫集气管道的施工准则，介绍卧－63井集气管道的施工概况，其中包括管道的敷设、检验、阴极保护的设置及吹扫试压。     

集气管线阴极保护失效分析及解决措施

为了解决某气田在投产后集气管道保护电位下降,达不到阴极保护要求的问题,须找出导致保护电位下降的原因,并采取有针对性的解决措施。采用PCM对集气管道进行测试,找到漏电点出现在集气站的绝缘接头上,因绝缘接头暂时无法更换,漏电问题无法解决,通过将集气管道纳入集气站区域性阴极保护系统的方式,使集气管道达到阴极保护要求。因此,当线路阴极保护系统出现问题,如绝缘接头失效、阴极保护系统相互干扰,可将线路管道纳入站场区域性阴极保护系统。