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苏里格气田生产管理自控系统于2006年11月正式投运,系统引进了美国Honeywell公司开发的Experion PKS自动化控制系统;它包括苏里格气田第一天然气处理厂DCS系统和气田管理中心SCADA系统。该生产管理自控系统承担着苏里格气田生产数据采集、处理、显示、报警、报表和自动控制等功能。具有对生产过程的分散控制、集中监视和调度管理的功能,提高了气田生产运行的安全性、可靠性和管理水平。本文从Experion PKS自动化控制系统的组成、在苏里格气田生产管理系统的应用等方面进行了论述。得出了结论,指出了不足,并提出了可行性建议。 相似文献
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苏里格气田生产管理自控系统于2006年11月正式投运,系统引进了美国Honeywell公司开发的Experion PKS自动化控制系统;它包括苏里格气田第一天然气处理厂DCS系统和气田管理中心SCADA系统。该生产管理自控系统承担着苏里格气田生产数据采集、处理、显示、报警、报表和自动控制等功能。具有对生产过程的分散控制、集中监视和调度管理的功能,提高了气田生产运行的安全性、可靠性和管理水平。本文从Experion PKS自动化控制系统的组成、在苏里格气田生产管理系统的应用等方面进行了论述,得出了结论,指出了不足,并提出了可行性建议。 相似文献
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苏里格气田属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气田,面积大,单井产量低,气井数量多,无人值守,适合自动化管理。文章以苏里格气田苏75区块为试点,阐述了远程控制技术、数据传输技术、紧急截断技术、电子巡井技术及井口数据采集技术等"天然气井智能生产控制系统"在苏里格气田的成功应用及取得的良好效果。该系统为油气田自动化管理提供了一种新的模式,具有推广价值。 相似文献
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涩北二号气田高低压集输技术经济论证 总被引:1,自引:0,他引:1
通过对涩北二号气田内部4个集输方案的比选,以静态总费用(界定为工程固定资产投资和运行费用之和)、费用总现值(界定为工程固定投资现值和运行费用现值之和)为经济评价指标,论证了涩北二号气田采用高、低压集输系统的经济性和先进性;并从高、低压管网的水力和热力核算论证了该方案在技术上的可行性。本文在国内首次大胆提出了在涩北二号气田采用高、低压集输系统。对涩北二号气田地面工程建设具有重要的指导意义,为国内整装气田的地面工程设计提供了一种新的思路,具有一定的借鉴意义。 相似文献
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气井井口智能生产控制系统 总被引:3,自引:0,他引:3
《新疆石油天然气》2008,(Z1)
通过阐述苏里格气田的集输现状指出开展"气井井口智能生产控制系统"研究的必要性,在此基础上详细介绍了系统内"井口数据采集及无线传输技术"、"远程控制技术"、"电子巡井技术"的基本原理;从现场试验及应用情况来看,该系统为气井及地面管线运行异常时的及时报警、实时监测并获取连续生产数据提供了有效手段,实现了井口数据采集及管理自动化。 相似文献
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乌连戈伊是俄罗斯最大的巨型气田,也是世界最大的天然气田。该气田构造面积4000 km2,探明天然气地质储量11.2×1012m3,含气井段长达3000 m,纵向上有5套含气层系。1978年上部赛诺曼组高产气藏优先投入开发,高峰产量达到2765×108m3/a,相当于俄罗斯当时全国天然气产量的50%。20世纪末,赛诺曼组气藏进入产量递减期,而深部阿奇莫夫超高压凝析气藏准备投入开发,弥补了产量递减,延长了气田稳产年限,开发经济效益十分明显。该气田成功地采用一套高效的开发和开采工艺技术,包括:分阶段分块方案设计、分期分块投产、方案及时调整;丛式井组布井方式;高产气井大直径的井身结构;超大规模处理能力的天然气处理厂;气田动态监测系统以及巨型气田稳产策略等。25年的开发实践表明,该巨型气田采用的开发和开采技术是合理有效的,对类似大型气田开发具有重要的借鉴作用。 相似文献
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McWiLL宽带无线技术在苏里格气田单井无线监控中的应用 总被引:3,自引:0,他引:3
