青海涩北气田建成产能84×10~8m~3

<正>2009年11月19日,青海油田公司涩北气田日产天然气1519×104m3,通过5条长输管道源源不断进行外输。至此,涩北气田累计建成天然气年产能84×108m3.涩北气田是目前中国石油陆上第4大气田,也是涩宁兰管道的气源地和西气东输管道的主要战略接替气源之一。     

涩北二号气田高低压集输技术经济论证

通过对涩北二号气田内部4个集输方案的比选，以静态总费用（界定为工程固定资产投资和运行费用之和）、费用总现值（界定为工程固定投资现值和运行费用现值之和）为经济评价指标，论证了涩北二号气田采用高、低压集输系统的经济性和先进性；并从高、低压管网的水力和热力核算论证了该方案在技术上的可行性。本文在国内首次大胆提出了在涩北二号气田采用高、低压集输系统。对涩北二号气田地面工程建设具有重要的指导意义，为国内整装气田的地面工程设计提供了一种新的思路，具有一定的借鉴意义。     

涩北气田增建管线提升年输气能力

近年来，中国石油青海油田公司紧紧抓住西部大开发和涩格复线建成投产的机遇，全力配合格尔木油、气、盐化工基地建设。截至2007年6月底，以涩北一号气田为中心已建成涩北-格尔木复线、涩北-南八仙-敦煌、南八仙-南翼山、涩北-西宁-兰州共1905．4公里的天然气长输管道，年输气能力从原来的34亿立方米已经提升至月前的67亿立方米。[第一段]     

青海油田3年累计生产天然气100亿立方米

中国石油青海油田公司坚持油气并举战略,全力打造“百亿立方米”高原精品气田,现已在涩北一号、二号和台南三大主力气田形成天然气产能76．56&#215;10^8m^3,近3年全油田累计生产天然气104．8&#215;10^8m^3,仅涩北气田就达到95．5&#215;10^8m^3。     

高低压分输技术在相国寺气田提高采收率中的应用

高低压分输技术在油气管网中应用比较广泛，对天然气输送、气田、气井提高采收率都有很重要的作用。分析高低压分输技术在相国寺气田末期提高采收率中的应用效果，指出高低压分输技术在不上增压机节约投资成本的条件下所起的重要作用。     

涩北气田提高固井质量的方法

青海油田公司涩北气田是全国四大气田之一，随着天然气需求量的不断增大，带动了气田的大规模开发，但固井质量长期困扰气田的增产作业，是涩北气田的一大难题。2004年的9亿方产能建设中，摸索出一种能有效提高固井质量的新方法，本文进行了详细阐述。     

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依据四川石油管理局输气公司经营的１２条输气管道近２５年的运行数据和陕甘宁盆地中部气田先导开发试验区地面集输管网近两年的运行数据，运用数理统计理论，对天然气管道的可靠性特征量进行了统计，并介绍了天然气管道事故分布统计及其参数估值的步骤，给出了天然气干线管道事故分布、维修时间分布类型及其估值以及采气管线、集气支线、站内管线的事故率。     

涩北气田气液分离工艺论证

随着涩北气田开发力度的加大，地面产能建设规模逐年增大，天然气气液分离工艺争议也越来越大。本文从理论上、实践上论证了涩北气田采用常温分离工艺的经济性和可靠性，对涩北气田地面建设工程集气分离工艺的选择具有重要的指导意义。     

涩北一号气田气液分离工艺技术经济论证

由于在涩北一号气田试验区采用的低温分离工艺和常温分离工艺均获得成功。为了确定更合适的集气分离工艺,文章结合气田的基础数据,确定了外输天然气水露点。在此基础上,分析了低温分离工艺的适应性,并对两种分离工艺参数进行了计算。计算结果表明,两种工艺所需热负荷相等,常温分离工艺费用比低温分离工艺低,并有利环保。     

青海油田涩北气田“首秀”疏松砂岩酸化解堵工艺

<正>中国石油青海油田公司(以下简称青海油田)涩北气田首次成功应用疏松砂岩酸化解堵工艺见到成效,实施该工艺的台4-5井连续稳产32天,累计生产天然气30×10~4 m~3,稳产气势喜人。涩北气田是青海油田产量最高、开发质量最好的气田,年产天然气50×10~8 m~3,目前已经连续稳产9年。据青海油田有关人士介绍,涩北气田第四系生物成因边水气藏,砂岩储层疏松、纵向层多、水体能量强,易出水、出砂,青海油田通过20余年的技术攻关和完善,     

牙哈凝析气田腐蚀状况及对策

牙哈凝析气田具有流体复杂、地层压力高等特点，从2002年开始，气田逐渐开始出现管线及法兰的刺漏现象，井下采气管柱、采气树阀门、集气管线等腐蚀严重，腐蚀范围涵盖了从井下到地面的各个环节。针对牙哈凝析气田日趋严重的腐蚀问题，对气田井下管柱、采气树阀门、集气管线、地面容器、水冷器以及暖气输水管线等腐蚀情况进行了调研，分析了牙哈凝析气田的腐蚀机理，对该气田采用的防腐方法进行了详细分析、对比，为今后类似油气田防腐措施的实施提供了参考依据。     

