东胜气田经济集输技术研究及应用

为降低开发东胜气田(致密低渗含水气藏类型)单位产能地面建设投资、提高集输效率及管理效率,通过多方案比选、集成设计并应用数字化技术,对气田低压集输模式进行了优化完善。经理论分析及实践优化,形成了含水气藏差异化集输技术,建立了地面优快部署建设方法,并构建全流程数字化管控体系,提高了地面系统在气田滚动开发、快速建产模式的适应性并降低了投资。“十三五”期间,东胜气田全面推广应用相关技术成果,实现了气田经济高效集输。     

普光气田集输工艺技术研究

普光气田为我国首个特大型高含硫气田,提高高含硫天然气的集输工艺技术对人员的安全、环境保护及油气安全生产具有重要意义。通过对普光气田集输工艺的特殊性进行分析,对集输工艺技术进行优选,最后根据普光气田高含硫天然气集输工艺的实际应用,提出加强对高含硫气田集输工艺技术监督管理的措施。     

数字化管理技术在气田集输中的应用探讨

对天然气集输系统数字化管理技术进行了讨论,实现管网的数字化管理,首先必须构建数字化管道,建立可视化的管道管理平台,然后在此基础上,开发相应的应用模块,实现管网的仿真调度、运行优化、泄漏检测、设备故障诊断等.对所研制的川西气田天然气管网的可视化仿真调度系统进行了介绍,该系统基于GIS技术和仿真技术,初步建立了天然气集输系统数字化管理平台.通过新851井的抢险调度,介绍了数字化管理技术在川西气田集输管网的应用情况.     

江汉油区油井集输系统简化优化技术可行性探讨

在高含水期和低油价形势下,简化优化地面集输工艺是提高油田开发效益的必然要求和趋势,其技术关键就是采用油井串接模式并实现采出液的常温输送。调研江汉油区油井集输系统现状,分析常温输送的主要因素影响,对地面工艺简化优化的技术可行性进行探讨,给出界定常温输送的经验公式,从而可提出地面集输工艺简化优化的思路和具体做法,通过试验和实施取得了显著的效果。     

油田地面集输数据库系统的可视化管理

结合苏北某油田地面工程建设的现状和工作需要,采用Internet技术、数据库技术和3D技术,开发基于B/S结构的可视化油田地面集输数据库系统,可实现集输系统数据的的查询与检索、统计分析、系统的维护管理等功能,为了提高油田决策者的规划设计、生产组织和技术管理水平。具有图和文字并茂的集输系统实现了油田集输系统信息的Web化共享、可视化管理,使信息管理高效、更直观、更科学。     

涪陵页岩气田焦石区块增压开采效果预测

涪陵页岩气田焦石坝区块经过5年多的规模开发已处于开发中后期阶段,多数气井自然稳产期结束,气井正常生产受外输管网压力影响,井筒积液严重、产量快速递减,区块稳产困难。为缓解区块产量递减,在增压集输地面工艺的研究基础上采用不稳定产量分析法进行增压开采效果预测。预测研究表明:焦石坝区块增压开采可以维持气田稳产,较自然开采可多采出页岩气47.6×10~8m~3,提高采收率1.81%。     

气田短期生产调度方案的优化决策方法研究

为了适应新老区块的产能接替和天然气需求量季节性和时段性的变化,气田需要不断对生产运行调度方案进行部署和调整.以气田总产量、指定区块优先开发原则或天然气处理厂原料气质量指标控制为气田短期生产调度方案优化决策的控制目标,根据各区块的生产能力区域分布,集输管网系统的工艺、设备配置、天然气处理厂处理能力和要求及外部环境条件,实现区块产量与管网运行参数的最佳配置与协调,使集输管网输送能力与气田配产相适应,有效提高气田生产设备的利用率,降低生产成本,使气田达到最佳经济效益.     

高含硫天然气的开发与处理

就高含硫区块开采过程中硫的运载及沉积规律做了阐述.针对此规律在天然气地面集输处理过程中的影响,提出了井口阀门、针形阀操作建议以及地面集输处理工艺的改进措施.     

东胜气田对低压集输工艺的应用及优化

东胜气田属于致密低渗气田,单井产量低、压降速度快。在采用低压集输工艺的实践中,针对气田的地层非均质性强、单井产出差异大、液气比高、采用滚动开发模式等特点,对井场、管网、集气站等关键工艺单元进行优化设计,形成了混相计量、多站串接、差异化集输、撬装集成、循环调整等技术系列及特色做法,提高了低压集输工艺的适应性。     

采气工程软件平台研制

采气工程是指在天然气开采工程中有关气田开发的完井投产作业、井下作业工艺技术、增产措施、天然气生产、地面集输等工艺技术和采气工程方案设计的总称，是天然气开采工程中一个占有主导地位的系统工程。为便于采气工程师在生产现场进行诊断、分析、设计，开发了“采气工程软件平台”。介绍了该平台的开发背景、结构、主要技术内涵等方面的内容。采气工程软件平台的开发，为采气工程师提供了一个有力的工具。     

