AS气田地面集输工艺适应性分析

AS气田主要负责油田生产用气和哈市居民用气,近几年来经常出现集气管线冻堵和穿孔现象,严重影响正常的生产、生活用气。针对AS气田现有地面集输工艺,从初期的投入到后期的维护整个过程进行分析总结,从而寻找出节能、环保、经济适用、可操作性强的单井地面集气工艺为三管水伴热,外输干线最佳的集输工艺是甘醇脱水工艺,最佳计量工艺为单井连续计量工艺。     

白155井区地面集输工艺探讨

针对超低渗油藏埋藏深、物性差、单井产量低、万吨产能所建油水井数大幅增长、开发建设成本高等难点,介绍了白155井区油田地面建设中采用的以“大井组开发、井场简化、单管集油、二级布站、油气混输、供注一体、井站共建、多站合建”为主要内容的“一站模式”。实践证明,这些技术对超低渗油藏的开发和建设是适用的,从而为今后超低渗油藏的成功开发和建设提供了有益的借鉴。     

超低渗透油田地面集输工艺研究

针对华庆油田超低渗透、地形复杂、大规模滚动开发、快速建设等特点,通过优化系统布局,简化生产工艺,推行标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作等方式,建立了一套适应超低渗油田的地面集输工艺,对于其它超低渗油田的开发,具有一定参考价值。     

单管通球集输工艺的适应性

单管通球管线基本适用于目前油田所有的集输管线,但是对于不同的管线,采用单管通球工艺时安全性、能耗及维护工作等并不相同,对于一些产液量低、温度低及井口回压低的管线,如果采用单管通球工艺就会带来比较大的安全隐患.结合大庆油田采油六厂的现场运行情况,建议对于产液量大于18.5 t/d、含水率高于转相点、产液温度高于凝固点以上3 ℃,而且井口压力允许的油井可以采用单管集输;对于产液量低的油井采用多井串联或者掺水的方式集输;对于产液温度过低的井采用井口加热的方式进行集输.     

油田集输系统区域优化对策探讨

随着油田开发进程的不断深入,油田采出液逐步显现出液量大、含水高、油品差等特点,造成油田地面集输系统区域处理能力不匹配、集输管网布局不合理、集输站处理工艺冗余等问题.以胜利油田某采油厂两个油田的集输系统为例,分析了区域集输系统存在的问题及原因,并针对性地提出了集油工艺的区域化调整、处理工艺的整体优化、自控技术的优化应用等...     

复杂小断块油田地面集输工艺

复杂小断块油田储量品位差、油气丰度低、区块小、分布散、地质情况复杂,一般采用滚动开发方式.地面工程遵循先拉后输、先简易后正式和尽量利用已建油田设施的思路,减少投资.地面工程采用适宜的工艺技术:井口加热采用煤(太阳能)电混合加热方式,处理设备采用多功能合一装置,污水处理采用电气浮技术,注水采用移动式水处理与注水一体化装置;设备橇装化,缩短建设周期,提高重复利用率.     

大牛地气田地面集输工艺的优化创新

大牛地气田是非均质性极强的致密岩性气藏,具有低压、低产、低渗、低丰度等特点,主要采取滚动开发方式进行开发建产。自2003年气田先导性试验至今,通过数年的时间,形成了一套具有大牛地气田特色的地面工艺及建设模式。实际生产情况证明,该工艺对气田开发建设是适合的。     

浙江油田海安油区地面集输工艺研究

浙江油田海安油区地处南方水网区域,储层渗透率低、单井产量低、原油凝固点高。针对海安油区的特点,开展地面集输工艺研究,原油集输采用井口加热单管串接流程和中频感应加热解堵技术;井站采用标准化设计、数字化管理。应用效果表明,满足了生产工艺要求,安全生产得到保障,提升了管理水平,降低了运行成本。     

濮67块凝析气藏地面集输工艺研究

凝析气藏开发是中原油田“十五”后三年科技攻关“四项瓶颈技术攻关方案”中的一项 ,根据凝析气藏的特点找到了适合凝析气藏地面工程的集输方案 ,并在濮 6 7块加以实施 ,凝析气藏的开发对提高中原油田的产量具有重要的意义。1 地质情况及天然气物性凝析气藏不同于一般的油藏也不同于一般的气藏 ,其集输工艺不同于油藏常用的计量站 ,也不同于气田常用的集气站。凝析气藏是一种特殊的碳氢化合物矿藏 ,地下流体的密度为 0 2 2 5～ 0 4 5g/cm3,平均分子量为 2 0～ 4 0。濮 6 7块位于濮城构造东区 ,属于凝析气藏。主要含气层位于沙三中、沙三下…     

锦607块地面建设平台集输工艺的优化

锦607块目前已有29个平台,132口生产井,根据平台和油井的分布,在锦607块以不同的平台集输模式灵活地部署实施了14个集输平台集输系统.平台集输工艺技术的应用,不仅节省了大量地面工程费用,还解决了生产中的许多管理难题.由于自动化程度的提升,极大地缓解了作业区现场管理人员紧张的局面.     

