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。     

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。     

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。     

涩北一号气田气藏驱动类型浅析

通过对涩北一号气田水体分布、水层测试、气层试采出水、数值模拟等进行分析,然后运用压降图法和视地质储量法对涩此一号气田气藏驱动类型进行了判别分类。分析结论对合理地制定涩北一号气田开发技术指标具有一定的指导意义。     

压降法在涩北一号气田的应用

涩北一号气田压力资料丰富,适合用压降法计算定容气藏的动态储量.利用涩北一号气田不同开发时刻的P/Z和G_p数据作图,得到3种类型的压降曲线,分别是直线型、后期上折型、后期下折型.其中,直线型表明生产中压力波及区域储层物性均匀以及生产平稳;后期上折型主要是受补孔所致,后期下折型主要是由边界效应和井间干扰所致.压降直线外推至P/Z=0时的储量即是动态储量,对后期上折型、后期下折型选取后期直线段外推得到其动态储量.     

产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用

针对涩北一号气田的实际情况阐述了产气剖面测井仪的工作原理，分析了测井曲线的影响因素，总结了利用测井曲线识别井下各气层的产出流体性质及计算产气量和产水量、识别出水层、定量判断遇阻层产出情况的方法，介绍了产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用情况。     

涩北一号气田连续油管冲砂试验

随着气田的开发，地层压力将不断降低。目前涩北一号气田第三、四层系的大部分井地层压力系数低于1．0，如果进行常规冲砂作业，不仅会造成压井液漏失，影响施工进度，而且还会严重污染气层，随着开发时间的增长，压力系数还会降低，常规压井施工难度更大，采用连续油管车作业不仅可以解决这个问题，而且还可对油套同采、分层采气、水平井等特殊工艺井在不压井、不起生产管柱的情况下进行施工。通过涩北一号气田4口井的现场试验，达到了占井时间短、不污染气层的目的。     

涩北一号气田井筒积液因素诊断模式

在产水气井的生产中,气井产量小于临界携液产量,则气井将发生井筒积液,影响气井的正常生产.立足于气井的采气曲线,根据油套压的变化幅度、气水产量等动态监测资料,建立了井筒积液诊断模式.涩北一号气田的149口投产气井中,91口通过多因素分析,判断井筒具有积液;68口诊断有积液但目前还在生产的气井,其产量递减较快,停躺的风险很大.     

涩北一号气田隔层特征及对气田出水影响研究

涩北一号气田作为第四系疏松砂岩气田,由于特殊的沉积环境形成了纵向上砂泥频繁交互的分布特点,气田泥质隔夹层广泛分布,并具有一定的厚度和渗透性。通过对涩北气田隔层岩性、分布及渗透率特征分析研究,认为气田泥岩隔层较发育,具有一定的水蕴藏量,结合气田出水现状,认为隔层水窜是目前气田气井出水的主要原因之一。     

涩北一号气田出水动态分析

涩北一号气田是中国目前最大的疏松砂岩气田,气水层交互,层数多而薄,边水环绕,开发过程中出水现象普遍,气井控水是该气田开发的技术难题之一。在气藏精细地质描述的基础上,研究了该气藏某层系单井产水、产气曲线特征、水气比及上升规律,分析了主要水源及出水原因,将该层系出水类型归结为4类,即低产水稳定型、低产水缓慢增长型、中产水快速增长型和高产水急剧增长型,根据不同类型井的出水状况,提出有效措施进行分类控水,现场应用取得良好效果。     

涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。     

涩北一号气田动态储量影响因素分析

涩北一号气田经过多年的开发,获得了可观的天然气产量,增加了国内天然气供应,积累了丰富的开发经验,但也遇到了出砂、出水、储量动用差异大等问题。目前,涩北一号气田采出程度已经超过10%,达到了动态储量评价条件。采用物质平衡压降法计算动态储量,通过对影响气田气井动态储量的试井解释渗透率、出水、压力等因素进行综合分析,认为影响气井动态储量的主要因素是渗透率。该认识为提高涩北气田储量动用以及其他类似气田的开发提供了参考依据。     

