天然气集输管网系统优化

天然气集输管网系统是一个密闭的、复杂的系统。天然气集输管网系统优化是在油气田开发地面工程建设中必须首先解决的问题。在固定的管线规格下,保证管线的外输能力,确保管线畅通无阻,解决产气量增加同消耗量不变之间矛盾,都是保障整个天然气集输系统稳定的必要条件。本文通过对数据的分析,对生产运行参数和工艺流程进行优化,有效保证了冀东油田天然气集输地面系统的平稳高效运行。     

辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与发展

辽河油田超稠油具有动力粘度大,密度高等特点,解决这种原油的集输、脱水、外输等地面工艺设施的建设是一个新的攻关难题。根据超稠油开发的需要,对含水超稠油集输、超稠油脱水、脱水超稠油管输工艺技术和相关设备进行了攻关研究,形成了井口含水超稠油管道集输、两段大罐半动态、静态沉降脱水、脱水超稠油长距离管道输送的工艺流程,有效地实现了超稠油的集输、脱水等生产工艺需求。     

新疆油田车510井区原油集输处理工艺设计

<正>车510井区为新疆油田公司2014年重点开发区块,最大集输半径约2km,根据车510井区油区范围小,集输半径短的特点,通过对车510井区原油物性的分析(50℃时,净化原油黏度1750 m Pa.s,20℃时,原油密度为0.9523),结合车510工程实际情况,提出适合车510井区的地面集输工艺和原油处理工艺。地面集输由于车510井区油区范围较小,集输半径较短,地     

乐东气田外输管线清管作业段塞流的应对措施

为了适应现代石油工业的发展,节约成本,气田的集输管道从传统气液分输工艺发展到现在的气-液混输工艺,气-液混输工艺简化了海上平台天然气处理工艺流程,操作运行简便;但是,气-液混输管道在清管作业时出现段塞流会对下游天然气处理系统产生影响,由于段塞流的影响东方终端处理厂天然气处理系统压力迅速下降,从而造成下游用户组分波动,很容易导致化肥厂关停。为此,本文以乐东气田为例着重分析造成清管作业时产生段塞流的原因和采取的应对措施。     

风城油田超稠油开发地面集输工艺技术

风城油田超稠油油藏原油物性变化范围大、原油黏度高,采用SAGD开发方式其采出液温度高、含砂量大、且采出液中含有大量的饱和蒸汽,依靠现有常规稠油地面集输工艺难以实现SAGD高温采出液正常地面集输。通过对SAGD高温采出液物性分析并根据在风城油田重32井区和重37井区开展的超稠油SAGD高温采出液地面密闭集输工艺试验研究,提出适应风城油田SAGD大规模开发地面集输工艺技术,即密闭集输,集中换热,控制集输压力避免闪蒸的集输工艺。     

柱塞式油气混输装置在小区块油田的应用

彩508井区是位于彩南油田西部的一个边缘小区块油藏,开发建设时采用单螺杆油气混输泵工艺技术降低井口回压,提高输送压力,实现油气密闭集输。由于气液比较高且波动大,单螺杆油气混输泵在运行过程中存在故障率高、效率低等问题,较严重的影响了区块的正常平稳生产。针对这种情况,引进了柱塞式油气混输泵并根据实际情况进行了优化改进,有效解决了高气液比油气混输中存在的问题,使用维护成本大幅下降,节能降耗效果明显。     

关于高含硫天然气地面集输系统堵塞问题的探讨

高含硫天然气的特殊性和目前集输工艺技术的局限性使得高含硫天然气在开发生产过程中已经出现了一些难题,其中急需解决的就是集输管网系统的堵塞问题。堵塞是影响高含硫天然气地面集输管网系统安全运行最常见、最复杂的问题,由管网堵塞而引发的安全和环保事故在国内外气田开发中并不少见。因此,本文从高含硫天然气地面集输系统堵塞的原因出发,对地面集输系统的解堵、防堵措施进行探讨。     

集输系统地面管线清洗技术的综合评价

萨北油田集输系统普遍采用的是掺输工艺。随着油田开发后期地层产液舍沙量增大,在掺输过程中由于工艺管线运行年限的延长,大量的泥沙和垢沉积在掺水、热洗管线中,造成有效管径变细,最终导致掺水、热洗系统压力增高,液量不足,能耗增加,更进一步使集油管线结蜡、结垢。从更换下来的掺水管线来看,内壁结垢严重。特别是近年来,管线堵塞的现象不断出现,影响了正常的生产。更换管线不但投资高,而且施工周期长、难度大。随着地面管线清洗技术的不断完善,对在用管线的清洗成为解决上述问题的主要方法。通过对各种清洗技术的综合评价,分析了各种清洗技术的利弊,为油田地面管线的清洗提供参考。     

采油清洁生产技术在江苏油田的应用

近年来,江苏油田加大采油清洁生产系列工艺技术的研究力度,自行研发了环空测试井泄油技术、侧钻井卡堵水工艺、油井自主循环洗井工艺、中频感应加热单管集输工艺及其自动化控制技术和污水源热泵技术等一系列新型节能、降耗、减污、增效的采油清洁生产工艺技术,并在油田开发中得到了广泛的应用,取得了明显的经济和环境效益。     

埕海一区二单元地面系统工艺方案研究

本文对油气水走向、集输、供注水、供配电、加热、自动控制等工艺进行研究。针对长距离输送进行了油气混输工艺优选,地面工程实现布局优化、技术先进、安全可靠、节能降耗的目标,为大港油田滩海地区的平台开发提供可借鉴经验。     

