长庆气田高压集气工艺水合物形成及预防

预防集输管线形成水合物普遍采用注人防冻剂的方法，长庆气田高压集气采取集中注醇工艺预防水合物效果并不理想，通过高压集气实验井的生产试验表明，水合物堵塞管线的原因为管输气流速度低，防冻剂得不到有效携带，且管线内的水聚集在低凹处，造成积液，发生节流效应，形成水合物。本文认为高压集气应采用集中注醇与提高管输流速相结合的方法。

替代高压集气站的一体化集成装置研发

针对长庆气田自然环境恶劣、社会依托条件差的情况,充分分析长庆高压集气工艺的特点,按照智能装置的研发思路,通过工艺流程再造和关键设备的技术创新,融合互联网技术,研制占地面积小、功能完备、智能运行、无人值守、远程监控、在工厂制造的可替代高压集气站的一体化集成装置。不但提高了生产工艺的适应性和适用性,同时实现了生产运行及维护保养的自动化与智能化,为长庆高压气田集气站的橇装化、智能化建设奠定了技术基础。

高压集气站电控一体化集成装置的设计

高压集气站电控一体化装置由稳压电源单元、供配电单元、自控单元、UPS单元及通信单元组成。此装置为集气站提供连续、稳定、不间断的电源,同时通过自控单元对站内生产数据进行采集,利用专用通信信道将所有生产数据上传至上位管理系统,在上位管理系统实现对该集气站的远程监控。根据装置内部各单元的操作方式,结合空间布局设计了三种布置方案。经方案对比,最终采用第三种环形布局设计方案。高压集气站电控一体化集成装置已在长庆油田苏里格气田的3座标准化集气站内建成并投运,真正实现了站场数字化无人值守管理。

天然气的高压集气与集中注醇探讨

在天然气的采集输送过程中，由于水化物的形成堵塞管线，为解堵经常停输，影响生产。天然气的采输一直沿用井井建站、站站有人值守的管理方法，不但大量浪费人力物力，而且管理非常不便。为效低成本地管理天然气生产，必须实现天然气采集、输的自动化，首先解决的技术难题是天然气的高压集气与集中注醇。

高压集气与中低压集气的经济性对比分析

大牛地气田开发采用高压集气方式,因为环境温度低,需要加注甲醇防止水合物影响生产。为了探索更为环保、高效的集气工艺,节约开发成本,为开发新区块做好技术储备,专门对高压集输和中低压集输进行对比研究。通过对两种集气方式的经济性对比研究认为中低压集气方式投资更少,运行成本更低,更具备经济性。

东胜气田的天然气集气工艺研究

气田的集气管线水合物防治是气田地面工程需解决的普遍问题之一.国内各大气田,在集气生产过程中,采用高压集气工艺、井下节流低压集气工艺等多种集气工艺技术,防止管线冻堵,保障气田生产.东胜气田属于低渗透气田,单井产量低、压降速度快.通过开展先导试验并结合苏里格气田、大牛地气田生产经验分析,认为高压注醇集气工艺、井下节流低压集气工艺适用于东胜气田.并以东胜气田2015～2020 年规划产建目标为基础,经过对高压注醇集气工艺和井下节流低压集气工艺方案的技术经济对比,以及结合气藏特征及环境条件,推荐东胜气田采用井下节流低压集气工艺.

