油气田集气站数字化应急管理系统

针对苏里格气田集气站安全生产和数字化应急管理需求,以苏11—2集气站为对象,研究油气田集气站数字化应急管理系统。系统通过站内运行参数以及状态视频在线实时监控,整合数据信息,诊断危险等级,自动启动响应程序,集预警、准备、响应、恢复各应急环节一体化运行管理,实现集气站生产运行异常自动诊断和事故自动响应。实际运行表明,该系统实现了油气田集气站安全隐患有效控制和突发事件高效处置。     

集气站气源系统改造及效果评价

长庆靖边气田某天然气集气站使用天然气及高压氮气为站内设备提供气源.由于目前气源系统的局限性,导致部分未脱硫天然气排放到大气中.为了解决此问题,在该站增设了空气压缩机并对气源系统进行改造,取得了良好效果,减少了环境污染,为今后天然气集气站安全环保管理工作提供借鉴.     

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本文在建立系统数学模型系统观的思想上,建立了集气站系统数学模型,以该模型为基础,将集气站系统数学模型转换为等价的仿真模型,编制了集气站系统生产过程仿真软件,针对实际工艺流程,应用适当的仿真方法对集气站系统进行了仿真,并对仿真结果进行了分析,仿真结果表明集气站系统数学模型,仿真模型和仿真方法的正确性以及运用仿真来研究和设计集气站工艺的有效性。     

川西天然气集输管网系统最优规划研究

川西天然气集输管网系统庞大而复杂，而管网最优规划是在气田开发地面工程建设中必须首先解决的问题，它不仅涉及到从井口到一级集气站，从一级集气站到二级集气站等的管网布置，还涉及到各级和各个集气站的布局。文章针对效益和费用两个目标，建立了川西集输管网系统最优规划的数学模型，并应用资源优化ReO软件进行了仿真计算，得出了川西管网的最优规划方案。该管网系统最优规划研究成果，不仅适用于新建天然气管网系统，还适用于已建管网系统的评价和改造。     

气田小压差节流脱水工艺评价计算方法

大牛地气田开发中期,在集气站应用了一种小压差节流脱水工艺,该工艺受到多种因素影响,系统性能难以定量测定及评价。通过连续测定天然气流经该系统的节流压差、流体温度、环境温度,拟合得到节流温降计算公式,可计算出该系统的固有温降系数以及与环境之间的热交换程度。利用该方法对大牛地气田29座集气站小压差节流脱水系统进行了测算,结果表明:各集气站换热器安装之后即形成了一套单独的节流脱水系统,该系统与环境之间存在显著换热,安装初期固有节流温降系数达到30℃/MPa以上。利用该公式实现了小压差节流脱水工艺系统的定量评价,并可用于指导换热器后续应用及维护工作。     

天然气集输网络计算机优化的运行

天然气集输加工网络是一个树型和环型相结合的复合网络。本课题试图用计算机技术研究网络生产调度运行参数的优化问题。本文通过对实际问题的计算,收到了显著的效果,减少了运行费用,提高了经济效益,有较大的实际意义。大庆石油管理局天然气公司管理整个油田集气、天然气加工和外输外运的全过程。天然气生产运行的集输网络遍布整个油田2300平方公里的范围内。此网络有54个集输气的站点,集气站有四种类型:自压集气站、增压集气站、甘醇脱水集气站、浅冷集气站,还有一些原油稳定工厂和油气处理厂,点多面广、站型复杂多样给生产调度带来了一定的困难。目前实际的生产现状是:凭借着人们多年的实践经验,对天然气进行集输调整,常出现"大马拉小车",增加了不必要的运行消耗;或"小马拉大车"超荷运行,这时必须放空部分天然气,以保证安全生产。为了提高运行效率和管理水平,有必要利用计算机技术研究和探讨天然气集输网络中的优化问题。     

