延安气田地面集输工艺的探索与创新

经过近十年的勘探开发,延安气田进入了快速上产阶段。为了探寻合适的地面集输工艺,基于延安气田分阶段分区块对多种集输工艺的试验情况,分析了高、中、低压集输工艺以及橇装LNG集输工艺的特点,并对试验过程中存在的单井计量无法满足要求,注醇不合理,管线积液严重,泡沫排水影响下游生产,信息化、标准化、数字化程度低等问题,展开了技术革新和研究,最终形成了"以中压集输为主,低压集输和橇装LNG集输相辅"的地面集输工艺技术,极大地提高适应性和经济性,推动地面工程向着标准化、模块化、信息化、安全化、环保化的方向发展。     

页岩气地面工程标准化设计

页岩气藏的特殊物性决定了其地面工程建设必须采用非常规、标准化的技术手段,加之我国页岩气藏地面工程设计面临集输规模不确定性强、管网和站场布局适应性差、工艺设备配套难度大及后期需考虑增压开采等诸多难点,因此要求页岩气地面工程建设必须向"标准化设计、模块化建设、橇装化配备"的方向发展。为此,在文献调研和技术探索的基础上,形成了以"标准化井场布局、通用化工艺流程、模块化功能分区、橇装化设备选型、集约化场地设计、数字化生产管理"为核心的页岩气地面工程标准化设计技术;并以国内川渝地区典型页岩气田为例,讨论其应用背景和地面工艺技术路线,对地面集输系统进行标准化设计,包括标准化工艺流程、模块化集输站场、系列化脱水装置、集约化平面布置,取得了显著的效果。建立了灵活、实用、可靠的地面生产体系,完成了丛式井平台、集气站、配套工程等一系列标准化工艺及模块的设计,形成了一套适应于国内页岩气田地面工程建设的技术体系。     

页岩气地面集输管网拓扑优化

页岩气地面集输管网拓扑优化问题可分为井组最优划分、集气阀组位置确定、管网连接形式及中央处理厂的最优位置四个子问题。以管网系统经济性为目标函数,以相关集输条件为约束条件,讨论枝状和放射状两种管网连接方式,对连接方式交叉后的四种管网布局模式的经济性进行对比,并将管网可靠性分析转化为树型网络可靠度问题进行求解。计算实例表明,枝状管网经济性较好,放射状管网可靠度高;以总费用与可靠度比值为指标,放射状+枝状的集输管网布局最优。     

格瑞克柿庄南枣园煤层气集输管网优化的PIPEPHASE数值模拟研究

格瑞克柿庄南枣园煤层气田具有典型的低产、低压、低渗的特征,由于目前国内既没有煤层气田设计的相关规范,又没有更多的经验可以借鉴,若采用传统的集输工艺必将造成工程投资的增加,降低整体经济效益。文章结合该气田集输管网的现状,运用PIPEPHASE数值模拟软件,研究出了一套经济适用的"集中增压‘枝上枝’阀组布站"的环形集输工艺技术。该技术具有投资省、见效快、便于管理维护、节省人员、建设灵活、节能、环保和占地少等优点,对国内今后大型低压、低产煤层气田的地面开发建设具有推广意义。     

高寒油田油气混输管网的设计及应用

乌里雅斯太油田属于低孔特低渗油田,且地层产出液具有产量低、油气比高的特点。在产能地面建设设计中,依据该断块原油物性及单井集油流程经济对比,结合油气混输管网的计算与管网模型建立,采用环状末点掺水集输流程。对该油田单井集油管线、集输流程的选择、设计方法及有关数值计算的研究表明:对于油气比较高、产量低的油田更适于采用油气混输计算公式和PIPESIM软件来建立管网进行模拟计算;对于一级布站,采用"简、短、串"的环状末点掺水集输流程和橇装计量设备,布置紧凑,节省占地,其投资和运行费用最少,经济性较好,可降低对草原的破坏,适于高寒油田的开发建设模式。     

橇装化装置在海外气田集输工程中的应用

中国石油在海外开采石油天然气的步伐不断加快,内部集输作为油气地面建设工程的重要组成部分,快速高效的建成对工程顺利投产起着不可忽视的作用,装置的高度橇装化是重要手段之一。为了更加深刻了解认识橇装化装置在海外气田集输工程建设中的作用,结合某海外气田内部集输工程,针对工程难点,将装置橇装化与传统的现场安装固定设备的方式进行对比,对橇装化装置的独特优势进行了分析研究,简要介绍了橇装化装置在该工程的应用成果。装置橇装化有着巨大的发展潜力,不仅能够缩短气田建设工期,保证建设质量,方便维护管理,而且能有效降低工程的基础建设投资。     

