基于多层次灰色关联分析法的致密气田集输工艺评价

致密气田地面集输工程具有建设投资高、工期长、影响因素多等特点,对气田集输工艺进行客观评价关系着气田开发建设全局。以致密气藏延气2-延128井区为例,针对高、中、低压等3套集输工艺进行优缺点分析,建立层次分析法评价指标体系,选取安全生产、工艺技术及经济效益共3项一级评价指标,细化形成井下节流器失效、管线积液、管网压损、集气半径、运行压力、征地面积、计量误差、内部收益率、投资、运行成本共10项二级评价指标,通过层次分析法确定各指标权重,运用灰色关联分析法对高、中、低压等3套集输方案进行评价优选。研究结果表明:①各评价指标权重从高到低依次为:内部收益率、投资、井下节流器失效、管网压损、运行成本、集气半径、管线积液、运行压力、征地面积、计量误差;②将层次分析法计算的指标权重引入灰色关联度分析,计算各方案的灰色关联度,最终确定中压集输工艺的关联度最高,是最优方案。研究结果可为今后国内外致密气田集输工艺的客观比选和决策提供评价手段和参考依据。

致密气田地面集输工艺优化与井下节流工艺方案标准化设计

天府气田金秋区块致密气传统地面工艺集输流程设备多、运维工作量大、建设运行成本高。通过一系列致密气井下节流气井试验,验证了采用井下节流器的可行性和安全性,同时梳理了现行传统工艺流程和设备、核定了建设成本、分析了案例中现采用的流程和设备的利弊。最后,以井下节流气井为对象,对地面集输工艺进行优化,制定地面集输工艺优化技术路线,形成井下节流气井配套地面集输工艺方案。优化后的方案简化了地面集输工艺流程,大大削减了主要设备的种类和数量,降低投建成本高达30%,验证了该标准化设计方案的有效性。

米桑油田地面BUT终端集输工艺优化提升安全稳定性

通过对米桑油田地面处理工程的处理流程进行详细分析,明确了原油处理流程及其特点,并对新CPF流程的安全升级进行了评估。在此基础上,综合考虑安全因素,对系统进行了改造升级研究,研究重点关注了设备(节点)的瓶颈问题,对段塞流捕集器、加热负荷、二级分离器、汽提塔、水洗罐以及电脱水、电脱盐等设备进行了详细的核算和分析。研究结论表明,通过针对性的改造升级,米桑油田地面BUT终端的集输工艺得到了优化,可以保证其安全稳定运行,从而提高了整个油田的运营效率和安全性。

煤层气井无干扰并网集输工艺技术

煤层气井无干扰并网集输工艺技术对于高效可靠地实现煤层气收集、处理、输送提供关键支撑至关重要。本文分别就不同方面的工艺技术进行了深入探讨,如气井井口处理技术净化技术、无干扰并网技术,以及安全监测与应急处理技术等。通过对这些方面的详细分析,为煤层气井的顺利开发和集输提供理论指导和实践经验,进一步揭示该工艺技术的设计原理和计算方法。

油田集输工艺技术与节能降耗策略

油气集输系统作为油田运营中的一个关键组成部分,与供水、电力和注水等多个系统相互配合,共同构成了石油和天然气的有效开采体系。目前,我国对石油、天然气的开发力度越来越大,但由于受到多种因素的影响,导致一些地区出现了严重的环境污染现象。因此,对油田技术系统的生产和经营进行合理和高效的设计,构建集输系统的优化数学模型,并采用科学方法解决相关问题,对相关的石油企业构成了严重的挑战。

苏里格气田上下古合采集输工艺研究与应用

目前苏里格气田以开发上古生界气藏为主要目标,已有的地面集输工艺也是针对上古生界气藏的特点和气质条件的,近两年随着苏6、苏14等老区块从单一开发上古层位发展到兼顾开发下古层位。叠合区新建产能分散,周围区块建设现状复杂,骨架系统优化设计难度大,需要充分考虑集输规模和对已建上古配套系统的利用。为了解决以上问题,通过分析上下古合采气藏的开发时间和叠合程度,形成了2种上下古合采集气模式,并配套形成相关的采气和注醇工艺。优选配套工艺设备,并研发相关一体化集成系列装置,满足气田滚动开发的使用要求。结论认为:①根据上下古合采气藏的开发程度,提供了“小站脱水、集中脱硫”和“小站脱硫、集中脱油脱水”两种合采工艺,满足苏里格气田不同开发阶段的需求;②注醇分配装置的应用使得上下古采气管线可以实现同沟敷设,满足了上下古井场和站场合建的条件,实现了上下古集输系统“站同位、管同线”的需求。

