影响克拉美丽气田天然气水合物生成因素分析

现克拉美丽气田的主要单井集输工艺为"井口注醇初级节流+集气站集中加热节流"和"井口加热节流+集气站集中加热节流"两种,在开采、集输过程中常因天然气水合物冻堵而影响气井正常生产。针对天然气组成、凝析油含量、电解质浓度、抑制剂浓度等影响天然气水合物生成的影响因素进行分析,探讨各因素在克拉美丽气田天然气水合物形成中的作用。同时,根据克拉美丽气田实际情况提出了防止天然气水合物生成的预防措施,有效地改善天然气水合物冻堵问题。     

井下节流技术在川东地区含硫气井应用初探

川东地区含硫气井通常采用地面节流降压、水套炉加热工艺组织气井生产,地面工艺建设延迟了气井投产,冬季地面集输管线时常出现水合物堵塞介绍了含硫气井井下节流技术的优化与改进,并在现场应用14口井,降低了气井井口压力,防治了水合物的形成,从而简化了地面工艺,节省了站场建设投资,经济效益显著。图1表3参3     

高含硫气井集输系统天然气水合物的防治——以川东地区高含硫气井为例

高含硫气井因H2S含量较高,其天然气水合物形成温度较高,井筒及地面集输系统在冬季生产过程中极易形成天然气水合物,严重影响安全生产。为此,分析了高含硫气井集输系统发生天然气水合物堵塞的原因,在现有集输系统适应性分析的基础上,结合天然气水合物形成的边界条件,提出了高含硫气井集输系统天然气水合物的防治措施:井筒加注防冻剂或解堵剂;清洗井底脏物和天然气水合物;站场设备采用水套炉和电伴热加热,应用聚氨酯硬质泡沫塑料保温材料进行绝热保温;集输管线加注天然气水合物抑制剂;进行集输系统适应性改造;合理控制计量温度;制订合理的清管周期。     

九龙山异常高压气田地面节流工艺研究

九龙山异常高压气田位于四川盆地西北部,井口压力常高达100 MPa以上,井口广泛采用多级节流降压的集输方式。为了简化节流工艺流程,综合考虑节流阀所能达到的最大压差、节流后温度和节流过程中水合物生成条件,提出了九龙山气田异常高压天然气地面多级节流工艺参数的计算方法。实例计算表明,在节流阀能够满足大压差节流要求的情况下,可将龙16井茅口组目前的六级节流两级加热工艺简化为四级节流一级加热的工艺;将龙16井飞仙关组的四级节流两级加热工艺简化为三级节流一级加热的工艺。异常高压天然气地面工艺流程的简化可降低集输设施的建设和运行成本。     

井下节流工艺在徐深气田的试验应用

徐深气田深层高压气井均采用地面高压集输工艺,地面系统压力负荷重、投资成本高,部分气井经常发生井筒、地面管线冻堵问题,给生产管理带来一定难度。针对上述问题,2010年该气田引入井下节流工艺技术,对两口气井开展了井下、地面工艺试验研究。通过对试验前后生产数据对比分析认为,井下节流技术能够高效防治水合物冻堵问题,大幅减低井口压力,为徐深气田探索低压集输工艺模式提供了借鉴。     

大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨

大牛地气田已建地面集输系统是针对上古生界气藏特点和气质条件设计的,不能输送含硫天然气。在分析奥陶系风化壳气井含硫特征的基础上,总结出大牛地含硫气井具有数量少、分布分散且含硫量低的特点。适用于大牛地气田含硫天然气集输工艺包括井下节流、掺混、井筒除硫和地面脱硫四种,各工艺的适用范围为:气井的H_2S质量浓度小于或等于154 mg/m~3时,可以采用井下节流或井口除硫工艺使气井正常生产;考虑掺混工艺时,需要有足够的不含硫天然气与含硫气掺混以使气质达标;考虑地面脱硫工艺时,潜硫量小于100 kg/d可采用干法脱硫,潜硫量大于或等于100 kg/d可采用湿法脱硫。     

元坝超深高含硫气井投产关键技术

元坝气田是世界上已发现的埋藏最深的高含硫化氢的海相气田,针对元坝气田开井初期水合物堵塞严重、各级参数匹配关系复杂、场站附近人口稠密、调试投产安全环保风险高等不利因素,总结出试采工程及滚动建产场站调试经验,提出了"预加甲醇+辅助加热+脉冲式配产"的综合防堵技术;探索出了"预设节流阀开度,放大加热炉三级,控制节流阀二级,调井口采气树一级的方式设计阀门开度"参数控制模式,形成了一套适合高含硫气田调试投产一体化技术,大大减少了火炬放喷模拟外输造成的环境污染和天然气浪费,为国内同类气井调试提供了借鉴。     

