天然气脱水脱烃流程模拟与优化

应用工艺流程模拟系统软件Aspen HYSYS V10建立天然气脱水脱烃流程模型,通过调节冷却温度、冷油循环量及工况来模拟分析装置能耗的优化问题。利用此模型模拟不同操作条件对装置能耗的影响,研究发现天然气冷却温度和吸收塔冷油循环量对装置的能耗影响最大。通过操作参数优化,确定在天然气被冷却至-19.00℃、装置冷油循环量为3.20 m^(3)/h条件下装置的综合能耗最低。

大牛地气田处理站三股流换热器堵塞原因分析及治理对策

大牛地气田处理站三股流换热器频繁堵塞影响了站场的正常运行。针对换热器堵塞原因开展溯源,分析表明:来气净化不充分,杂质伴随天然气进入换热器狭窄导致了换热器堵塞。以三股流换热器为研究对象,现场应用了五种措施进行防堵解堵,应用结果表明:优化过滤器和增加预分离措施并未提高天然气净化效果;吹扫、清洗换热器不能从根本上解决换热器堵塞问题;更换换热器类型可以有效解决装置堵塞问题。

滚动开发模式下气井串接管线降本对策研究

为了更好地指导东胜气田开发中的低压集输工艺,在滚动建产、甜点开发模式下对气井串接管线部署模式、设计方法进行了优化。结果表明:采用干管先行部署模式,保障了当期产能释放和后续气井快速投产,减少了设计变更;采用多站串接集气模式,优化了井站关系,减少了布站数量;联用水力热力软件及GIS系统,并采用串接管线“设计—调整—施工”循环优化设计模式,提升了管网估算准确度和建设速度。通过相关技术对策,提升了串接管线对滚动开发模式的适应性,降低了建设成本。

大牛地气田输气管道内积液分析

为了明确大牛地气田输气管线内是否存在积液,从管道高程、末端分离器排液和管线压降变化三方面进行论证分析。分析表明:液体易于在西1线和中1线内积存,不易在东1线内积存,但末端分离器在清管后没有排过液,且TGNET模拟的理论压降和实际压降差别不大,即西1线、中1线和东1线目前不存在积液;塔榆管线高程整体呈下坡走势,塔榆末站分离器2014年1月—8月没有排过液,且TGNET模拟的理论压降和实际压降差别不大,即塔榆管线存在积液的可能性很小;大杭管线高程平缓,且末端分离器2014年1月—8月没有排过液,不同输气量下TGNET模拟的理论压降与实际压降差别不大,即大杭管线存在积液的可能性很小。

大牛地气田的采出水处理技术

大牛地气田各气井采出水经罐车拉运至净化厂混合后,形成含有凝析油、甲醇、机械杂质和泥质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污水。针对污水的水质特点,气田净化厂探索应用以甲醇破乳、两级浮船收油、精馏回收甲醇、油浮选去除杂质、化学药剂杀菌和防腐防垢等处理技术,有效保障了回收甲醇的质量和回注污水的达标率。

大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨

大牛地气田已建地面集输系统是针对上古生界气藏特点和气质条件设计的,不能输送含硫天然气。在分析奥陶系风化壳气井含硫特征的基础上,总结出大牛地含硫气井具有数量少、分布分散且含硫量低的特点。适用于大牛地气田含硫天然气集输工艺包括井下节流、掺混、井筒除硫和地面脱硫四种,各工艺的适用范围为:气井的H_2S质量浓度小于或等于154 mg/m^3时,可以采用井下节流或井口除硫工艺使气井正常生产;考虑掺混工艺时,需要有足够的不含硫天然气与含硫气掺混以使气质达标;考虑地面脱硫工艺时,潜硫量小于100 kg/d可采用干法脱硫,潜硫量大于或等于100 kg/d可采用湿法脱硫。

大牛地气田清管作业探析

大牛地气田已进入低压生产阶段,集气站脱水深度不够导致部分采出水随着天然气进入集输管网,2019年大牛地气田对3条集气干线进行了清管作业。通过总结分析,梳理出本次作业过程中的典型做法,剖析出了存在问题,并提出改进措施,为气田清管制度的建立了奠定基础。