F＆EI法在气田集气站安全评价中的运用

天然气处理装置是集气站的主要操作和重大危险单元。运用美国道化学公司的F＆EI法可以对天然气处理装置及所含物料的实际潜在火灾、爆炸和反应危险性进行按步推算的定量评价。采用该方法对长庆油气田集气站的天然气处理装置进行安全评价,通过对物质系数、火灾与爆炸指数、安全措施补偿系数等各项系数的量化分析,推算得出评价结果,并依据评价结果提出了应增加安全措施、日常生产中应加强安全管理、集气站应采用远程集中控制以降低人员在站内暴露风险等对策。     

无线数据传输系统在气田的研究与应用

本文首先对我厂陕141井区以前的数据采集方式进行了简要分析,指出存在的不足,并对MDS2710A教传电台进行了介绍。提出了利用无线数据传输系统解决陕141井区各集气站和天然气井井口生产数据的远程传输问题,实现对陕141井区各集气站和天然气井井口生产数据的远程实时监控。并结合实际经验,对该系统实施过程和功能进行了详细介绍。同时指出系统在安装过程中需要注意的问题,并进行了经济效益评价。     

天然气疏水阀排液效果优化

天然气从集气站外输前,需采用分离器对其携带的液态水进行分离,从而减轻天然气集输管线的负荷、降低井底采出液对管线的腐蚀。分离出的气田产出水经过分离器排液系统排放到气田产出水罐,进而拉运到处理厂进行处理。目前榆林气田各集气站普遍在分离器排液出口处加装天然气疏水阀进行自动排液。疏水阀可在不使用其他动力的条件下,使分离器实现自动排液。在疏水阀的现场实际运用中,出现了一些实际生产问题,影响了疏水阀的排液效果,本文拟采用相关改造措施,对疏水阀的排液效果进行优化。     

延长气田Ⅰ期天然气净化工艺技术

根据延长气田Ⅰ期开发区块天然气组分、物性、生产规模等特点,采用MDEA脱碳,橇装TEG脱水净化工艺。延气2和延128净化厂建设规模都为300×104m3/d,可满足延气2-延128井区天然气处理需求。净化厂主体工程包括进站分离、天然气MDEA脱碳、天然气TEG脱水、天然气外输等;延气2净化厂纳入气井207口、集气站14座;延128净化站纳入气井164口、集气站10座。天然气经集气站分离、计量后进入净化厂,原料气进站压力为5.3 MPa,进站温度略高于地温。     

数字化建设在苏里格气田苏77区块的应用探索

本文对苏里格气田苏77区块天然气数字化管理系统进行了介绍,在此基础上,开发相应的应用模块,实现集气站和单井的实时数据监测、远程控制、紧急关停、视频监控等数字化建设的应用,提高了工作管理的效率,使得人员管理成本得到了有效的降低,控制并减少了天然气采输生产中的安全风险,有效降低了生产运行成本。     

新疆油田天然气集输及处理自动化技术

根据新疆油田天然气集输及处理工艺特点,阐述了其自控系统的总体目标。介绍了天然气集输及处理自动化技术的组成和功能,论述了天然气处理过程中检测仪表及控制系统的选择、计量方式和主要控制回路的确定与实现方式,包括井口安全保护和自控、集气站自控和计量、天然气处理站自控、安全保护和计量等。指出：今后应建立气田总调度管理中心;将所属全部气田装置的生产过程数据纳入该调度系统进行实时监视、管理及数据分析;尽快完善天然气交接计量规定,建设相关的计量校验装置,以满足贸易计量精度要求的不断提高。     

100×10~4m~3/d天然气集气一体化集成装置

为解决长庆气田建设面临的有效建设时间短、投资控制难度大、管理区域广等问题,研发了天然气集气一体化集成装置。研发中对苏里格气田数字化集气站的流程和运行管理进行分析,将数字化集气站的工艺区域的功能进行组合优化,研制新的三通阀及压力容器,并将各类管件、工艺设备、压力容器、仪表智能控制系统、电气设备等集成组合成橇。装置主要功能为气液分离、流程切换、闪蒸、自动排液、计量、清管、自用气供给,适用于中低压、非酸性集气站场,能够代替气田常规非增压集气站。应用后集气站施工周期缩短12d以上,征地面积较数字化集气站减少35%以上,实现了无人值守减少了生产定员,单座集气站可降低工程投资100余万元。     

