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天然气管道的投产包括清管、测径、试压、干燥、惰性气体惰化以及引入天然气等过程。其中,对天然气管道的干燥处理是海底输气管道投产前的重要工艺环节。干空气干燥工艺是海上输气管道干燥处理最安全、环保的方法,工程上干空气干燥工艺通常分为干空气干燥和吸水两个过程。分析论述了干空气干燥海底输气管道的原理,发现此过程是一个不稳定的吸水过程;应用质量守恒原理和相平衡理论建立了海底输气管道干空气干燥机理模型和吸水机理模型,并利用东方1—1气田平台间海底输气管道干燥工程实例验证了上述机理模型;还利用建立的模型对东方1－1外输海底管道采用的干空气干燥工艺的干燥过程进行了应用分析,提出了工艺设计与操作应考虑的因素。     

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海南东方1—1凝析气田位于南中国海的西南部,与海南省陆地之间的距离约为104 km,最大水深70 m。东方1-1海底天然气管道连接海上中心平台与陆地终端天然气处理厂,管道直径为533.4  mm,长度为105.859 km,海底输气管线内壁未做涂层处理。东方1—1海底输气管线干燥工程采用甘醇干燥技术,实现了对其的干燥处理。介绍了东方1—1海底输气管道排水/干燥工艺涉及的清管器设计、干燥剂选择、排水/干燥方案设计、排水/干燥标准等技术环节,设计了除水/干燥方案。研究指出：聚氨酯材料制作的直板型清管器具有较好的耐磨性和密封性;能满足长距离海底输气管道排水和干燥剂干燥的要求。根据质量守恒原理建立的海底输气管道干燥剂浓度分布模型,其预测结果与东方1-1海底输气管线的实际干燥结果能较好吻合,可应用于海底输气管线干燥方案设计与操作程序设计。     

荔湾3-1气田输气管道排水干燥工艺设计与应用

根据荔湾3-1气田浅水段登陆管线的特点对海底管线常用的干燥方法进行了研究,选择干空气干燥与三甘醇干燥相结合的排水干燥工艺。在此基础上对清管器及清管列车布置进行了优化设计,所设计的排水干燥列车由10个双向直板清管器组成(包含2段淡水段塞、2段水基凝胶段塞、3段三甘醇段塞和2段干空气段塞),最终提出了预投产工艺中所需的压缩机、增压机、干燥器等设备选型。应用效果表明,采用水基凝胶对排水干燥列车中三甘醇段塞进行密封隔水能有效保障荔湾3-1气田海底输气管道排水和干燥剂干燥效果;由空气驱动排水干燥列车可以一次性完成除盐、测径、排水与干燥。荔湾3-1气田输气管道干燥工艺施工取得令人满意的效果,为国内长距离、大口径深水天然气管线的排水干燥提供参考,对今后类似工程具有借鉴意义。     

锦州20 2凝析气田海底管道投产工艺

锦州港是我国北部沿海的重要商港,其航道穿越锦州20-2凝析气田登陆管线,为满足锦州港扩建工程,对锦州20-2凝析气田登陆管线进行了改造。根据锦州20-2凝析气田海底管道改造工艺,完成了海底管道清管器的设计选型,设计并实现了锦州20-2海底管道的排水、惰化、干燥等投产工艺。锦州20-2海底管道排水工艺通过组合清管列车实现,脱盐除水和扫水合并进行,达到了较好的排水效果;干燥投产工艺采用乙二醇干燥技术,实现了锦州20-2凝析气田快速安全复产。     

天然气输送管道除水干燥技术

天然气输送管道投产前进行除水与干燥处理,可以抑制投产过程产生水合物或防止输气海管的腐蚀。文章讨论了输气管道除水与干燥工艺技术,明确了清管器的设计、选型原则。除水与干空气干燥工艺应用表明,聚氨酯材料制作的直板型清管器具有较好的耐磨性和密封性,干空气干燥是短距离输气管道干燥处理的最佳方案。     

大管径长距离深水海底管道除水惰化技术

南海某深水项目22吋海管从深水气田回接至浅水区的中心平台,每条海管回接距离约80km。1号海管除水惰化作业使用了临时清管球发射器,采用压缩空气和压缩氮气驱动6个清管球,进行海管除水、海管干燥、海管除盐以及海管惰化,并继续加压使高纯度氮气达到气田开井所需的背压;2号海管则使用深水跨接管携带两个清管球,通过高纯度氮气驱动,实现了海管的除水、干燥、除盐、惰化功能。该项目是国内首次深水天然气田开发,工程实践的特殊性不言而喻,对将来深水项目开发具有较好示范意义。     

