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，于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尉增加。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再脱水的常温分离工艺，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低温分离工艺。     

两种气液分离工艺的应用与比较——以涩北一号气田为例

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一,1995年投入试采以来一直采用传统低温分离工艺来进行气液分离。但随着气田开发规模的不断扩大与地层能量衰减速度的加快,井口压力急剧下降,低温分离工艺已不适应气液分离要求。针对开采压力降低后低温分离工艺的缺点,提出采用在站内先加热后节流的常温分离工艺,并将这一工艺与低温分离工艺进行了技术经济比较,得出常温分离工艺在气田开发中后期优于低温分离工艺的结论。     

苏里格气田地面工艺配套技术现场试验研究

苏里格气田属储层非均质性极强的低渗、低压、低产气田。通过前期评价试验发现，“高压集气、集中注醇、节流制冷、低温分离”的地面工艺不符合苏里格气田的现场实际；“井口加热、中压集气、带液计量、站内外加冷源低温分离脱水脱烃”的地面工艺在安全可靠的前提下不能最大化地降低地面投资。为了进一步优化地面工艺流程，降低投资成本，在2005年以前工艺试验的基础上，进一步开展井下节流试验等一系列地面工艺配套技术试验，简化和优化了地面生产工艺，形成了适用于苏里格气田的地面工艺配套技术，对于苏里格气田经济有效开发，具有较好的应用前景。     

克拉美丽气田天然气处理装置工艺改造研究

克拉美丽气田天然气处理装置采用注乙二醇防冻,J-T阀节流制冷,低温分离脱水脱烃工艺。但克拉美丽气田自投产后,井口压力差异大、压力递减快、气量变化幅度大等特点越发明显,部分运行参数远偏离设计值,导致外输天然气水露点和烃露点达不到要求,给天然气处理装置可靠运行带来严重的影响。针对天然气处理装置存在的问题提出了"分子筛脱水、外加丙烷制冷和浅冷分离脱烃"工艺改造方案,原料气温度、压力以及气量变化具有更强的适应性,装置操作灵活且稳定,满足克拉美丽气田中后期开发的需要。工艺改造后液烃产量由124 t/d提高到156 t/d,产量增加了25.81%,静态投资回收期为0.71 a,回收期较短。     

克拉美丽气田井口防冻工艺研究

克拉美丽气田采气井口主要采用加热节流、注乙二醇节流和直接节流三种防冻工艺,在气田开发中期产水量增加的情况下,井口防冻工艺出现不适应性现象。为此,在简述克拉美丽气田井场工艺的基础上,分析探讨了井口生产参数的变化规律、水气比对井场工艺的影响、井口温度对防冻工艺的影响;对比研究了井场注醇防冻工艺、井场加热防冻工艺两种改造方案。结果表明:克拉美丽凝析气田开采中期因产水量增加,实际井口温度低于设计值,导致了气田井口工艺不能满足现有的生产要求;与注醇工艺相比,井口加热节流工艺具有适应性强,运行费用低,工艺简单,管理方便等优点,较适合克拉美丽气田的开采。     

井下节流技术在低温分离工艺中的应用

在简要介绍井下节流技术在国内外应用现状的基础上，针对长庆气田采用高压集气集中注醇工艺流程、部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题, 通过大量室内性能试验研究，对卡瓦式井下节流器及配套工具进行了改进完善，研发了预置工作筒式井下节流器，开展了室内试验研究和6口井的现场试验。通过井下节流技术在榆林气田的应用，实现了“单井不注醇或少注醇、集气站不加热节流降压、低温分离”工艺，降低了加热炉负荷，减少了燃气和甲醇消耗量，提高了经济效益。通过研究及试验，初步形成了适合低温分离工艺的井下节流配套技术，具有明显的技术经济和社会效益，为高效开发长庆气田上古生界气藏提供了一种有效的技术途径。     

