涩北气田地面集输工艺技术

气田地面集输工艺技术是气田开发中一个重要环节,地面集输工艺水平先进与否,直接影响着气田开发总体技术水平高低和经济效益好坏.主要介绍了涩北三大气田的地面集输工艺,采取多气层同时开采,集气站实行混合布站方式,采用"高压采气,站内一次加热、节流、常温分离,高、低压2套集输管网,分气田集中脱水、集中增压"总的集气流程.在国内外大型整装气田中,较早提出并实现了高低压2套集输管网,充分利用地层能量,大大节约压缩机电力消耗,降低工程造价;采气管线同层串联工艺,改善低产井的热力条件,减少采气管线长度,减少集气站进站阀组及节流阀组数量,降低投资;集气站实现"无人值守,站场巡检"模式建站,实行无人值守数字化技术;针对气田出砂出水的特性,研制出适合气田气质特点的分离器等专有专利设备.整个地面工程落实"优化、简化、标准化"的设计理念,为其他气田的地面建设提供了良好的借鉴.     

适用于低渗透气田滚动开发的地面集输工艺技术

苏里格气田地面工艺技术,通过大量实验和不断的改进完善,从“保证安全、降低投资、提高效益”的目标出发,形成了“井下节流,井口不加热、不注醇,中低压集气,带液计量,井间串接,常温分离,二级增压,集中处理”的“三低”气田地面集输总流程,是继四川气田（单井中压集气工艺）、长庆靖边气田（多井高压集气工艺）之后的第三种气田地面工艺模式。2006年,该工艺技术在苏里格气田产能建设工程中得以成功应用,建成了天然气年生产能力10×10^8m3,平均单井地面建设投资与同类型气田相比下降了50％,且这种能耗水平低于邻区靖边气田采用模式的能耗水平。     

靖边气田延长稳产期的地面集输工艺技术

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,部分气井井口流动压力已不能满足气田正常生产需求。为了保证靖边气田55亿m3/a的生产规模,实现气田长期稳定、高效开发,在原有常温地面集输工艺的基础上,又研究试验了上、下古气藏合采地面集输工艺及整体增压地面集输工艺。文章介绍了这三种延长稳产期的地面集输工艺技术。     

鄂尔多斯盆地北部上古气田地面集输工艺

鄂尔多斯盆地北部上古生界资源丰富,目前已发现苏里格、大牛地、乌审旗、榆林等大气田并进入大规模开发阶段.结合鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏特点、当地地理环境以及集气管网集气压力,基本形成了两种天然气集输处理模式:一种是以大牛地气田为代表的高压集气、低温分离的天然气集输处理模式;一种是以苏里格气田为代表的中(低)压集气、集中处理的天然气集输处理模式.从实际运行结果来看,目前两种工艺都能够满足鄂北上古生界气田的集气处理与输送要求.     

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。     

延安气田X井区地面集输系统低成本工艺优化研究

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。     

页岩气开发地面配套集输工艺技术探讨

随着常规天然气资源不断减少,能源需求不断增加,页岩气作为巨大的潜在非常规天然气能源在能源消费中的地位逐步提高。页岩气的勘探开发在中国还处于起步阶段,其开发研究目前仅限于气藏和地质阶段,地面配套工程技术缺少相关的国家及行业标准规范及可借鉴的经验。通过对壳牌与中国石油合作的M页岩气开发项目地面配套集输工艺技术的研究,展示该区块所确定的地面配套技术工艺,为类似的页岩气田地面配套工程建设提供技术借鉴。     

化学解堵技术在峰15井地面集输系统的应用

由于开井初期井底脏物大量排出以及天然气中元素硫的沉积,使得峰15井井口节流阀、一级节流至二级节流之间的管线、场站分离器以及峰15井至高峰站的集气管线多次发生堵塞,并诱发水合物生成.通过对峰15井地面系统内堵塞物的分析,确定了堵塞物以井下油污和元素硫为主的组威特点.通过室内研究和评价,选择有机化学清洗液对峰15井地面集输系统进行了化学清洗,取得显著应用效果.     

牙哈凝析气田地面工艺技术特点

牙哈凝析气田是目前已开发的国内陆上储量最大、压力最高的高产凝析气田,也是第一个采用循环注气保持地层压力开采的整装凝析气田.介绍了牙哈凝析气田地面工艺中高压注气、凝析气集输和凝析气处理等工艺特点.经过两年多运转实践,证明牙哈凝析气田地面工艺简单、实用、经济、可靠,取得了很好的经济效益和社会效益.     