一体化集成装置在长庆油田地面建设中的应用

2009年以来,长庆油田结合生产建设的需要,自主研发完成包括油气集输、油气处理、油田注水和公用工程等4大类14种油田一体化橇装集成设备。其中数字化橇装增压集成装置、智能橇装注水集成装置经过不断改进完善,在大规模产能建设中全面应用并在老油田改造中逐步推广,已成为油田地面建设的关键设备。     

浅析页岩气地面工程技术现状及发展趋势

综述了我国页岩气地面工程技术现状与发展趋势。分析了我国页岩气地面工程技术具有地面集输系统规模难确定、集输管网压力变化范围大和集输流程需标准化、模块化及撬装化设计以及供、转水需求量大,压裂返排液需处理等特点。探讨了页岩气地面集输技术、页岩气处理技术、压裂返排液处理技术的现状,分析了建设智慧页岩气田、效益页岩气田和标准化、一体化页岩气田的意义,展望了页岩气井出砂、页岩气计量和脱水、压裂返排液处理、页岩气增压等关键地面工程技术的发展趋势。     

美国页岩气地面集输工艺技术现状及启示

为了促进中国页岩气资源能的规模化与高效低成本开发,根据页岩气具有压力和产能衰减速率快、开采寿命长、进入增压开采周期短、气井初期产出水量大等显著区别于常规天然气的开发与井口物性特征,分析了页岩气地面工程规划设计的难点在于:①地面工程建设需同地下资源条件相匹配;②地面集输系统设计规模不易确定;③地面集输管网与站场布置较难确定;④地面集输工程在设计初期需要考虑增压开采问题;⑤地面工艺需标准化、模块化设计;⑥地面工程设计需要考虑水处理系统的影响。以美国典型的Barnett和Marcellus页岩气田为例,对目前国外页岩气地面集输系统的总体工艺、井场工艺、处理站工艺、集输管网布置形式、产出水处理等工艺技术现状进行了系统总结,并讨论了美国页岩气地面集输工艺在我国的适应性问题,提出了中国页岩气地面工程规划设计的技术思路与建议,以期为中国页岩气资源的规模化与高效低成本开发提供指导和借鉴。     

标准化设计在吉林油田的推广应用

通过总结吉林油田推广标准化设计工作的实践,坚持标准化设计与油气田开发生产实际相结合、与优化简化相结合,从标准化定型设计、规模化采购、模块化建设、一体化橇装集成装置的推广应用角度全面阐述了开展标准化设计的主要做法。一体化橇装集成装置包括橇装密闭单井罐装置、天然气单井橇装站、一体化橇装注水装置,提出了吉林油田推广标准化设计今后的工作目标。     

长北气田二期地面集输工艺技术研究

长北气田二期是针对整个长北区块主力层山_2层上下的次级层(主要包括盒_8、山_1和太原)开发的,综合考虑气井组分特点及压力产量递减规律,集成创新、攻关研究形成了"地面初期节流,井口注醇,单井气液连续计量,气液混输、集气增压站高中压混合集气、集中增压,处理厂集中处理"适合长北气田二期的主体工艺技术路线。创新了丛式井场及集气站的橇装化建设方式,研发了14类橇装化设备,其操作、检修、迁移简易便捷。采用6类专项分析技术,提升了项目的本质安全。长北气田二期从开发方式、总体工艺、压力系统、建设方式、专项分析等均有别于其他工程,此工程形成的主体技术、总体布局、研发的多套小型橇装装置是项目高效开发的基础,所采用的多项工艺技术和分析手段开拓了同类型项目的建设思路,对国内气田开发具有广泛的借鉴意义。     

东胜气田排水采气工艺技术难点及对策

东胜气田气井排水采气时存在单井产液量无法计量、泡排加注制度不明确、低压气井排液难度大、高产液井水淹后复产困难等问题,对上述存在问题及技术难点进行分析,分别提出井下节流器井流温流压测试、橇装计量单井产液量、应用抽油机排水采气工艺、完善气井气举施工工艺流程、"井下隔热+地面节流"工艺等措施,取得一些关于低压集输下排水采气工艺上的认识和成果,为东胜气田稳定高效开发奠定了基础,并为同类气田在低压集输工艺下的排水采气提供了借鉴。     

