延长气田延气2-延128井区地面集输工艺的优化创新

延长气田延气2-延128井区先导试验区建成投产后存在井口设备和地面集输管线承压高、安全风险大;容易生成水合物、注醇量大;集气半径小、单个集气站纳入井数少、站点多和永久占地多等问题。针对存在问题,对续建的一期地面集输工艺进行了优化和创新,提高了集输工艺技术的适用性。优化后,集输站集气半径增加1.4倍,单个集气站纳入井数增加2.3倍,集气站数量减少8座,集气站减少用地面积约15%,运行费用降低20%以上;平均单井采气管线长度减少50%以上,管线工程量减少54.6%;单井注醇量减少50%,单台注醇泵注醇效率提高约150%。地面集输工程投资降低了2.8亿元,单口气井地面工程投资降低42.3%。2014年工程项目顺利投产,目前系统安全平稳运行。     

苏里格气田苏20井区集输管网设计

根据苏里格气田地面集输工艺的特点,对多种集气方案进行了比选,确定出最佳集气站布局方式和多井串接的采气管网形式,缩短了采气管道长度,增加了集气站辖井数量,降低了管网投资。在采气管网和集气支线的工艺设计上,采用了气体管道计算软件对采、集气管道的管径等参数进行最优组合,达到技术可行、经济最优的设计效果。     

四川气田集输技术的现状与发展

介绍四川气田开发建设３０多年来，气田集输技术从简单到能适应各种类型气田开发建设需要的进展概况，并对四川气田集输技术、低压气采输、气田自动化、节能、环保及橇装施工等方面提出了建议，认为输气管网应建地下储气库，应缩短采气管线；四川气田的开发要注意压缩机的选型；老气区应以实现自动控制，井场无人值守为目的；要有针对性地开展四川气田节能与减少漏损的工作。同时，采取有效措施进一步提高环保效果，提高气田的整装水平也是要重视的问题。     

涪陵页岩气田无人值守集气站建设

中石化重庆涪陵页岩气田为国家级页岩气田示范区,从气田产能建设开始就以信息化气田为起点,采气井场和集气站均按照无人值守设计。为实现真正意义上的无人值守,无人值守站场须配置高可靠的供电系统、自动控制系统(包括ESD系统)和信息传输系统,尤其要做到系统的本质安全,确保在异常情况下无人现场的监视监控、自动关断和压力泄放;设计周密完善的气田因果控制关断逻辑,使气田在紧急情况下分片区进行自动关断,确保管网和集气站装置的安全,有效控制事故事态的扩散。     

苏里格气田单井采气管网串接技术

苏里格气田未来将有上万口井、上百座集气站。单座集气站最终管辖井数量50口以上，采用单井直接进站的常规集气方式，进站管线的数量多、距离长，无法满足大规模、低成本开发苏里格气田的要求。为此,针对该气田自身特点，采用井间串接放射状采气管网，采气干管上开口少，串接过程全在井场完成，接入新井不会影响采气干管正常运行，适应苏里格气田滚动开发的需要，并且增加了集气站管辖井数量，降低了管网投资，减少了管沟密集开挖对苏里格气田脆弱环境的破坏。     

撬装技术在涪陵页岩气田集输站的运用

涪陵页岩气田是国家级页岩气建设示范区,对页岩气地面集输和处理提出了设备标准化、撬装化、一体化等要求。通过对涪陵页岩气田集输站所需主要设备——加热炉、气水分离器、汇管撬以及调压设备进行撬装化集成进行优化设计、自动化研究以及三维模拟组撬,研发出了适用于页岩气加热炉撬、分离器撬、汇管撬和调压撬等设备。目前已在涪陵页岩气开发一期产能建设41座集气站成功应用,单套流程建设施工周期减少16天、占地面积减少了190m~2;水套炉每年节约燃料气5×10~4m~3以上、基本实现天然气产量远程调节;集气汇管撬实现了气井产量的间歇计量。研究结果表明,撬装技术提高了涪陵页岩气田集输站运行的可靠性、稳定性,缩短现场施工周期,减少占地面积,该技术将在涪陵页岩气后续开发中进一步推广应用,为集气站实现无人值守奠定了技术基础,同时也为其他气田页岩气开发提供借鉴。     

沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考

中国石油天然气股份有限公司“十一五”期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田,该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此,根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点,通过理论研究及现场试验,提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施：①简化低压集气工艺;②成功应用非金属管材;③采用井间枝上枝串接工艺;④采用越站集输工艺;⑤实现自动化控制及数字化管理;⑥应用三甘醇脱水技术;⑦采用集成过滤分离器;⑧煤层气集中处理、规模化外输;⑨实行低成本开发。同时,还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨,并给出了相应的建议。     

大牛地气田两级增压阶段集气站工艺优化研究

随着大牛地气田开发进入中后期阶段,地面集输工艺也由初期的"高压进站、加热节流、低温脱水、轮换计量、注醇防堵"的高压集气工艺转变为"降压开采、集中脱水、增压外输"的增压集输工艺。为最大限度地延长气井寿命、提高气田采收率,规划在大牛地气田一期集中增压的基础上,在集气站实施二期增压工程,最终实现两级增压集输系统。为降低二期增压工程投资、减少集气站能量损耗,有必要分析早期高压集输工艺在两级增压阶段的适用性,探索工艺优化简化的空间。根据能量守恒原理,从两级增压设计参数入手,重点分析了加热节流工艺在两级增压阶段的适用性,确定出两级增压时期取消加热炉加热工艺的边界参数条件。通过对降低压缩机入口压力、加注甲醇抑制剂和加热炉加热工艺防止水合物措施的经济对比分析,指出两级增压早期集气站压缩机入口压力大于1.0 MPa阶段,加注甲醇抑制剂防堵是最经济的方案。最终提出两级增压阶段取消加热炉加热工艺、早期辅助甲醇防堵工艺运行的集气站工艺优化运行方案。     

致密气田地面集输集中加热节流工艺

为解决致密气田地面采气管道内易形成水合物的问题,同时实现丛式井场在不同压力等级的高效集输,结合现场生产经验提出了集中加热节流工艺。将相邻多个井场同时敷设高、低压2条采气管道,生产井根据压力等级分别汇入高、低压采气管道,在中心井场实现汇合;高压采气管道根据压力等级和输送距离,通过PIPESIM软件计算出管道裹覆的保温层厚度,实现集中加热节流;从中心井场敷设1条低压管道输往集气站,根据生产井后期的衰减情况和新投产井的压力等级,动态调整需要接入高压或者低压采气管道的井型。试验表明集中加热节流工艺在有效抑制水合物生成的同时实现了各井间高效集输,整个工艺流程简单,减少了设备数量,大幅地降低了地面管道敷设成本,实现了地面集气设备的高效管理。     

缓蚀剂批处理对高酸性气田集输工艺的特殊要求

以普光气田主体、大湾区块及元坝气田等高酸性气田集输工艺设计中遇到的缓蚀剂批处理带来的实际问题为例进行分析认为,缓蚀剂批处理对高酸性气田集输工艺流程及安装有特殊要求:对于输气量较大的集气干线尽量采用复线或同沟敷设的管网布局;对于有复线经过的集气站场,出站管线应分别接入复线,并要精确计量进入每条管线的输气量;如果一条集气干线经过若干集气站场,建议沿线经过的集气站场都设置收发球装置。     

我国的天然气及天然气管道工业

分析了我国的能源现状及全球能源的消费结构,指出目前我国正处在能源需求增长最迅速的时期.我国的天然气资源丰富,为了更经济合理地利用天然气资源,应采用高压、高钢级管道输送.最后指出了高钢级管线钢管今后发展的方向是进一步提高钢级和输送压力.     

