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井间匹配性影响煤层气地面工程管网铺设方案的选择,与经济性、可靠性一样,都是管网方案设计过程中需要考虑的重要因素。目前对井间匹配性评价多以经验为主,缺乏数据论证,且未见涉及新井接入时的匹配性研究。在理论分析的基础上,确定了套压是影响煤层气产气量的重要因素,用SPS软件建立常见的井间串联来气、就近插入来气、阀组来气等连接方式的模型,通过改变单井井口压力,观察各口井和外输点流量的变化,分析各种接入方式单井压力扰动对管网系统的影响,由此判断井间匹配性的优劣。再针对新井接入的井间匹配性进行研究,得出新井接入时阀组连接方式的匹配性最佳的结论。 相似文献
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致密气藏低成本地面工艺优化简化技术——以苏里格气田为例 总被引:1,自引:0,他引:1
中国石油长庆油田公司苏里格气田是中国致密砂岩气田的代表,具有单井产量低、地面投资控制难度大、单井压降速率快、稳产能力差等特点。为了进一步有效降低致密气藏的开发投资费用,满足致密气藏低成本规模开发的要求,研发并应用新设备、新工艺、新材料对该气田地面集输工艺进行了优化简化:①对地面集气装置一体化集成并组合成橇,研发了天然气阀组一体化集成装置,优化了串接工艺,把原来的井间串接改为阀组间串接,井口天然气通过采气支管输送到阀组,再通过采气干管输送到集气增压站增压,最后通过集气支干线输送至天然气处理厂集中处理;②研发了井组增压一体化集成装置,降低了井口废弃压力,提高了单井的累计产气量;③采用气液分输工艺,24h连续输送,增加了防冻措施,稳定了运行工况;④应用非金属管道,降低了地面开发成本和运行费用。这4项致密气藏低成本地面工艺优化简化技术带来了该气田的经济、高效开发,也将给国内其他类似气藏提供了成熟的建设思路和技术储备。 相似文献
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近年来延安气田采用中压集输工艺的已投产井区地层压力衰减过快,部分单井因输压过低难以并网生产,同时受黄土原沟壑地貌影响,集输管道起伏较大,积液问题严重,对此采用井口增压和管道通球虽然可以在短期内缓解该问题,但依然难以达到设计的稳产年限,需要整体提前增压,造成较大的投资浪费。X井区原工艺路线为中压集气,采用“集中注醇、单井进站、井口计量、返输用气”模式,通过对试采数据分析及多方案比选,通过降低集输系统压力,采用“井间串接、二级增压、移动计量、站内自用”的工艺路线,减少发球井场40座,采气管道133 km,取消井口固定计量、注醇和返输气管道,同时无需建设注醇配套设施及水处理装置,直接减少投资2 368.29万元,同时避免原方案稳产期末再投资增压设施12 781万元,整体上X井区方案优化后投资可减少15 149.29万元,表现出良好的经济效益。 相似文献
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胜利埕岛油田油气集输工程技术 总被引:3,自引:0,他引:3
介绍胜利埕岛滩海油田3种集输系统:主体区域采用卫星平台与中心平台相结合的集输方式;近陆区域采用油气经加热计量后靠井口自身压力输至陆上处理的集输方式;在自成集输系统、输岸或进入主体区域集输系统都不经济情况下,采用“胜新型”采油平台与船拉油相结合的方式。同时介绍了埕岛油田的注水系统、供电系统、自动化系统、平台结构、海底管线结构的特点。 相似文献
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油气集输干枝管网的优化研究 总被引:1,自引:0,他引:1
1.概述我国油田的油气集输系统有三级布站和二级市站两种主要类型。大庆油田采用三级市站,将油井用星形网络连接到计量站,再将计量站用星形网络连接到转油站,最后仍用星形网络将转油站连接到脱水站,形成“计量站——转油站——脱水站”三级布站系统。克拉玛依、南阳等许多油田采用二级布站,即先将油井用星形网络连接到计量站,再将计量站用干技管网联接到处理站,形成“计量站——处理站”二级布站系统。理论上不难证明,一般情况下,干技管网的投资要低于星形管网的投资。油田油气集输干技管网的设计是油田油气集输系统规划设计的一… 相似文献
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长庆油田进行多层系合采开发时,采出水水型不配伍,集输、注水管线出现腐蚀结垢,导致地面系统管线堵塞,泵、加热炉堵塞,生产系统压力高,集输系统无法运行.通过对不同层位采出水进行离子组成分析,认为两种及以上不相容离子的地层水相混,就会产生易于沉淀的液体,这是管线结垢的主要原因.为了防止不相容的地层水混合,对地层水的配伍性进行了试验:配伍性较好的层系,集输系统采用合层集输、除垢防堵;配伍性不好较易结垢的层系,集输系统采用分层集输,双流程顺序输送,污水处理及回注系统采用分层处理,清污水分段、分层智能注水流程. 相似文献
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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。 相似文献
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《油气田地面工程》2017,(2)
为保障气田安全开发,针对气田集输系统压力监测数据异常值识别问题,提出了一种基于自适应支持向量回归机(ASVR,Adaptive Support Vector Regression)的方法。该方法将集输系统各关键节点压力值从上游到下游组成序列,取一组正常实测信号作为训练样本,以预测值和实测值间的均方差最小化为目标函数,通过遗传算法获取最佳惩罚因子、不敏感损失函数参数和核函数参数;利用序列最小优化算法(SMO,Sequential Minimal Optimization)对各工况实测信号进行回归拟合,通过非边界支持向量拟合误差判别监测数据是否为异常值,并用回归值对异常值进行修正。对现场信号处理表明,该方法可准确地模拟集输系统各关键节点压力间的函数关系,并能准确识别压力监测数据中的异常值,为安全控制系统提供正确的信号,对气田安全、高效开发具有实用价值。 相似文献
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随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。 相似文献
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河南某油田油井产液量、含水量、含气量差别大,计量站辖井多,部分井井站距大,井口回压高,管线腐蚀穿孔严重。针对这种现状与问题,采用一级布站,油井通过串接、T接到系统干线上进入联合站生产,可达到简化集输工艺的目的。传统集输流程单井管线平均长约1.3 km,优化后则为0.6 km,长度可减少50%左右。采用脱出水就近回掺优化方案,降低了系统掺水压力,减少了热损失,每年节约电耗约5 547kW.h。 相似文献
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苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新 总被引:7,自引:8,他引:7
苏里格气田是非均质性极强的致密岩性气藏,储层之间连通性极差,地质情况复杂,有效储层难以预测,具有低压、低渗、低产、低丰度等特点。针对该气田的“四低”特点,通过近5年的试验和技术改进,基本形成了一套具有苏里格气田特色的地面建设模式。为此,概要介绍了该气田地面建设中采用的“井下节流、井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理”等一系列新的集输工艺技术。实践证明,这些技术对该气田的开发和建设是适合的,从而为类似“四低”气田的开发和建设提供了借鉴。 相似文献
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