南海某深水气田中心平台天然气外输增压系统设计

适应不同输量需求的增压系统设计是南海某深水气田中心平台天然气实现增压外输的关键,也是气田开发基本设计项目的难点。在浮托法对平台重量有严格限制的前提下,如何优化增压压缩机的机组配置、做好重量控制并降低投资成为决定项目成败的决定性因素。通过对该气田中心平台压缩机配置的优化,最大限度地减少了压缩机的台数,降低了投资,满足了设计要求。     

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。     

透平驱动湿气压缩机三级串联技术

气田工况原因和下游用户对天然气的旺盛需求导致东方1-1气田中心平台湿气压缩机工程比原计划提前4年实施。该气田的复杂工况要求压缩机组工作区间必须非常宽、备用系数高、切换迅速,而海上施工条件又决定了湿气压缩机工程施工时无法整体预制吊装,工程时间紧,工程预算费用仅为合作气田同类项目的1/3。为此,研发了透平驱动湿气压缩机三级串联工艺：利用机组喘振工艺,修改了湿气压缩机软件,使用入口旋流分离器和出口海水冷却器,通过喘振阀形成小循环把机组运转起来,实施精确控制,以实现多机组的切换和串联运行。并对其设备进行了国产化研究,通过实施内循环单机调试技术、组装式吊机海上吊装技术、电气系统不停产改造技术和总体配管优化技术,对设计施工调试技术进行了创新,实现了项目在预算内快速高质量投产。工程投用后每天增产天然气（40～120）×10⁴ m³,满足了复杂工况下的气田开发和下游天然气用户的生产需求。     

裂解气压缩机干气密封的改造及优化

通过介绍中韩(武汉)石油化工有限公司80万t/a乙烯装置裂解气压缩机干气密封使用中出现的故障,结合干气密封的技术特点,对裂解气压缩机的干气密封提出了改造及优化方案并进行技术论证,以提高设备的安全性和可靠性。     

离心压缩机用干气密封静态泄漏试验方案分析

为了给离心压缩机设备制造厂内整机静态泄漏试验提供思路,对石油化工行业离心压缩机用干气密封静态泄漏试验方案进行了分析.通过比较不同标准对干气密封本体静态泄漏试验和组装后离心压缩机整机静态泄漏试验的要求,分析不同标准对静态泄漏试验的关注点和严格程度.结合离心压缩机设备制造厂的实际经验,针对不同型式的干气密封结构,为离心压缩...     

四川日机密封件股份公司两项干气密封科技成果通过鉴定

<正>2013年11月21日,四川日机密封件股份公司(简称四川日机公司)"千万吨级炼油加氢装置循环氢压缩机高压干气密封及其控制系统"和"大型煤化工煤制丙烯装置丙烯制冷压缩机大轴径干气密封"两项科技成果,在成都通过工业和信息化部(简称工信部)组织的鉴定。压缩机是石化、煤化工、LNG等装置的重要设备,而干气密封产品是离心压缩机的关键零部件。干气密封产品的性能、可靠性决定压缩机以及装置能否长周期、安全运行。由于干气密封产品的结构复杂、制造工艺特殊、性能     

适合靖边气田特点的集气站增压工艺探讨

增压开采是气田开发后期的常用增产工艺之一。针对靖边气田压力递减快、部分井已经采取间歇生产方式而必须进行低压气井增压的问题，借鉴目前国内外气田增压常用的设备及方法，结合靖边气田的工艺实际，探讨分析了压缩机在该气田集气站应用的工艺流程，计算预测了气田增压开采期内的压缩机进、出口压力等主要工作参数。此外，在靖边气田集气系统压力不变的情况下，实施增压开采至少需要2级增压和压缩机可设置于分离器与脱水橇之间的认识，对现场生产具有指导作用。     

苏里格气田天然气压缩机组选型对比分析

文章分析了整体式天然气压缩机组和分体式天然气压缩机组的结构特点和工艺性能,并针对长庆油田苏里格气田工艺技术要求及参数特点,通过对比分析,提出了苏里格气田天然气压缩机组选型时应注意的问题,给出了最佳配置方案。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

海上高压天然气外输管道超压保护与动态仿真

当海上气田采用同一压力源进行高低压同时外输时,需重点考虑对低压外输操作进行压力和超压保护.以某海上气田的高压气集输系统为例,研究采用常规的压力泄放装置(PSV)和高完整性压力保护系统(HIPPS)进行保护的方案.受制于海洋平台的结构和重量,火炬长度受限,采用常规压力泄放的方案不可行,因此选择HIPPS超压保护方案.使用...     

海上气田气井排液采气技术应用及发展浅谈

目前国内海上气田排液采气工艺措施主要分成两类,一类是可以较长时间采用的工艺技术,主要以连续和间歇气举为主,一类是临时采用的工艺技术,主要有固体泡排和连续油管作业.从排液采气工艺技术应用来看,已经取得了一定的效果,但仍未形成成套技术系列,应用范围受限较大.而受海上气田平台操作空间、气田流体性质、气田完井工艺以及措施成本等...     

