国内最长页岩气集输干线进入全面施工阶段

<正>近日从中国石油西南油气田公司获悉,长宁页岩气田集输干线工程进入全面施工阶段。管道建成后,对提高页岩气输送能力、保障川渝地区清洁能源供应、促进区域经济发展具有重要意义。长宁页岩气田集输干线,是为了满足长宁区块页岩气规模上产需要而建设的。管道起于宜宾市兴文县九丝镇,止于泸州市纳溪区,设计压力6.3 MPa,管径813 mm,线路总长度120 km,设计年输量40×10~8m~3,是四川省目前管径最大、线路最长的页岩气     

国内首条管径最大线路最长页岩气田集输气干线投运

正2017年12月15日16时,国内首条管径最大、线路最长的西南油气田页岩气田集输干线投运。该管线的成功投运,将打通云南省昭通与四川省长宁两个区块的页岩气外输通道,为川渝两地的保供工作注入新动力。为"十三五"末长宁区块、昭通区块页岩气年产量突破70×108m3提供支撑,破除两个区块页岩气外输的瓶颈,西南油气田2017年2月正式启动了长宁页岩气田集输气干线建设。该集输气干线始于宜宾市兴文县九丝镇宁209井中心站,止于泸州市纳     

国内首条页岩气试采干线开工动焊

2013年6月10日,西南油气田公司长宁地区页岩气试采干线工程正式开工动焊。该干线建成后,将成为国内首条页岩气专用输送管道。长宁区块之前尚无页岩气外输管道,西南油气田公司已钻成的大部分页岩气井无法组织生产,制约了该区页岩气资料录取、地质评价、先导试验、产能建设等工作开展。为尽快打通页岩气外输的“黄金通道”,加快推进长宁一威远国家级页岩气示范区建设,西南油气田紧锣密鼓地筹建该页岩气试采干线工程。     

国内首条页岩气试采干线开工动焊

6月10日,中国石油西南油气田公司长宁地区页岩气试采干线工程正式开工动焊。该干线建成后,将成为国内首条页岩气专用输送管道。该试采干线以宁201-H1井集气站为起点,以双河集输末站为终点,接入纳安线,全长92．8km,设计压力为6．3MPa,设计输送气量为450×10^4m^3／d,干线沿途跨越大型河流1次,穿越中型河流3次,穿越省道3次。     

我国首条页岩气外输管线投运

<正>2014年4月18日14时,随着宁201-H 1井外输球闸打开,我国首条页岩气外输管线——长宁地区页岩气试采干线投入运行。长宁地区页岩气外输管线设计管输压力6.3MPa管径457mm,规模日输气450×104m3,全长93.7 km,起于宜宾市上罗镇宁201-H1井集气站,途经宜宾市珙县、高县境内10多个乡镇,在宜宾市双河乡双河集输末站与四川输气大动脉"纳安线"对接,进入环四川盆地天然气管网。近期,随着该示范区H 3、H 2平台共8口井陆续投产,该区域页岩气日产气量将达到50×104m3,明年底长宁     

西南油气田四川长宁区块页岩气产量超6000×10~4m~3

<正>据悉,截至2014年9月1日,国家级页岩气示范区——西南油气田四川长宁区块已累计生产页岩气6592.4×104m3。其中,长宁H2-4井单井日产量突破20×104m3,H 2-2单井日产量突破15×104m3,示范区日产气量达70×104m3,显示了这一区块良好的开发前景。自2014年4月18日长宁页岩气外输干线投入运行以来,西南油气田渝西采气作业区加快推进长宁区块页岩气生产     

我国首条页岩气外输干线主体完工

<正>2014年4月14日,中国石油西南油气田公司蜀南气矿长宁地区页岩气试采干线工程已完成线路焊接。至此,中国首条页岩气外输干线主体完工。管道投产后,四川省宜宾市将成为我国首个享用页岩气的城市。长宁地区页岩气试采工程全长93.7km,管径457mm,设计日输量450×104 m3。首站位于四川宜宾珙县上罗镇,末站位于宜宾高县双河乡,与纳安线对接,进入环四川盆地天然气管网。该工程于2013年6月10日打火组焊,由素有"山地之王"之称的中国石油川庆钻探工程公司四川石油天然气建设工程有限责任公司(以下简称川庆油建)承建。     