西气东输管道试压与干燥施工技术

西气东输管道沿线地形地貌复杂多变,且距离长,管径大,压力高,其管道试压与干燥施工具有一定的难度。通过借鉴国际同类管道施工经验和做法,管道试压与干燥均达到了设计要求和施工规范的规定。西气东输管道采用清洁水试压,干空气干燥,文章介绍了管道试压、干燥段落划分原则以及试压、干燥程序和技术要求。尤其干空气干燥技术,开创了我国大口径输气管道干燥施工的先例。     

输气管道的联合干燥工艺技术

输气管道的干燥有其独特的施工工艺与技术要求。根据大牛地气田东干线的特点和输送工艺要求,从管道施工阶段就控制游离水的进入,试压前严格清管,采用空气为试压介质,试压后又多次用吸水性好的泡沫球清管,然后利用氮气和脱水后天然气对管道进行干燥,将干燥与置换两道工序合并进行。该工艺技术减少了工程投资费用,缩短了施工工期。     

长距离海底管道干燥惰化新技术应用风险评估及项目管理模型

通过东方13-2气田开发项目海底管道干燥惰化新技术成功应用的案例,采用风险评价指数(RAC)法对海底管道干燥惰化过程进行风险识别及评价,并针对风险评价结果,从施工工艺设计、人员、设备及材料管理方面制订了风险管控措施,保障作业安全。同时,采用赢得值(EVM)法对项目运行中成本及进度进行分析,制订纠偏措施和跟踪检查,实现了成本及进度管控。研究结果对海洋工程领域类似的工程项目新技术的论证、管理及实施具有一定的参考价值。     

海底输气管道投产氮气用量计算方法研究

国内海底输气管道投产氮气置换所需氮气量主要依据经验确定,存在较大的盲目性。采用FLUENT软件对海底输气管道氮气置换过程中氮气在管道内空气中的湍流扩散情况进行数值模拟,基于模拟结果拟合了混气长度的计算公式,进而得到了海底输气管道氮气置换氮气用量的计算公式。利用本文公式计算得到的平湖和乐东2条海底输气管道投产氮气置换的氮气用量与这2条管道的实际注氮气量基本吻合,说明所推导的氮气用量计算公式具有较好的预测准确性。     

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.     

崖13-1气田油气混合特征研究

崖131气田位于莺歌海盆地和琼东南盆地交界处,其气源长期存在争论。采用天然气GS/MS分析新技术,根据该气田天然气生物标志化合物、有机包裹体生物标志化合物、储集层包裹体温度、油气轻烃组成及碳同位素等资料,对其天然气的气源和混合作用进行综合研究,结果表明:该气田的天然气为典型的混合气,由不同类型有机质、不同热演化程度气源岩生成的天然气(煤成气和高成熟—过成熟海相成因气,以海相成因气为主)混合而成,北区块是Ⅲ型、Ⅱ型干酪根成因的混合气藏,南区块主要是Ⅱ型干酪根成因的气藏。主力气源岩是崖南凹陷沉积中心下第三系崖城组、陵水组的浅海相泥岩,生烃母质具有Ⅱ型干酪根特征。该气田的凝析油为煤成油,在蒸发分馏作用下形成;琼东南盆地存在切穿多层烃源岩的深断裂,形成局部低压带,为产生蒸发分馏作用提供了重要地质背景。图5表3参6(傅宁摘)     

崖城13-1气田天然气富集条件及成藏模式

位于琼东南盆地西部的崖城13-1气田是中海石油（中国）有限公司的一个对外合作海上大气田,自1996年投产以来,一直肩负着向香港特别行政区和海南省供气的任务。为提高该气田的天然气采收率、满足下游用户不断增长的用气需求量,基于前人的研究成果,结合大量实钻资料,对该气田的天然气富集条件以及成藏模式进行了深入研究。结论认为,崖城13-1气田为基底隆起背景上发育起来的披覆背斜,因顶部遭受削蚀作用而形成的构造-岩性地层复合气藏,气层厚度大、分布稳定、产能高,属高丰度大型气田。该气田同时具有：①有多套烃源岩;②圈闭形成早;③储层厚度大、物性好、产能高;④超压盖层等优越的天然气富集条件。但该气田圈闭范围内,不同断块气、水界面深度不一致,并且构造高部位--南部S3-2含气充满度低,致使该气田的成藏规律复杂化,通过断块间的压力干扰研究,结果证明断层对天然气具有明显的封堵作用。研究成果为该气田后期管理提供了决策依据。     

柴达木盆地YS1井岩屑气组成特征及天然气来源

钻进中岩屑气中无机和有机气体组成的快速测定及评价,对油气勘探有重要意义,目前仅有岩屑气中烃类检测方法。利用气相色谱技术,采用2根填充柱（5A型分子筛和Porapak Q）、2种载气（He、N2）、3次进样（分析O2、N2、CH4组分;分析H2、He组分;分析烃气、CO2组分）、外标法和面积归一化法测定岩屑气组成。实验分析和现场应用研究结果表明,岩屑气中无机和烃类气体组分都得到了很好的分离,岩屑气组成测定方法的准确度高、重复性好;柴达木盆地北缘YS1井岩屑气及天然气主要组成为氮气和甲烷,属于富氮或高氮天然气,为过成熟煤型气,来源于深部侏罗系烃源岩。     

