克拉美丽气田天然气烃水露点控制工艺改造

克拉美丽气田天然气处理站烃水露点控制工艺采用J-T阀节流制冷,注乙二醇防冻的低温分离工艺,但其外输天然气烃水露点出现不稳定、不合格现象。应用HYSYS软件根据天然气处理流程的物料及能量平衡评价烃水露点控制工艺,结果为:高压节流注醇工艺选择合理;通过对其核心设备包括低温分离器和气-气换热器结构及工作性能分析,找出烃水露点不合格的主要原因是低温分离器和气-气换热器选型不合理。根据克拉美丽天然气处理站烃水露点不合格原因提出了改造方案:沿用高压节流注醇工艺,其关键设备选型采用两台管壳式换热器(固定管板式)串联+SMMSM高效分离器的组合方案,将外输天然气烃水露点计算值控制在-13℃左右,考虑低温分离器与烃水露点的实际温差,可控制外输气烃水露点能达到小于-5℃的要求。     

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新疆克拉2气田是保证我国西部天然气东输长江三角洲地区的主力气田。由于该气田产出的天然气中含有少量重烃成分,导致该气田天然气在未处理前达不到“西气东输”的输气烃露点要求。文章介绍了克拉2气田的天然气组成、外输气质要求,阐明了气田开发设计中保证外输天然气烃露点的必要性以及为保证东输天然气烃露点的脱水方案,最后还提出如何考虑气田与管道系统综合优化,以达到充分利用气田能量、减少能耗、合理进行气田开发的建议。     

天然气烃水露点控制问题探讨

烃水露点为管输天然气的重要指标,其高低对管道输送有较大影响,因此如何控制露点在气田处理工艺中成为最主要的内容。目前,我国高压气田大多采用节流注醇控制烃水露点,但发现有些气田低温分离器入口温度偏离设计值加大,低温分离器出现堵塞以及外输干气存在反凝析现象、管道末站有液烃析出等问题。经研究得知:这些问题主要是换热器、低温分离器选型不合理以及外输干气烃露点控制要求存在不足造成的。对于上述问题,分别从工艺流程设计、低温分离器及换热器选型上提出解决方案。     

循环回收稳定技术用于凝析气田天然气处理

南八仙及其周边气田属于凝析气田,天然气组分中C3+以上气体较贫,天然气净化处理工艺设计中主要以降低外输气烃露点和水露点为主要目的,对处理后的混烃处理重视不够,造成生产中油气损耗和外排问题较多。在扩能改造工艺中,经过对原有的工艺流程进行优化,引入轻烃稳定塔,采用塔顶气循环回收脱烃处理工艺,对分离器轻油、轻烃尾气进行再处理,大大提高了轻烃回收率,投产当年轻烃回收量提高了1倍以上,取得了显著的经济效益。     

大牛地气田脱水脱烃工艺的成功实践

大牛地气田开发选用高压集气天然气处理工艺,采用节流制冷脱水、脱烃,需要一定的压差才能保证外输气质。当气井压力下降至一定程度时,集气站内没有足够的压差,无法利用节流膨胀制冷、低温分离工艺实现对天然气烃露点、水露点的控制,需要结合增压、脱液工艺对气田集输工艺进一步优化。分析了气田不同开发阶段采取的脱水脱烃工艺、可能出现的问题及解决措施。     

丙烷制冷装置在崖城13-1气田的运用

崖城13-1气田投产以来采用的是节流阀膨胀制冷脱重烃方式。随着地层压力逐渐降低,制冷过程中会造成天然气压力降低,严重影响气田的正常处理工艺。提出了丙烷制冷脱重烃改造方案,对该方案进行了详细说明,并对其经济性和可行性进行了分析,分析表明,丙烷制冷脱重烃设计方案可行,可提高气田采收率,经济效益显著,从而为优化设计、其他方案比较提供技术依据。     

大涝坝天然气处理装置工艺改造研究

大涝坝天然气处理装置采用膨胀制冷工艺,其设计天然气日处理量为25×10^4m^3。自2005年投产以来,随着大涝坝凝析气田不断开发天然气的日处理逐渐增加至30×10^4m^3左右,超过了设计处理能力,装置处于超负荷运行,造成C3及C3＋收率降低;另外还存在大约每天10×10^4m^3未经过严格脱烃的天然气直接进入了外输管网,造成外输气烃露点无法保证以及C3＋资源未能充分回收。针对大涝坝天然气处理装置超负荷运行问题,在原有流程的基础上将分子筛脱水系统改造为四塔流程;制冷系统改造为副冷箱加双膨胀机流程,并进行了计算机模拟。结果表明：改造后装置的处理能力增加了15×10^4m^3/d,外输干气的烃露点下降了25℃,C3的收率增加了17.4%,C3＋收率增加11.8%;液化气产量增加了18.6t/d,稳定轻烃产量增加了2.6t/d。     