松南气田天然气水合物的防治技术

松南气田因CO2含量较高,其天然气水合物形成温度较高,井筒及地面集输系统在冬季生产过程中极易形成天然气水合物,严重影响安全生产。为此,分析了高含二氧化碳气井集输系统发生天然气水合物堵塞的原因,在现有集输系统适应性分析的基础上,结合天然气水合物形成的边界条件,提出了高含二氧化碳气井集输系统天然气水合物的防治措施:清洗井底脏物和天然气水合物;站场设备采用水套炉和电伴热加热,应用聚氨酯硬质泡沫塑料保温材料进行绝热保温;集输管线加注天然气水合物抑制剂;完善外输气管线加药流程;合理控制单井气管输温度;制定合理的清管周期。     

井下节流技术在建南气田的应用

建南气田处于高寒地带（最高海拔1647．2m）,天然气从井筒采出后需在地面进行节流降压后才能进入地面集输管网。在此过程中由于温度降低,极易形成水合物堵塞地面集输管网,因此必须采取防冻措施防止水合物生成。目前建南气田的防冻措施主要为水套炉加热和注甲醇化学防冻,虽取得一定效果,但存在能耗高（年消耗天然气近150×10^4m^3）、劳动强度高等问题及一些安全隐患。通过在建15井进行井下节流试验,分析建南气田采用井下节流工艺取代水套炉防冻工艺的可行性,从而达到节省投资和减小现场值班人员劳动强度的目的,为解决建南气田地面集输系统存在的水合物防治问题提出了新的思路。图1表1参3     

气井井下节流防止水合物研究

气井井下节流工艺是将节流器置于油管的适当位置来实现井下节流调压，利用地热对节流后的天然气加热，改变天然气水合物的生成条件，对防止水合物生成起到了积极作用。文中建立了气井井下节流压降温降以及节流后地层加热过程的数学模型，以苏里格气田某井为例，应用自制气井井筒动态分析软件，对比分析了井下节流与地面节流水合物生成与携液情况。井下节流大幅降低水合物的生成温度，有效解决了气井积液的生产技术难题。     

川东北高含硫气井测试作业安全控制技术浅谈

川东北地区气井普遍具有储层压力高、测试产量大及硫化氢含量高等特点,气井安全测试面临巨大的挑战。通过对川东北地区测试井控难点进行分析,重点从气井井筒安全保护、地面安全控制及作业过程的安全管理等方面进行了介绍。通过川东北地区近几年现场实践证明,探索出川东北高含硫气井测试作业安全控制技术成功实现了超深高含硫气井的安全测试施工,为川气东送工程的安全实施提供了保证。     

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。     

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。     

靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,为保证靖边气田稳产规模,研究试验了上、下古气藏气合采地面集输工艺,工艺主要采用了井下节流、单井中低压串接、井口不注醇、集气站大压比增压等技术。通过采用该工艺,技术难度大幅度降低,实现了中低压集气,降低了地面系统运行压力,同时地面投资大幅降低。该工艺技术的试验及实施,为苏东南20×108 m3/a上古气藏天然气,10×108 m3/a下古气藏天然气规划及靖边气田稳产提供了一种新思路及技术支持。     

气田采气管线天然气水合物生成条件预测

延长气田地面集气工程采用高压集气工艺,天然气在井口未经任何处理,经高压采气管线输送至集气站内进行集中处理。在一定温度和压力条件下,极易在采气管线中形成天然气水合物堵塞管道,影响采气管线的正常运行,因此,对采气管线水合物的生成条件进行预测是非常必要的。结合天然气管道动力学与天然气水合物统计热力学模型,利用VB编制了计算软件,以延长气田采气管线为例,对管线中天然气水合物的生成条件进行预测和分析,从计算结果可以看出,该水合物生成条件的计算方法在实际工程应用中具有一定的实用价值。     