岑页1井试气影响因素探讨

岑页1井是国土资源部在黔北地区部署的第一口超千米的页岩气探井,是在地质资料相对少的条件下进行井位部署和完钻的,通过井口改装和充分论证进行了水力压裂试气,虽然压裂施工顺利实施并实现了出气点火的基本目标,但没有达到工业气流。主要原因是前期地质研究不够,井区页岩气保存条件较差,且处在天然裂缝的破碎带上,导致大量出水。该井的钻探和压裂试气,证明了黔北下寒武统牛蹄塘组页岩曾经大量生气,只要找到保存条件好、地层稳定、埋深适中的有利区,应该具备工业生产潜力。     

渝东南渝科1井下寒武统富有机质页岩发育特征与含气量

渝东南地区广泛发育下古生界海相页岩,具有发育范围广、厚度大、埋藏深度较浅、有机质丰度高等特点。渝科1井位于四川盆地东南部外缘,揭示了渝东南地区富有机质页岩的发育特征和含气特点。该井钻揭下寒武统牛蹄塘组页岩层总厚50.2 m。研究表明:牛蹄塘组页岩具有有利的页岩气成藏条件,有机碳含量平均值为5.63%,成熟度(R_o)主体分布在3%左右。利用测井数据、等温吸附实验、线性回归等多种方法对页岩含气量进行分析和计算,得到牛蹄塘组页岩总含气量在1.0～3.5 m³/t。渝科1井揭示了渝东南地区发育的牛蹄塘组富有机质页岩具有高有机碳含量、高成熟度、高含气量的特点,该地区具有较大的页岩气资源潜力。     

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。     

莺歌海盆地东方1-1气田成藏条件及其启示

由于莺歌海盆地众多底辟构造具有相似的成因联系,为研究其底辟构造特殊的天然气成藏条件,通过储层成岩作用、地层水化学分析等,对东方1-1气田进行了剖析,揭示出该气田的成藏地质条件与底辟运动及深部热流体活动息息相关,即：底辟运动为产生背斜构造创造了条件,深部热流体促进了有机质热演化,与底辟运动相伴生的断层与垂向裂隙为深部气源向浅部运移提供了快速通道,多期且具继承性的底辟活动使得天然气成藏期晚,近断层处热流体活动较强烈,临滨亚相粉细砂岩是良好储层,同时具有明显的含气地震信息异常。该盆地内其他底辟构造与东方1 -1气田具有类似的成藏地质条件,在东方1-1气田成功开发的启示下,促进了一批与底辟运动有关的天然气田的发现。     

崖13-1气田成因浅析

ＴＥ１１２．１　　　　　　　　２００００４０９崖 １３－１气田成因浅析［刊］／崔护社,仝志刚… ／／石油勘探与开发．－２０００,２７（４）．－４５～４８ 崖１３－１气田是迄今中国海域发现的最大气田,有关其天然气来源问题目前仍有争论。结合地质和地球化学研究成果,运用ＰｒｏＢａｓｅｓ盆地数值模拟系统定量模拟气田西侧的莺歌海盆地和东侧的琼东南盆地的构造、地温及孔隙流体压力的演化过程。模拟结果表明：崖１３－１气田区东西两侧盆地（或凹陷）构造演化和温度场、压力场演化的特征都有明显差异;气田区附近的异常超压是莺歌海盆地异常超压流体系统的一部分,因欠压实、水热增压以及黏土矿物脱水的综合作用而产生;１号断层（气田区段）是热流和高压释放带,亦是流体和烃类运移的通道,莺歌海盆地异常高温高压可以驱使烃类及流体由深向浅、自西向东进行大规模的长距离运移。据此得出结论：崖１３－１气田的天然气既来自西侧的莺歌海盆地下第三系烃源岩（早期）与上第三系烃源岩（晚期）,也来自东侧的崖南凹陷下第三系陵水组、崖城组烃源岩（晚期）,是双向供气形成的混源气田。图７参２（崔护社摘）     

气相色谱法测定乙烯、丙烯、1-丁烯中含氧化合物

采用气相色谱分析法,利用HP-INNOWAX毛细管色谱柱测定乙烯、丙烯、1-丁烯中微量甲基叔丁基醚(MTBE)和甲醇的含量,考察了该方法的检测限、精密度、重复性及准确率。结果表明,该方法可迅速测定出轻质烃中的含氧化合物MTBE和甲醇,MTBE和甲醇的最小检出质量浓度为0.1mg/L和0.5mg/L。测得该方法的相对标准偏差为0.44%～1.41%,相对误差为0.06%～2.40%,回收率为96.25%～103.06%。