大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析
大牛地气田地面集输工艺的优化创新
３ 结 语
（ ） 指 标 体 系 的基 础 扎 实 、 可 靠 。 从 指 标 体 系 １
整 时 的分项 替换创 造 了条件 ；典 型工程 估算 指标 动 态 调整模 型 的建立 ，使 灵活 、方便 地对 其造 价水 平
进 行调 整成 为可能 ，体 现 了技 术 上的先 进性 。 （ ）塔里 木油 田估 算指标 体 系的建 立为塔 里 木 ４ 油 田 以后 各年 投资估 算指 标 的编制 创造 了条件 ，为 塔里 木油 田开 发建设 中科 学 、合理 地进 行地 面建设 投 资决策 提供 了依据 。
藏 ，开 发建产 难度 大 。另外 ，单井 产量 低 ，压力递
减速度 快 ，稳 产 能力差 。气 田天然 气组 分 中 甲烷含 量总体 较 高 （ ０ 以上 ） ９ ，乙烷 含 量 较低 ，各层 产 出气体 中均含 有 少 量 氮气 （ ３ ）和 二 氧 化碳 气 ＜ 体 （ ３ ） ＜ ，含有 一定量 的水 和少 量 的凝 析油 。
密岩 性 气藏 ，具有 低 压 、低 产 、低 渗 、低 丰
度 等特 点 ，主 要 采 取 滚 动 开发 方 式 进 行 开 发 建产。 自 ２０ ０ ３年 气 田先 导性 试 验 至 今 ，通 过
数年 的时 间，形 成 了一套 具 有 大牛地 气田特
色的地 面工 艺及 建设模 式 。 实际生产 情 况证
摘要 ：大牛地 气田是 非均 质性 极 强的致
离 、轮 换计 量外输 、站 内向井 １集 中注醇 防堵 的集 ： １ 气 站工 艺 ；二是井 口加 热 、节流 低温 分离 、井 口设
注醇罐 向管 线 内注醇 的井 口工艺 。通 过先 导性试 验 对 两种 工艺 的试 验 ，得 出 以下结 论 ：大多 数气井 均 存 在井 口温度 较低 的情 况 ，天然 气一 出井 口就可 能 发 生冰 堵现象 ，因此 ，采用 井 口加热节 流 的方式 无 法 满足 大牛地 气 田的采 气要 求 ，而且增 加 了人员 在 气 田恶 劣环境 下 的工作 强度 和工 作难度 ；而采用 注 入抑 制 剂工艺 ，必 须考 虑提 高抑 制剂 注入压 力 ，并 采用 向井 筒 内注入 的方 式 ，才能 够解决 冰堵 现象 的
大牛地气田单井计量模式优化研究
大牛地气田单井计量模式优化研究发布时间：2022-04-06T06:52:26.448Z 来源：《科学与技术》2021年33期作者：刘明洋[导读] 大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。
刘明洋中石化华北油气分公司河南省郑州市 450006摘要:大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。
对计量模式进行优化探讨，确定了“间歇+连续”“单相+两相”的组合计量模式。
关键词:大牛地气田；轮换间歇计量；两相连续计量；单相连续计量引言大牛地气田位于陕西、内蒙交接的鄂尔多斯盆地，区域构造位于伊陕斜坡北部，是典型的“三低”气田。
其规模建产始于2005年，现地面已建集输系统存在运行成本高，自动化、信息化水平低等问题，不能满足气田当前及长远开发需求，需进行优化调整。
1 大牛地气田现状1.1 气田集输现状气田开发初期，地面集输工艺采用“单井高压进站、八井式水套炉加热节流、八井式轮换间歇计量、低温旋风脱水、集中注醇防堵”的高压集气工艺；随着气藏压力的降低，一次集中增压、脱水脱烃、二次单站增压工程陆续实施，气田主体集输工艺调整为“二次增压集气、首站集中脱水增压”，集气站工艺调整为“单井中低压进站、八井式轮换间歇计量、生产分离器一次分离、压缩机增压、旋流分离器二次分离、计量外输”。
1.2 单井计量模式现状大牛地气田单井井口流程简单、自动化程度低，仅有可采集套压、油压及油温的机械仪表和温度计，无单井计量功能，承担单井计量功能的是集气站。
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。
气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。
随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。
标签：大牛地气田;集输工艺;优化1 气田概况大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。
该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。
大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。
孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。
截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。
气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。
2 气田地面配套工艺技术根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。
2.1 单井高压集气工艺。
大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。
该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。