页岩气集输系统的腐蚀评价与控制——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气开采普遍采用了体积压裂技术，单井水平井压裂液用量介于4×104～5×104 m3、支撑剂（石英砂和陶粒）用量介于2.5×103～3.0×103 t，在压裂施工结束后的页岩气排采和生产过程中，压裂返排液对地面排采流程和地面集输系统带来了不同程度的腐蚀，有可能致使设备和管线穿孔失效，进而影响生产系统的安全运行。为了提高页岩气集输系统的安全运行水平，基于中国石油西南油气田公司天然气腐蚀控制技术支撑平台，借助于腐蚀环境和生产工况分析、材料失效评价及优选、杀菌缓蚀剂应用和生产工艺参数控制优化等方法和手段，开展了川南页岩气集输系统腐蚀行为和控制措施研究。研究结果表明：①川南页岩气集输系统主要表现为冲刷腐蚀和电化学腐蚀；②冲刷腐蚀主要集中在页岩气站内工艺流程，体现在砂粒对弯头、三通、阀门等部位持续的机械磨损；③电化学腐蚀主要集中在页岩气站外集气管线，体现在积液环境中二氧化碳与硫酸盐还原菌的共同腐蚀作用；④采用提高除砂效率、优化流程设计等手段，可以有效控制冲刷腐蚀；⑤加注杀菌缓蚀剂并配套生产管理措施，可以有效控制电化学腐蚀；⑥页岩气集输系统腐蚀评价与控制工作应从设计阶段就开始考虑。结论认为，所形成的集材料优选、设备结构优化、腐蚀介质处理和运行工艺参数优化控制等为一体的页岩气集输系统整体腐蚀控制技术，有效地减缓了川南页岩气集输系统的腐蚀失效、提升了安全运行水平。     

普光气田地面集输系统硫沉积原因分析及对策

普光气田天然气富含H2S和CO2,自投产以来,地面集输管线和设备装置硫沉积现象较为普遍,造成分酸分离器压差过大、节流阀堵塞、排液不畅等问题,直接影响到气井正常生产。通过对硫堵情况较严重的P3011-1井现场勘察和原因分析,依托集气站原有流程利用硫溶剂加注配套工艺进行现场硫溶剂加注作业,最终使分酸分离器前后压差恢复至正常范围,下游集输管线及设施硫沉积现象基本消除,外输天然气气质得到改善,效果明显。硫溶剂加注配套工艺的成功应用,为解决普光气田及同类高含硫气田地面集输系统硫沉积问题提供参考。     

高含硫气田水平井试井工艺技术

目前高含硫水平气井试井国内还没有成熟的试井测试工艺技术，文章针对川东北罗家寨飞仙关鲕滩气藏天然气中H₂S含量高达13.74%、CO₂含量高达10.41%、气井测试日产量达到（100～300）×10⁴m³的特点，总结了罗家6、7两口高含硫垂直气井的现场先导性试井试验取得的经验，通过精心设计、精心准备、精心组织和精心施工，克服了水平气井硫化氢含量高、测试产量大和井口防喷系统复杂、防喷管立管高度高、测试工具串长而重以及井斜角大、压力计下入难度高和大产量下地层流体高速流动时上冲力的影响等困难，摸索出了一套适合高含硫水平气井的试井工艺技术和方法，确保了测试作业的连续性和测试数据录取的准确性，保障了操作人员和设备的安全，并在罗家11水平气井的稳定试井和一系列试井测试试验中取得成功，填补了高含硫化氢、大产量水平气井钢丝试井技术在国内的空白。     

川渝地区高酸性气井完井投产技术及实践

高酸性气井完井投产在国内是空白，属一项新工艺。文章针对川渝地区高酸性气田地质现状以及高酸性介质给气井完井投产造成相当大的困难，提出了川渝地区高酸性气井完井投产的工艺技术方案。通过罗家1井现场工艺试验，提出如下建议：①川东高酸性气井完井投产工艺采用永久式封隔器Φ177.8 mm套管射孔完成，酸化工艺采用解堵酸化；②采用大管径油管完井；③选用抗硫材料，加缓蚀剂保护，采用永久封隔器完井，采取措施减少井下积液等综合防腐方法。在生产过程中应考虑加注缓蚀剂防腐，加注硫溶剂或热油循环防止硫堵或水合物形成。     

华北地区含硫化氢地下储气库脱硫运行技术

为了进一步推动国内含H_2S地下储气库的优化运行,以华北地区X地下储气库为例,为防止其运行过程中采出的天然气因含H_2S引发的安全问题,提出了有针对性的脱硫运行技术对策。主要包括:井筒抗硫技术、含硫气井井口失控远程点火技术和地面H_2S处理技术。地下选用国产宝钢生产的D114.3 mm BGT1气密封型防硫化氢螺纹油管及耐压强度达34.5 MPa的井下安全阀。对含硫井口配备失控远程点火系统。在地面主要采用"活性炭+脱硫剂"分层装填脱硫塔的方式实现采出混合气体脱硫,并结合储气库井受双向压力及井底热传导效应促进硫溶解。通过摸索并实施一系列针对性的技术对策,X储气库完全自主实现零事故安全运行,为类似地下储气库的建设及运行提供了一定的参考。