普光气田克劳斯炉炉壁超温原因及解决措施

对引起克劳斯炉炉壁超温的原因进行了全面分析和总结,针对不同的原因给出了相应的处理方法,对其他硫磺回收装置有一定的借鉴意义。     

安岳气田高石梯区块下寒武统龙王庙组气藏开发潜力评价

安岳气田高石梯区块下寒武统龙王庙组气藏自高石6井投入试采以来,表现出单井稳产能力强、井控储量大的特征,展现了气藏较大的勘探开发潜力.通过对区内实钻显示、岩屑、取心、测井、测试、生产动态等静动态资料综合研究后认为:①与受构造控制的磨溪主体区块龙王庙组气藏不同,高石梯区块龙王庙组储层主要受沉积相控制,颗粒滩相储层发育,滩间...     

延长气田天然气处理厂脱碳工艺模拟分析

为了得到延长气田天然气处理厂脱碳工艺的适用范围以及制约脱碳工艺处理量的关键点。方法是利用HYSYS软件对脱碳系统进行建立模型,模拟处理量递增的情况下处理后天然气中二氧化碳含量的变化,直至脱碳后二氧化碳含量增长到国家二类天然气外输标准3%。模拟结果当处理量增加到225×104m3/d时,得到的结果中二氧化碳的含量为2.96%,但是这只是理想情况下的最大处理量,实际操作中如果将225×104m3/d这个处理量定为处理量的波动上限则存在隐患,不能确保延长气田天然气处理厂处理所得的商品天然气中二氧化碳含量达标。结论推荐现场使用210×104m3/d为安全处理量上限。当气源气量超出延长天然气处理厂脱碳工艺适用范围时,可以在目前生产设备允许的前提下采取的措施:1、增加贫MDEA溶液的循环量;2、提高贫MDEA溶液的浓度;3、升高原料气的入塔温度。     

苏里格气田标准化集气站气田产出液自动集输系统研究与设计

苏里格气田标准化集气站主要包括单井集气、气液分离、闪蒸放空、增压外输等环节,天然气是处理集输的主要产品,而气田产出液则是另一大主体,它的集输处理同等关键,直接制约着天然气的生产。通过集气站自动化设备、可编程逻辑控制器及上位机人机界面等过程有机结合,研究设计一系列自动化集输、联锁控制功能,实现产出液自动化集输处理,解决气田产出液排液、存储、输送、拉运等各方面的安全生产、高效操作等问题。     

苏里格气田采出液输送技术研究与应用

目前苏里格气田集气站气液分离后的采出液采用罐车拉运至处理厂集中处理,随着采出气平均液气比的不断增加,气田管理面临拉运点多,运距长,生产组织监管难度大、安全环保风险高等诸多挑战。为了解决以上问题,通过将站场划分为端点站、插输站、转运站三类,确定了管道输送与拉运界面,形成了“站间接力+局部插输”采出液输送模式。优选配套输送设备,并研发采出液输送一体化集成系列装置,满足气田所有新建、扩建站场的使用要求。结合实际生产情况,优选输送管材,并采取一系列安全防范措施,保障系统整体运行平稳,对苏里格气田采出液输送建设具有较好的指导作用。结论认为:(1)“站间接力+局部插输”采出液输送模式,减少了站间的相互影响,降低了管线运行压力,采出液储存、缓冲均依托各站已建采出液储罐,提高了对现有工艺的适应性;(2)结合采出液的腐蚀特性和管材经济性,采出液输送选用非金属管材;(3)输送泵选用适用于小流量、高扬程的单螺杆泵;(4)管线采用全线敷设示踪线和警示带等风险防范措施,提高了非金属管线的运行安全。     

中国石油长庆油田分公司第三采气厂

第三采气厂成立于2001年9月10日,隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司,作业区域主要分布在内蒙古自治区鄂尔多斯市和陕西省定边县,主要负责苏里格气田中区、西区共10个区块天然气评价、开发建设及矿权范围内探井管护与矿权管理,苏里格气田地面集输、处理系统建设与管理,矿权登记面积31527万平方千米,已探明和基本...     

致密气田生产水处理工艺与技术研究

随着陆上非常规致密气田区块的大规模开发以及目前日益严格的环保要求,生产水处理逐渐成为影响其经济高效开发的重要问题。针对致密气田生产水的水质和水量特征,对致密气田生产水达标外排的处理工艺技术和运行成本进行了分析研究,可为开展相关工程设计提供参考。     

榆林气田合理注醇量计算方法及防堵认识

对榆林气田气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究,发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物,造成地面管线堵塞。依据水化物生成原理,榆林气田主要采用加入甲醇防止水化物形成。依据气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使榆林气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的合理注醇提供参考依据。