中国近海天然气资源

中国近海已证实有 5个含气区 ,发现天然气储量 5 711亿 m3,天然气总资源量为 13830 0亿 m3,经济资源量为 4842 0亿 m3。中国近海沉积盆地可划分为“内带”和“外带”两部分 :内带发育裂谷型盆地 ,以生油为主 ;外带裂后期具有快速沉降特征的 4个盆地 (坳陷 )以生气为主 ,天然气资源量为 114942亿 m3,占近海天然气总资源量的83.1% ,其中莺歌海盆地和琼东南盆地占 6 2 .3% ,是中国近海最重要的气区。 3类主要气源岩为气区的形成提供了丰富的物质基础 ,良好的区域盖层为气区提供了良好的保存条件。目前 5个含气区已发现了一批具有一定规模的圈闭 ,尤其是莺 -琼气区 ,未风险圈闭资源量超过 30 0 0 0亿 m3,是近期中国近海天然气勘探的重点     

高含硫化氢海洋气田开发中管线的腐蚀与防护

根据高含硫化氢海洋气田开发的特点,分析了高含硫化氢天然气对管线的腐蚀机理,最后提出了相应的防止硫化氢腐蚀的措施与方案,对设备与管线的使用寿命和安全运行具有重要意义。     

渤海海域天然气勘探前景分析

渤海湾盆地由陆上和海上两部分组成,至今陆上天然气勘探仅找到以伴生气为主的小气田;海域天然气勘探也取得一定的成效,由于形成条件要优于陆上,勘探前景更为广阔。海域天然气比陆上富集的主要因素表现在:沉积厚度大,使得盆地内主要烃源岩始新世沙河街组达到高成熟生气阶段;存在巨厚的渐新世东营组烃源岩;具有较强的晚期构造运动和较高的热流值,在浅层也有天然气聚集的领域。     

我国海底管道的发展状况与前景

简要介绍了海底管道的发展状况，海底管道的分类与设计，海底管道对管材的要求及管材选用情况，指出我国海底管道发展前景是光明的，海底管道工程将会逐渐增多。     

中国近海天然气勘探面临的挑战

中国海洋石油总公司在天然气勘探方面已取得了一些成绩 ,发现天然气储量 4876 .5 4× 10 8m3。但是 ,陆上近年来天然气勘探发展迅猛 ,不断有新发现 ,累计探明天然气地质储量 1810 0 .42× 10 8m3;而我国周边又是天然气资源十分丰富的地区 ,前苏联、中东、东南亚和澳大利亚等地区的天然气可采储量共占世界总可采储量的83.6 %。近海天然气勘探正面临着激烈的竞争 ,必须抓住机遇 ,加强勘探 ,应对挑战     

超声速天然气脱水技术在海上平台的应用

针对海上平台传统天然气脱水技术存在占地面积大、装置相对复杂、系统运行成本高、维护费用高及环境污染等问题,研究一种新型天然气脱水技术在海上平台的适用性。以海上平台某项目为例,分析超声速天然气脱水技术在应用中存在的问题,得出一套系统设计解决方案,同时指出该技术在海上平台推广应用的关键技术指标,以期为将来的技术完善和应用提供理论支撑。     

海上气田气举诱喷排液一体化技术

针对海上气井连续油管氮气气举诱喷技术费用高且开发后期井筒排液作业量大等问题,以气举工艺技术为基础,充分利用海上平台生产条件,由已投产的高压气井提供气源,在生产管柱上增设三级气举阀进行气举诱喷,形成了海上气井诱喷排液一体化技术.该项技术配套设备少、工艺简单、成本低,而且兼顾开发后期井筒积液时可实施气举排液采气,目前已在我国海上A气田成功应用,获得了较好的经济效益.     

HYSYS软件在某海上气田三甘醇脱水工艺中的应用

为了优化某海上气田三甘醇脱水工艺,确定合理参数,实现最优处理效果,采用HYSYS软件建立模型,在天然气处理量为200×10~4 m~3/d、吸收塔操作压力(表压)为10 600 kPa、贫甘醇循环量为1.17 m~3/h的工况下,对天然气入口温度、贫甘醇入口温度、贫甘醇质量分数、再沸器温度、汽提气流量进行模拟优化,得到各自变量与因变量之间的变化关系。在此基础上,得出最优运行参数,从而指导现场实际。经验证,在天然气入口温度为33℃、贫甘醇入口温度为40℃、贫甘醇质量分数为99.30%的工况下优化参数,天然气脱水系统运行正常,外输干气水露点达到平台外输标准,表明HYSYS软件可根据实际工况对现场工艺参数模拟优化,结果较准确,可在其他海上气田推广应用。     

海域天然气水合物的形成及其对钻井工程的影响

将气体生成水合物的条件与深水钻井井筒温度压力、地层温度压力分布相结合，证实了深水钻井过程中形成水合物和钻遇天然气水合物层的可能性。天然气水合物的形成会改变钻井液的性质、堵塞井筒、环空及防喷器；水合物层的分解会造成沉积物坍塌、井壁失稳，引起井漏、井喷等一系列问题，给钻井作业造成巨大的经济损失，甚至使钻进无法正常进行。国内外近几年在天然气水合物研究勘探方面的经验表明，解决水合物问题常用的方法是加入水合物抑制剂，或者是采取必要的措施来防止井喷，将钻井液中的气体循环出去。