橇装化装置在集输工程中的应用

由于橇装化装置的优势,其在地面集输工程中的应用越来越广泛。本文对橇装化装置的优势进行了研究。与传统地面集输工程相比,其在地面集输过程中,主要有以下优点,成本较低、施工周期较短、环保且可重复性使用[1,2]。无论在经济方面还是环保方面都具有明显的优势。     

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。     

一体化橇装井组增压装置在苏里格气田的应用

一体化橇装井组增压装置主要由段塞流储罐、天然气发动机和双螺杆压缩机组成,为了有效解决苏里格气田低压低产气井生产集输问题,提高气田最终采收率,设计了此套设备,该设备具有"气液混输、无人值守、独立运行、智能保护、远程监视、轮换使用"等六项功能,同时创新了三个方面的关键技术:(1)驱动装置燃料采用井口天然气,不需要外部电力或燃料,可实现机组独立运行;(2)装置创新采用喷油双螺杆压缩机+电动泵技术,可实现原料气和采出水同时增压、气液混输;(3)装置自成系统、关键数据上传,故障自动停机及自锁、可实现智能管理。随着该装置的试验成功,为苏里格气田提高低产低压气井最终采收率提供了一套有效解决方案。     

大庆油田地面建设中一体化集成装置的研发与应用

针对大庆边际油田单井产液量低、井网间距大、系统可依托性差、气候条件恶劣等特点,研发了能够适应大庆油田特点的加热增压一体化集成装置及活动注水、水质处理橇装集成装置。加热增压一体化集成装置将油井采出液的加热、增压功能集于一体,装置配有远传智能终端控制系统,通过传输光缆实现数据远传及远程控制功能;活动注水、水质处理橇装集成装置适用于外围零散区块小规模地下水水质处理。一体化集成装置可快速组装到位,满足了油田快速建设的要求。大庆油田采用"四合一"、"三合一"流程的转油站及大型处理站不适合开展整体集成的一体化装置;一体化集成装置的研发应用需考虑本油田的自然条件及油品物性。     

靖边气田开发后期增压方案研究

靖边气田全面进入自然稳产期末,地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。依据靖边气田现有管网系统结构,对管网增压方式进行比选,建立大型气田区域性增压全局优化模型,结合天然气管网仿真,运用优化技术,决策出最优的气田增压方案,合理布置压缩机站的站位、优化压缩机及管网系统的运行参数,从而协调天然气的采、集、输、配各个环节的关系,在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时,既降低管网改造投资,又实现经营部门效益的最大化。     

应用橇装分离切水装置缩减掺水规模

针对常规的集中脱水、双管伴热工艺运行时,规模较大的伴热掺水在油井与联合站之间长距离循环往复输送、分离、脱水、增压、加热,能耗高、运行成本高,以及因掺水长期处于高温状态,而造成掺水管网腐蚀结垢严重、维护成本高等问题,试验研制了一种橇装油水就地分离切水回掺装置。利用橇装油水就地分离切水回掺装置,将部分油田区块内高含水、高产液温度油井产出液经过现场油气水分离,就地切出部分采出水,经现场离心泵增压、计量后直接输送至附近需要伴热掺水的低含水油井。既达到了减小低含水油井集输阻力的目的,又提高了系统效率,降低能耗,节约了占地面积。     

燃气驱动压缩机组成套供货中的电气设计注意事项

在天然气长输管道及城镇燃气输配系统中．采用橇装燃气驱动压缩机组的方式为管网增压已较为普遍,压缩机采用橇装方式供货,由于橇装商技术水平参差不齐及橇装商和设计院分工不明确等原因,因而会造成一些纠纷,给现场施工带来很多不便,甚至会给生产运行带来安全隐患。笔者根据此类工程的实践经验,提出设计院电气专业在设计中应注意的事项。     

我国首套页岩气增压采气机组投运

<正>截至9月28日,我国首套页岩气增压采气机组在西南油气田长宁区块宁201-H1井成功投运,各项运行指标均达到设计要求,连续平稳运行400多个小时,单井日产增加3万m3。这是我国页岩气开发首次应用增压采气工艺技术,创新采用"技术+"RTI项目投资管理模式,并首次使用国产天然气压缩机组。单井日产由实施工艺前的3.6万m3提升到目前的6.8万m3,为探索页岩气中后期开发模式、摸清页岩气单井储量和开发潜力,提供了试验评价的有效手段和平台。