榆林气田合理注醇量计算方法及防堵认识

对榆林气田气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究，发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物，造成地面管线堵塞。依据水化物生成原理，榆林气田主要采用加入甲醇防止水化物形成。依据气井生产过程中甲醇消耗特征，建立了计算气井合理注醇量的方法，使榆林气田的气井注醇量更加科学合理，不但减少了井堵频次，同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的合理注醇提供参考依据。     

苏里格气田集输管道注醇量计算及应用研究

在冬季,为了抑制天然气集输管道中生成天然气水合物,通常将甲醇作为水合物抑制剂注入到管道中。本文以探究甲醇的合理注入量为目的,分析出现有HYSYS计算模型的不足:研究背景与苏里格气田存在差异,不具有适用性;缺少计算气体中气相水含量的模块。结合苏里格气田的集输支线工艺流程现状,搭建了HYSYS注醇量新计算模型。以某条集输支线为例进行计算分析,结果表明:影响注醇量的主要因素为集气站外输管道内气体流量,其次是集气站的地温。计算结果已进行现场应用,操作期间管线运行压力稳定,验证了模型的合理性。该研究模型使得苏里格气田管道注醇更加科学,过程更加方便,可以为苏里格气田合理注醇提供参考依据。     

苏中气田天然气集输干线合理注醇量计算

在冬季,天然气集输干线内易生成天然气水合物,将甲醇作为抑制剂注入到管线内是有效的防治方法.本文以降低管线内注醇量为目的,分析现有HYSYS软件注醇量计算模型的不足有:无法适用于苏中气田集输干线,缺少管线内气相含水量计算.从完整模拟苏中气田集气站内天然气集输工艺流程的角度出发,基于上述软件搭建了适用于苏中气田的注醇量计算...     

脱油脱水装置注醇工艺的简化与优化——以中国石油长庆油田公司榆林气田天然气处理厂为例

研究如何降低天然气处理厂注醇量、提高甲醇利用率以及降低甲醇回收装置的能耗,对于中国石油长庆油田公司榆林气田实现节能环保、科学开发有着重要的现实意义。为此,针对榆林气田天然气处理厂低温脱油脱水及注醇工艺存在的甲醇污水处理及高能耗问题,提出了对现有注醇工艺技术的改进方案:将直接注醇改进为循环注醇。在增设的接触塔内天然气与含甲醇污水充分接触并携带出甲醇,经三相分离器分离出的甲醇污水回流进入接触塔,形成甲醇的闭路循环。软件模拟计算结果表明,接触塔塔底污水含醇量仅为0.004 3%,已达到气田污水回注标准,而不再需要甲醇回收处理。采用HYSYS软件分别对现有、改进后注醇工艺进行流程模拟,对比结果表明:在基础数据相同的情况下,相比现有注醇工艺,改进后工艺能耗降低25%、注醇量减少28%,经济与环境效益显著。     

大牛地气田水平井合理注甲醇量的确定方法

越冬生产期间气井堵塞以水平井为主,达到合理的单井注甲醇量是解决水平井大面积堵 塞的最有效方法。应用Ｐｌａｃｋｅｔｔ－Ｂｕｒｍａｎ 实验统计分析法,获得了各堵塞影响因子的敏感程 度,结合该结果对水平井进行分类和典型井的选取,利用Ｐｉｐｅｓｉｍ 软件建立典型单井地面输气 模型,确定各类井的合理注醇量。结果表明,该典型井选取方法灵活易操作,可针对实际气井 情况进行多次细分,使典型井更具有代表性;对堵塞影响最显著的因子是环境温度与产液量, 其次是污水含醇率与井口油压;获得的注醇建议表给出了每类井的合理注醇量。研究结果应 用于实际生产,取得了显著效果。     

玛河气田注醇工艺优化研究

新疆油田公司采气一厂的克拉美丽气田、玛河气田等几大气田都存在气气换热器换热效果差,容易冻堵,倒换备用设备频繁的问题。通过分析气相处理工艺发现导致气田换热器换热效果差的主要原因为注醇防冻效果不好。笔者利用Hammerschmidt经验公式计算并结合现场情况确定注醇量和注醇浓度,通过实验证明用单级注醇方式取代两级注醇,明显改善换热效果。     

某气田天然气处理厂注醇量影响因素研究

高压低温的工况环境会使天然气集输管道内形成水合物,造成管路堵塞等事故,为了抑制水合物的生成,一般向集输管道内注入醇类物质,常用的有甲醇等,合理的注醇量可以提高经济效益.众多学者对甲醇的合理注入量进行了许多理论研究,多数研究都是通过半经验公式预测计算处注醇量.根据某油田天然气处理厂的实际工艺流程,建立贴近于现场的模型,分...     