克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理,脱水后的干气水露点合格,但烃露点较高。由于天然气具有反凝析现象,随着干气在输送过程中压力的降低,会有液态烃析出,从而对管道、设备、下游用户造成不同程度的危害。为了达到合格的烃露点,避免液态烃的析出,根据我国国家标准对烃露点的不同规定,提出了烃露点控制的改进流程及两种烃露点的控制方案。使用HYSYS软件进行模拟比较,确定采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的控制要求,以保证处理厂至轮南首站的外输管线内无液态烃析出。同时,对气-气换热器和低温分离器进行初步选型,并提出了反凝析现象的控制措施。     

崖南凹陷烃源岩生烃及碳同位素动力学应用

针对目前琼东南盆地崖南凹陷天然气系统勘探存在的地球化学问题，采用近几年发展起来的生烃动力学及碳同位素动力学研究方法，以崖城组烃源岩干酪根热解生烃实验获得的气体产率和碳同位素数据为基础，建立了生烃动力学和碳同位素动力学模型，初步圈定崖13-1气田天然气主要来自崖南凹陷斜坡带崖城组含煤地层，烃源岩埋深在4300～6000 m之间，目前正处在主生气阶段；崖城组热解气碳同位素动力学研究表明，崖13-1气田天然气成藏时间较晚，属于“累积”集气成藏，成熟度在1.5%~2.3%之间，显然为烃源岩气窗阶段充注，因此有利于气藏形成与保存。     

天然气相包线计算及其在烃露点控制领域的应用

天然气的相态特性参数是凝析气田开发、长输管网运营尤为关注的基础数据。基于立方形状态方程,建立了天然气临界参数、临界凝析压力、临界凝析温度,以及相包络曲线的计算方法。与天然气烃露点测试值的对比结果,验证了天然气相包络曲线计算方法的准确性。基于建立的计算方法,预测了满足不同烃露点指标要求的外输天然气相包络曲线,结果表明,在国内现行标准规定的烃露点指标下,天然气在长输管道上游交接点满足要求,不能规避其在中下游析出液烃的风险,不利于天然气输配系统的平稳高效运行;最后,建议以临界凝析温度为重要参考,明确量化天然气的烃露点指标要求。     

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鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上发现的较大气田之一 ,目前对该气田分析的 5口气井的气油比为 15 .9× 10 4～ 98.9× 10 4m3 /m3 ,是个湿气田或干气田 ,然而初步的实验研究结论恰恰相反 ,该气田确是一个凝析气田。气藏类型经验判断表明 ,该气田可能是“常规干气田” ,也可能是“无油环凝析气田” ,处于干气藏和凝析气藏的过度带 ,没有统一的结论。相态实验研究表明 ,该气田为特低含凝析油的凝析气田。实验还发现 ,退泵降压观测到的露点压力与进泵升压观测到的雾和油花消失的压力不相同 ,后者大于前者 ,而且相差很大 ,说明该气田凝析油一旦析出 ,就较难气化。气油比改变露点压力也相应改变 ,气油比升高 ,露点压力降低 ,说明高气油比井的气含量大、油含量少 ,使油完全溶解在气中的压力就低。定容衰竭预测结果表明 ,该气田的反凝析油量很低 ,但是如果气井在井底压力低于露点压力下经过长时间生产 ,井底周围地层中仍然会有凝析油聚集 ,造成反凝析油动态污染     

毛细管压力对凝析气相态的影响

凝析油气体系和储层多孔介质是一个相互作用的系统,考虑多孔介质界面现象对凝析气相态规律和渗流规律的影响,能更真实地反映凝析气在储层多孔介质中的相态特征和渗流特征,特别是低渗透凝析气藏,更不能忽略毛细管压力对凝析气相态的影响。建立了考虑毛管力的凝析气相态计算模型,利用SPE 21428的流体组成研究了毛管力对凝析气露点及反凝析进程的影响。研究认为,毛管力和界面张力决定毛管力对凝析气相态影响的强弱,当孔隙半径达到10-8m数量级时,毛管力对凝析气露点及反凝析进程的影响十分显著。     