目前苏里格气田数字化建设中单井无线监控主要采用两种无线通信技术——数传电台和无线网桥,由于受传输带宽的限制,不能同时满足数据、视频、语音通讯。基于此,引入了一种新的McWiLL宽带无线接入技术,针对该技术的有效通讯距离、通信效果等在苏里格气田开展现场应用性试验。在苏XX区块应用效果表明:McWiLL宽带无线技术能建立集视频监控、生产数据采集、调度语音通信等功能于一体的无线通信网络,该技术在苏里格气田应用是可行的,建议进一步开展推广试验。 相似文献
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川东地区大部分气田目前已处于中、后期开采阶段,气田生产工艺已进行了相应的优化简化,采用了中心站生产管理模式,针对原SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition,数据采集与监视控制)系统存在的不适应性,提出了相应的配套优化改造措施:①调整数据传输网络结构;②升级改造数据传输电路;③取消单井站自控系统的过剩功能;④调整自控系统的数据传输流向,将中心站所管辖的单井站生产数据传输到中心站;⑤单井站推广使用太阳能自动化控制系统;⑥更换设备陈旧、故障率较高的站控系统,删除已建作业区区域控制中心(RCC)和站控(SCS)无用的报警点和事件触发点;⑦升级改造调度控制中心(DCC)的硬件和软件;⑧换代升级自控仪表(设备);⑨在井站增加视频监控、脉冲电子阻拦网和语音广播系统等。改造效果分析结果表明:优化改造后的SCADA系统能满足该区站点分散、长期平稳和连续远程监控的生产工艺需求;采用PID控制回路和联锁控制回路满足了各种复杂天然气生产工艺自动化控制的需要;确保了生产数据采集的高效性和准确性,提高了工作效率;在天然气生产运行环节中发挥了监控、预警等重要作用;实现了关键控制设备就地或远程控制功能,确保了天然气生产的安全平稳运行。 相似文献
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苏里格气田普遍采用井下节流的生产工艺,虽达到了简化气井地面流程、节约开采成本的目的,但同时也给气井动态监测和压力测试带来了困难。多年来,苏里格气田不断探索适合实际情况的气井压力监测分析方法,从不关井测压技术、井筒液面监测技术、井口压力折算技术入手,形成了一整套具有苏里格气田特色的压力动态监测方法,并试验成功了基于井口数据采集、集气站进行处理分析的远程试井技术和不稳定试井分析技术,实现了压力计不下入井下开展气井测试工作的目标。现场应用表明,该套技术基本满足了苏里格气田气井动态分析和生产管理的需求。 相似文献
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中国石油西南油气田分公司川中油气矿磨溪气田位于四川省遂宁市以南25km处,是一整装含硫气田。该气田从上世纪九十年代初投入开采以来,井下的油套管以及地面的集输气管线,阀门,分离器,排污管线都遇到了大量的腐蚀问题,是我国腐蚀最严重,腐蚀因素最复杂的含硫气田之一。通过大量的的技术攻关和现场实践,运用以下技术和措施;对井下油管采用了玻璃钢油管,集输气管线加注高效缓蚀剂,节硫阀采用陶瓷油嘴节流降压技术,分离器结构进行了改进,排泄管线采用了钢骨架复合筛管,逐步形成了一整套适合该气田实际的综合防腐配套工艺技术,从整体上提高了该气田的开采效益。 相似文献
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东溪气田嘉陵江组低效气藏地质特征与挖潜思路 总被引:3,自引:3,他引:0
东溪气田是川东地区首批钻探的老气田,地质资料不全,缺乏系统的研究成果。为更好地开展低效油气合作开发,挖掘资源潜力,有必要对该气田三叠系嘉陵江组低效气藏地质特征进行分析、总结和研究。通过对动、静态资料的分析认为,该气田嘉陵江组纵向上多产层特征突出,平面上产能分区明显,压力系统多样;并首次针对川东南部碳酸盐岩气藏,采用量化手段分析证明了裂缝对改善储层储渗性能的贡献。进而提出了该气田下一步挖潜思路:北段中渗区、顶部高渗区已进入后期挖潜生产阶段,应针对已有的报废井、低效井进行排查、制订科学开采措施;南段中低渗区今后的工作重点主要是选择有利部位部署井位,提高采气速度,最大限度提高产能;同时对于首次发现的东溪西潜伏构造,也提出了加快勘探开发的建议。 相似文献
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功能强大、集成化的生产测井地面系统,是油田未来测井发展的趋势。文章介绍了一种新型数据采集系统即DQ2000生产测井地面系统,阐述了该系统的硬件结构、工作原理,系统的软件特征及数据采集系统的技术特点和创新点。该系统采用13t际标准的VXI测控总线,在测井模块的开发中,应用了FPGA开发技术,自行研制开发了三路程控直流电源,充分满足了测井现场对电源的要求。DQ2000生产测井地面系统成功的配接了产出、注入、工程、地层参数评价4个系列的10多种井下仪,通过投入生产应用表明,系统功能强大、生产效率大大提高、数据采集的安全及可靠性强,完成了330口井的生产测井任务,创产值近1000万元,产生了巨大的经济效益。 相似文献