东胜气田的天然气集气工艺研究

气田的集气管线水合物防治是气田地面工程需解决的普遍问题之一。国内各大气田,在集气生产过程中,采用高压集气工艺、井下节流低压集气工艺等多种集气工艺技术,防止管线冻堵,保障气田生产。东胜气田属于低渗透气田,单井产量低、压降速度快。通过开展先导试验并结合苏里格气田、大牛地气田生产经验分析,认为高压注醇集气工艺、井下节流低压集气工艺适用于东胜气田。并以东胜气田2015~2020年规划产建目标为基础,经过对高压注醇集气工艺和井下节流低压集气工艺方案的技术经济对比,以及结合气藏特征及环境条件,推荐东胜气田采用井下节流低压集气工艺。     

涩北二号气田高低压集气工艺及管网两相流模拟

青海油田所属涩北气田为全国陆上的大气区，涩北二号气田为其主力气田之一。截止到2002年，该气田的天然气地质储量为826.33×10⁸m3。 2005年，涩北二号气田成功实施了高、低压集输地面工程，2007年5月29日，涩格输气管道复线工程投产，标志着青海油田天然气管输能力得到大幅提升。为此，对涩北二号气田高低压集气工艺进行了介绍，对集气管网进行了水力和热力核算，提出了高低压集气管网的流量、压力和温度运行参数；还对高低压集气管网在不同工况下的两相流状态进行了模拟，获得了气田集气管网各管段在事故状态下的最长允许停输时间，并对其启动时的含液量进行了预测。以期为气田生产及事故状态下的运行提供决策依据。     

对大庆外围气田地面工程设计的认识

根据大庆外围已投入试采气田的分布与气藏特点，谈了对气田地面工程设计的几点认识。对面积较大的成片式气田，采用集气站布置形式，辐射－枝状组合管网，多井加热集气工艺流程，气波制冷机膨胀制冷脱水或橇装甘醇脱水；对分散的面积较小的气田，采用分离器设在进场，枝状管网，单井加热或单井加药的集气工艺流程。根据试采现状，提出了对大庆外围气田地面工程的设想。     

凝析气田高压长距离气液混输管道运行工况分析

迪那2气田为异常高压气田,为了充分利用地层压力能,给天然气处理提供足够的天然能量,气田集输采用超高压集气工艺技术.集气系统运行压力高达14.2 MPa,设计压力达到15 MPa,气田集气管道为目前国内凝析气田运行压力最高、管径最大的长距离气液混输管道.     

我国天然气集气工艺技术的新发展

总结了我国天然气集气工艺近年来取得的新进展,主要包括气田超高压集气技术、气液混输技术、高含硫气田集输技术、特种材质选择技术、低温分离技术等,介绍了近年来天然气集气工程勘察设计的新手段,对天然气集气系统风险评估技术进行了重点论述。提出了我国集气工艺及其重点技术发展方向。     

牙哈凝析气田腐蚀状况及对策

牙哈凝析气田具有流体复杂、地层压力高等特点，从2002年开始，气田逐渐开始出现管线及法兰的刺漏现象，井下采气管柱、采气树阀门、集气管线等腐蚀严重，腐蚀范围涵盖了从井下到地面的各个环节。针对牙哈凝析气田日趋严重的腐蚀问题，对气田井下管柱、采气树阀门、集气管线、地面容器、水冷器以及暖气输水管线等腐蚀情况进行了调研，分析了牙哈凝析气田的腐蚀机理，对该气田采用的防腐方法进行了详细分析、对比，为今后类似油气田防腐措施的实施提供了参考依据。     

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长庆气田是我国目前陆上最大的整装气田，１９９７年建成８．４×１０８ｍ３／ａ的生产能力，并于同年７月１日、９月３０日分别成功地向西安、北京供气。针对气田面积大、气井分布面广、利用已有探井进行生产的特点，长庆气田在集气工艺模式上，采用高压集气、集中注醇工...     

大牛地气田水合物抑制剂的选择

水合物是天然气田开发生产过程中的大敌。本文通过鄂尔多斯大牛地气田水合物抑制剂使用情况的分析，总结了水合物抑制剂选用的一般原则。对于高矿化度地层水采出量大的气田，如果需要在井筒和集气管线加注抑制荆防治水合物，优先选用甲醇作为抑制剂。对于产气量大、不出地层水的气田或采用在井口分离地层水的集气工艺，优先选用乙二醇作为抑制剂。     

井下节流工艺在低渗透气田的应用

对于单井产量低、单井压力下降快、集气压力低的低渗透气田，传统高压集气工艺难以满足气井低压生产的实际工况，针对这种情况，在某气田井区进行了井下节流工艺研究和现场应用，简化了地面工艺，从理论和实际应用上发展并完善了低渗透气田开发模式。     

凝析气田地面集气工艺技术

介绍了国内几个典型的凝析气田根据自身特点采用不同集气工艺的情况。对凝析气田的站场布局、集气流程、计量方式以及水合物抑制工艺的适应性进行了分析,并在此基础上明确了不同集气工艺的适用范围。通过对各种工艺、技术的分析对比,提出了在凝析气田地面建设中,应优先采用的工艺技术。     

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苏里格气田地面环境恶劣，由于温度变化很大，在集输气管线中极易形成水合物，造成集输气管线的堵塞。如何根据温度的变化精确预测管线中水合物形成的位置，从而达到优化集输气管线、防止水合物的产生，对高效开发苏里格气田具有特别重要的意义。为此，在对苏里格气田集输气管线沿程温降和沿程压降规律进行深入研究的基础上，建立了天然气水合物产生的预测模型，开发了预测水合物生成的计算机软件，并用苏里格气田实际生产数据对预测模型进行了验证，证明了模型和软件的正确性和可靠性，本成果的推广应用对优化苏里格气田采集气工艺、提高苏里格气田开发效益具有重要的意义。     