对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。
【关键词】天然气水合物气田集输工艺水露点控制1 概述1.1 水对管输天然气的影响气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。
1.2 管输天然气的指标要求国家标准《天然气》（GB17820-1999）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。
目前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处的最低温度。
为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标。
2 工程概况大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。
现已形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的集气工艺流程。
气田外输天然气主要通过陕京线，目前改由榆济管线向下游用户供气。
榆济管线是中石化天然气分公司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道全长约1000km。
3 大牛地气田集输工艺分析针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。
集气站内采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离。
气井天然气进站（进站压力1 5～23MPa）进入多盘管水套炉加热（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行节流后控制压力为5.7MPa，控制温度0～-15℃。
大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析
换 热器 后 ，站 场 出站 压 力可 由 ２ ． ４ ＭＰ ａ 提高至 ４ ． ９ ５ ＭＰ ａ ，出 站水 露点 １ ３ ． ２ ６ ℃ ，满 足外 输气 质 水露 点控制 深 度要 求 。说 明复温 外输 工 艺科
一
有 效利 用节 流 天然气 冷 量 ，实现 对天 然气 的小 压 差脱 水 。随着进 站压 力 的降低 ，至 ５ ． ７ ＭＰ ａ 时 ，集 气站 内一级节 流流程可 以停止 。 根据 ２ ０ １ ３年 新 建 气 田 增 压 设 施 中 压 缩 机 入 口 压 力 范 围 为 ２ ． ０ ～ ４ ． ５ ＭＰ ａ 进 行 计算模 拟 ：当气井 进站 压力 降 低至 ２ ． ７ ＭＰ ａ 时 ，出站 压 力达 到 ２ ． ０ ５ ＭＰ ａ ，进 一 步降 低压 力降 无法 满足 集输 管 网增压 的 压力 要求 。因此 ，２ ． ７ ＭＰ ａ 即为气 田集气站 内复温 外输 工艺操作 下限 。 四、结论
关键词 ：地 面集输 工艺
一
节流降压脱水
复温外输
天然气水露点
、
前 言
大 牛地 气 田地 处鄂 尔 多斯 盆地 东北 边 际 ，鄂尔 多斯 盆地 天 然气 储 备丰 富 ，总 体属 低渗 、低丰 度 、低 产 的 “ 三低 ”气藏 。 自 ２ ０ ０ ３ 年 以来 大牛地 气 田 已形 成整 套 完全符 合 大 牛地低 产 、低 渗气 田的天 然气 生产 和 滚 动开发 模 式 的建 设要 求 的地 面集 输工 艺 流程 ，具 有管 网输 气 ，集 气 站 高压集 气 、水 套 炉加 热节 流 、多井 轮 换计 量 、集 中注 醇 、预 冷换 热 、低 温分 离 的工 艺特 点 。 同时 ，在集 气 站 内充分 利用 站 内节 流 降压 操 作冷 量 ，采 用复 温外 输 工艺 ，满 足天 然气 外 输气 质水 露 点控 制深 度 的同时 …，大大 降低 了天然 气处理 的投 资和运 行费 用。
浅谈大牛地气田水土保持现状调查与防治措施研究
开大风季节施工。（ ３ ） 管道施工土方开挖前 ， 应先将表层土集 中堆 放， 施工完毕后 ， 均匀平铺地 表 ， 保证农业耕作持续进行 或植 被尽 快恢复 ， 对废 弃的防尘 网等应集 中销毁或深埋［ ３ １ 。
３ ． ２水 土保 持 治 理 措 施
按项 目工程施 工工艺 、 施工方 式及其特 点 ， 划分为气井 井场 区等 ６ 个 防治 区 ， 结合 主体 工程 的特点分 区布置措施。 ２水 土流 失影 响 因素分析 ３ ． ２ ． １ 气井井场区 对开挖的沙地进行平整压 实 ， 然后扦插 沙柳 ， 种植 沙蒿 ， 最好选 影响水土流失 的因素有 自然 因素和人为 因素 ， 自然 因素包括 择春季 ， 保证成活率嘲 。 气候 、 地形 、 地貌 、 土壤 、 植被等 ； 人为 因素是指建设 活动 ， 将诱发
２ ． １ ． ３下 垫 面
大牛地气 田位 于鄂尔多斯盆地伊 陕斜坡北部东段 ， 处 于毛乌 素沙地东南缘 与陕北黄土高原北缘 的交接 地带 ，海拔 １ ３ ０ ０ ｍ左 右， 地形平缓 ， 地表为沙地 、 低缓 沙丘和丘间地带。其中塔巴庙块 区处于水土 流失重点治理 区 ， 因此 ， 在建 设过程 中必须处理 好资 源开发和生态 环境保护 的关 系 ， 搞 好水土保 持工作 ， 有效 防治水
风力是造成土壤风蚀 的主要动力源 ， 它的搬运能力取决于风 速 和 历 时 。大 牛 地 气 田所 在 地 全 年 主要 风 向 为西 北 风 ， 强 劲 的 大 风构成 了风力侵蚀的动力源 。 ２ ． １ ． ２降水 高强度 、 短历时的降水是导致土壤水力侵蚀 的直接动力 。塔
