大牛地气田天然气水露点控制方法

大牛地气田规模性开发已有十余年,气井压力从最初的高压20MPa以上逐渐下降到目前的低压3MPa左右,在气井压力逐渐降低变化的过程中,如何保证集气站的外输天然气露点能达到行业要求的水露点,这里介绍了在气井生产的不同时期,采取不同的控制集气站的技术参数和生产工艺方法,从而保证了大牛地气田的外输天然气露点符合行业标准。     

大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制

本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案,分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。     

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。     

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.     

文23气田降压采气稳产技术

在井口流压接近管网系统压力的气田开发中后期,降低管网的系统压力,是保持气井产能、延长气井自喷采气期的有效手段,也是提高天然气采收率、实现气田高效开发的重要途径之一。针对文23气田气井分布相对集中的特点,以集气站为单位,创造性地采用了高低压分输技术、分散降压采气的方式,适应文23气田不同的开发阶段,延长了气井生产时间。降压采气技术在文23气田的应用实现了井口压降0.8MPa以上,扩大了生产压差,提高了最终采收率。     

大牛地气田增压后气井压力分析

为了分析大牛地气田一期增压后气井的井口压降速率增加的原因,延长一期增压后的稳产时间,本文选取大牛地气田37号站气井进行了研究;研究结果表明,增压后外输压力降至3MPa,气井允许生产压力降低,气井进入定产降压开采阶段,产量稳定但压力降速率增大;同时随着气井油压的降低,生产压差增大,地层流体流入井筒的速度增加,井筒积液量增加,进而促使油压快速降低;管线中积液量增加,使井口到进站压力损失增大,进站压力随之降低。针对以上原因,建议加大此类气井的助排力度,采取泡排配合定期提产带液的方法,排出井底积液,控制油套压下降速率,延长增压后气井的稳产期。     

PIPESIM软件在大牛地气田注醇优化中的应用

大牛地气田为低压低产含水气田,单井管线在天然气采输过程中,容易因局部节流,形成天然气水合物。目前大牛地气田采取的是注甲醇防堵,而PIPESIM软件可以通过模拟不同气井在不同生产阶段的水合物生成条件,从而指导最优化注醇量,即实现了防堵的目的,又可以节约成本。通过本论文的验证,得出了PIPESIM软件模拟调整注醇量适用于大牛地气田的气井。     

复温外输工艺技术在致密气藏的应用

复温外输工艺是保证气田开发中后期外输气质量的创新方法之一。以大牛地致密气田为例,分析了复温外输工艺技术在致密气藏的应用。明确了开发中期是实施复温外输的最佳时机。并对复温外输工艺在大牛地气田的实施效果进行了分析评价,结果表明,实施复温外输后,外输天然气水露点明显下降,同时延长了气田的天然能量开采时间,节约大量成本,具有显著的经济效益。     

天然气管道输送自动化与控制

蒙西煤制天然气外输管道属于普通集气站管道,输送压力高、总流量大、管道跨度大、压气站数量多、输送加工工艺复杂。为科学研究蒙西煤制天然气外输管道正常工况和事故工况、主要参数变化趋势及管道在各种安全事故下的逃生时间,使用SPS软件创建蒙西煤制天然气外输管道模型仿真。仿真模拟了所有正常工况下整条管道压力和温度的主要参数。仿真结果与具体运行数据信息的相对偏差分别为1.90%和12.24%,验证了实体模型的稳定性。明确了工作温度和管道表面粗糙度变化对集气站全过程高效的危害规律,明确了管道在各种安全事故下的最大逃生时间,可为集气站提供参考。     

大牛地气田集气站标准化设计

针对大牛地气田形成的高压进站、站内加热节流、低温分离、轮换计量外输、站内向井口集中注醇防堵的集气站工艺,在集气站规模和工艺流程基本相同的情况下,对集气站标准化设计的优势显得愈发突出。依据集气站标准化设计,可以批量采购集气站的设备和材料、盘活物资供应需求、缩短建造工期,降低安全风险、保障工程质量,很好地适应了大牛地气田大规模的开发建设。     

苏75区块集气支线外输压力升高原因分析及治理措施

苏75区块位于苏里格气田的西区北部,年外输天然气8亿立方米,其2条集气支线,担负着将苏75-2集气站、苏75-4集气站处理后的天然气外输至集气交接站的任务和功能,其安全运行对整个区块的生产和经营发挥着咽喉作用。由于集气站仅对天然气进行初步的气液分离,因此在实际运行过程中管道内会存有一定的积液,在一定的压力、温度条件下会形成水化物,不仅增加了输气压力、降低输送效率,更为重要的是对管道的安全运行形成重要安全因素。本文通过对集气支线外输压力升高运行进行了全面分析,并提出了解决措施,取得了良好的效果。本文研究成果可以对其它天然气管道的安全运行提供良好的借鉴经验,有着积极的现实意义。     