相图分析法在确定气田工艺参数中的应用

通过分析天然气的反凝析现象,以榆林南区、子米气田集气站分离后、处理厂集中分离后天然气相图为例,说明天然气相图分析在合理确定集气站、处理厂分离工艺参数中的重要作用,用于指导气田生产。     

丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术在榆林气田的应用

长庆榆林气田南区采用集气站节流膨胀制冷低温分离的工艺技术,但在管输中有反凝析现象,影响了正常生产。同时考虑气田生产后期气井压力降低,大部分气井压力将不能满足天然气进集气站节流制冷达到低温分离的条件。为此选用丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术,集中对天然气进行脱油、脱水处理,取得了满意的效果。文章介绍了在长庆榆林气田南区采用丙烷压缩循环制冷低温天然气脱油、脱水工艺技术以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

集气站分离器自动排液技术研究

现场生产实践证明，榆林气田电动球阀自动排液系统排液故障率高、液相计量误差大，电动球阀失灵时被迫进行手动排液，不但增加了自控仪表专业技术人员现场维护的工作量，而且控制稍不合适很容易使高压气体进入污水罐，集气站曾多次出现呼吸阀被冲坏的现象。通过对集气站分离器电动球阀自动排液系统应用现状的调查，分析了电动球阀自动排液和液位计量存在的问题，评价了2003年榆12站生产分离器试验天然气疏水阀的使用效果，提出了相应的工艺改造方案和措施，并在方案经济对比的基础上，确定了分离器排液工艺改造的实施方案，对彻底实现集气站分离器长期安全自动排液，减少员工工作量，降低安全风险起到了重要的指导意义。     

往复式压缩机出口天然气温度控制措施研究

靖边气田集气站采用三甘醇脱水工艺对原料天然气进行脱水处理,随着气田增压的实施,夏季生产过程中因压缩机排气温度高,导致下游脱水橇吸收塔运行温度高于设计温度,影响脱水效果,造成集气站外输露点控制困难,给下游集气管线运行带来不利影响。本文结合集气站生产实际,通过对增压生产时影响脱水橇进气温度的因素分析,提出优化控制措施,并进行可行性探讨,对实际生产具有非常重要的意义。     

丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术在榆林气田的应用

长庆榆林气田南区采用集气站节流膨胀制冷低温分离的工艺技术，但在管输中有反凝析现象，影响了正常生产。同时考虑气田生产后期气井压力降低，大部分气井压力将不能满足天然气进集气站节流制冷达到低温分离的条件。为此选用丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术，集中对天然气进行脱油、脱水处理，取得了满意的效果。文章介绍了在长庆榆林气田南区采用丙烷压缩循环制冷低温天然气脱油、脱水工艺技术以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

集气站单井进站压力与外输压力耦合模型的建立

集气站外输压力的调整对单井产量的影响是气田调峰管理中备受关注的问题,而集气站内部压力降的定量计算是天然气集输系统压力优化的关键。阐述了集气站的工艺流程,以及站内天然气压力降的构成,即,气嘴节流后至外输阀压降、气嘴节流压降和加热炉压降,其中,气嘴节流压降和加热炉压降对进站压力计算模型的影响较大。论述了气嘴节流压降和加热炉压降的计算模型,通过实例分析,单井进站压力的计算值与实际数据的误差较小。通过该模型的应用,可得到单井进站压力随外输压力变化的关系,从而预测不同外输压力下的单井产量变化,可用于指导因气田下游需求变化对单井重新配产。     

大牛地气田小压差换热器工艺技术

大牛地气田开发后期大部分气井压力降低,当气井没有充足的压力可以用来节流制冷时,必须重新考虑天然气脱水工艺.板翅式换热器通过产生小压差,使天然气产生一个小温降,可实现天然气脱水.在大牛地气田10#集气站安装铝制板翅式换热器进行试验,较好地展示了换热器的使用性能.大牛地气田将在没有安装换热器的集气站推广应用小压差换热技术,以达到延长集气站低温脱水生产周期的目的.