油气集输管道的腐蚀失效与环境保护

由于西部油气资源具有分布广、油气井高度分散、生态环境脆弱、自净能力差等特征,生态环境破坏严重。该文通过对西部油气集输管道的建设、生产运行、失效过程的细节分析,提出了加强集输管道建设质量检验与控制,从管道建设初期抑制管道失效或损伤;提出在集输管道生产运行过程中加强巡检、实时监控从而更加有效及时地避免安全隐患以及油气泄漏事故的发生;提出通过集输管道安全事故"环境保护应急预案"的建立和完善,对失效事故所引起的环境污染源进行逐一排除,将失效所引发的环境污染降到最低。总结了集输管道服役期间沿线环境污染存在于集输管道建设、生产运行和发生失效等过程中环境保护措施,并对解决西部油气集输工程与环境可持续发展提出了可行性建议。     

高含硫气田地面集输建设的实践和认识

〗高含硫气田因高含硫化氢而引发的毒性及强污染性、强腐蚀性、易冰堵和单质硫沉积等特殊性及复杂性，大大增加了地面集输系统的安全环保风险。为了避免高含硫气田在生产中最有可能发生的由于管道和设备腐蚀穿孔、开裂而引起泄漏、火灾、爆炸等重大安全环保事故，防止影响正常生产的冰堵和硫堵事故发生，必须从设计开始，在制造、施工、检测、试运生产的各个阶段重点抓好以下工作：防止泄漏、控制泄放，严防重大安全环保事故发生；高度重视腐蚀控制，以免危及安全；防止天然气水合物冰堵和元素硫沉积影响气井正常生产。     

气田地面集输管网运行优化及其应用研究

国内某些老气田地面集输设备已运行多年，部分旧管道承压能力和集输站集输能力都有所下降，给集输管网运营带来了安全隐患。因此，有必要开展现有设备集输能力优化研究工作，充分利用现有集输设备的工作能力，确保集输管网系统安全、高效地运行，并指导集输设备的更换和改造。在分析集输管网实际运营状况的基础上，以集输管网内天然气最大流量为目标函数，综合考虑集输站工作能力、管道承压能力以及管输系统运行工况条件，建立了气田地面集输管网运行优化数学模型，并采用线性化算法求解了该优化模型。实例分析结果表明，建立的集输管网运行优化模型和采用的优化算法切实可行。此集输管网优化方案既可用于优化该集输管网的日常运营，又可用于指导集输管网的改造和未来规划。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。     

天然气集输井站安全系统设置

天然气集输工艺系统具有操作压力高、易燃、易爆等特点,为确保集输工艺系统的安全运行,将天然气生产控制在安全的范围内,预防事故发生,正确设置天然气集输井站安全系统十分重要。从设计和生产管理的角度对天然气集输井站安全系统设置进行了论述,分析了集输工艺系统安全的基本要求以及在集输井站安全系统设置中应注意的问题,对天然气集输井站安全系统设置具有一定的指导意义,特别是对当前开展的天然气地面集输系统安全隐患整改工作具有现实意义。     

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。     

气液常温分离工艺在涩北一号气田的应用

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一，从1995年开始试采。试采期间气液分离采用井口注醇、站内节流降温的低温分离工艺。随着气田开发规模的不断扩大，地层能量衰减速度加快，导致压力急剧下降，仅靠低温分离工艺已不能适应气液分离要求，必须依靠外部脱水装置进行深度脱水，导致生产运行费用急剧增加。为解决该问题，通过技术改进和理论计算，提出了站内先加热后节流常温分离工艺后，再用三甘醇脱水装置脱水的改进方案， 并在2号集气站进行了现场试验。通过试验，取消了注醇工艺，简化了操作流程，彻底解决了由于甲醇泄漏带来的安全隐患，并使综合运行费用降低了38.8%，取得了很好的经济效益和社会效益。该工艺技术的成功应用，说明在气田开发中后期，当井口压力下降，采用节流膨胀制冷无法满足天然气外输要求时，气液分离采用常温分离工艺要优于先前的低温分离工艺。     

老区块气田集输管网的阴极保护

老区块气田集输管网使用年限长，管道外防腐蚀层破损严重，普遍存在腐蚀现象。而且由于管网分布复杂，部分管道压力较高，对其实施阴极保护时不适合安装绝缘接头。文章结合中国石油化工股份有限公司中原油田分公司天然气产销厂的天然气集输管网工程，介绍了6个集气站集输管网的阴极保护情况。     

苏里格气田集输管道段塞流的动态预测

苏里格气田地面环境恶劣,由于地形起伏变化较大,在集输管道中极易形成段塞流,造成管路的不稳定振动。如何准确预测管道系统段塞流的形成对高效开发苏里格气田具有非常重要的意义。现采用TACITE软件对苏-10井区集气阀组管道的正常投产和通球情况下的段塞流进行预测,并采用PIPEFLO软件对其结果进行验证,结果表明：TACITE计算结果比PIPEFLO计算结果较保守。经预测,在苏-10井区由于地形变化大产生了地形段塞流,流体在流动过程中流型等流动特性发生了变化。流体经上凹肘部时会产生段塞积液,引起不稳定的振动现象,导致液体出流;流体经上凸肘部时,由于流动特性变化,段塞流可能存在或消失。在通球过程中,由于清管器的运行,使管道各点出现超高压力值,应引起注意。