大牛地气田注醇工艺系统优化

大牛地气田地处鄂尔多斯高原,全年最低气温可达-40℃。气井产量多为1.1×104m^3/d以下,平均万方产液量为0.5 m^3。由于气井产水,极易在井口附近的油管和地面采气管线内形成天然气水合物甚至冰堵管线,严重阻碍正常生产。为彻底解决这一难题,通过生产实践优选出甲醇作为水合物抑制剂。但甲醇具有中等毒性,因此需要对原有的简单投注方式进行改善。优化了注醇系统特别是对泵和计量仪表进行优选。经过长时间的工业性试验,证明优化后的注醇工艺系统实现了甲醇的零泄漏和精准注入,同时还大大降低了气田产出水的处理成本。现已取得明显的经济利益和社会效益。     

榆林气田新旧低温分离工艺的对比分析

榆林气田天然气中含有微量凝析油，在管输中有液态烃析出，不能满足下游用户的要求。为彻底解决该问题，先后在榆总站建设了两套大面积换热、节流、低温分离工艺装置，并在现场进行了工业性试验。试验从换热效果、装置所用的甲醇量、外输的烃露点等方面进行，取得了技术上的成功。为此，对新旧低温分离工艺运行参数以及换热器的性能等进行了对比分析，在相同的压差下，管翅式换热器比板翅式换热器的换热效果更好，且运行费用低，操作难度降低。同时，在节流后一定的温度条件下，需要的节流阀前后的压差较小，说明低温分离工艺不仅能合理利用天然气自身的能量，而且对微含凝析油气田的地面工艺具有借鉴意义。     

输气管道投产置换注氮量计算方法

目前，国内管道投产置换过程中所需氮气量主要根据经验确定，存在较大的盲目性，导致天然气管道投产成本较高，安全风险较大。为此, 以长呼管道(长庆气田至呼和浩特市)为背景，对其投产置换过程中管道内空气段、氮气段和天然气段的紊流扩散情况进行了多工况数值模拟，并对模拟计算结果进行多参数拟合，从而推导出投产置换过程中气体混合段长度以及注氮量的计算公式。将计算结果与现场试验数据对比可以看出：提出的混合段长度和注氮量计算公式具有较好的预测准确性。     

川渝气田天然气水合物防治技术研究与应用进展

针对川渝气田冬季生产过程中的水合物堵塞问题,中国石油西南油气田公司在天然气水合物防治及管理技术方面开展了大量研究工作,取得了重要研究成果和较好的冰堵防治效果。结合近年来川渝地区含硫气田冬季生产水合物堵塞现状,分析总结了发生水合物堵塞的主要原因,介绍了川渝气田在天然气水合物形成预测、天然气水合物动力学抑制剂产品开发与现场应用、水合物堵塞防治措施、天然气水合物防治和管理技术方面的研究与应用进展,提出了发展方向。     

榆林气田南区天然气水合物防治技术探讨

天然气开采环境为低温、高压,这就导致在输气过程中极易产生游离水从而生成天然气水合物最终影响气田生产。通过研究天然气水合物的特征及形成条件,结合榆林气田南区生产实际特从理论指导、工艺调整、现场操作等方面提出天然气水合物的预防措施,为采气管线安全平稳运行提供保障。     

长庆气田预防水合物甲醇用量预测方法研究

长庆气田采用的是多井高压集气、集气站节流降压脱水技术,井口及采气管线内的天然气压力高,易于形成水合物。为防止水合物堵塞油管及采气管线,采用集气站集中注甲醇工艺。笔者经过详细分析靖边气田气井运行压力、温度、产气量和产水量变化与注醇量的关系,建立公式矫正了原包含Hammerschmidt公式的一套预测方法的不足。经过现场验证,表明应用修正公式有效地降低了甲醇消耗量。     

