天然气富气输送工艺技术

随着天然气开发不断向自然条件恶劣的边远地区和海洋深处推进,天然气开发与输送成本不断增加。采用天然气富气输送工艺可大大简化开发现场的处理设施并提高管输效率,从而降低开发与输送成本。文章介绍了国内外富气输送及其工艺情况,分析了应用富气输送工艺时有关气体处理、输送相态以及输送方式等问题,并比较了富气输送相对于干气输送的特点,指出了确定富气输送方案需要考虑的一些问题。     

天然气脱汞工艺方案探讨

为降低天然气加工、储存、运输中安全风险,提高天然气产品质量,处理厂有必要对天然气进行脱汞处理。本文分析了汞在处理厂中汞分布,探讨了湿气脱汞和干气脱汞两种方案的脱汞剂选择、技术难点、工艺特点和适用条件,对气体处理厂天然气脱汞工艺方案设计有一定的借鉴作用。其中,湿气脱汞方案从根本上解决了汞污染问题,适用于高含汞天然气;而干气脱汞方案二次污染严重,适用于低含汞天然气。     

松辽盆地不同类型天然气藏产状特征

依据松辽盆地天然气勘探实践,将天然气划分为湿气、干气、凝析气三种类型。湿气主要以油型气为主,其分布形式为气顶气、夹层气和纯气藏气;干气主要以煤成气和次生气藏形式出现;凝析气仅在个别探井中发现。本文主要阐述湿气岩心的含气产状特征。综合测井、试气和地化等资料分析判断天然气藏产状。并指出,及时认真观察试验刚出筒岩心的含气产状特征,直接关系到探井是否下套管及下步勘探部署。     

浅谈透平膨胀机在油田伴生气脱水中的应用

介绍了当前天然气的主要脱水方法及其特点,针对处理站来气压力较小、流量不大的实际情况介绍了天然气透平膨胀机脱水装置的特点和适应性.天然气透平膨胀机脱水装置利用了透平膨胀机绝热等熵膨胀的制冷原理,借鉴了逆布雷顿循环系统,充分利用天然气自身输送压力推动膨胀机制冷,将油田伴生气由湿气处理成干气,同时分离出水、轻烃和杂质,是油田生产中高效节能的伴生气干燥系统.     

提高大庆油田湿气集气率的技术措施

近些年来,随着大庆油田气油比的上升,油田伴生气(湿气)产量明显增加,油气处理厂处理湿气能力不足的矛盾甘益突出.为此,分析了目前大庆油田湿气集气率低的因为,并提出了相应的解决措施:提高油气装置处理能力;修复返输干气系统;提高联合站供干气的可靠性;转油站和联合站将本站湿气作为替补气源,确保安全生产.湿气集气率的提高,将为油...     

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现代管材技术为富气密相输送工艺打开了应用的大门。在正常操作条件下，富气密相输送工艺避开了富气两相输送所带来的问题。与传统压力下的干气输送工艺相比，富气密相输送工艺的管路压降小，压缩机表现出更高的效率。富气密相输送工艺对富气的烃露点要求不高，在矿场或采油平台，一般通过常温分离得到的富气就能满足密相输送的要求，因而可以简化油田、凝析气田的气体处理工艺，节省天然气凝析液储运费用。然而，富气中较高的重烃含量也给富气脱硫、脱水带来了困难。文中分析了富气的特性，讨论了富气处理与密相输送工艺技术，简述了国外富气密相输送技术应用概况。     

南翼山油田区块放空天然气回收技术应用

青海油田采油四厂南翼山区块,原油单井内富含油田气.为实现资源回收利用,达到节能减排目标,以节约能源和环境保护为目的.引入技术成熟的天然气回收第三方单位,开展对该区域的放空天然气回收,通过对各单井浅层伴生气回收、处理、计量,将湿气转换为干气再利用,同时获取大量轻烃,达到经济效益、环保效益、社会效益的多项提升.     

富气输送工艺技术在塔河油田的应用

天然气管道输送大多采用的是“干气输送”，即输送的天然气是经处理脱除水、硫化物和凝析液（NGL）的干气．这种输送要求在井场附近建设复杂的油气处理装置，不仅成本高．而且不利于管理和维护。随着天然气开发活动向沙漠、海洋等环境恶劣地区延伸，传统的“干气输送”成本越来越高，其应用受到了经济上的极大限制。     

天然气矿场集输用管类型分析及选择

分析了气田集输管网的构成及特点,论述了天然气集输系统中应用较多的无缝钢管、螺旋埋弧焊钢管(SSAW)、直缝电阻焊钢管(ERW)、直缝埋弧焊钢管(LSAW)各自的优缺点,指出天然气矿场集输采气管线宜采用无缝钢管,输送湿气的集气支线宜采用直缝埋弧焊钢管,输送干气的集气支线宜采用螺旋埋弧焊钢管,集气干线宜采用直缝埋弧焊钢管.     