转油站无伴热集输工艺改造的技术研究

油田进入特高含水期后,含水率升高,但介质水力及热力条件得到改善,高含水率介质原油摩阻损失降低,为集输工艺优化提供了有力条件。目前集输系统普遍采用双管掺水集油工艺,工艺流程中掺水泵、热洗泵、掺水炉、热洗炉等设施,是最主要的耗电及耗气节点;同时双管工艺复杂,站外掺水、热洗埋地管线较多,管道完整性管理及腐蚀失效治理工作量大。喇北北块地处高腐蚀区域,管道完整性改造工程量增加。生产实践中使用油井高效清蜡降黏装置及井口电加热器,以提高油井出油温度,满足集输温度要求,确保低产液井平稳运行;同时实施转油站无伴热集输工艺改造,取消双管掺水、热洗工艺,可有效降低转油站运行能耗、减少站外埋地管道工程量,实现转油站节能、高效运行。

天然气集输工艺与处理措施分析

当今社会,天然气已经成为供应社会生产生活需求的主要能源,有“绿色清洁能源”的称号,基于其燃烧洁净、热值高、使用过程安全等多方面优势,社会需求逐年增加。天然气集输即指完成气藏勘探与相关开采开发工作后最重要的生产环节,随着社会需求以及技术进步,为提升天然气运输效率与质量而衍生出的一种天然气运输工艺。本文将对天然气集输工艺进行详细分析,深入探究天然气集输工艺处理措施。

沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比

我国煤层气蕴藏量丰富,沁水盆地煤层气田是我国煤层气田开发建设条件最好的地区之一,目前地面集输工程一期已基本建成。为了更深入地了解该盆地煤层气田地面集输工艺特点,通过与已取得成功经验的苏里格气田天然气集输工程的对比,分析了该盆地煤层气田开发方案所提供的气井基本参数、地面建设采用的井场、采集系统、集气站场及处理厂工艺。进而提出了如下建议:我国煤层气田开发建设还应加强集输工艺、气田动力供应方式、采出水处理工艺的研究工作,合理选择采集气管线材质,加快煤层气田开发的标准化工作。

美国页岩气地面集输工艺技术现状及启示

为了促进中国页岩气资源能的规模化与高效低成本开发,根据页岩气具有压力和产能衰减速率快、开采寿命长、进入增压开采周期短、气井初期产出水量大等显著区别于常规天然气的开发与井口物性特征,分析了页岩气地面工程规划设计的难点在于:①地面工程建设需同地下资源条件相匹配;②地面集输系统设计规模不易确定;③地面集输管网与站场布置较难确定;④地面集输工程在设计初期需要考虑增压开采问题;⑤地面工艺需标准化、模块化设计;⑥地面工程设计需要考虑水处理系统的影响。以美国典型的Barnett和Marcellus页岩气田为例,对目前国外页岩气地面集输系统的总体工艺、井场工艺、处理站工艺、集输管网布置形式、产出水处理等工艺技术现状进行了系统总结,并讨论了美国页岩气地面集输工艺在我国的适应性问题,提出了中国页岩气地面工程规划设计的技术思路与建议,以期为中国页岩气资源的规模化与高效低成本开发提供指导和借鉴。

中国石油与壳牌公司长北合作区块天然气地面集输工艺

长庆油田长北合作区是中国石油与英国壳牌公司在中国陆上规模最大的合作开发项目,其地面集输工艺的设计充分吸收了国内外的成熟做法,并依照壳牌公司的《设计和工程实施规范》(DEP)标准,形成了独特的开发模式。为此,详细介绍了长北合作区地面集输系统的构成和工艺流程,并与国内部分典型气田的集输工艺进行了对比,从布站模式、天然气处理工艺、变压运行工艺、气液混输工艺、井口湿气计量工艺、内防腐工艺、分段清管工艺、清管球集中回收工艺和天然气水合物抑制工艺等方面对长北合作区地面集输工艺进行了分析说明,结合生产运行情况,总结出了长北合作区地面集输工艺的特点———"井丛集气、开工加热、中压集输、气液混输、井口计量、移动分离、定期测试、仪表保护、智能清管、一级布站、枝状管网、低温分离、集中增压"。