３水 土流 失 防治ห้องสมุดไป่ตู้ 施
大牛地气 田位 于鄂 尔多斯 盆地伊 陕斜 坡北 部东段 ， 处 于毛乌 ３ ． １水 土 流 失 预 防 保 护 措 施 素沙 地东南缘与陕北 黄土高原北缘 的交接地 带 ，海拔 ｔ ３ Ｏ Ｏ ｍ左 该项 目工程 以井场 、 集 气站为点 ， 水 土流失主要集 中在施
大牛地气田气举排液复产工艺可行性分析
气举排液 采气工 艺中必 须要有 压缩机 或者Ｉ 井提供 高压 气源 ，对 Ｉ 缶 于大牛地只能 由压缩机来提供高压气源 。注入气 主要 来 自集气站 ，在 集气站与单井之间存在着一定 的距 离 ， 就需要输 气管 线把注 入气输 送 到各个气井 。大牛地 气田水合物 防止主要采用单井注甲醇工艺进行防 堵解 堵 ，所 以就 可 以运 用注醇 管线 （ 内径 １ ． ｍ） 输气 ，既 能充 ９ｍ ５ 来 分利用管线也能节 省很 大一部分的基础 建设投 资。下面就要针对积液 压死井进行气举 时所需 的压 力和注 气量来分析 使用小管径注醇管线进 行输气是否可行 。大牛地气 田气井与集气站的距离分布见表２ 。
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气量 。输气 量可以按照最大值２ ｌ ｄ ｘ 来考 虑 ，最大压力要根据气举 的启动压 力来确定 ，气 举的启 动压力主要 和地层压 力有关 。 选井 口 距 离压缩 机站 为３ ｍ、６ ｍ、９ ｍ 种情况 来考 虑１ ． ｍ Ｋ Ｋ Ｋ 三 ９ ｍ 输气 管线 ５ 压力损失 ，分别给 出所需 的压缩机 出口压 力。
学 术 研 讨
南 Ｉ 科 技 ２ １年第５ 工 ０２ 期
大牛地气 田气举排 液复产工艺可 行性 分析
胡 厚 猛 ① 温 冬青 ② 陈
①西南石 油大学油气藏 地质及开发工 程国家重 点实验室
摘 要Βιβλιοθήκη 易① ６ ０ ０ 成 都 ；② 辽 河 油 Ｋ 金 马 油 田 开发 公 司 １５０ ｔ
２ １年 总 共 对２ Ｖ 井 进 行 了压 恢 测试 ，实 测 井底 静 压平 均 为 ００ ９１ １． ａ ３ ＭＰ ，地层压 力平均 为１． ａ ９ ５ ＭＰ 。对于 现有气 井数据进 行分析 可 ８ 知 ，２ 站 １ 口气 井 平 均 产 层 中部 深度 ２ １ ． 号 ７ ７ １ ｍ，管 鞋 平 均 深 度 ４ ２ ７． ６ ２５ ｍ；４ 号站２ Ｈ气 井平均产层 中部深度２ ７ ． ２ ８ ４ ｍ，管鞋平均 深度 ９ ２４ ． ８６１ ｍ；５ 号站 １ Ｅ气 井平均产 层中部深度 ２７ ． ７ｌ ８ ６ ｍ，管鞋平 均深度 ７ ２３． ８ ６ ｍ；７ ６ 号站２ 口气 井平均产 层中部深度 ２０ ． ３ ７ ４ ｍ，管鞋平 均深度 ６ ２７． ６ １ ｍ；总 共７ Ｖ气 井平 均产层 中部 深度２ ９ ． １ ９１ ７ ０ ｍ，管鞋 平均 深度 ５ ２ ５ ． 。 大 牛地 气 田 完井 管 柱大 多用 的６ ｍ ７５ ｍ ７ ２ ｍ内径 的 油 管 和 内径 １１ ６ ｍ ２ ． ｍ 的油层套管 。大牛地气 田集 气管网的压 力为 ５ ａ ３ ＭＰ 。由此我 们就 可以给 出大牛地 气田典 型井 的数据见表 １ 。
鄂尔多斯大牛地气田集气工艺技术
科技情报开发与经济ＳＣＩ－ＴＥＣＨＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮＤＥＶＥＬＯＰＭＥＮＴ＆ＥＣＯＮＯＭＹ２００７年第１７卷第３ｌ期文章编号：１００５—６０３３（２００７）３１—０１２１—０２鄂尔多斯大牛地气田集气工艺技术王明军，陈建强（中石化华北分公司，河南郑州，４５００００）摘要：介绍了鄂尔多斯大牛地气田的基本情况及其集气工艺技术，提出了防止天然气水化物生成的措施。
关键词：集气工艺；水化物；低温脱水中图分类号：ＴＥ３７５文献标识码：Ａ１大牛地气田基本情况到目前为止，中石化华北分公司已建成集气、净化、通信、自控、供电和环保等六大系统，年供气能力１０ｘ１０ａｍ３，并已向杭锦旗、伊化甲醇厂供气的鄂尔多斯大牛地气田。
目前修建完成的塔榆天然气管线，已经向北京等地供气．设计年供气能力为３０ｘ１０ａｍ３。
现在日供气量为２７０ｘ１０４ｍ３。
大牛地气母所处环境自然条件较差，位于鄂尔多斯盆地北部，主要位于陕西省和内蒙古自治区交界处．气田大部分位于内蒙古境内。
气田地处毛乌素沙漠边缘，多为沙丘，呈半固定状，人烟稀少。
鄂尔多斯大牛地气田是一个储层薄、储量丰度低、岩性变化较大、埋藏较深的复杂大型气田，属于低渗透、低丰度的整装气田，平均单井产量２ｘｉｏ‘ｍ３／ｄ，井口流动压力１８ＭＰａ一２２ＭＰａ。
温度７℃一２０℃，井距３ｋｍ一４ｋｍ。
气田的单井产气量比较低，井数较多。
如果照一般的地面工艺技术，气田开发不仅一次性投资大幅度增加．而且运行费用也较高，因此配套采用简单、先进而实用的新技术．简化工艺流程，减少投入，降低成本．提高经济效益的问题就显得尤为重要。
在总结先导性试验成功的基础上对地面建设工艺进行了进一步的深入研究。
在地面建设工程中．采用了许多简单、实用、可靠、先进、经济的工艺技术。
其主要特点可概括为“三多、三简、四集中”。
所谓“三多”是指多井高压集气、多井集巾注醇、多井加热炉加热节流；“三简”是简化井口、简化计景、简化布站；“四集中”是指集中净化、集中控制、集中甲醇回收、集中污水处理。
大牛地气田天然气水合物防治工艺技术优化
大牛地气田天然气水合物防治工艺技术优化摘要:通过生产实践优选出甲醇作为水合物抑制剂,并优化了注醇系统。
经过长时间的试验,证明优化后的注醇系统能很好地抑制了天然气水合物的形成,并实现了甲醇注入的零泄漏,保证生产正常运行的同时也很好地保护了环境,减少了污染。
