苏里格气田天然气集输工艺及处理方案

本文以苏里格气田为例,阐述了天然气集输工程工艺流程,分析了天然气集输工艺模式,对苏里格气田天然气集输工艺进行了实例分析。     

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强,属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式（采用井间与区块相结合的接替方式开发）,采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺;②管道不保温;③中压集气;④井口带液连续计量;⑤常温分离;⑥两次增压;⑦气液分输;⑧集中处理。形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量” 等一系列工艺技术,有效降低了地面工程的投资成本,提高了气田开发项目的经济效益,对类似气田的开发建设具有借鉴意义。     

苏里格气田压裂工艺技术优化研究

通过对2001-2004年以来苏里格气田应用的压裂技术和开展的压裂试验进行了分类,并对实施效果进行了分析。着重对分层压裂技术从理论和现场实施方面进行了描述和评价,特别对2005年实施的三Y241-115机械分压技术进行了分析研究,最后得出初步认识,同时提出了下一步工作建议。     

苏里格气田压裂工艺技术优化研究

通过对2001-2004年以来苏里格气田应用的压裂技术和开展的压裂试验进行了分类，并对实施效果进行了分析。着重对分层压裂技术从理论和现场实施方面进行了描述和评价，特别对2005年实施的三Y241—115机械分压技术进行了分析研究。最后得出初步认识，同时提出了下一步工作建议。     

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.     

苏里格气田天然气最优集气半径的探讨

苏里格气田单井产量低、建井数量多,因此确定最优集气半径是集输系统优化的关键问题。通过计算苏里格气田某区块不同建产规模和集气半径的采气管道长度,采用建井密度和等效面积等方法计算类比其他区块不同集气半径的采气管道长度及投资,结合相应集气半径的集气站及集气支线投资,最终确定其最优集气半径。     

苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟

对清管过程中的两相流流体特征的研究有助于管线及上下游设备的设计及操作。为此,采用稳态Barua模型与具有较好组分追踪功能的TACITE编码瞬态模型对苏里格气田集气管线清管操作中两相流瞬时流动规律进行了研究,重点分析了通球过程中流型、液体流量、压力、清管速率及天然气水合物堵塞等工况的变化规律。结果表明：由于清管过程中地形起伏较大,流体出现了多种流型,液体流量与压力沿程波动较大;清管器速度在上升管段和下降管段的凹凸结合处由于前后压差的明显变化会发生较大的改变。通过对管道总持液量变化的分析,获取了清管后各阀组管线恢复稳态的时间。采用瞬态分析方法对清管器运行中温度变化研究的结论表明：各阀组在清管过程中没有天然气水合物的形成。进一步验证了清管节流理论的正确性。     

天然气压缩机气举工艺在苏里格气田的应用

针对苏里格气田部分气井井底积液严重导致无法正常生产的现状,研发了排量达6×10~4m~3/d的车载式天然气压缩机,设计了全封闭式的增压气举工艺流程。现场应用表明:该设备操作方便、安全环保、施工费用低;有效实现了7口水淹井复产,为低压低产气井提高采收率探索了一条新途径。     

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。     

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。     

靖边气田含醇污水处理工艺优化

随着陕北靖边气田的不断开发，气井产水量逐年增加，在对气井加注甲醇过程中，气田含醇污水量增大、含醇浓度偏离设计值，同时气田污水具有很强的结垢、腐蚀倾向，影响了甲醇回收装置的稳定运行。为此,从优化含醇污水处理工艺的角度出发，通过采取对高产水井污水分排分储、预处理工艺及操作参数优化、甲醇回收装置参数优化运行试验等措施，减少了含醇污水产量，改善了预处理效果，提高了甲醇回收装置运行效率和产品甲醇质量，保证了目前的含醇污水处理能够满足气田发展的需要。     

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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。     

苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点。近年来,在前期大量研究及试验的基础上,初步形成适合苏里格气田地质及工艺特点的气井排水采气技术系列。在产水气井助排方面形成了以泡沫排水为主,速度管柱排水、柱塞气举为辅的排水采气工艺措施;在积液停产气井复产方面形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺。各项排水采气工艺措施的实施,有效确保了产水气井的连续稳定生产。文章对各项排水采气工艺措施在苏里格气田的适用条件、应用现状等进行了介绍,并结合苏里格气田气井产量低、数量多的实际,指出了排水采气工艺技术的技术发展方向,这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