降温集输的技术界限探索

为探索中高含水开发期低产、低效、低渗透油田降温集输节能降耗的经济有效途径,开展了降温集输的技术界限探索。通过对试验数据的分析与总结,探索出了降温集输技术在大庆油田第七采油厂的运行规律及降温集输的温度、压力界限。     

精定量降温掺输技术在降低集输系统能耗的应用分析研究

为降低集输系统能耗、控制成本,高产液区块常采取常温输送和常温掺输工艺。本文以吉林油田三个采油厂的技术攻关为例,研究中低产液区块掺输系统能耗高的问题。在此精定量低温掺输技术的应用取得了理想的节能效果。同期对比,冬季掺输水温和单井集油温度大幅降低,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,节能效果显著。     

二合一加热炉烟火管使用寿命探讨

大庆油田随着开发的不断深入,地下形势日益严峻,对地面的工艺要求也越来越高,加热炉作为油田开发的辅助设备被广泛地应用于油田集输过程中,随着油田开发的不断深入,采出液性质发生了很大变化,含蜡升高,含聚浓度逐年增加,由于目前加热炉大都采用采出液分离出的污水,使得加热炉烟火管的运行环境日益恶劣,同时,机采井井筒热洗清蜡的温度要求越来越高,大大超过了加热炉原设计温度,使得加热炉烟火管的使用寿命越来越短。特别是近几年一些经过大修的二合一加热炉使用甚至不到一年就要上二次大修,严重影响了正常的生产管理,也增加了能耗,间接制约了油田的开发,也耗费了大量的资金。针对中转站二合一烟火管的损坏情况,从加热水质、机采井热洗管理、施工质量、操作规范仪表及自控方面进行了分析,提出了加热炉改造的思路和认识。     

数字化热媒增压装置在元东二转应用效果评价

<正>由于元东二转建站时间较长,集输工艺落后,设备设施能耗问题突出,不符合节约型油田、数字化油田的发展路线。为了解决该站集输系统运行效率低、能耗高的问题,2012年10月在元东二转引进FHDEP 150/25 I型数字化热媒增压装置代替原有集输系统。装置自投用以来,运行状况良好,各项参数均能满足工艺要求,同时大幅度降低了系统能耗,起到了集输系统优化、节能减排的作用。     

浅析普光气田集气站集输系统堵塞应对措施

普光气田具有硫化氢和二氧化碳含量高的特点。集气站投产后,地面集输系统相继出现堵塞问题,产生排液管线不畅、管线容器憋压、阀门无法正常开启等后果,不仅严重影响设备的正常使用,给集输管线造成危害,同时也对安全生产埋下隐患。本文首先剖析了堵塞物的性状,认为高含硫气田集输系统的堵塞主要分为硫沉积堵塞和水合物堵塞两种类型。然后结合现场生产实际,指出了集输系统中易堵塞部位,提出了利用管线保温加热、清淤解堵、改善排液制度等多种措施,用于解决堵塞问题。     

浅谈大庆油田深层气井压井工艺技术

随着勘探开发的深入开展,大庆油田深层试气压井工艺技术在试气井中已经得到广泛的应用且逐步完善形成了一整套的工艺技术。压井工艺技术包括压井液类型与密度的确定与选择,暂堵剂选取与使用,压井方法的应用,压井动力设备、地面装置与施工参数优选。本文分别从这4方面介绍了深层压井工艺技术的现状,并提出了目前存在的问题和不足。     

燃气发电装置在聚南4-7中转站的应用与节能效果分析

正1概述在油气集输处理过程中,经常因集输管网压力过高,影响着中转站的平稳外输,致使外输天然气外排。据调查统计,采油四区七队聚4-7中转站,每年因集输管网压力升高,天然气放空量就有33.9×104m3,这不但造成了资源浪费,而且环境还受到了污染,还存在着安全隐患。为使天然气资源得到充分利用和降低生产运行成本,在2007年10月第二作业区四区七队中转站,安装了燃气发电装置。使用后不但节约了能源,减少环境污染,而且还缓解了网电用电压力,在实际生产应用上,取得了显著的效果。     

ReO与Wellflo软件在增压开采工艺中的应用探索

采用ReO(Resource Optimiser)油气田生产系统模拟软件和Wellflo单井动态建模分析软件相结合的方式,模拟气田增压开采中天然气从地层到井筒、地面集输,直至外输的完整流程。分析找出管网系统中的"瓶颈"便于优化管网结构、提升增压机运行效率为动态调整区域增压开采方案提供决策依据。     

吴仓堡油田地面集输工艺研究

吴仓堡油田是延长油田股份公司吴起采油厂近几年发现的大型整装油田,我们针对油区低渗透复杂油藏及恶劣的自然环境,地面集输工艺设计借鉴已建油区的成功经验,成功采用了一些新技术、新工艺,集输流程从传统单井拉油发展到双管不加热密闭集输工艺,实现了单井—增压点(接转站)—联合站的二级布站的生产方式,从而使地面投资大幅降低,经济效益显著提高。     

萨中提馏装置节能配套技术应用

大庆油田天然气分公司萨中提馏装置自1985年投产以来,一直存在着产品收率低,能耗高等问题。存在的主要技术问题有如下几项：1．提馏塔进料方式不合理,影响了产品收率;2．装置换热流程不合理,热能损失大;3．加热设备燃烧效率低,燃料浪费;4．空冷器换热效率低,影响生产正常运行。针对问题对该装置进行了配套节能技术改造。改造后运行几年来,取得较好效果,效益显著。