论普光原油裂解气藏的动力学和热力学模拟方法与结果

论文以原油裂解气的动力学实验数据为基础,热力学模拟中提出油气藏多阶段模拟和流体超压泄漏与静水压力平衡再封闭的理论模型,应用PVTsim软件模拟计算了普光气藏不同地质历史阶段的流体压力变化曲线,及其对油气藏散失和保存的影响。模拟计算结果表明：在175～157 Ma[JP]油藏阶段的压力为25.2～49.8 MPa;在154～142 Ma油气藏阶段的压力为54.6～150.64 MPa,并在后期压力系数大于2.4时,发生流体泄漏,泄漏流体约为当时油气藏总量的22.89％时,达到与静水压力平衡再封闭的压力为62.13 MPa;在141～132 Ma主要为湿气裂解阶段,压力由68.2 MPa[JP]增加到170.9 MPa时,压力系数大于2.4,发生第二次超压泄漏,泄漏流体约为32.7％,达到与静水压力平衡再封闭的压力为70.1 MPa;在130～96 Ma为气藏进一步埋深阶段,裂解气增加很少,压力主要受温度增加而增加到86.62 MPa;由90 Ma抬升至当前,气藏压力因温度降低而降低到56.9～61.0 MPa;油裂解气藏在以上超压泄漏中的总散失率约为50.33％,总保存率约为49.67％.论文中PVTsim模拟油裂解气产生的超压现象,已由储层样品中发现捕获压力达155～165 MPa的高密度超临界甲烷包裹体所证实;模拟地质历史中油裂解气藏压力演变的最终结果也与当前普光气藏的PVT资料比较相似。     

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天然气含水量的计算是天然气工业有关工艺设计、生产装置考核、水合物抑制剂的使用等过程中经常用到的主要计算。公式化计算又分成两类：一类是基于已知气体干基组成，通过使用状态方程进行水烃体系平衡计算获得；另一类则基于、已知温度、压力条件，采用经验或半经验的对已有实验数据或图表的回归分析而获得。公式化计算避免了图算法的人为误差，同时又方便计算机处理，在天然气处理和加工计算中得到普遍认同。章对目前国内外已有的主要公式化的计算方法进行了归纳分析，考查了计算结果并推荐了可信的计算方法。     

高温高压凝析气藏气相中水含量计算新方法

准确计算气相中水含量是分析高温高压凝析气藏复杂相态特征的基础。凝析气藏高温高压条件下,气相中水分子和烃类分子发生缔合反应形成烃水化合物（ACnHm·BH2O）,这是气相相态产生特殊性质的主要原因。基于相态平衡及流体热力学平衡原理,考虑高温高压凝析气藏气相温度、压力及密度对缔合反应的影响,建立了计算气相中水含量的四参数缔合模型,并采用多元回归法获得了四个模型参数值（ai）。通过实例分析与对比,论证了此方法的可靠性、实用性。     

膨胀机密封气综合利用研究与应用

为了提高天然气的利用率,对温米油田轻烃装置膨胀机密封气系统实施了技术改造。将膨胀机密封气进放空系统改为进装置燃气系统合理利用,同时对燃气压力控制系统进行配套改造,确保燃气压力平衡,杜绝密封气放空至火炬系统燃烧掉,实现了膨胀机密封气的全部回收利用。经技术改造后,膨胀机密封气每天可以回收增加天然气0.48万m3,年创效益126.72万元,年净增效益107.78万元,并为油田污染减排工作做出了积极贡献。     

对商品天然气烃露点指标的认识

液烃在管道内冷凝会产生两相流而影响管输计量的准确性,并加大管道阻力,造成极大安全隐患,同时也会影响燃气透平的操作,对压缩机组的运行造成不良影响。因此,要求天然气输配系统必须保证在高于管输天然气烃露点的条件下运行。那么规定合理的烃露点指标并准确地进行测定就显得尤为重要。为此,讨论了测定商品天然气烃露点的两种方法--冷却镜面法和气相色谱法,认为后者才是当前发展的方向;并指出商品天然气烃露点指标仅取决于管道的操作条件及运行环境,且只有建立了准确的测定方法后才有可能确定。     

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本文根据烃类二次运移机理、静水条件下气藏的原始气水分布受控于浮力和岩石的毛细管阻力等,用毛细管压力曲线确定气藏含气饱和度,使之更接近于气藏的原始含气饱和度。该方法的技术关键是建立等饱和度下的毛细管阻力与含气高度的数学关系式。     

流体组成对凝析气藏产能的影响

凝析气藏与常规油气藏的重要区别在于其生产过程的相态变化特性,但目前很少考虑该特性对凝析气藏产能的影响.将凝析气藏看作各烃类化合物的混合物,通过建立i组分和总烃的渗流方程,结合相平衡热力平衡与物质平衡、初始条件和定压边界条件,应用IMPES数值计算方法得到了预测凝析气藏压裂前后生产动态的数值计算方法,分析凝析液、天然气产能变化规律和流体组成对凝析气藏产能的影响.计算表明,无论压裂与否,流体组成对凝析气藏产能都有明显影响.