涩北一号气田气井出水特征及判定方法

涩北一号气田属弱边水弹性气驱气田,自1995年试采开发以来,总水气比呈上升趋势,从气田的水气比统计来看,总水气比一直呈上升趋势,说明随着采出程度的增加,其产水量的上升幅度大于产气量的上升幅度,出水日趋严重。气层出水严重影响气井产量。由于储层岩石大多是亲水性的,在水进入储层后,储层的含水饱和度增加,致使气相相对渗透率严重下降,对于非均质气藏,水很难进入低渗高压孔隙,而是绕过低孔隙带沿大孔隙推进,从而形成水封气区,降低采收率。出水还能致使地层出砂,破坏储层岩石结构,造成地层坍塌等事故。地层水被天然气带出地层后,进入地面集气设备,因节流温度降低易形成水合物或结冰,严重时堵死管线,造成供气中断或引起设备超压运行或爆炸,引发生产事故。因此,对涩北气田的出水类型及出水原因进行深入地分析,研究影响地层出水的关键因素,合理判断出水层位,开展防水、控水、治水技术的研究工作,对于提高气井产能,实现气田的高效开发具有重要意义。     

涩北气田地面集输工艺技术

气田地面集输工艺技术是气田开发中一个重要环节,地面集输工艺水平先进与否,直接影响着气田开发总体技术水平高低和经济效益好坏.主要介绍了涩北三大气田的地面集输工艺,采取多气层同时开采,集气站实行混合布站方式,采用"高压采气,站内一次加热、节流、常温分离,高、低压2套集输管网,分气田集中脱水、集中增压"总的集气流程.在国内外大型整装气田中,较早提出并实现了高低压2套集输管网,充分利用地层能量,大大节约压缩机电力消耗,降低工程造价;采气管线同层串联工艺,改善低产井的热力条件,减少采气管线长度,减少集气站进站阀组及节流阀组数量,降低投资;集气站实现"无人值守,站场巡检"模式建站,实行无人值守数字化技术;针对气田出砂出水的特性,研制出适合气田气质特点的分离器等专有专利设备.整个地面工程落实"优化、简化、标准化"的设计理念,为其他气田的地面建设提供了良好的借鉴.     

高压充填防砂工艺在涩北气田的应用

青海柴达木盆地涩北气田属第四系地层，气层埋藏浅，胶结疏松，成岩性差，在开采过程中地层易出砂，涩北气田先后进行了4口井的机械防砂、8口井的化学防砂都没有成功，通过3口井的压裂充填防砂后，产气量明显提高，且没有出砂，说明压裂充填防砂在涩北气田有一定的适应性，为今后涩北气田防砂指明了方向。     

气液聚结器在天然气低温分离工艺中的应用

中国石油长庆油田分公司第二采气厂天然气低温分离工艺中 ,用传统的机械分离方法在低温脱油的同时不能达到脱水的目的 ,仍需用加热炉、脱水撬进行常温脱水净化处理 ,增加了建设投资和运行费用。现场采用美国颇尔公司生产的气液聚结器进行低温气液分离后 ,在脱除凝析油的同时 ,也脱除了水 ,简化了天然气的净化处理工艺 ,出口天然气满足外输气质量标准 ,节约了一次投资费用和相应燃气消耗费用 ,经济效益在 1 72 2×1 0 4RMB $以上     

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]     

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。     

分层采气工艺技术在涩北气田的应用

涩北气田是青海油田的主力天然气田，属于第四系自生自储的生物成因原生天然气藏，天然气组分中甲烷含量在98%以上，不含硫，微含氮气，储层成岩性差、欠压实、胶结疏松，易出砂，这些条件限制了气井产量的提高。针对这种情况，经过多年的研究与探索，逐渐形成了以分层采气为基础的一系列适合涩北气田的采气工艺技术，提高了气井的单井产量，促进了涩北气田开发水平的提高。