TGNET软件在辽河油田双6储气库中的应用

TGNET软件是一款历史悠久的输气管道模拟软件,可以模拟单管输送简单模型,也可以模拟多气 源、多循环管网、多压缩机、多阀门等在内的复杂技术系统,已经在全世界得到了广泛运用。为了使TGNET软件在 天然气输气管道运营中更好地发挥指导作用,利用TGNET软件对双6储气库实际生产情况进行了模拟。模拟过程 包括:建立集输管网模型;确定模拟时选用的气体模型、气体状态方程及摩阻系数公式,并输入气源、采气管线、集注 站基本参数;启动模拟并输出结果。根据模拟结果,对双6储气库模拟压力和实测压力进行了对比。对比结果表明, TGNET软件的模拟结果与实际生产压力的相对误差小于4.3%,TGNET软件适用于辽河油田双6储气库的实际生 产情况。     

含气高含水率原油低温集输温度确定方法研究

黏壁温度作为普适性低温集输边界条件,其在高含水率开发后期的油田中得到了广泛推广及应用。当集输温度高于黏壁温度时,集输管线运行平稳;当集输温度低于黏壁温度时,绝大部分集输管线的压降显著升高,部分集输管线的压降变化不明显。现场降温试验结果表明,当集输管线进入计量间温度逐渐降低至凝点以下6、8、10、12℃时,井口回压存在运行平稳、小幅波动、低频大幅波动和高频大幅波动四个阶段的变化,且当集输温度过低时,集输管线内存在多次“再启动”过程。不同气油比条件下的现场集油管线掺气降温试验结果表明,当气油比分别为40、80、160 m³/t时,集输管线可以在进入计量间温度低于黏壁温度3、4、6℃的工况下进行低温集输。     

油气密闭混输工艺的运用与改进

原油密闭集输工艺是油气集输工艺系统中降低油气损耗、提高系统效率、节能降耗的有效方法。清河采油厂2004年在北区油田南块接转站进行密闭集输工艺改造,取得了明显的效果。     

DFS⁃1有机硅油型消泡棒的研发

泡排是目前长庆气田的主体排水采气工艺,部分泡沫到达地面管线后仍然未能消泡,需要辅助消泡剂以降低泡沫对污水处理系统造成的危害。由于液体消泡剂作用时间短、消泡效果差、自动化程度低,近年来长庆气田加大了固体消泡装置应用,但与之配套的固体消泡棒成本高、适用性差,导致消泡效果不明显,严重制约了工艺的推广应用。根据长庆气田水质特征,以二甲基硅油与气相SiO₂颗粒为原料制得硅膏,并辅以固化剂蔗糖及乳化剂S?185,通过熔融反应,冷却后制成固体消泡剂DFS?1。采用Q/SY 17001-2016《泡沫排水采气用消泡剂技术规范》对其进行室内测试,消泡时间小于等于12.1 s,抑泡时间大于10 min,采用模拟地层水对比评价,各项性能参数均符合要求,可满足长庆气田现场应用需求。     

对潭口新区工程方案编制与实践的认识

潭口新区建设方案编制以节能降耗为出发点,机采系统依靠井底流压和目标产量确定工作参数,杆柱组合采用能耗最低设计方法,根据斜井抽油杆侧向力分布状况设计抽油杆扶正器设置间距;注水系统优化地面管网布局,降低了高压注水单耗;集输系统对单井集油管线进行了优化设计,充分利用油井伴生气资源,实现了单管常温集输和单管油气密闭集输,减少了原油损耗,降低了区块的能耗水平。     

多相混输管道常温集输半径确定与应用研究

油田进入高含水期后集油能耗迅速上升,如果开展常温集输可节约成本,带来一定的企业效益。为判断管道能否进行常温集输,根据现场实测数据,构建并修正水力热力计算模型,进行水力热力耦合计算,确定了管道的常温集输半径,并采用单因素敏感性分析方法对常温集输半径各影响因素的敏感性进行排序,在此基础上研制常温集输半径图版,为地面常温集输工作提供指导。结果表明,修正后的水力热力模型可以较好地预测该管道的压降、温降,其计算值与实测值的平均相对误差分别为9.42%、5.31%;对常温集输半径影响最大的三个因素为起点温度、起点压力、产液量;利用以上三个因素绘制的图版为管道能否实施常温集输提供了依据,当不能常温集输时,可以通过查询图版确定管道起点所需的温度压力。     

低油价形势下海外油气田地面工程集输管道设计探讨

限制冠状病毒传播的努力使全球处于封锁状态,由此导致全球石油需求降低及过剩。石油危机将导致众多石油公司走向破产或考虑他们的机遇。针对低油价的情况,结合部分海外油气田集输管道的工程设计经验,对海外油气田地面工程集输管道从厂站模块化、站外集输管道管廊化以及对非金属管道推广应用进行了总结和探讨,希望对低油价形势下海外油气田地面工程集输管道设计起到一定借鉴作用。     

基于FCE-RAM的油气集输系统风险等级评定方法研究

以安全系统工程中的模糊综合评价为理论基础,利用层次分析对油气集输系统的风险等级进行综合评价。对油气集输系统的评价单元进行划分,辨识系统中可能存在的危险因素。针对每一评价单元,采用模糊综合评价方法计算该评价单元的风险等级。最后,利用风险矩阵法综合评估油气集输系统整体风险等级。