注烃溶蜡处理技术在凝析气田的研究与应用

在克深处理厂天然气处理过程中,因J-T阀及低温分离器析蜡导致系统堵塞,致使装置处理量受限,同时外输气烃露点不合格.针对此问题开展防蜡工艺研究,通过实验及HYSYS软件模拟分析蜡堵的具体原因后得出,克深区块的天然气组分不连续,C5～C8组分缺失,多环芳烃类物质存在于气相中,无法被溶解分离,在进入低温环境后容易凝结析出,最...     

油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程研究

为研究油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程,采用自行设计的高压环道装置,以去离子水、柴油、天然气为管输介质,在含水率70%、液相初始流量2 000kg/h等条件下进行水合物堵塞实验。研究结果表明:实验时水合物在管道中各处同时生成,但初始生成量并不相同;在实验含水率70%的条件下,水合物主要在管道气相空间壁面和液相主体中生成;水合物的生成会导致管内流量降低,在未添加乳化剂的情况下,油水混合液会因流量的降低而产生分层,此时水合物颗粒集中分布在混合液下层,造成流体黏度和管段压降的急剧升高,进而引发管道堵塞。     

榆林大型气田石英砂岩储集层特征及成因

鄂尔多斯盆地中东部的榆林气田是以上古生界山西组山2段石英砂岩为主要储集层的大型气田。山2段石英砂岩属致密储集层，孔隙度和渗透率呈明显的正相关关系，孔隙类型以粒间孔为主，其有排驱压力和中值压力低，粗孔喉，孔隙结构较为均匀的特点，形成于水动力较强的沉积环境，是碎屑成分在较长距离的搬运过程中经过化学分解，机械分选作用而形成的，图6表2参8     

基于水合物分解传热模型的固体自生热解堵剂热量扩散模拟

固体自生热解堵技术是一种适用于解除井筒内水合物堵塞的创新技术。针对自生热解堵剂反应时的放热量扩散及损耗问题,建立了水合物生成相平衡、分解速率及分解传热数学模型。开展了不同含量、不同管径时的热量扩散模拟研究,获得了不同条件下井筒内温度、水体积分数、天然气体积分数、水合物体积分数的分布云图。研究发现:随着自生热解堵剂含量的增加,释放热量的速率加快,向周围传递的热量增加,且热量扩散时呈不规则状;随着井筒内径的增加,解堵时间增加,自生热解堵剂用量也随之增加。本实验开展的模拟计算值与现场实际值的吻合度大于85%,为现场解堵施工提供了理论指导。      

榆林气田储层成岩作用与烃类充注期次研究

通过薄片鉴定、X衍射分析、扫描电镜分析等手段,对榆林气田二叠系山西组山2段砂岩储层成岩作用进行了研究。研究表明,压实作用和胶结作用是榆林气田储层物性较差的主要原因。根据包裹体测试结果,结合埋藏史综合分析认为,榆林气田烃类充注主要有4个时期,分别为中三叠世晚期—晚三叠世晚期、晚三叠世晚期—早侏罗世晚期、早侏罗世晚期—晚侏罗世晚期和晚侏罗世晚期—早白垩世晚期。     

榆林气田气井废弃条件的确定

榆林气田是典型的低渗透气田，要准确计算其采收率和可采储量，必需确定气井的废弃条件。传统方法对气井的废弃地层压力进行计算时，由于忽视了开发过程中产能方程的变化，造成计算结果存在一定的误差。根据气井废弃地层压力的相关理论和计算方法，考虑了对气井产能方程影响较大的参数的变化，结合榆林气田气井矿场实际，推导出了适合榆林气田计算气井任意时刻二项式方程系数的公式，进而得到气井废弃时的稳定二项式方程。根据垂直管流法计算得到废弃井底流压，从而得到可靠的气井废弃地层压力，再结合经济评价即可确定气井的废弃产量。实例计算表明，新方法实用、有效，更切合气田实际。