LNG装置脱酸系统塔提前液泛的原因及改造

克拉美丽气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级闪蒸+一级稳定+提馏工艺。现有油气处理装置工艺流程存在醇烃分离困难、乙二醇再生塔再生损失严重、凝析油余热利用不合理、部分液烃进入排污管线排放等问题。通过提高醇烃分离温度、改进乙二醇再生工艺、改进凝析油换热流程、回收富气增压单元排出的液烃等措施,改进现有工艺流程,能够有效解决装置存在的问题。同时,每年使凝析油稳定装置节约燃料气10.9×104 m3,处理装置天然气产量增加13.2×104 m3,凝析油产量增加145.2t。     

榆林气田井下节流技术研究与应用

针对榆林气田高压集气集中注醇工艺中存在的携液能力差、易形成水合物堵塞、管线承压较高等问题,从井下节流工艺入手,研究了节流工艺参数的确定方法,推导出井下节流气嘴直径的经验公式,并对其在榆林气田的应用可行性进行了分析。结果表明,井下节流工艺适用于该气田气井,能够降低井口压力。     

IFPEX—1工艺的改进及在长庆气田的应用

本文简单地介绍了IFPEXOL工艺，并根据高压气体节流降温的原理，充分利用长庆气田井口高压气体的压力能，采用焦汤节流装置改进了IFPEX－1工艺，简化了工艺流程，为长庆气田进行天然气脱水与回收天然气凝析液（NGL）提出了一种新思路。     

涩北气田地面工艺技术优化

涩北气田的地面工艺技术起步于其他油气田的成功经验,随着年产气量的不断增长,涩北气田迫切需要一套适合自身发展特点的地面工艺技术。为此,对涩北气田现有的两套地面工艺技术进行了比较分析,优选出了常温分离工艺技术,并对其工艺、流程进行了优化：井口安装保护器,站内一次节流,分离器自动排污,加热炉自动点火,总站集中脱水。优化后的常温分离工艺技术适合该气田的开发需要,为中国石油天然气股份有限公司在青海油田建设“非酸性气田示范场站”项目提供了理论和实践依据。     

���·��빤��������������Ȼ�������е�Ӧ��

长庆榆林气田在开始建设时采用了常温分离的技术工艺，但在生产中发现集气、输气管道中有凝析油析出。影响了正常生产。为此，首先在榆—9集气站改用低温分离的集输工艺，经过工业模拟试验，目前已在该气田其他集气站逐步推广。章介绍了在长庆榆林气田南区上古生界气藏开采中，充分利用气藏地层压力，采用节流制冷脱油、脱水的低温分离工艺，以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

井下节流技术在低温分离工艺中的配套应用

长庆榆林气田集气站内采用多井加热、节流制冷、低温分离工艺流程，气井井口压力为18～22 MPa，单井进站天然气直接节流制冷后温度将低于-20 ℃，这超过了集气站所采用设备普通20^#钢适用温度范围，需要先经加热后再节流，才能达到低温分离工艺温度要求。针对集气站低温分离工艺运行实际，为解决多井集气站所辖低产气井井筒积液、采气管线水合物堵塞频繁等问题，引入井下节流技术，研究了井下节流技术和配套低温分离工艺应用基本原理和技术关键，现场共成功配套应用14井次，使单井采气管线运行压力降为10～12 MPa，单井进站天然气直接节流制冷，停运了多井加热炉，不但满足了低温分离工艺温度-8～-18 ℃的要求，而且有效解决了低产气井水合物堵塞等问题，实现了正常生产和节能降耗，减少了甲醇注入量和燃气消耗，提高了气井采气时率，14口井每天可节能价值约1.07万元，经济效益显著。     

苏里格气田水平井整体开发区地面工艺技术

为了实现中国石油长庆油田公司苏里格气田水平井整体开发"集群化"部署、"工厂化"作业的目标,在已有的井下节流技术基础上,对地面工艺进行了优化:①集气站的集气半径由常规的6km增加到7km;②增加设计规模分别为100×104 m3/d、150×104 m3/d、200×104 m3/d的标准化集气站;③优选单台功率为957kW的大规模处理量压缩机;④改变了采气管线的串接方式,井口来气通过采气管线输送至采气干管,采气干管通过采气总管串接,最终输送至集气站;⑤井场通讯由原来的数传电台调整为光纤传输,数据保密性更好,系统性能稳定可靠。同时研制了100×104 m3/d一体化集气集成装置,具有"进站紧急截断、干管远程放空、气液分离、流程切换、外输计量、清管、自用气供给、闪蒸、放空分液、自动排液"10项功能;还研发了电控一体化集成装置,形成了大丛式井组标准化、系列化设计技术,为气田的规划及有效开发提供了技术支持。     

