气液常温分离工艺在涩北一号气田的应用

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一，于1995年开始试采。试采期间气液分离采用井口注醇、站内节流降温的低温分离工艺。随着气田开发规模的不断扩大，地层能量衰减速度加快，导致压力急剧下降，仅靠低温分离工艺已不能适应气液分离要求，必须依靠外部脱水装置进行深度脱水，导致生产运行费用急尉增加。为解决该问题。通过技术改进和理论计算，提出了站内先加热后节流再脱水的常温分离工艺，并在2号集气站进行了现场试验。通过试验，取消了注醇工艺，简化了操作流程，彻底解决了由于甲醇泄漏带来的安全隐患，并使综合运行费用降低了38．8％，取得了很好的经济效益和社会效益。该工艺技术的成功应用，说明在气田开发中后期，当井口压力下降，采用节流膨胀制冷无法满足天然气外输要求时，气液分离采用常温分离工艺要优于低温分离工艺。     

两种气液分离工艺的应用与比较——以涩北一号气田为例

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一,1995年投入试采以来一直采用传统低温分离工艺来进行气液分离。但随着气田开发规模的不断扩大与地层能量衰减速度的加快,井口压力急剧下降,低温分离工艺已不适应气液分离要求。针对开采压力降低后低温分离工艺的缺点,提出采用在站内先加热后节流的常温分离工艺,并将这一工艺与低温分离工艺进行了技术经济比较,得出常温分离工艺在气田开发中后期优于低温分离工艺的结论。     

涩北气田气液分离工艺论证

随着涩北气田开发力度的加大，地面产能建设规模逐年增大，天然气气液分离工艺争议也越来越大。本文从理论上、实践上论证了涩北气田采用常温分离工艺的经济性和可靠性，对涩北气田地面建设工程集气分离工艺的选择具有重要的指导意义。     

压降法在涩北一号气田的应用

涩北一号气田压力资料丰富,适合用压降法计算定容气藏的动态储量.利用涩北一号气田不同开发时刻的P/Z和G_p数据作图,得到3种类型的压降曲线,分别是直线型、后期上折型、后期下折型.其中,直线型表明生产中压力波及区域储层物性均匀以及生产平稳;后期上折型主要是受补孔所致,后期下折型主要是由边界效应和井间干扰所致.压降直线外推至P/Z=0时的储量即是动态储量,对后期上折型、后期下折型选取后期直线段外推得到其动态储量.     

产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用

针对涩北一号气田的实际情况阐述了产气剖面测井仪的工作原理，分析了测井曲线的影响因素，总结了利用测井曲线识别井下各气层的产出流体性质及计算产气量和产水量、识别出水层、定量判断遇阻层产出情况的方法，介绍了产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用情况。     

涩北一号气田连续油管冲砂试验

随着气田的开发，地层压力将不断降低。目前涩北一号气田第三、四层系的大部分井地层压力系数低于1．0，如果进行常规冲砂作业，不仅会造成压井液漏失，影响施工进度，而且还会严重污染气层，随着开发时间的增长，压力系数还会降低，常规压井施工难度更大，采用连续油管车作业不仅可以解决这个问题，而且还可对油套同采、分层采气、水平井等特殊工艺井在不压井、不起生产管柱的情况下进行施工。通过涩北一号气田4口井的现场试验，达到了占井时间短、不污染气层的目的。     

涩北一号气田隔层特征及对气田出水影响研究

涩北一号气田作为第四系疏松砂岩气田,由于特殊的沉积环境形成了纵向上砂泥频繁交互的分布特点,气田泥质隔夹层广泛分布,并具有一定的厚度和渗透性。通过对涩北气田隔层岩性、分布及渗透率特征分析研究,认为气田泥岩隔层较发育,具有一定的水蕴藏量,结合气田出水现状,认为隔层水窜是目前气田气井出水的主要原因之一。     

涩北一号气田出水动态分析

涩北一号气田是中国目前最大的疏松砂岩气田,气水层交互,层数多而薄,边水环绕,开发过程中出水现象普遍,气井控水是该气田开发的技术难题之一。在气藏精细地质描述的基础上,研究了该气藏某层系单井产水、产气曲线特征、水气比及上升规律,分析了主要水源及出水原因,将该层系出水类型归结为4类,即低产水稳定型、低产水缓慢增长型、中产水快速增长型和高产水急剧增长型,根据不同类型井的出水状况,提出有效措施进行分类控水,现场应用取得良好效果。     

涩北气田增建管线提升年输气能力

近年来，中国石油青海油田公司紧紧抓住西部大开发和涩格复线建成投产的机遇，全力配合格尔木油、气、盐化工基地建设。截至2007年6月底，以涩北一号气田为中心已建成涩北-格尔木复线、涩北-南八仙-敦煌、南八仙-南翼山、涩北-西宁-兰州共1905．4公里的天然气长输管道，年输气能力从原来的34亿立方米已经提升至月前的67亿立方米。[第一段]     

涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。     

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长庆榆林气田在开始建设时采用了常温分离的技术工艺，但在生产中发现集气、输气管道中有凝析油析出。影响了正常生产。为此，首先在榆—9集气站改用低温分离的集输工艺，经过工业模拟试验，目前已在该气田其他集气站逐步推广。章介绍了在长庆榆林气田南区上古生界气藏开采中，充分利用气藏地层压力，采用节流制冷脱油、脱水的低温分离工艺，以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

涡流温度分离技术在天然气行业的应用

涡流管又叫朗格-希尔茨效应管,是一种结构简单而且能将压缩气体分为冷热两股温度不同气体的能量分离机械装置,具有结构简单、温度变化范围大、无运动部件、免维护、使用寿命长、适应环境能力强、稳定可靠、节能、安全、环保等优点。着重研究涡流效应在天然气输配行业的加热效果及推广应用价值,通过对涡流特性分析,涡流温度分离结构的改进,天然气输配系统运行特征分析,得出涡流加热的优越性。虽然涡流技术已在很多工业领域得到广泛的应用,但目前为止,天然气领域的涡流技术应用依然处于起步阶段,由于其独特的优势,决定了涡流技术将在天然气行业有广泛的应用前景。     

井下液面监测技术在龙凤山气田的应用

针对龙凤山特低渗凝析气藏低压气井作业时压井液漏失严重、容易造成储层污染导致产能下降的问题,在作业过程中进行环空带压力实时监测,及时准确掌握井下液面变化情况,计算地层压力,通过动态压井确保作业过程中的井下作业井控安全,减少了压井液用量,降低了压井液对储层的污染,缩短了诱喷周期。为提高龙凤山气藏单井产量、提高气藏采收率、实现气藏安全有效开发提供了支撑。     

涩北二号气田高低压集气工艺及管网两相流模拟

青海油田所属涩北气田为全国陆上的大气区，涩北二号气田为其主力气田之一。截止到2002年，该气田的天然气地质储量为826.33×10⁸m3。 2005年，涩北二号气田成功实施了高、低压集输地面工程，2007年5月29日，涩格输气管道复线工程投产，标志着青海油田天然气管输能力得到大幅提升。为此，对涩北二号气田高低压集气工艺进行了介绍，对集气管网进行了水力和热力核算，提出了高低压集气管网的流量、压力和温度运行参数；还对高低压集气管网在不同工况下的两相流状态进行了模拟，获得了气田集气管网各管段在事故状态下的最长允许停输时间，并对其启动时的含液量进行了预测。以期为气田生产及事故状态下的运行提供决策依据。     

柴达木盆地涩北一号气田低阻气层测井解释方法

通过对柴达木盆地涩北一号气田岩心实验及测井资料综合分析,认为造成该地区低阻气层的主要原因在于高含以附加导电性强的蒙脱石为主的泥质,再加上岩性细、储层束缚水含量高、矿化度高等因素.在此基础上,结合相渗实验,提出依据常规测井计算地层束缚水饱和度的模型,并根据泥质含量、含水饱和度和束缚水饱和度3个参数建立相应的解释标准来判识低阻气层.经5个已知层的检验,上述方法在涩北一号气田识别低阻气层的准确率可达100%,证明该方法是可行的.     

深水高含水气田水下分离技术应用

针对海上油气田开发中遇到的高含水问题,分析国外典型油气田采取的解决方案。研究采用水下分离器方案开发海上气田尤其是深水气田的可行性和优势。针对南海某深水气田高含水的特点,研究不同水下生产流体外输方案和不同水下分离器布置方案的影响,从而确定最优化的水下分离器使用方案。对水下分离器的设计进行研究。总结高含水气田采用水下分离器方案需要考虑的问题。对水下分离器设计的研究有助于我国自主掌握水下分离器的设计技术,打破国外垄断。     

气液聚结器在天然气低温分离工艺中的应用

中国石油长庆油田分公司第二采气厂天然气低温分离工艺中 ,用传统的机械分离方法在低温脱油的同时不能达到脱水的目的 ,仍需用加热炉、脱水撬进行常温脱水净化处理 ,增加了建设投资和运行费用。现场采用美国颇尔公司生产的气液聚结器进行低温气液分离后 ,在脱除凝析油的同时 ,也脱除了水 ,简化了天然气的净化处理工艺 ,出口天然气满足外输气质量标准 ,节约了一次投资费用和相应燃气消耗费用 ,经济效益在 1 72 2×1 0 4RMB $以上     

涩北一号气田气液分离工艺技术经济论证

由于在涩北一号气田试验区采用的低温分离工艺和常温分离工艺均获得成功。为了确定更合适的集气分离工艺,文章结合气田的基础数据,确定了外输天然气水露点。在此基础上,分析了低温分离工艺的适应性,并对两种分离工艺参数进行了计算。计算结果表明,两种工艺所需热负荷相等,常温分离工艺费用比低温分离工艺低,并有利环保。     

电力组网技术在海洋油气田平台开发中的应用

介绍如何将各油气田原本独立的主电站进行电力组网。以渤海某平台为例,论证电力组网的必要性和可行性,叙述了电力组网规划中应考虑的具体技术细节,达到合理利用发电机的配置,减少不必要的备用容量。