关键词:大牛地气田水合物防治工艺技术大牛地气田是一个低压低渗气田,地处鄂尔多斯高原,全年最低气温在-35℃～-40℃。
气田单井产量多在1.0×104m3/d以下,平均万方气产水量为0.5m3。
在天然气井的生产过程中,气流由地层经井内管柱进入地面的集气管线,其温度和压力因沿途摩阻而不断降低,同时有液态水凝析出来[1],在某一特定的压力、温度下形成天然气水合物[2],甚至发生冰堵,造成采气管线或设备的堵塞,从而影响气田的正常生产。
为了预防和解决天然气形成水合物堵塞管线或设备,确保天然气采输的正常运行,分析了大牛地气田的综合情况,在采气工艺技术上做了多方面的研究,找到了适用大牛地气田的防治天然气水合物形成措施,并取得了良好的经济效益和社会效益。
1 天然气水合物抑制剂的优化大牛地气田开发初期,针对第一次开发低孔、低渗、低产致密型气田,通过录取地质资料和对地面集输工艺的研讨,选择了井场加热节流中压进站分离和高压进站加热节流低温分离两种集气工艺进行试验。
考虑到乙二醇既有很好的水合物抑制性,又有一定的吸水性,选用了乙二醇作为天然气水合物抑制剂和脱水剂。
在集气站内配置高压柱塞泵泵住乙二醇,并配套了乙二醇脱水和再生装置,同时配备化学排液车来处理必要的井口冰堵。
当年共投产气井16口、集气站两座,仅冬季生产发生井堵就达每周4～7次,合计每周损耗天然气2.5×104m3。
同时站内管线冻堵频繁,工人劳动强度较大。
该工艺在生产实践中表明是不成功的。
分析原因有:(1)乙二醇防治要求满足固定的水醇比例,而实际生产产液不稳定,不能满足乙二醇的解堵水醇比例要求。
大牛地气田工作年度总结(3篇)
第1篇一、工作回顾2020年，面对新区接替不足、老井递减快、疫情防控形势严峻、保供及低油价等多重压力，大牛地气田全体员工团结一心，攻坚克难，圆满完成了各项生产任务。
现将2020年度工作总结如下：1. 稳产增产方面截至2020年12月31日，大牛地气田提前完成既定的31.61亿方天然气产量的奋斗目标，连续8年产气超30亿方。
通过大力推进气藏精细描述、老区高效调整、老井分类治理，特别是通过气田回顾性评价，全面夯实了稳产基础，推动气田稳产、上产。
2. 科技创新方面2020年，大牛地气田探索形成了老区少井高产”开发新模式，油气井开井率和生产时率稳中有升，综合递减率降至5.3%。
同时，加大科研攻关力度，在深部煤层气、下古生界碳酸盐岩层、页岩油气等领域不断取得新突破，为资源接替阵地和高质量发展提供了强劲保障。
3. 信息化建设方面大牛地气田以“开局就是决战，起步就是冲刺”的决心和行动，全力推进信息化重点项目建设。
截至目前，年度5项重点项目正如火如荼的建设中，信息化建设一路狂飙，跑出加速度，迈入新阶段。
如单井百科应用系统的开发，填补了大牛地气田气井大数据管理领域的空白，提升气井管理效率；工艺井智能化管控系统建设，提高工艺井分析、评价和应用质量，助力气田排采工艺高质量发展。
4. 物资供应保障方面大牛地气田供应站强化思想教育，全力保障物资供应。
通过科学规划物资仓储量，加快库存周转率，将小库存保供”管理模式落实落地；制定保供配送计划，提前对接项目投资下达情况，严格执行不见预留不发货；做好库存管理，控制好库存规模，加快入出库效率，配合中心完成各项指标任务。
二、工作展望2021年，大牛地气田将继续紧紧围绕稳产增产、科技创新、信息化建设和物资供应保障等方面，全力推进各项工作。
1. 持续优化生产组织，确保稳产增产。
2. 加大科研攻关力度，提升资源接替能力。
3. 推进信息化建设，提高气田管理水平。
4. 加强物资供应保障，确保生产需求。
大牛地气田低压串联集输适应性分析
程 ）进行总结 ，对类似低产气 田开发 具有指导作用 。
３ 存在 的问题及 改进措施
３ １ 井 下节 流工 艺 ．
井 下节 流工 艺将 节流 油嘴 安装 于 油管 内适 当位 置 ，以实现 井筒 内节 流降 压 ，将地 面 节流 过程 转移 至井筒 之 中 。由于节 流属 于等 熵绝 热 膨胀 过程 ，在
程 的 目的 。
３２１ 井 内堵 塞 ．．
井 下节 流 工艺 能 否成 功应 用 主要 受两 个关 键 点 的 制约 ，一 是 能否顺 利 通 过绳 索作 业 车将 节 流器下
白集气站投产 以来井 内堵 塞 １ 井次 ，堵 塞都 ０
是压缩机因故障停机 而产生 。各井进 站压力 由 １ ． ６ 人 到预定 深 度 ；二 是设 计 深度 能 否满 足经 过节 流 温 ＭＰ 回升 到 ４５ＭＰ 后 才 能外输 ，充压 时 间在 ２ｈ ａ ． ａ 左 降 的天 然气 温度 高 于水 合物 生成 温 度 ，确 保在 节 流 右 ，井 口压力 已 由 １９ＭＰ 上 升 至 ８ＭＰ 左 右 ，此 ． ａ ａ
１ 开发特征 与高压 集气工艺
大牛地气 田位于内蒙古 自治区伊克昭盟伊金霍 洛旗 、乌审旗和陕西省榆林市交界处 ，区内地貌主
要为 沙漠 、低缓 沙 丘 、草 原 和平原 ，地 势较 平坦 。
西南的不产水 、高产区域转至中东部的产水 、低产
区域 ，单 井产 量低 和产 水不但 对 气 田的整 体 开发效 益会 产生 很大 的影 响 ，而且 由于单井 产量 低 ，给 地 面集 输 工艺也 带来 了一 系列 问题 。如单 井携 液 能力
大牛地气田的采出水处理技术
第22卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版)2020年6月大牛地气田的采出水处理技术范进争(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，郑州450006)摘要：大牛地气田各气井采出水经罐车拉运至净化厂混合后，形成含有凝析油、甲醇、机械杂质和泥 质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污水。