长庆气田天然气集输现状

针对长庆低渗透、低丰度、低产气田的开发和建设特点,概要介绍了长庆气田地面建设中所采用的高压集气、集中注醇、多井加热、天然气净化、自动控制等一系列新工艺、新技术。经实践证明这些技术对长庆气田的情况是适合的,能使读者对长庆气田的天然气集输状况有一个大概的了解,从而为高效开发低渗透、低丰度、低产气田提供参考。     

我国台西南附近构造沉降与沉积作用对气水合物成藏的可能控制

南中国海东北部大陆斜坡带上的海相沉积有适当的沉积厚度,处于适宜形成气水合物的温―压域内,有一定的甲烷生成潜力。从台西南盆地的地震反射记录中,可以观察到气水合物存在的证据――似海底反射(BSR),暗示了气水合物的广泛分布。台西南盆地的构造沉积格架与甲烷的生成和大量气水合物沉积可能存在直接联系;各种快速堆积的沉积体系(如滑塌块体、等深流沉积、浊积扇及三角洲)前缘,是天然气水合物富集的有利沉积相带,其中等深流沉积和滑塌块体推测为最有利气水合物聚集的沉积体。     

管网可视化调度技术在川西气田的应用

管道仿真技术是日常天然气集输管理中，提高天然气集输调度科学水平、提高管网运行的经济性和安全性的关键。文章介绍的管道仿真调度是根据川西气田管网特点建立的一套服务于管网设计、改造以及运行分析和调度管理等方面的实用技术。它与地理信息可视化技术相结合，形成了具有管网分析功能特征的管道可视化调度技术，使管网规划、管理和运营变得科学、直观和高效。该技术在川西气田天然气集输配调度、管道系统的维护改造、增压方案优化以及新井投产路线规划等方面都发挥了重要作用，保证了该地区集输管网的安全营运。     

FAST Piper集输软件在气田管网分析计算中的应用

天然气集输管网运行状况分析和预测可为气井生产、气量调配、管网调整等提供依据。文章介绍了加拿大Fekete 公司的FAST Piper集输系统分析优化软件的功能、特点以及在气田集输管网分析中的应用步骤及过程。以靖边气田为例，利用该软件对气田生产中的集输系统节点压力预测、多方案计算优化、异常情况下管网运行状况瞬时模拟、环形管网以及配气管网等进行了分析。该软件界面直观，计算准确，基本可以处理天然气集输管网分析中的各类问题，并可有效提高工作效率。     

雅克拉凝析气田高压脱水工艺的成功应用

雅克拉凝析气田位于新疆阿克苏境内，2005年11月29日建成投运的260×10⁴m³/d雅克拉集气处理站是目前中石化最大的高压凝析气处理装置。该站的高压分子筛脱水工艺为两塔流程，采用差压再生（吸附压力5.9 MPa、再生压力2.8 MPa）、再生气自动回收工艺技术，并采用时序控制程序自动切换，具有工艺简单可靠、自动化程度高、热能利用率高、脱水露点深度高、操作维护简单、投资较少、运行成本低等优点，自建成投产以来运行稳定，效果十分显著。该工艺装置的成功应用，对类似脱水装置设计、操作具有一定参考价值。     

油气集输管线中气液两相团状流

针对油气集输管线中气液两相团状流的流动机理和特点,将每一段塞单元划分为带液层的气塞区和液塞区两个区域.对气塞区,采用分流模型建立了其水力计算模型;对液塞区,采用均流模型建立了其水力计算模型,并用实验数据关联了液塞区气液混合物的沿程阻力系数与雷诺数之间的相关式.通过气塞区和液塞区水力计算模型的结合,给出了团状流的水力计算模型.经大庆油田12井次实际生产数据检验,该水力计算模型所预测的压力梯度比传统的按流动状态所预测的压力梯度更符合实际值.     

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长庆气田主要采用高压集气集中注醇工艺流程，防止气井生产过程中形成的水合物堵塞，但部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。文章介绍了该工艺的基本原理、井下节流器室内模拟试验以及施工参数优化设计，同时结合井下节流工艺技术在长庆气田现场试验资料，分析了该项工艺技术应用对改变水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的效果。     

川东气田天然气集输系统甲烷泄漏现状调查

利用引进的美国热电子公司 6 80型便携式碳氢化合物气体分析仪检测川东气田 30个站场天然气集输设备的甲烷泄漏情况 ,分析了气田—集输管线—井站—设备的泄漏状况 ,计算出设备的甲烷泄漏量及经济损失 ,为生产部门提供了技术支持和服务。     

适合靖边气田特点的集气站增压工艺探讨

增压开采是气田开发后期的常用增产工艺之一。针对靖边气田压力递减快、部分井已经采取间歇生产方式而必须进行低压气井增压的问题，借鉴目前国内外气田增压常用的设备及方法，结合靖边气田的工艺实际，探讨分析了压缩机在该气田集气站应用的工艺流程，计算预测了气田增压开采期内的压缩机进、出口压力等主要工作参数。此外，在靖边气田集气系统压力不变的情况下，实施增压开采至少需要2级增压和压缩机可设置于分离器与脱水橇之间的认识，对现场生产具有指导作用。