苏里格气田开发中后期地面集输系统优化探讨

针对苏里格气田开发中后期产能建设难度大的特点,对目前的地面集输系统进行分析、优化和调整,形成了一套适用于气田开发中后期的地面集输工艺技术.文章从新老集输系统压力匹配、气井支干管串接工艺优化、水合物抑制工艺优化等方面对其进行了论述.     

中东某油田地面集输系统工艺优化

中东某油田稠油物性的特点是原油密度、黏度差异较大,采用丛式井拉油生产,流程不密闭,伴生气放空,生产成本较高且环境易污染.针对该油田地面集输系统存在的诸多问题与现状,宜形成二级布站、单管加热降黏、油套分开集输工艺模式.地面工程优化应采用的主要工艺技术有多相流活动计量装置、单管加热降黏集输工艺、油套分开集输工艺和优化集输站场工艺.这样可简化生产管理,经济效益亦较高.     

页岩气地面集输工艺设计研究

国内的页岩气地面工艺设计尚无可参考的先例,因此设计一套适合我国页岩气输送的地面工艺技术是目前急需解决的问题。文章介绍了四川富顺页岩气井口的设计工作,重点论述了页岩气的组成、井站集输工艺设计、页岩气管材和阀门的选择、页岩气集输流程设计应注意的问题、集输工艺流程运行情况等,可为今后大规模开发页岩气提供良好的经验。     

留北油田地面常温集输工艺优化设计

为了有效利用油田的地热资源,实现油田地面常温集输,研究应用了复合隔热内衬油管技术,该技术是在D89 mm油管内衬一层隔热材料和防偏磨材料,达到降低井筒举升过程中的热能损失,提高井口温度的目的。在留北油田设计应用了17口井,井口温度平均提高12.8℃,对应的地面井组实现了常温集输进站,取消了原三管伴热工艺流程,年节约燃料油1672.31 t,降低了加热炉的燃料油消耗和污染排放。     

锦607块地面集输工艺优化技术

锦607块地面集输工艺运用自动化平台计量、自控掺液、油气混榆、集中加热等新技术,形成了新的稠油区块地面油气集输模式,克服了传统平台井集输工艺存在的集油半径大、工艺复杂、工作量大、能源浪费严重问题,实现了减少地面建设投资、缩短集油半径、节能降耗的目的.其成功经验和管理模式,在油田集输工艺"优化、简化"工作上,具有十分重要的意义.     

沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考

中国石油天然气股份有限公司“十一五”期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田,该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此,根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点,通过理论研究及现场试验,提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施：①简化低压集气工艺;②成功应用非金属管材;③采用井间枝上枝串接工艺;④采用越站集输工艺;⑤实现自动化控制及数字化管理;⑥应用三甘醇脱水技术;⑦采用集成过滤分离器;⑧煤层气集中处理、规模化外输;⑨实行低成本开发。同时,还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨,并给出了相应的建议。     

辽河油田稠油集输工艺优化

针对辽河油田锦45块稠油集榆工艺流程现状进行了分析,指出现行集输系统存在的问题,进行了工艺流程优化设计,分别对不同输送温度下管路水力热力计算及加热炉耗气进行核算,综合考虑井口回压和耗气量,确定了经济合理的集输参数及工艺流程.锦45块老区原油集输系统优化后,适应了原油产量变化的要求,简化了流程和生产管理,起到了节能降耗的作用,经济效益和社会效益显著.     

煤层气阶梯开发的集输方式与地面工艺选择

我国有丰富的煤层气资源,加速煤层气的开发,不仅可以缓解天然气紧缺的问题,还可以保证煤矿的安全,减少大气污染。文章以某煤层气开发区块为例,结合煤层气的开采特点及近年来地面配套工程建设的实施情况,论述了煤层气阶梯开发建设过程中集气方式、集输系统布局方案及地面工艺路线的确立过程,旨在为其他类似煤层气气田的滚动开发规划与建设提供借鉴。     

西峰油田集输工艺研究

介绍了长庆油田公司在开发西峰油田的过程中，地面建设借鉴安塞油田、靖安油田的成功经验，以生产实践为依据，成功地采用了一系列新技术、新工艺，研制出高效简化的工艺设备，从而使地面投资大幅下降，经济效益显著提高。     

煤层气资源及地面集输工艺

阐述了我国煤层气资源、发展状况以及地面集输工艺及特点。对煤层气的几种集输方式和增压方式进行了分析比较,并且对各自适用的气田条件进行了总结。