Natural Gas Gathering and Transporting Pipeline Networks in Sichuan Province

ＮａｔｕｒａｌＧａｓＧａｔｈｅｒｉｎｇａｎｄＴｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇＰｉｐｅｌｉｎｅＮｅｔｗｏｒｋｓｉｎＳｉｃｈｕａｎＰｒｏｖｉｎｃｅ￥ＺｈｏｕＸｕｅｈｏｕ（ＳｉｃｈｕａｎＰｅｔｒｏｌｅｕｍＡｄｍｉｎｉｓｔｒａｔｉｏｎ）Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｇａｓｆｉｅ...

气田地面集输系统温室气体排放计算方法及模型构建

天然气作为重要的一次能源,产销量逐年递增的同时,也带来日益严重的温室气体排放问题。参考IPCC(联合国政府间气候变化专门委员会)法及中国油气生产企业温室气体核算方法,以气田地面集输系统为研究对象,在分析系统工艺流程特点的基础上,确定温室气体排放计算边界,提出历史排放强度法、工艺流程法两类温室气体排放计算方法,并对重点设备的温室气体排放进行研究。基于Python3.9环境,开发了温室气体排放计算模型,并以某气田地面集输系统为例进行了核算分析,可帮助相关企业快速核算温室气体排放量。最后,基于研究成果对中国气田地面集输系统温室气体排放计算及管理提出了建议。

鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气田提高采收率关键技术及攻关方向

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的致密气田,探明地质储量超2×10^(12) m^(3),是中国石油长庆油田公司天然气稳产、上产的主力军。目前气田已进入稳产阶段,最大限度的延长气田稳产时间成为现阶段气田开发的重点和难点。为了解决苏里格气田井间、层间剩余气储量规模大、动用率低等一系列高效开发问题,基于开发地质、气藏工程、钻采工艺和地面集输等开展多学科联合攻关了致密气提高采收率主体技术,进行了气藏描述与剩余气表征、井网加密优化、直井分层压裂、水平井分段分簇体积压裂技术改进升级等试验,并明确了致密气藏提高采收率的下步攻关方向。研究结果表明:①井网加密优化是提高采收率最主要的手段,可提高气田采收率6%以上;②储层改造工艺、排水采气技术的不断升级与推广应用,均可提高气田采收率2%以上,进一步降低井口压力的集输工艺可提高气田采收率约1.5%;③提出了以最大程度动用储量为导向的提高采收率技术攻关方向,需重点围绕剩余气精细表征、井网井型优化、致密多薄层水平井穿层压裂、智能化排水采气及多级增压等新技术开展攻关研究。结论认为,开展提高采收率关键技术攻关,将实现气田采收率提高10%~15%,为苏里格气田300×10^(8) m^(3)/a规模长期稳产及长庆气区上产500×10^(8) m^(3)/a,提供有力的技术支撑,气田的稳产将积极保障国家能源安全。

油田油气集输储运工艺设计技术研究

近几年,人民的生活水准越来越高,人们越来越依赖于油气,因此,要确保这些公司在发展的同时,实现国家对油气的需要;在油气技术的储存和输送过程中,一定要对其进行有效的管理,以保证油气输送的顺畅。因为油气是一种非常危险的商品,因此在运送的时候,它的危险性比较大,而且在运送的时候,距离也比较远,这就加大了它的运输风险。因此,要解决上述问题,就需要制订出适合于油气集输储运的技术路线。

苏里格气田地面工艺模式的形成与发展

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部,具有典型的"三低"(低渗透率、低压力、低丰度)特征,采用常规方式开采,难以实现经济有效开发。为了经济有效地开发该气田,在攻克了多种技术难题的基础上,以低成本开发为指导思想,形成了"井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理"等独具特色的苏里格气田地面工艺建设模式。同时在建设过程中,大力实施数字化管理,全面推行标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务,有效地控制了成本,降低了投资,满足了该气田大规模开发建设的需要,极大地提升了气田管理和规模建设的水平和能力。

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。

防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用

针对进入油田开发中后期出现的高含水油田集输管线腐蚀、结垢日益严重,使用周期短,更换报废频繁等问题,对其腐蚀、结垢原因进行了系统分析,指出了高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质、压力温度变化等因素是造成集油管线腐蚀结垢的主要原因。近几年,通过采用非金属管线替代普通钢管线、“一站双线”的流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗除垢、防垢剂防垢等综合配套技术,提高了高含水期集油管线的有效使用周期,管线腐蚀结垢状况得到极大改善,从而提高了油田综合开发效益。

油田油气集输储运工艺设计技术研究

本文首先对油气集输储运的情况进行简单的介绍,在此基础上进一步分析影响其效率的因素和对其进行优化的必要性,最后提出目前阶段的工艺设计方案和下一步的发展需求。

高酸性气田地面工艺配套技术及发展前景

随着国内外高酸性天然气田开发进程的加快,其地面集输净化处理工艺及配套技术得到了长足的发展。通过对近年来地面工程新技术的推广和应用情况,主要包括集输系统气液混输工艺技术、流动安全保障技术、高酸性气田水处理工艺技术、材质选择技术、缓蚀剂加注技术以及净化处理工艺中的脱硫、脱碳工艺技术等进行总结,对高酸性气田地面集输处理工艺发展前景及重点技术攻关进行了展望,表明我国目前高含硫气田开发已具备一定的水平,下一步应针对发展前景开展技术攻关。