针对污水的水质特点，气田净化厂探索应用 以甲醇破乳、两级浮船收油、精馏回收甲醇、油浮选去除杂质、化学药剂杀菌和防腐防垢等处理技术， 有效保障了回收甲醇的质量和回注污水的达标率关键词：大牛地气田；采出水处理；凝析油回收；甲醇回收中图分类号:X 741 文献标识码：A 大牛地气田有覆盖全气田的地面集输系统。
承 担气田采出水处理业务的净化厂成立于2005年，是 气田产能建设中的重要配套丁程。
净化厂有4座采 出水处理站，目前其采出水处理能力达1 750 m 3/d 为实现气田绿色生产，针对采出水的水质特点，探索 形成了一系列有效的水处理技术1采出水处理流程气井采出水是含有凝析油J P 醇、机械杂质和泥质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污 水H ，需要进行净化处理，同时回收其中的凝析油和 甲醇。
净化厂的采出水处理系统主要包括预处理系 统、甲醇回收系统和污水回注系统3个部分（见文章编号：1673 -1980(2020)03 -0028 -04图1)。
气田各气井的采出水在集气站经过分离器分离 后，储存于站内的油水缓冲罐中，然后由罐车定期统 -拉运至净化厂，统一卸人卸车池。
卸车池中的采 出水来A 不同的气井和不同的采出时段，因此水质极4、稳定：在预处理阶段，通过加人4种药剂，除去 大部分悬浮物、油及杂质预处理后的采出水进人 原料罐，经过充分混合，除含醇率随季节的变化有较 大差异外，其余性质已相对稳定,，在帀醇回收环节， 耑根据原料水的含醇率来调整装置参数，实现甲醇 和水的分离，同时加入缓蚀阻垢剂抑制腐浊结垢，延 长装置工作周期。
复热外输技术在大牛地气田应用时机预测
复热外输技术在大牛地气田应用时机预测
季永强;王海琴
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2014(033)009
【摘要】大牛地气田采用单井高压进站,站内加热二级节流,低温制冷脱水的地面集气工艺.为解决气井压力逐渐降低导致外输气水露点不达标的问题,采用小压差复热外输技术使原料气经换热产生足够大的温降,以保证外输气的水露点指标.经过比较各集气站的外输气实际水露点与要求水露点的差异,根据气田天然气节流的压降温降规律,以及集气站压力降低速率趋势,预测了冬、夏两季换热器的应用时机.
【总页数】2页(P54-55)
【作者】季永强;王海琴
【作者单位】中国石化华北分公司勘探开发研究院;长江大学石油工程学院;中国石油大学(华东)储建学院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.鄂尔多斯盆地大牛地气田下石盒子组地震储层预测技术的研究和应用 [J], 苑书金
2.大牛地气田二叠系山西组单砂体预测技术及应用 [J], 孙素琴
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大牛地气田采气管线沿程温降研究
大牛地气田采气管线沿程温降研究刘浩【摘要】大牛地气田采用甲醇作为水合物抑制剂,加注量以PIPESIM软件模拟为指导,而参数之一的埋地采气管线沿程温度变化规律尚未形成具体结论.针对此问题,通过分析PIPESIM软件模拟水合物生成曲线,找到了水合物生成的关键节点,利用FLUENT软件模拟了采气管线在不同环境温度下的沿程温降变化情况,结合地温监测数据进行温度校正,形成了采气管线在不同环境温度下的沿程温降模型图,并指出在不同季节条件下应采用何种对应的管线沿程温降模型.【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2017(011)001【总页数】3页(P43-45)【关键词】大牛地气田;采气管线;水合物防治;沿程温降;模型【作者】刘浩【作者单位】中国石化华北油气分公司采气一厂,河南郑州 450006【正文语种】中文大牛地气田目前采用加注甲醇进行水合物防治的方法，加注量依据PIPESIM软件模拟得出［1］。
该软件模拟所需的参数埋地管线温度只是凭经验确定，没有科学的方法进行指导。
此外，与水平井相比，直井产液量少且相对稳定，地层水对管线温度的影响较小。
因此，笔者重点对不同环境温度下直井采气管线沿程温度的变化开展研究，拟通过FLUENT软件得到理论结果，再结合埋地管线温度监测验证与修正。
大牛地气田地处自然环境恶劣的陕蒙交界，平均海拔1 300 m，地形起伏大，冬季最低气温达-30℃。
气田开发至今，拥有直井980余口，单井日均产气量为5 100 m3，产液量为0.3 m3，平均油压4.26 MPa、套压5.45 MPa。
虽无边底水弹性驱动多层叠合岩性气藏，直井单井产水量小，但在低温条件下，近地井筒和地面管线仍易出现水合物堵塞情况，严重影响了气井的稳定生产，其中地面管线的堵塞频次占总堵塞频次的80%以上。
气田采用多井高压进站—集中分离后外输的集输工艺，混杂有地层水的天然气从井口采出后，通过较长的埋地采气管线进入集气站进行分离。
大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨
大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨范进争【摘要】大牛地气田已建地面集输系统是针对上古生界气藏特点和气质条件设计的,不能输送含硫天然气.在分析奥陶系风化壳气井含硫特征的基础上,总结出大牛地含硫气井具有数量少、分布分散且含硫量低的特点.适用于大牛地气田含硫天然气集输工艺包括井下节流、掺混、井筒除硫和地面脱硫四种,各工艺的适用范围为:气井的H2S质量浓度小于或等于154 mg/m3时,可以采用井下节流或井口除硫工艺使气井正常生产;考虑掺混工艺时,需要有足够的不含硫天然气与含硫气掺混以使气质达标;考虑地面脱硫工艺时,潜硫量小于100 kg/d可采用干法脱硫,潜硫量大于或等于100 kg/d可采用湿法脱硫.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2018(037)009【总页数】3页(P14-16)【关键词】天然气;分压;井筒;井下节流;掺混;脱硫【作者】范进争【作者单位】中石化华北油气分公司【正文语种】中文为贯彻落实大牛地气田稳产保产的长远发展规划，逐步对奥陶系气藏开展勘探评价，目前已提交风化壳气藏天然气控制储量43.8×108m3，预测储量315.1×108m3，储量共计358.9×108m3，具有一定的开发潜力。
但在评价过程中发现风化壳气藏含有不同程度的H2S，而大牛地气田目前采用的“高压”集气工艺，即“单井进站、加热节流、低温分离、轮换计量、注醇防堵”是针对上古气藏特点和气质条件设计的，地面管线和设备没有考虑抗硫设计。
新井投产后含硫天然气进入现有集输系统，可能会对地面管线和设备造成腐蚀，带来安全隐患。
为适应气田下一步开发需要，通过对含硫气井进行分析研究，提出了四种适用于大牛地气田的含硫天然气集输工艺。
1 含硫气井概况截至2016年底，大牛地气田有风化壳气井89口，其中检测到H2S的气井有25口，分属于11座集气站，平面分布比较分散，无明显富集区；纵向上，含硫气井所属层位主要是马五1、马五2和马五5，且马五5层位气井含硫比例和含硫量均偏高。
临界携液模型在大牛地气田的适用性分析
临界携液模型在大牛地气田的适用性分析摘要：国内外对于气井临界携液的研究已相对成熟，模型多但适用条件不同。
选用合适的临界携液模型，对于大牛地气田判断气井积液状态、调整气井配产、制定气井工艺具有重要指导意义。
文章结合121口大牛地气田不同井型、不同气藏单元、不同管柱结构气井的井底流压测试，系统研究了Turner、Coleman、李闽和王毅忠等4种常用模型在气田不同条件下的适用情况， Turner模型和Coleman模型计算临界携液流量偏大，Coleman模型略好于Turner模型，王毅忠模型计算临界携液流量偏小，积液井中判别误差大，综合正确率72.7%；李闽模型计算结果与实际数据更加吻合，积液井和未积液井判别效果均较好，综合正确率80.2%，更适用于大牛地气田。
关键词：大牛地气田；临界携液流速；临界携液流量；模型对比；李闽模型Applicability analysis of critical liquid-carrying model inDaniudi gas fieldWen HonggangNo.1 Gas Production Plant, Huabei Company, Sinopec, Zhengzhou,Henan, 450006)Abstract:The research on critical liquid-carrying in gas wells at home and abroad has been relatively mature, and there are many models but different applicable conditions. Selecting an appropriate critical liquid-carrying model has important guiding significance for judgingthe liquid accumulation state of gas wells, adjusting gas well production allocation, and formulating gas well technology in Daniudi Gas Field. Combined with the bottom-hole flow pressure tests of 121gas wells with different well types, different gas reservoir units and different pipe string structures in the Daniudi gas field, this paper systematically studies the performance of four commonly used models including Turner, Coleman, Li Min and Wang Yizhong under different gas field conditions. Applicable situations, Turner model and Colemanmodel calculate critical liquid-carrying flow rate is too large, Coleman model is slightly better than Turner model, Wang Yizhong model calculates critical liquid-carrying flow rate is small, the judgment error in liquid accumulation wells is large, and the comprehensive accuracy rate is 72.7%; Li Min model The calculation results are more consistent with the actual data, and the discriminative effects ofliquid-filled wells and non-liquid-filled wells are both good, with a comprehensive accuracy rate of 80.2%, which is more suitable for the Daniudi gas field.Keywords:Daniudi gas field; Critical liquid-carrying velocity; Critical liquid-carrying flow rate; Model comparison; Li Min model引言天然气常以气液两相流的形态从地层中产出。