榆林南区地面工艺运行参数优化

榆林天然气处理厂建成后,采用丙烷压缩循环制冷低温分离天然气处理工艺技术,榆林南区天然气生产工艺流程变成各集气站分散节流制冷、低温浅度分离、无凝液气相输送,天然气处理厂低温集中制冷脱油脱水工艺模式,地面工艺运行参数随之发生了变化。本文介绍了根据季节对工艺运行参数进行适当调整优化的过程,以使工艺运行更经济、更合理。     

高含硫气田集气总站工艺优化改造及效果分析

为解决集气总站生产分离器分液能力不足导致原料气携带含氯液体进入净化装置污染胺液系统,排污、放空管线腐蚀穿孔安全风险高,高级孔板流量计维护成本高,产出水水型发生变化,氯离子含量超标导致净化厂原料气管线存在氯离子诱导硫化氢应力腐蚀开裂风险等问题,采取了增加段塞流捕集装置进行气液一次分离,缓解生产分离器分离压力,排污、放空管线材质升级为耐腐蚀镍基合金材质,引进低维护成本的超声波流量计代替高级孔板流量计,增加水洗脱氯装置降低氯离子含量,优化自控系统等措施,确保了普光气田甲级要害部位集气站总站的安全、高效运行。     

喷嘴湿气井两相流在线计量装置研究及应用

传统的湿气井计量大多采用分离法,存在工艺流程复杂、造价高昂、占地面积大等缺陷。研制了以喷嘴为节流元件的湿气井气液两相流在线计量装置。应用Fluent软件仿真模拟了单相气、单相液、气液两相流过装置的流动特性,计算了虚高系数,建立了气液两相含率在线计量模型。CFD研究及现场应用表明:该装置模型计量精度高,气相计量误差在5%以内,液相计量误差在8%以内。该装置结构简单,可以将温度、压力、差压、气流量、液流量集成在一个表头显示,可以异地重复使用,维护量少,降低计量设备安装与维护成本,满足气田开发工程计量的需要。     

大牛地气田脱水脱烃工艺的成功实践

大牛地气田开发选用高压集气天然气处理工艺,采用节流制冷脱水、脱烃,需要一定的压差才能保证外输气质。当气井压力下降至一定程度时,集气站内没有足够的压差,无法利用节流膨胀制冷、低温分离工艺实现对天然气烃露点、水露点的控制,需要结合增压、脱液工艺对气田集输工艺进一步优化。分析了气田不同开发阶段采取的脱水脱烃工艺、可能出现的问题及解决措施。     

陕甘宁中部气田集气站低温脱水工艺探讨

中部气田开发初期，井口压力较高，在节流降压的同时，节流后天然气温度降低，天然气中部分饱和水凝析出来，天然气露点降低。本文运用这一原理，研究利用天然气原始压力能，实现节流降温在集气站所采用的工艺流程，给出了在节流降温过程中，不形成水化物所需的甲醇注入量的计算方法。     

榆林南区低温分离工艺运行分析

榆林气田南区从2001年建成投产以来，目前已有20×10⁸m³/a的生产规模。榆林南区为产少量凝析油的低渗透气藏，其开发难度较大。为了高效合理地进行开发生产，在总结榆林气田南区低温分离工艺技术和实际应用效果的基础上，结合气田采用的高压集气、集中注醇、多井加热、节流制冷等配套工艺技术，研究了榆林南区低温分离工艺的运行特征、运行效果，并进行了评价，为下步优化该区低温分离工艺提供了可靠的依据。