油田地面建设设备安装与集输管道施工技术

在油田地面建设中,其设备安装与集输管道施工质量直接关系到石油资源的安全、可靠运输,对油田供油能力有着巨大的影响。鉴于此,本文便对油田地面建设设备安装与集输管道施工技术进行相应的研究,以期能够提高油田地面建设水平,为石油资源的稳定、安全供应提供技术支持。

元坝气田自控技术优化改造及效果评价

元坝气田集输工程自动化控制技术是整个气田的大脑和眼睛,及时发现问题并进行优化改造对整个气田的安全平稳运行有着至关重要的作用。以元坝高含硫气田自动化控制技术为研究对象,深入分析目前元坝气田地面集输工程自动化存在的系统污水管线运行不畅、现场仪表误报频发等9项问题,基于自控设计原理、站场设计理念,对元坝气田集输系统自动化控制系统进行了联锁仪表、关键阀门以及关键控制器等9个方面的改造。现场运用表明,自动化控制系统改造后效果较为明显,大大降低了站场意外关断等事故的发生。本文研究为不仅保证了元坝气田自动化控制技术更加平稳,也为高含硫气田的管理提供了有利的保障。

延长气田延145井区地面集输工艺优化分析

延长气田的先导试验区投产后发现其中存在不少的问题,如地面集输管线的承压高,存在着较大的风险等等。针对其中存在的问题,在后期建设延145井区地面集输工艺技术上进行了优化完善,优化后在提高了集输工艺技术适用性的基础上大大的降低了工程的投资。2015年底延长气田延145井区地面集输工程项目顺利投产,运行两年多来,系统一直处在安全平稳的状态下运行。

子洲-米脂气田集输工艺运行分析及对策研究

子洲-米脂气田集气站自2007年8月投产以来,由于站内不注醇的工艺现状决定集输工艺运行中必须确保所有单井在节流后不形成水合物,从而导致集气站分离温度较高、集输支干线内出现天然气反凝析现象、集输管网运行压力上升速度加快等问题。从工艺改造方面提出解决对策,确保集气站外输天然气气相输送。

酸性气田的集输工艺技术探讨

通过对酸性气田油气集输、处理工艺的优化,合理解决酸性气田生产问题,得到合格的天然气,满足气田生产的需要。对酸性气田的技术工艺技术进行优化设计,能够避免对环境产生影响,降低气田生产的成本,不断提高酸性气田生产的经济效益。

苏里格气田南区块天然气集输工艺技术

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强,属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式(采用井间与区块相结合的接替方式开发),采用了以下天然气集输工艺:①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺;②管道不保温;③中压集气;④井口带液连续计量;⑤常温分离;⑥两次增压;⑦气液分输;⑧集中处理。形成了"中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量"等一系列工艺技术,有效降低了地面工程的投资成本,提高了气田开发项目的经济效益,对类似气田的开发建设具有借鉴意义。

苏里格气田开发中后期地面集输系统优化探讨

针对苏里格气田开发中后期产能建设难度大的特点,对目前的地面集输系统进行分析、优化和调整,形成了一套适用于气田开发中后期的地面集输工艺技术。文章从新老集输系统压力匹配、气井支干管串接工艺优化、水合物抑制工艺优化等方面对其进行了论述。

普光气田地面集输系统腐蚀监测技术

为了对普光高含硫气田地面集输系统实施有效的腐蚀监测,针对普光气田地面集输系统的特点,从腐蚀监测目的出发,设计腐蚀监测方案,确定腐蚀监测点,运用腐蚀挂片、电阻探针、水分析等先进的监测技术和分析手段,对普光气田地面集输系统进行综合的腐蚀监测。根据监测数据显示:普光气田地面集输系统主要在硫沉积与积液部位发生了点蚀,但整体腐蚀速率控制在标准允许范围以内,防止存在积液和沉积物的压力容器及压力管道的局部腐蚀是目前腐蚀与防护工作的重点和难点。

页岩气田集输系统工艺技术分析与研究

页岩气田采取滚动式开发模式,开发初期具有产能和压力波动大、井数繁多、地理条件复杂等特点。我国页岩气发展起步较晚,页岩气地面集输系统工艺技术还不够完善。通过对页岩气集输系统布置方法、井场和站场工艺以及净化处理技术分析可知,常规集输系统布置理论在页岩气田的应用中存在考虑因素不全面、适应性差等问题;滚动式开发模式要求动态调整页岩气集输井场工艺,造成压缩机组运行偏离设计工况等问题;常规天然气净化技术不能适应页岩气田产量和压力变化。针对地面集输过程所面临的技术难题,提出了集输系统工艺技术研究新方向,为我国页岩气集输技术攻关提供参考。

大型油气田地面工程优化设计方法研究进展

油气田地面工程优化设计是实现油气资源提质增效开采的关键途径,可产生巨大经济效益。针对日益庞大、多系统、多目标、结构复杂的油气田地面工程优化设计问题,油气集输、注水、配套工程等系统和地面工程总体优化研究取得了重要进展,形成了一些新的理论和方法。多决策因素优化模型的构建、通用型高效优化算法的建立、多系统融合的大型生产系统优化设计,以及地面地下相结合的一体化优化研究等是大型油气田地面工程优化设计研究的未来攻关方向。

油气集输工艺流程优化

油田开发过程中,优化设计油气集输工艺流程,能够使油气水的分离处理更加灵活,以最少的投入,得到最佳的油气产量。对油气集输流程进行优化处理,能够降低油流的摩擦阻力,提高油气集输的生产效率。