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。

特超稠油污水回掺降粘集输工艺

通过对河南古城油田ＢＱ１０区特超稠油乳状液的室内试验分析，指出该种乳状液的实际相突变点为６８％左右，当相浓度Φ≥６８％时，以Ｗ／Ｏ型为主的乳状液突变为以Ｏ／Ｗ型为主的乳状液。乳状液变型后，原油与管道内壁之间的摩擦以及原油之间的摩擦转变为水与管道内壁及水与水之间的摩擦，从而大幅度降低其粘度和摩阻损失；通过对古城ＢＱ１０区特超稠油区块单元内部污水回掺降粘集输的现场试验，证明与室内试验分析得出的结论相符合，说明区块单元污水回掺不同于常规的掺热水，也不同于掺联合站处理过的净化污水，它优于单井掺稀油。最后指出该工艺可有效地降低井站回压，方便生产管理，降低开采成本，提高采油效率和经济效益，具有低耗节能的优点。

我国煤层气田地面集输工艺及监测技术研究进展

针对我国煤层气田地域特点和煤层气地面低压集输存在的问题,通过实施国家科技重大专项项目,研究提出了集中式与分散式相结合的我国煤层气田地面集输模式,对煤层气田地面集输系统的低压集输工艺、撬装式液化设备、产出水处理与环境保护技术、集输系统自动数据采集和网络化管理等关键技术及科学问题进行了联合攻关,获得了重大技术突破,初步形成了适应我国煤层气产业化特点的地面集输工艺与监测技术体系,研发了一系列低成本、生产安全、经济实用的重要装备和试运行系统,并依托国家煤层气开发示范工程基地进行了实际应用。

郑王稠油乳化降粘集输工艺

从郑王混合稠油集输工艺现状出发,以稠油混合油为研究对象,对乳化油的制备、流动特性、稳定性、含水量、配伍稳定性、破乳脱水影响稠油乳化降粘集输等问题进行了研究,提出了集输工艺改造的初步方案。

电加热技术应用于油田集输工艺

针对江苏油田复杂的地理条件,在边远油区单井拉油点引进应用电加热和中频感应加热技术。根据几年的实践,并与常规单井拉油装置进行了对比,在节约投资、降低运行成本、减少维修费用及节能环保等方面效果显著。

昭通页岩气示范区集输工艺现状及发展方向

中国页岩气藏大都分布于山区,地形环境复杂,加之页岩气不同于常规气的生产特点和规律,给地面集输系统的建设和运行带来一定难度。对昭通页岩气示范区页岩气集输工艺进行了技术优化的系列研究,以期对山地页岩气建设和运行提供参考和借鉴。通过“十三五”期间对页岩气生产平台、集输系统和集气(增压)站等工艺进行持续优化,形成了适用于山地页岩气地面集输工艺路线,并提出了发展方向,即:研发高效设备、市场化生产和技术服务、灵活销售页岩气,以及应用数字化、智能化气田技术等。

复杂山地气田湿气集输工艺探讨

国内复杂山地高含硫天然气的开发规模不断扩大,地面集输系统处于高压、高含硫、高腐蚀工况条件下,加大了运行风险。为提高气田地面集输系统的适应性,确保气田安全平稳运行,针对不同气田气井产出物的种类、湿气定义及复杂山地特型管网形成的流体流态、可能产生的危害进行分析论证认为;含游离水天然气持液率对湿气集输工艺流体不利流态的形成具有较大影响;复杂山地集输管道敷设方式所形成的特型管段结构会形成液相沉积,对管道安全运行影响较大;湿气持液率小于5%的湿气集输,液相水对集输工艺安全运行的影响可以忽略不计;湿气持液率大于5%的湿气集输工艺宜采用气液分相分输工艺。