辽河探区西部凹陷天然气特征与分布模式

针对辽河探区西部凹陷天然气分布广、油气伴生的特点,首先分析了油气相态分布、天然气地球化学特征和原油溶解气出溶特征,然后分析了天然气运聚成藏特征和模式,最后提出了天然气分布模式。在同一勘探区块,油气藏具有由下而上依次为气藏、油藏、气顶油藏和气藏的分布特征,平面上独立相态天然气主要分布于生烃凹陷主体内部不同深度,干气主要分布在生烃凹陷内的浅部及其邻近地区的斜坡部位,湿气在不同深度均有分布。其中,沙一段—沙二段的干气主要分布在生烃洼陷内及其附近,沙三段—沙四段的干气主要分布在生烃凹陷周缘的斜坡带上。原油溶解气出溶是独立相态聚集的天然气主要来源。凹陷的不同构造有4种不同的天然气成藏模式。浅层气主要富集在生烃凹陷内油藏之上的有效圈闭中,高成熟的天然气藏主要分布在深层及邻近生烃凹陷的凸起部位。     

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。     

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。     

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.     

靖边气田集气站用气源系统选用探讨

经过十多年的生产运行,靖边气田集气站用氮气源系统目前存在供气系统易泄漏、氮气瓶更换频率高、运行成本大等问题,文章针对这些问题进行了分析,并把橇装空压机作为新的气源系统在部分集气站试验运行。通过对空压机、储气罐等的能力计算,确定了空压机的型号,并对其结构、功能进行了介绍,空压机的试验运行效果表明,相对于氮气瓶组空压机具有一定优势,在气田后期弥补递减、滚动扩边及整体增压实施过程中具有一定推广应用价值。     

涪陵页岩气田焦石坝页岩气储层含气量测井评价

为深化焦石坝区块页岩气储层评价认识,以四川盆地首口参数井页岩岩心实验为基础,建立了基于常规测井资料的页岩气储层游离气、吸附气及总含气量计算模型与评价标准,并应用于工区内3口探井连续含气量剖面建立和综合评价。焦石坝页岩气田龙马溪组下部—五峰组页岩气以游离气为主,吸附气为辅,游离气含量达到了吸附气含量的2倍以上。其页岩气层含气量呈"上低下高"且随深度增加而增大特征,其中下段总含气量大,游离气含量高,为最优"甜点"段,是典型的Ⅰ类气层,具有非常好的商业开发价值。     

凝析气藏中替代相渗和真实相渗曲线差别对油气采收率的影响

时至今日 ,获得凝析油气相对渗透率曲线的方法仍旧是常规的实验手段 ,即采用模拟油 (如煤油 )和模拟气 (如氮气 )。模拟流体典型的界面张力值约为 3 0mN/m ,这与凝析油气的界面张力范围相比高出数十倍 ,在应用该实验曲线时通常采用经验的界面张力校正方法。文章采用实际凝析气体系在真实长岩心上采用稳态法测量了真实凝析油气相对渗透率曲线。而后 ,用常规的煤油和氮气体系测量了目前用于数模和试井输入曲线的代凝析油气相渗曲线。比较两者的区别 ,并采用CMG单井径向一维数模比较了采用不同相渗曲线作为输入曲线时的地下径向凝析油饱和度分布 ,油气采收率。结果表明 ,凝析油气相对渗透率与常规的煤油 -氮气体系相渗差别很大且凝析油气相渗具有明显速敏性 ,两个不同的相对渗透率曲线对凝析油气的最终采收率影响差别很大。凝析气田开发时应用真实的现场凝析气流体和储层岩心作真实凝析油气相渗曲线来作为指导开发方案设计的基础数据。     

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。     

输气站场放空系统设计思路

输气站场最重要的两个安全措施是紧急关断和紧急放空。文章结合川气东送管道输气站场放空系统的设计实践,从输气站场放空量计算、放空背压确定、放空管径计算、放空火炬计算等方面,论述了输气站场放空系统的设计思路、优化原则、设计取值以及需要进一步探讨的问题。