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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。 相似文献
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苏里格气田水平井地面工艺适应性分析 总被引:1,自引:0,他引:1
苏里格气田从2008年开始规模化开展水平井技术攻关试验效果明显。相对直井、定向井而言,水平井具有井口回压高、气流温度高、单井产量高、以及气体流速快的特点。以"井下节流"为主的"中低压集气工艺"模式能否适应苏里格气田水平井开发的需要,关系着水平井能否平稳有序生产。井下节流与井口加热节流方式的选择,井间串接进站与单井进站方式的选择,都与水平井的产量、地层出砂的程度、距离集气站的远近有关。无论采用哪种生产方式,都应该具体计算、具体分析,以确保水平井能够稳定生产。 相似文献
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泡沫排水采气工艺在苏里格气田的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
随着苏里格气田的规模开发,生产时间的延长,地层能量不断递减,产水气井数量逐年增多,这严重影响了气田产能的发挥。目前,苏里格气田产水气井约占气井总量的三分之一,在众多排水采气工艺中,泡沫排水采气工艺由于其施工方便,成本低,符合苏里格气田低成本开发的基本原则,已经成为气田排水采气的主体措施,苏里格气田泡沫排水采气措施中药剂的选择,加注制度的设计都是由其特殊的工艺流程决定,经过几年的生产实践,泡排工艺在苏里格气田应用过程中解决了诸多气井产水问题。通过泡沫排水采气工艺,苏里格气田年增产气量约2.4×108m3,产生了客观的经济效益。 相似文献
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面对苏里格气田开发高难度和天然气上产快速度的矛盾,苏里格中部气田开发的采气四厂科学组织生产,巧用"一开一关"法,深挖气井生产能力,巧解"三低"气田上产难、稳产更难的难题。苏里格气田具有典型的"三低"(低压、低渗、低丰度)特性,形成大量低产低效井。采气四厂 相似文献
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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. 相似文献
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��Ȼ���ܵ��ɿ��������� 总被引:8,自引:1,他引:7
依据四川石油管理局输气公司经营的12条输气管道近25年的运行数据和陕甘宁盆地中部气田先导开发试验区地面集输管网近两年的运行数据,运用数理统计理论,对天然气管道的可靠性特征量进行了统计,并介绍了天然气管道事故分布统计及其参数估值的步骤,给出了天然气干线管道事故分布、维修时间分布类型及其估值以及采气管线、集气支线、站内管线的事故率。 相似文献
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大牛地气田水合物防治工艺研究 总被引:6,自引:2,他引:4
在天然气生产过程中天然气水合物会增大井内油管和地面集气管线的阻力,严重时会堵塞油管和地面管线和设备,影响气井正常生产,水合物的防治是气田开发过程中一大技术难题。为此针对大牛地气田水合物的防治方法从预测到应用加以了研究。大牛地气田采用集气站集中向井筒高压注醇的方法预防水合物的形成,使用质量浓度98%的甲醇集中注醇工艺与现场生产管理实时检测相结合,取得了良好的效果,保证了安全、平稳采输,并得出如下结论:①即使在炎热的夏季天然气生产中气井、集气管线仍会产生水合物;②结合气田实际情况建议采用甲醇作为该气田水合物抑制剂;③甲醇注入量要根据生产状态及时调整,以节约生产成本,采用集中注醇的同时还要集中回收再生,保护环境。 相似文献
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随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的集输工艺及场站建设已不能满足生产需要。为此,在综合分析该气田现有上古生界气藏气井的集输工艺和靖边气田下古生界气藏气井的集输工艺的基础上,根据苏里格气田目前完钻井的情况,选择了“小站脱水、天然气净化厂集中脱硫”的上、下古生界气藏合采气井集输工艺,确定了其主要工艺路线为:井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理。在对集输场站的流程、平面布置、设备选型进行分析后,确定了新的集气站流程:排污和放空共用一套系统,其余均分开设置,充分利用公用系统,减少下游处理装置负担;统筹考虑上古生界气藏气井的集输系统与上、下古生界气藏合采气井的集输系统,按照同类系统靠近布置的原则,重新进行集气站的平面部署;还对站内设备重新进行了选型,确定了中压系统下的抗硫生产设备。最后讨论了新集输工艺存在的问题及下一步研究方向。新的上、下古生界气藏合采气井的集输工艺和场站建设满足了气藏合采气井的开发要求,经济合理地解决了下古生界气藏含硫气的处理难题,为规模开发上、下古生界气藏奠定了基础。 相似文献
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井下节流技术在低温分离工艺中的配套应用 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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苏里格气田地面环境恶劣,由于温度变化很大,在集输气管线中极易形成水合物,造成集输气管线的堵塞。如何根据温度的变化精确预测管线中水合物形成的位置,从而达到优化集输气管线、防止水合物的产生,对高效开发苏里格气田具有特别重要的意义。为此,在对苏里格气田集输气管线沿程温降和沿程压降规律进行深入研究的基础上,建立了天然气水合物产生的预测模型,开发了预测水合物生成的计算机软件,并用苏里格气田实际生产数据对预测模型进行了验证,证明了模型和软件的正确性和可靠性,本成果的推广应用对优化苏里格气田采集气工艺、提高苏里格气田开发效益具有重要的意义。 相似文献
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��������ҵ�������յĻ�ɫ���ƾ��� 总被引:2,自引:0,他引:2
长庆气田在勘探初期,某些高产的探井、评价井未纳入气田整体规划,对这些边远单井的资源利用是长庆气田开发后不可避免的问题。为此引入灰色系统理论,以定产量和定压力为事件,以不同的供气工艺为对策,以投资费用、稳产年限、可靠性、经济效益为目标,就单井如何给工业用气点供气进行了灰色局势决策,克服了传统决策方法的噪音扰动。并通过长庆气田陕132井的实际应用表明,定产量、单井集气工艺为最优方案。 相似文献