我国首条页岩气专用外输干线组焊贯通

正2014年3月31日,四川长宁页岩气试采干线工程完成最后一道焊口的组焊工作,标志着我国首条页岩气专用外输干线工程组焊工作全部结束,实现全线贯通。四川长宁页岩气试采干线工程设计规模每天450×10 m3,全长93.7 km,途经彝、苗、回和土家族4个少数民族聚居区,以及穿越国家森林保护区和珙县浅源地震活跃带。西南油气田公司蜀     

我国首条页岩气外输干线组焊贯通

<正>四川长宁页岩气试采干线工程于2013年6月10日打火动焊,经过9个多月的艰苦奋战,2014年3月31日完成最后一道焊口的组焊工作,标志着我国首条页岩气专用外输干线工程组焊工作全部结束,实现全线贯通。四川长宁页岩气试采干线工程设计规模450×104 m3/d,全长93.7 km,涉及2个县13个乡镇,途经彝、苗、回、土家等4个少数民族聚居区,穿越国家森林保护区和珙县浅源地震活跃带。中国石油西南油气田公司蜀南气矿克服当地雨热同季、雨量丰富的不利气候条件,取得首次喀斯特地貌超过35 km长距离连续施工、首次75°高陡坡     

中国页岩气腐蚀原因分析及防护措施讨论

页岩气具有低碳排放的优势,且中国页岩气资源储量居世界首位,是中国向清洁能源经济模式发展的战略选择,页岩气具有巨大的发展市场。随着页岩气的不断开采,地面集输系统腐蚀问题不断出现,严重影响了页岩气的正常生产。本文针对中国页岩气重点产能区域地面集输系统腐蚀案列进行分析,发现大部分页岩气田地面集输系统发生腐蚀穿孔的主要为硫酸盐还原菌(SRB)导致,CO₂的存在促进了点蚀的发展,同时,Cl-起到催化与促进点蚀的作用,最终导致集输管线腐蚀穿孔甚至断裂。为了有效遏制集输管线穿孔现象,需对加注缓释杀菌剂,并结合对集输管道涂敷防腐涂层,实现对集输管道腐蚀的有效控制。     

中石油首口累计产量超1亿立方米的页岩气井诞生

正2017年7月20日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁H10-3井累计生产页岩气1.000 5×10~8 m~3,刷新了长宁—威远国家级页岩气示范区单井页岩气累计产量的最高纪录,成为中石油页岩气田第一口累计产量超过1亿立方米的页岩气井。长宁H10-3井隶属于西南油气田长宁公司宁201井区。长宁H10-3井位于四川省宜宾市珙县上罗镇。该井于2014年8月13日开钻,同年11月14日完钻,完钻井深4 330 m,水平段长     

页岩气集输系统的腐蚀评价与控制——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气开采普遍采用了体积压裂技术，单井水平井压裂液用量介于4×104～5×104 m3、支撑剂（石英砂和陶粒）用量介于2.5×103～3.0×103 t，在压裂施工结束后的页岩气排采和生产过程中，压裂返排液对地面排采流程和地面集输系统带来了不同程度的腐蚀，有可能致使设备和管线穿孔失效，进而影响生产系统的安全运行。为了提高页岩气集输系统的安全运行水平，基于中国石油西南油气田公司天然气腐蚀控制技术支撑平台，借助于腐蚀环境和生产工况分析、材料失效评价及优选、杀菌缓蚀剂应用和生产工艺参数控制优化等方法和手段，开展了川南页岩气集输系统腐蚀行为和控制措施研究。研究结果表明：①川南页岩气集输系统主要表现为冲刷腐蚀和电化学腐蚀；②冲刷腐蚀主要集中在页岩气站内工艺流程，体现在砂粒对弯头、三通、阀门等部位持续的机械磨损；③电化学腐蚀主要集中在页岩气站外集气管线，体现在积液环境中二氧化碳与硫酸盐还原菌的共同腐蚀作用；④采用提高除砂效率、优化流程设计等手段，可以有效控制冲刷腐蚀；⑤加注杀菌缓蚀剂并配套生产管理措施，可以有效控制电化学腐蚀；⑥页岩气集输系统腐蚀评价与控制工作应从设计阶段就开始考虑。结论认为，所形成的集材料优选、设备结构优化、腐蚀介质处理和运行工艺参数优化控制等为一体的页岩气集输系统整体腐蚀控制技术，有效地减缓了川南页岩气集输系统的腐蚀失效、提升了安全运行水平。     

苏中气田天然气集输干线合理注醇量计算

在冬季,天然气集输干线内易生成天然气水合物,将甲醇作为抑制剂注入到管线内是有效的防治方法.本文以降低管线内注醇量为目的,分析现有HYSYS软件注醇量计算模型的不足有:无法适用于苏中气田集输干线,缺少管线内气相含水量计算.从完整模拟苏中气田集气站内天然气集输工艺流程的角度出发,基于上述软件搭建了适用于苏中气田的注醇量计算...     