从“深盆气”到“根缘气”

“深盆气”是一个既不能反映天然气成藏机理也不具有分类地质意义的非正式术语。如果按照其特点及地质模式，要确定一个气藏是否属于“深盆气”，首先就必须找到“气水倒置”的界面，而该界面的确定往往不易落实。“根缘气”被界定为致密储层中的具有“根状”天然气聚集，通常表现为致密储气层与气源岩的大面积接触，尤其是致密储层底部具有含气特点，天然气运移聚集服从“活塞式”原理。“根状”特点的出现表明了浮力的限制性作用，与常规气藏依靠浮力驱动的置换运聚模式形成原理上的差异。由于储层孔隙结构的复杂性，气体运移方式在2种典型的气藏类型之间常出现一系列过渡，它们也属于“根缘气”的范畴。因此，采用“根缘气”概念进行气藏类型判识，避免了对区域性气水倒置界面的追索。对于典型的根缘气藏，往往可以达到“单井定乾坤”的效果。     

天然气汽车的贮气技术

贮气技术是天然气汽车的关键技术。本文综述了天然气汽车贮气技术的研究,开发与推广应用现状,以及发展趋势。提出了我国发展车用天然气贮存技术的几点建议。     

凝析气田地面集气工艺技术

介绍了国内几个典型的凝析气田根据自身特点采用不同集气工艺的情况。对凝析气田的站场布局、集气流程、计量方式以及水合物抑制工艺的适应性进行了分析,并在此基础上明确了不同集气工艺的适用范围。通过对各种工艺、技术的分析对比,提出了在凝析气田地面建设中,应优先采用的工艺技术。     

压缩天然气与天然气汽车

国外使用天然气作为汽车燃料、汽车改装、天然气储存以及加气站的全套技术均已成熟，并已投入大批量生产，据统计，国外已有天然气汽车１５０万辆，天然气加气站近２２００座。     

利用气测资料识别浅层气层

针对东濮凹陷浅层天然气测录井显示好,其它录井方法难以发现、电测资料难以判别等问题,在综合测试、气测等资料确定产层类型的基础上,利用计算机技术建立了气测解释浅层气层的多个图版和解释标准,提出了烃组成形态图版、烃含量区间图版识别浅层气层的方法。濮浅２井的气测解释结论与测试资料的对比结果表明,利用气测资料识别浅层气效果好,解释符合率高,为浅层气层识别和评价提供了可靠依据,促进了浅层天然气勘探开发的进程     

甲烷燃烧气体的气相色谱分析

用自行研制的采样装置和气相色谱联用分析甲烷燃烧气体。色谱柱固定相为ＰｏｒａｐａｒｋＱ，柱温范围－９９～２５０℃，氦气作载气。结果表明，该装置可以迅速精确地分析确定甲烷燃烧气体的成份和浓度。采用校正归一法定量，相对误差＜２％。     

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随着“西气东输”工程的实施，在长江三角洲地区建设天然气长输管线的配套设施——储气库已势在必行。通过库址比较，目前位于江苏省金坛盐矿的盐层被认为是建设地下储气库的首选目标。盐穴储气库的垫气量随储气库的深度和运行压力区间的不同而有所不同。通过预测，江苏金坛盐穴储气库的垫气量约占总库容量的33％。若按常规使用天然气作为垫气，对一座年供17×108m3工作气规模的储气库群，其垫气费用将占储气库总投资的28.5％。若使用价格更低廉的惰性气体作为垫气，将能够节省总投资的16.7％。文章介绍了法国用惰性气体替代天然气作储气库垫气的经验，并针对江苏金坛盐穴储气库用氮气替代天然气作垫气进行了具体的技术、经济探讨。     

采气井口防窃气丝堵

目前多数油气田井口存在油气被盗现象.为了防止生产阀门被开、关装气包,采取了许多防范措施,这些防范措施虽然减少了天然气被盗,对随意开、关井起到一定的保护作用,但仍存在油套压力无法录取及清蜡阀门无法正常试井监测的问题.研制一种采气井口防丝堵技术,该技术既可有效避免井口天然气被盗,又能及时录取油套压力和流静压力,且各种维护措施都能正常实施,方便了气井的维护与管理.     

浅谈天然气管道投产中气推气置换法

针对天然气管道投产作业中置换方法,在分析国内外现状并对各种置换方法优劣比较的基础上,阐述了气推气置换方法置换顺序的选择、注氮量和天然气推进速度的确定方法、投产方案的编制、组织实施以及投产中应注意的事项,为其它天然气管道投产置换提供借鉴和参考.