大牛地气田集气站标准化设计
大牛地气田集气站标准化设计摘要：针对大牛地气田形成的高压进站、站内加热节流、低温分离、轮换计量外输、站内向井口集中注醇防堵的集气站工艺，在集气站规模和工艺流程基本相同的情况下，对集气站标准化设计的优势显得愈发突出。
依据集气站标准化设计，可以批量采购集气站的设备和材料、盘活物资供应需求、缩短建造工期、降低安全风险、保障工程质量，很好地适应了大牛地气田大规模的开发建设。
关键词：大牛地气田集气站标准化设计一、标准化设计的背景鄂尔多斯盆地大牛地气田是典型的低压、低产、低渗气田，气田勘探面积2003.714km2，自2003年先导性试验，2005年转入开发，截止2011年底大牛地气田累计探明储量4168.28×108m3，动用储量1905.48×108m3，储量动用程度为45.71%[1]。
经过十年的发展，形成了具有大牛地气田特色的地面集输工艺，即：高压集气、站内节流、低温分离、轮换计量、旋流分离器再次脱水及站内注醇的工艺流程[2]。
二、建立集气站标准化设计的必要性大牛地气田具有面积大、储量大、丰度低、物性差等特点，并且位于气候环境十分恶劣的鄂尔多斯盆地的沙漠地区，气田的开采技术难度高、工程量大、施工周期短、质量要求严格，油气集输处理工艺虽然复杂，但对于不同井区、不同层位物流的处理具有共性。
为提高设计效率、适应气田滚动开发、快速建产的特点，建立科学、规范的气田集气站标准化设计体系是十分必要的。
规模系列化、统一工艺流程、统一平面布局、统一模块划分、统一设备选型、统一三维配管、统一建设标准的气田地面集输工程标准化设计理念应运而生。
三、标准化设计体系的内容1.规模系列化根据大牛地气田气井分布比较集中、单井产量不大、气井较多的特点，并结合实际生产需要，集气站的集气规模和井式的不同，站场面积和投资的综合考虑，将大牛地气田集气站分为24 井式和32 井式两个系列。
经过气田长期的生产经验证明24 井式及32 井式的集气站既经济合理又可满足气田滚动开发的需求，目前这两种井式占集气站总量的96%以上。
大牛地气田中压集气工艺试验
大牛地气田中压集气工艺试验李海林【摘要】为了探索更为环保、高效的集气工艺，减少有毒物质的使用，减少新区块开发的地面建设投资，大牛地气田专门建设一座中压集气试验站，进行中压集气的试验研究。
中压集输主要是在气井内安装井下节流器来降低井口压力，进而达到降低集输管线压力，从而实现多井串接的目的。
经调研和计算，同样的产能建设规模，采用中压集输的地面建设投资仅为高压集输地面投资的51.4%，而每年运行成本相当；同时中压集输的集气半径大，同样的产能建设，建站数量仅为高压集输的20%，节约用工人数50%以上。
【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2013(000)005【总页数】2页(P35-36)【关键词】大牛地气田;集气工艺;中压集气;试验;产能【作者】李海林【作者单位】中国石化华北分公司第一采气厂【正文语种】中文国内天然气开发采用的集气方式有高压集气和中压集气两种。
高压集气具有井口无人值守，流程、设备简单，便于自动控制和管理等优点。
但是北方地区在冬季气温较低，在实际生产中暴露出以下问题：①气井生产初期压力较高，井筒和地面容易生成水合物堵塞管线；②井口设备及地面集气管线承受压力高，安全风险大。
为了解决这两个问题，需要增加水合物抑制剂注入泵和相关流程，以提高管线承压等级，但这样将大幅增加气田地面建设投资和运行成本。
大牛地气田位于陕蒙交界处，该地区冬季极限低温达-30℃，主要采用高压集气、集中注甲醇、集气站分离计量的方式进行集气，目前已经建成30亿立方米的产能规模。
但甲醇是一种有毒物质，回收成本也比较高[1-2]。
为了探索更为环保、高效的集气工艺，减少有毒物质的使用，减少新区块开发的地面建设投资，大牛地气田专门建设一座中压集气试验站，进行中压集气的试验研究。
中压集输主要是在气井内安装井下节流器来降低井口压力，进而达到降低集输管线压力，从而实现多井串接的目的。
为了方便管理和应急处置，一般还要在井口安装流量计量和超压失压安全切断阀[3]；为了满足天然气外输的要求，还需在集输站设置压缩机进行增压。
大牛地气田动态分析方法
大牛地气田动态分析方法【摘要】鄂尔多斯盆地大牛地气田开发进入了稳产阶段，动态监测工作已经积累了丰富的基础资料；但由于对常压低渗气藏生产动态分析方法的经验少，采用何种方法进行分析，是气田急需解决的重要问题。
也只有通过合理的动态分析方法，有效的指导生产，才能寻求最佳的单井配产产量，使气井稳产高产，提高气井采收率。
本文以大牛地气田地质研究结论为基础，讨论适合气田的动态分析方法。
【关键词】大牛地气田动态分析1 气田动态分析的目的及主要内容（1）大牛地气田动态分析方法研究的目的：利用稳产阶段的动态监测资料不断核算动态储量，评价开发效果，提出修改意见，优化开发方案；递减阶段利用积累的动态监测资料，分析剩余储量分布，提出挖潜措施。
（2）大牛地气田气藏类型为常温常压定容封闭，弹性气驱，无边低水岩性圈闭1。