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陕甘宁中部气田属大规模的整装低渗透气田，地理环境较恶劣，文章针对其开发和建设特点，对气田集气工艺进行了系统研究，采用了高压多井集气，集中注醇，间歇计量等工艺流程，通过先导性工业化试验证实了这套工艺技术的可靠性。     

靖边气田天然气脱硫装置腐蚀行为研究

靖边气田天然气采用湿法脱硫工艺，脱硫剂为醇胺溶液，设备及管线在运行过程中存在均匀腐蚀和局部腐蚀现象。为分析腐蚀原因，确定腐蚀程度，分别从气相腐蚀、液相腐蚀、电偶腐蚀三方面开展了实验与分析工作，分析了MDEA富液中降解产物的成分，研究了主要降解产物对20^#碳钢腐蚀速率的影响。通过新配脱硫贫液的高压模拟实验与现场连续两年的富液腐蚀速率测试结果对比分析，发现低浓度降解产物对碳钢腐蚀速率影响程度较小。根据在役压力容器内不同金属材质的面积比例，测试了电偶腐蚀对富液腐蚀速率的影响程度，实验发现在用材料1Cr18Ni9Ti不锈钢和20^#碳钢构成的电偶对设备腐蚀程度贡献额小，天然气脱硫设备内腐蚀程度属于弱腐蚀范围。     

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为提高整体开发效率，降低开发成本，长庆苏里格气田应用了小井眼钻井技术。针对苏里格气田的具体情况，在小井眼钻井工艺方面，进行了包括井身结构优化、套管优选、井壁稳定性控制、地层出水预测等多方面的技术研究。2003年共进行了4口小井眼井的施工,其中包括2口天然气欠平衡钻井,通过小井眼天然气欠平衡钻井实践表明，应用该项技术，与常规钻井相比较，机械钻速可以得到大幅度提高，是提高钻井速度、缩短钻井时间的有效途径。     

苏里格地区天然气勘探潜力分析

鄂尔多斯盆地苏里格地区发育有良好的广覆型煤系烃源岩、区域上近南北展布的带状砂岩体、广厚的区域盖层加之侧向的分流间湾、河漫相泥岩以及致密砂岩的遮挡，在空间上构成了理想的生、储、盖配置，区域平缓西倾的构造特点为岩性气藏的成藏与保存提供了条件。本区资源量大、资源探明率低，探明储量区外勘探程度较低，成藏地质条件优越，仍具有较大的勘探潜力；苏里格气田的东部、北部、西部及南部地区为天然气勘探的有利目标区。     

苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究

苏里格气田为低孔低渗低丰度大型气田,为提高单井产量达到产能规划目标,采用水平井技术对苏里格气田进行整体开发势在必行,而砂体钻遇率是水平井单井产量高低的关键因素。根据前期综合地质研究成果,运用水平井地质导向技术,结合随钻测井曲线预测砂体走势并及时调整钻进轨迹,大幅提高了砂体钻遇率,使水平井产量达到了直井的3倍～5倍,取得了良好的效果。     

苏里格致密砂岩气藏可动水饱和度分布

近年来苏里格致密砂岩气藏的部分气井出现了不同程度的产水现象,平均产水量约为9 m~3/d,已经严重影响了气井产能。通过对比分析可动水饱和度的常规测井解释结果与实际生产数据,建立了气井的产水特征预测方法。通过该方法对单井进行产水预测并优选射孔层位可提高气层的产气能力,有效降低了气井产水风险。在此基础之上绘制了苏里格致密砂岩气藏研究区块的可动水饱和度平面分布图,进而优选出低产水风险区,明确气田的主力储层,研究结果为致密砂岩气藏的合理开发提供了理论依据。     

气田地面集输管网运行优化及其应用研究

国内某些老气田地面集输设备已运行多年，部分旧管道承压能力和集输站集输能力都有所下降，给集输管网运营带来了安全隐患。因此，有必要开展现有设备集输能力优化研究工作，充分利用现有集输设备的工作能力，确保集输管网系统安全、高效地运行，并指导集输设备的更换和改造。在分析集输管网实际运营状况的基础上，以集输管网内天然气最大流量为目标函数，综合考虑集输站工作能力、管道承压能力以及管输系统运行工况条件，建立了气田地面集输管网运行优化数学模型，并采用线性化算法求解了该优化模型。实例分析结果表明，建立的集输管网运行优化模型和采用的优化算法切实可行。此集输管网优化方案既可用于优化该集输管网的日常运营，又可用于指导集输管网的改造和未来规划。