九龙山气田超高压含硫气井地面工艺设计研究

九龙山超高压含硫高温气井的合理开发存在的问题比较多,涉及面也比较广,但是地面工艺系统的设计问题仍是核心的关键所在,也是急需要解决的焦点矛盾之一。本文从九龙山气田的龙16井的具体实施的节流设计、配套节流工艺等各个方面论述了如何解决现阶段地面工艺设计存在的矛盾,旨在提高超高压含硫气田地面工程设计的本质安全性。     

浅谈天然气生产场站应急预案编制

天然气生产场站应急预案属于现场预案,其核心就是现场应急处置,根据应急处置措施结合应急处置流程编制场站应急处置预案,使编制出来的预案简单明了可操作性强,希望能对现场应急预案的编制有所帮助.     

天然气矿场集输系统用能分析及评价方法研究

天然气矿场集输系统是由井场、集气分离站、增压站、集输管网和气田水回注站等用能环节按照一定拓扑结构衔接而成的复杂用能系统,是气田生产中的主要能耗环节之一。现有过程系统能量模型不完全适用于天然气矿场集输系统,对过程系统"三环节"能量结构模型进行了改进,将集输系统划分为能量转换、传输、利用和回收4个环节,从能量平衡和火用平衡两个角度,结合"三箱"用能分析法,提出具有一般性的集输系统用能过程"组合模块多环节分析法"。对某气田矿场集输系统进行了用能分析,确定集输系统节能降耗切入点,提出了调整改造措施。构建包含各用能子环节的二级指标体系与评价准则,利用改进层次分析法确定各级指标权重,建立集输系统用能模糊评价模型。     

基于CPA状态方程的高压含硫天然气压缩因子计算方法研究

对于压力高于70 MPa的含H_2S天然气,其分子之间间距缩小,极性H_2S分子之间缔合作用增强,传统SRK、PR状态方程计算高压含硫天然气的压缩因子准确性有待进一步改进。基于压力3.72～97.58 MPa、H_2S体积分数0%～70.03%的154组压缩因子修正CPA(Cubic-Plus-Association)状态方程中H_2S与CH_4、CO_2分子间二元交互作用系数,综合评价SRK、PR、CPA状态方程对压缩因子的计算精度。结果表明,对于中低压含硫天然气(p35 MPa),采用PR方程精度最高,平均相对偏差为1.12%;对于高压及超高压含硫天然气(p35 MPa),CPA方程精度最高,平均相对偏差为-1.46%。进一步采用法国ST抗硫高压PVT仪测试了4种含硫天然气在70～131 MPa条件下的138组压缩因子实测值,验证了采用CPA状态方程对于高压含硫天然气压缩因子的计算精度。     

超深高压含硫气井油管H2S/CO2腐蚀规律研究

ST8井是一口超深高压含硫气井,该井的油管在高温、高压及H2S/CO2并存的恶劣环境下,极易发生腐蚀,严重威胁生产安全.因此有必要对油管在井下高温高压环境中的CO2/H2S腐蚀速率进行评价.本文根据ST8井的生产工况,利用fluent对ST8井全井段油管流场开展了数值仿真,以仿真结果为依据,设计并开展了BG110SS材...     

川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。     

中低含硫边远气井干法脱硫剂的优选及高效应用

干法脱硫工艺具有工艺简单、投资低、占地面积小等优势,已成为中低含硫天然气分散气井生产时优先选择的脱硫方式。但从各大气田目前的使用情况而言,干法脱硫剂的现场使用效率较低,其硫容往往只能达到实验值的一半甚至更少,极大地制约了实际生产。为了解决这一问题,针对中低含硫边远气井不同活性组分的干法脱硫剂进行了现场试验,并通过改变装填方式、倒塔制度来提高脱硫剂的使用效率。研究结果表明,以无定型羟基氧化铁为活性组分的脱硫剂硫容相对较高。通过脱硫剂的优选及工艺条件的改变,脱硫剂的使用硫容由12%提至32%,倒塔周期从3天延至9天。该研究改善了干法脱硫剂的使用效率和寿命,为干法脱硫剂的高效应用提供了思路。      

抗硫高温高压井下安全阀故障及处置实践

在井下安全阀的使用过程中,不可避免地会出现一些功能故障,文章开展大量现场实践与分析研究,初步明确了井下安全阀常见故障的表现形式、主要原因及对应处置措施。结果表明,井下安全阀下深一般在80～120 m,在关井或产量较低时,由于此处温度较低,加之高压含硫等因素影响,存在井筒天然气水合物堵塞造成井下安全阀无法动作的风险,应采取适当的水合物预防措施;井下安全阀故障主要发生在地面控制部分,可通过修复或更换故障部件恢复井下安全阀功能;针对常规手段无法有效处置的井下控制系统及安全阀的故障,可采用常开工具打开井下安全阀,通过ST3井实践证实,该方法为高温高压含硫井中井下安全故障处理提供了有效对策。