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。     

高含硫气田地面集输工艺技术的新发展

回顾了国内外高含硫天然气集气工艺的成熟技术的应用，阐述了近年来国内新技术的推广和应用情况，主要包括分子筛脱水工艺技术，气液混输技术，高含硫气田集输技术，特种材质选择技术等。对我国高含硫集气工艺发展方向、重点技术进行了展望。     

延长气田延气2-延128井区地面集输工艺的优化创新

延长气田延气2-延128井区先导试验区建成投产后存在井口设备和地面集输管线承压高、安全风险大;容易生成水合物、注醇量大;集气半径小、单个集气站纳入井数少、站点多和永久占地多等问题。针对存在问题,对续建的一期地面集输工艺进行了优化和创新,提高了集输工艺技术的适用性。优化后,集输站集气半径增加1.4倍,单个集气站纳入井数增加2.3倍,集气站数量减少8座,集气站减少用地面积约15%,运行费用降低20%以上;平均单井采气管线长度减少50%以上,管线工程量减少54.6%;单井注醇量减少50%,单台注醇泵注醇效率提高约150%。地面集输工程投资降低了2.8亿元,单口气井地面工程投资降低42.3%。2014年工程项目顺利投产,目前系统安全平稳运行。     

苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新

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。     

苏丹六区富拉油田地面集输工艺技术介绍

根据六区目前探明稠油资源多、稀油资源少的情况，稠油集输采用井口掺稀常温输送，站内稠油处理采用两级大罐热化学沉降方法，处理后含水指标达到1％。     

新疆油田超稠油开发地面集输注汽工艺技术

超稠油由于其黏度高,开采技术难度大,一直难以实现经济开采。新疆油田通过试验研究,提出了多项优化、简化地面集输工艺的配套技术,运用了多通阀选井工艺、短半径注汽方式、称重式计量技术、计量接转注汽一体化建站模式等,使工人劳动强度有所降低,地面建设工程量和管理点减少,与常规计量站建设相比,节约投资约25%,稠油地面集输工艺水平有了较大提高。     

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。     

气水同产井地面集输系统恶臭原因及整改措施

川东北气矿气水同产井污水量大,污水夹带气较多,井站臭味特别大,存在极大的安全、环保隐患。针对上述问题,陆续采取改进措施:污水罐和污水池的呼吸管埋地铺设改为架空铺设;污水罐呼吸管废气自然飘散改为放空燃烧;污水罐进液管由下进改为上进;改造污水罐进液管结构;新增污水罐进液口气液分离附加组件;污水罐出液管增设自动水封装置;污水泵改填料密封为机械密封;优化生产操作工艺和生产制度;严格污水装卸拉运管理及其他设计与安装上的技术改进。通过上述改进和近年雷13、雷14、七里25、七里025-X1井站的改造试运行,不仅生产运行平稳,"跑冒滴漏"显著减少,作业环境大为改善,检修次数和时间明显减少,每年节约检修费用约20万元,而且消除了原先低空弥漫的有害气体,员工健康状况和生产安全性有了极大的改善,井站周边居民普遍反映基本无臭味。气水同产井站恶臭治理成功,为同类型气水同产井地面集输系统装置工艺设计或大修设计提供了参考和技术借鉴。     

低压、低产煤层气田井口集输工艺技术

我国煤层气田开发具有一定规模的地区主要分布在山西沁水盆地和陕西韩城等地。煤层气田由于具有低产、低压、低渗等特点,因此开发投入高、产出低、风险大。文章通过对国内外典型煤层气田的井口集输工艺技术,包括井口气水分离系统、井口计量系统、水处理系统等较为系统的综述、分析和对比,指出简化井口流程、合理选择材质、优化井口布局及总体开发是做到"满足技术要求下的最低成本"开发的有效方法。     

酸性气田地面集输工程调查研究

磨溪气田是典型的酸性气田，投产5年多来，集输工程中出现了一些问题，由四川石油管理局勘察设计研究院组织、四川石油管理局川中油气勘探开发公司参加的磨溪气田地面集输工程调查小组于1996年11～12月在四川磨溪气田进行了实地调查，对投产的14个集气站场及部分单井（250井）的工艺流程及主要设备进行了详细地考察，特别是针对在高矿化度盐水及合H2S、CO2等腐蚀介质条件下所产生的问题，提出了整改措施。     

浅谈吉拉克凝析气田集输工艺技术

介绍了吉拉克凝析气田集输系统的凝析气集输、单井油气计量、气体处理、凝析油稳定、乙二醇回收及加注等流程。阐述了该流程的特点 ,采用的新工艺、新技术、新设备 ,以及节能措施和能量利用的情况。