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。     

天然气管道全面腐蚀检测技术在榆林气田的应用

榆林气田集输支干线防腐技术主要采用外加绝缘层及阴极保护的方法。介绍了多频管中电流法(PCM)和密间隔电位测试法(CIPS)管道外防腐层检测技术。榆林气田应用该技术检测了管道阴极保护电位、评价了阴极保护效果、了解了管道防腐层及缺陷状况,并进行了开挖修复。该技术在指导气田安全生产方面简单、实用、准确性高。     

煤层气饱和水处理工艺在延川南的应用

本文介绍了煤层气饱和水处理工艺在延川南煤层气田的应用,分别从井口集输、采气管线、集气站、集气干线、中心脱水站五个煤层气集输环节,阐述了各环节有效分离和收集饱和水凝液的工艺方法,归纳和总结了该工艺在含饱和水煤层气田集输中的适用性。     

油田集输管道腐蚀因素及防腐措施

本文基于对油田集输管道腐蚀因素及防腐措施的研究,总结出油田集输管道防腐工作的重点和难点。     

山区陡坡地段管道安装技术

山区陡坡地段管道线路的安装施工与一般地段存在较大差异,施工难点主要来源于其特殊地形、地势。以长宁页岩气田集输气干线工程陡坡段管道安装施工为例,对山区陡坡段管道安装的主要施工技术进行简要介绍。根据测量成果建立管段三维模型,确定焊口位置、直管段长度、冷弯管及热煨弯头角度,以便提前进行管段预制,减少陡坡上工作量;架设运输索道系统进行运布管,解决陡坡运输难题;管道在管沟内借助索道系统自上而下方向进行组对和组焊,焊后及时进行管道固定。通过这些施工技术的成功应用,有效克服了陡坡地段管道安装的施工难点,显著提高了施工效率,创造了良好的经济效益,可为今后同类施工提供借鉴。     

四川长宁—威远国家级页岩气示范区建成

正2016年1月13日四川长宁—威远国家级页岩气产业示范区页岩气日产量达到700×10~4m~3,产能已超既定目标,这标志着中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)已建成中石油首个国家级页岩气示范区。长宁—威远国家级页岩气产业示范区位于四川省内江市、宜宾市境内。2010年4月,西南油气田在威远钻成国内第1口页岩气井威201井;同年9月,在长宁钻成宁201井,两口井均获气,证实长宁、威远区块页岩气的存在,由此圈定长宁、威远为     

基于改进的岩石物理模型表征页岩天然裂缝特征

为了给四川盆地下志留统龙马溪组页岩气勘探开发提供技术支撑,以长宁、涪陵2个页岩气田的龙马溪组为研究对象,利用氦气法、X射线衍射、真密度测试等方法,借助改进的岩石物理模型,定量表征了龙马溪组页岩中天然裂缝的发育特征,并探讨了天然裂缝的发育类型、成因机制以及对页岩气开发的影响。研究结果表明:(1)运用改进的岩石物理模型可以精确刻画长宁页岩气田页岩孔隙系统,拟合度达0.74;(2)页岩中天然裂缝的发育具有区域控制因素的差异性,其中长宁页岩气田裂缝局部限制发育,钙质充填,裂缝孔隙平均值为0.15%,由基底逆冲断层、滑脱层和内部褶皱作用控制,而涪陵页岩气田裂缝则普遍较发育,硅质未充填或半充填,裂缝孔隙平均值为1.30%,主要受控于逆断层和滑脱作用;(3)地层条件下,天然裂缝的开启性存在着差异,长宁页岩气田基本处于封闭状态、渗流能力弱,而涪陵页岩气田则处于相对开启状态、渗流能力强;(4)天然裂缝影响页岩气的赋存方式,内部以游离气为主体,页岩气井的初始产气量相对较高。结论认为:(1)引进回归系数计算现今实际的总有机质含量,使得改进的岩石物理模型能够更加精确地刻画基质孔隙和裂缝孔隙;(2)四川盆地页岩产层段中天然裂缝发育对页岩气富集与开采相对有利,但原始地层条件下会削弱天然裂缝的渗流能力。