杭锦旗区块两种集气工艺的建设投资与成本分析

鄂尔多斯盆地北部气田主要应用两种集气工艺,分别是大牛地气田和靖边气田采用的高压集气工艺,以及苏里格气田采用的中(低)压集气工艺。针对这两种集气工艺的应用情况进行优缺点分析。以产能建设方案为例,从投资和成本的经济角度分析杭锦旗区块在不同集气工艺下的应用差异。最后确认中(低)压集气工艺更具经济优势。

鄂尔多斯盆地北部上古气田地面集输工艺

鄂尔多斯盆地北部上古生界资源丰富,目前已发现苏里格、大牛地、乌审旗、榆林等大气田并进入大规模开发阶段。结合鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏特点、当地地理环境以及集气管网集气压力,基本形成了两种天然气集输处理模式:一种是以大牛地气田为代表的高压集气、低温分离的天然气集输处理模式;一种是以苏里格气田为代表的中(低)压集气、集中处理的天然气集输处理模式。从实际运行结果来看,目前两种工艺都能够满足鄂北上古生界气田的集气处理与输送要求。

土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议

土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为:该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。

长庆气田天然气集输及净化处理工艺技术

长庆气田经过近20年的开发建设,目前已投产或已规划建产气田共9座,气田产能呈跳跃式增长,产能总规模已位列国内之首。其中,苏里格气田的地质储量超万亿立方米,它的成功开发是长庆气田油气当量实现5 000万t/a规划目标的重要保障,其地面集输系统的工艺技术成为国内"三低"气田开发的典范。文章按气田建设的先后顺序,分别叙述了长庆气田区域内各气田地面集输系统所采用的核心工艺技术、各自的特点及适用的范围;同时介绍了各气田分别采用的MDEA脱硫脱碳天然气净化工艺及丙烷制冷低温分离的天然气脱油脱水处理工艺。

长庆气田地面工程技术现状介绍

中国长庆气田所生产的商品天然气主要输往北京、天津、西安、石家庄、银川等城市作为民用燃气 ,部分用于发电和化工原料 (例如合成甲醇 )等。长庆气田主要包括靖边、榆林、乌审旗及苏里格等气田 ,其中靖边气田已建成产气规模 34× 10 8m3 /a。在简述了长庆气田主要基础条件诸如天然气性质、单井配产及地面自然条件等之后 ,着重介绍了具有长庆气田特点的地面工程技术现状及今后发展设想 ,其中包括高压集气、脱硫脱碳、酸气处理、低温分离及其他配套的小型发电、甲醇集中回收技术 ,以及今后回收CO2 的初步想法等。

大牛地气田集输工艺技术指标的设计

大牛地气田的集气工艺采用多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离工艺,分离出的甲醇凝液由汽车拉运至甲醇处理厂集中处理。随着气田的开发,一部分老井井口压力将低于6.5 MPa而不能进行高压集输,气田面临集中增压和脱水问题。2013年将进行塔榆管线增压工程的施工工作,大量返排压裂液进入集输系统,使得甲醇污水的总量及处理难度增加,建议新建或扩建甲醇污水处理厂以满足处理甲醇污水之需要。

延气2-延128井区地面集输工艺技术

延长气田属于"低渗透率、低压力、低产气量、低丰度"岩性气藏,地形条件复杂、环境恶劣,地面集输十分困难。针对延长气田现状,在总结先导试验工程经验的基础上,利用地面集输优化技术,建立了适用于延长气田的地面集输工艺系统,提高了集输工艺技术的适应性。介绍了延长气田延气2-延128井区先导试验工程及延长气田一期地面集输工程的工艺流程、工艺特点及适应性。通过在延气2-延128井区的应用实践,中压集气工艺具有投资低、操作灵活、运行稳定、维护方便等优点,目前系统运行平稳。

东胜气田集输工艺适应性分析

东胜气田气藏具有“低渗、中低压、低丰度、低产出”的特点。从建设初期,气田地面集气工艺如何选择就是东胜气田天然气集输的难点。从东胜1#站的“高压集气”工艺的探索试验,到锦58井区九座集气站“中低压集气”工艺的成熟应用。本文针对东胜气田地面集输工艺的发展和适应性进行了详细的分析。

靖边气田X井区工艺集输方案选择

本文以靖边气田为例,阐述了该气田常用的3种天然气集输工艺模式,并从技术和经济等方面进行对比分析,选择适用该气田的最优方案。