以此为前提，气田动态分析目前主要工作内容为核算单井动态控制储量、预测各井稳产期，提出合理的配产，力图掌握气藏压力变化规律、储量分布；研究气田的递减规律。
2 核算单井动态储量利用单井动态监测资料，可运用三种方法进行动态储量的核算。
2.1 压降法大牛地气田压力恢复试井资料较为丰富，通过地质与测井解释结果可得到气层有效厚度、孔隙度与含气饱合度等资料，计算得到单井控制地质储量2。
定容封闭气藏压降法计算动储量的公式为：在以累计气产量为X轴，以Pe/Ze为Y轴的直角坐标上，该式是斜率为B、截距为A的直线方程。
设Pe=0时可得到动态储量Gp=A/B。
这种方法的优势明显，对天然气生产流动状态没有要求，测得的当前地层压力点越多，计算的储量越精确。
压恢测试数据资料，可运用PanSystem软件得到平均地层压力、边界距离等参数，在累计气产量与视地层压力所建立的坐标图上，其线性相关性达到0.97。
运用这一软件，首先进行Blasingame分析，利用实际上产量和压力的关系曲线，去拟合理论模板曲线，从而在模板中读取到相应的地层渗透率K、裂缝半长Xf、控制面积Area、计算出原始储量OGIP，若填写了废弃压力Pab，则自动计算出最终采收率RF、可采储量EUR。
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大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析
摘要：大牛地气田地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水，站内集中注醇的集输工艺。
针对新建高压水平生产井，集气站内节流降压脱水工艺仍具有较好的操作适应性，当进站压力为6.0MPa时，实施换热器改造；采用换热器后，复温外输工艺可有效延缓增压时机，进站压力可进一步降低至2.7MPa，经站内流程后外输天然气仍具有较好的水露点控制深度。
研究表明，大牛地气田采用的复温外输工艺可以较好的满足气田滚动开发及天然气生产需要。
关键词：地面集输工艺节流降压脱水复温外输天然气水露点
一、前言
大牛地气田地处鄂尔多斯盆地东北边际，鄂尔多斯盆地天然气储备丰富，总体属低渗、低丰度、低产的“三低”气藏。
自2003年以来大牛地气田已形成整套完全符合大牛地低产、低渗气田的天然气生产和滚动开发模式的建设要求的地面集输工艺流程，具有管网输气，集气站高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的工艺特点。
同时，在集气站内充分利用站内节流降压操作冷量，采用复温外输工艺，满足天然气外输气质水露点控制深度的同时[1]，大大降低了天然气处理的投资和运行费用。
二、大牛地气田地面集输工艺现状
针对大牛地气田气藏及气质特点，集气站采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离，分离后甲醇凝液由汽车拉运至甲醇处理厂集中处理。
气井天然气进站经水套炉加热，再经一级节流阀进行节流，天然气计量通过计量分离器完成。
经分离后的天然气进一步节流降压以实现深冷脱水，以满足下游用户对外输气质水露点的要求[2，3]。
当井口压力低至不能满足天然气脱水工艺要求时，集气站内安装换热器。
分离器的出口天然气进入换热器与出站天然气进行换热，再进行二级节流、旋流分离器分离后外输。
三、复温外输工艺适应性分析
目前，大牛地气田站内脱水操作主要采用节流降压脱水流程[4]，待气井压力降低后择机安装换热器，采用复温外输工艺完成生产。
天然气复温外输工艺就是通过应用高效换热器，使原料气在小冷端温差下经换热产生足够大的温降，实现低温脱水后天然气复温外输，在开发中期有效利用压力能，最大限度延缓气田增压时机[5]。
采用HYSYS软件对集气站实施换热器改造后的复温外输工艺进行模拟。
当进站压力低于6.0MPa时，集气站需实施换热器改造后。
增加换热器后，站场出站压力可由2.4MPa提高至4.95MPa，出站水露点-13.26℃，满足外输气
质水露点控制深度要求。
说明复温外输工艺科有效利用节流天然气冷量，实现对天然气的小压差脱水。
随着进站压力的降低，至5.7MPa时，集气站内一级节流流程可以停止。
根据2013年新建气田增压设施中压缩机入口压力范围为2.0～4.5MPa进行计算模拟：当气井进站压力降低至2.7MPa时，出站压力达到2.05MPa，进一步降低压力降无法满足集输管网增压的压力要求。
因此，2.7MPa即为气田集气站内复温外输工艺操作下限。
四、结论
1.大牛地气田地面集输系统采用的节流降压脱水工艺可有效满足对井口来气的分离、计量及脱水工艺要求。
同时，在集气站内充分利用地层压力进行节流膨胀致冷脱水，并对部分站场采用小压差复温外输工艺，实现了外输天然气水露点的有效调控，保证了下游管道气用户的用气质量。
2.当进站压力为6.0MPa时，站内需进行换热器改造。
采用复温外输工艺，可有效延缓增压时机。
进站压力可进一步降低至2.7MPa有效延长气井开采时间。
3.大牛地气田现有地面集输工艺可有效满足气田生产需要；同时，具有较大操作弹性和调节范围，较好的满足气田滚动开发及气田增压外输方案的实施。
参考文献
[1]中华人民共和国国家标准《天然气》（GB17820-1999）.
[2]中华人民共和国国家标准《输气管道工程设计规范》.（GB50251-2003）.
[3] 石油和化工工程设计工作手册第五册输气管道工程设计.中国石油大学出版社.2010.
[4] 中华人民共和国国家标准《油气集输设计规范》（GB 50350-2005）.
[5] 石油和化工工程设计工作手册第三册气田地面工程设计.中国石油大学出版社.2010.。