HYSYS与GB/T22634计算天然气水露点/水含量的对比

天然气水露点是管输天然气一项重要的气质指标,如何准确计算天然气在不同输送压力下的水露点十分重要。本文基于HYSYS软件计算和GB/T22634推荐的计算方法,结果进行对比分析。结果表明:HYSYS计算结果作为设计依据时,在低压区不能够满足设计要求,建议将水露点低于最低环境温度3℃优化为低于最低环境温度5℃;在高压区域(3～12 MPa),能够满足设计要求。     

一种新的防垢型除硫剂及其应用效果

大牛地气田下古生界部分气井含硫化氢,产出天然气需要除硫才能外输。由于气井产出水矿化度高,在使用碱性除硫剂的工况下,气井集输系统结垢严重,影响了气井正常生产。通过分析碱性除硫剂造成结垢的原因,对碱性除硫剂进行改进得到一种新的防垢型除硫剂,现场应用后除垢剂加注周期明显延长、加注量明显减小,同时结垢得到减缓。     

阿拉新集气站合理外输温度的确定

阿拉新集气站在投产三甘醇脱水装置后,外输天然气水露点降低,安全外输温度发生变化,进而引起冬季站内合理的进站加热温度发生变化。本文对阿拉新集气站从天然气进站到外输整个过程的温度变化进行分析,结合水化物的生成条件,确定出合理进站加热温度,使其既能保证天然气安全平稳外输,又使能耗降到最低。     

管输初期天然气水露点超标问题及防治措施研讨

管输初期天然气水露点超标和水合物的生成对天然气管道建设、输送和管道运行造成极大危害,本文结合中亚天然气管道运行情况,分析影响管输初期天然气水露点的各项因素,并通过气源地、工艺处理和输送过程等环节对控制管输初期天然气水露点超标和抑制天然气水合物生成方面提出有效的控制和防治措施,并以此解决天然气管道建设和运行中存在问题,保证天然气管道运输的顺利进行。     

利用压力调节优化工艺流程探讨

本文针对温米油田注气压缩机投入正常运行后,轻烃装置、注气压缩机用气及外输湿气之间矛盾突出,火炬放空量大,天然气资源浪费严重,这些矛盾深入分析研究,提出膨胀机密封气重复利用的可行性改造方案,力求用尽可能少的投入,最大程度的提高装置效益和资源利用率,使改造后的天然气综合利用创造最大的经济效益和社会效益。研究过程中根据密封气组分分析,认为密封气无法作为干气外输(干气正常外输压力为1.35MPa以上)。但密封气组分与干气组分基本一致,而装置燃气系统压力为0.34MPa,密封气出膨胀机组后压力为0.40MPa,为此我们考虑将密封气引入燃气系统,合理可行;通过反复论证,通过实施压力、流量双重调节,保证燃气压力和流量,这样既可以消除密封气放空至火炬燃烧掉,同时又增加了干气外输。     

天然气水露点数据分析及控制方法研究

水露点是管输天然气的一项重要气质指标。本文在对天然气水露点测定方式进行研究总结基础上,确定基于帕尔贴效应制冷的冷却镜面式测试方法具有更多优点,通过基于该方法的露点仪对某天然气管网输气场站及CNG加气母站的水露点数据进行检测并处理,提出了标准参照法、横向对比法两种分析方法,得到了水含量自上游到下游逐渐增加的变化规律,同时结合实践经验对降低管输天然气水含量方法进行总结。     

天然气驱提高原油采收率试验研究

以中原油田文88块油藏为研究对象,进行天然气驱室内实验研究,注入气为甲烷含量95.5%的外输开封天然气。地层流体相态特征实验研究表明,文88属于高饱和油藏,饱和压力高达41.954MPa,在目前地层压力29.60MPa下油藏流体性质发生了很大变化。细管实验研究表明,在地层温度下的最小混相压力约为45.16MPa,在目前地层压力29.60MPa下注入外输开封天然气无法实现混相驱。三组长岩心驱替实验研究表明,目前地层条件下注天然气的采收率只略高于衰竭开采,可以提高采油速度;如果高于饱和压力注气保持压力开采将获得非常高的采收率,可以达到82.9%。     

大牛地气田水合物防治工艺

天然气水合物形成后堵塞井筒、管线、阀门及各种设备,给天然气的开采、集输和加工带来危害,如何经济有效地防止水合物生成是很多油气田面临的问题。大牛地气田产水气井在不同程度上存在水合物问题,某些气井水合物堵塞相当严重。本文分析了大牛地气田水合物形成情况和水合物抑制剂的使用情况,通过现场数据对甲醇和乙二醇进行对比,优选甲醇作为大牛地水合物抑制剂,并给出合理的抑制剂用量为现场应用提供了理论指导。     

元坝气田增压站投运技术研究

元坝高含硫气田一期、二期工程建成后将达到每年34亿立方米净化天然气的生产能力。为提高川气东送管道供气规模和效益,元坝气田所产天然气在合理满足当地用气需求的基础上,通过川东北~川西输气联络线普光至元坝段管道向川气东送管道提供补充气源是必要的。目前增压站出站压力约5.0MPa,但川气东送管道进站压力已高达7.6MPa,因此为了外输元坝气田天然气,必须进行增加压力,将天然气外输压力将从5.0Mpa左右逐步上升至8.0Mpa。