大牛地气田集气站标准化设计

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大牛地气田地面集输工艺的优化创新

大牛地气田地面集输工艺的优化创新
项工 程等 。
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

鄂尔多斯大牛地气田集气工艺技术

鄂尔多斯大牛地气田集气工艺技术
水和计量 。一座多井集气站一般可 以管辖 l 2口井 , 最多可达 2 4口井 。 综上所述 , 牛地气 田气井井 口压力不算太 高 、 大 单井气产量低 、 口 井 温度较低 , 通过大杭管线先导行试验采用两种集气工艺 , 号集气站所属 l 的各井 采用井 口流程集气工 艺 , 在井 口对天然气 进行加热 、 节流 、 分离后
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科技情报开发与经济
文章 编 号 :0 5 6 3 ( 07)l 0 2 — 2 10 — 0 3 20 3 一 1 10
S IT C F R A IND V L P E T E O O Y C—E HI O M TO E E O M N & C N M N
21 集 气 管 网 .
井场流程 集气 工艺对本气 田来说 ,可以解决集气管线冰堵 问题 , 但
对采气 至加热 炉之 间的管线冰堵解 决不 了 ,对井内冰堵更是无能 为力 , 国内外气 田所采用的集气管 网主要有树 枝状 、放射状和环状 3种 , 采用的集气方式主要有单 井集气和多井集气两种 , 集气管网直接影响 着
气 水 化 物 生 成 的措 施 。
关键 词 : 气 工 艺 ; 集 水化 物 ; 温 脱 水 低
中图分类 号: E 7 T 35
文献标识码 : A
左右 。 但是气流的温度 比较低 , 口流动温度一般 为 l 井 O℃~ O℃, 2 因此易
1 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
线的设计压力 为 2 a 集气 管线的设计 压力 为 63MP 。 过 2 0 5MP , . a通 0 5年 大牛地气 田 l O亿产能建设 , 目前生产运行 良好。 23 井场流程集气 工艺和高压集气流 程集气 工艺 .

大牛地气田奥陶系马五7亚段储集空间类型及成因

大牛地气田奥陶系马五7亚段储集空间类型及成因

李依林.大牛地气田奥陶系马五7亚段储集空间类型及成因 ·35·4.1 白云石化作用研究区大部分白云岩呈晶粒结构,粒度较小,多为泥晶或粉晶白云岩,属于渗透回流成因,其晶间孔发育程度相对较差。

也存在部分晶粒较大的粉–细晶白云岩及细晶白云岩,这类白云岩中白云石有序度较高,大多在0.90以上,平均值为0.93,主要为浅埋藏成因。

根据镜下观察结果(图3),可以看到白云岩晶间孔发育明显优于其他岩性,而晶间孔面孔率较高的样品普遍来自埋藏成因的粉–细晶白云岩,因此判断浅埋藏白云石化对于晶间孔的大量发育更加有利。

4.2 溶蚀作用图3 大牛地气田马五7亚段样品岩性及晶间孔面孔率晶间溶孔、膏模孔及溶缝的形成都与岩溶作用有关。

通常根据成岩期将岩溶作用划分为准同生岩溶,埋藏岩溶及表生岩溶(风化壳岩溶)三种,其中未见异形矿物等明显埋藏岩溶标志。

根据碳氧同位素特征,奥陶纪海水的稳定同位素值δ13C 为–2.0%~+0.5%,δ18O 为–6.6%~–4.0%[31]。

本次共选取马五7亚段8块样品进行同位素测试,δ13C 为–1.21%~0.19%,平均值为–0.38%;δ18O为–7.4%~–6.51%,平均值为–6.94%(表3);其中碳同位素处于正常值,氧同位素偏负。

分析认为马五7亚段存在淡水溶蚀作用,由于岩溶作用不够强烈或地层没有处于暴露地表的顶部,但蒸发环境导致大量CO 2气体蒸发使得碳同位素偏高,氧同位素偏负程度较低。

Sr 同位素比值一般会随表生岩溶作用中放射性锶的加入而升高。

研究区中下奥陶统沉积时海水的87Sr/86Sr 比值为0.708 7~0.708 9[38]。

测试结果显示,Sr 同位素比值为0.708 8~0.710 5,平均值为0.709 5,高于中下奥陶统沉积时海水的Sr 同位素比值,表明受到陆源放射性锶的影响。

表生岩溶作用与同生岩溶作用都会受淡水作用影响,但表生岩溶由于构造抬升和海平面下降通常会经历长期的大面积暴露溶蚀,更有可能会出现陆源物质,且这种岩溶作用不具有组构选择性。

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。

大牛地气田长水平段水平井优化设计与施工——以DP31H井为例

大牛地气田长水平段水平井优化设计与施工——以DP31H井为例
为华 北分公 司 的“ 甜点” 。
度和降低钻井成本 。大牛第气田水平井多采用三开 井身 结构 设 计 , 早 期设 计 三 开井 段采 用 0 2 1 5 . 9 m m 钻头 钻进 , 后来 随着 压 裂工具 在 01 5 4 . 4 mm井 眼适
应性 的提高 , 部分 井采 用 了 0 1 5 2 . 4 m m 钻 头进 行 三





2 0 1 3年 9月
S e p .2 01 3
2 6・
DRI L L I NG & P R0DUCT I ON T ECHNOLOGY
大 牛地 气 田长 水 平段 水 平 井优 化 设 计 与 施 工
— —
以D P 3 1 H井 为 例
胥 豪 , 邓 红琳 , 牛 洪 波 , 赵 文彬
摩 阻最 小 和旋转 钻进 时扭 矩最 小 的井 眼轨迹 。 进 行 长 水平 段 水 平 井 轨迹 设 计 , 靶 前 位 移 的选
择是关键 ] 。如果靶 前位移 大, 则完钻 位移也 大,
收稿 日期 :2 0 1 3— 0 2—2 7 基金项 目:中国石化集团重点科技攻关项 目“ 非 常规油气藏长水平段水平井钻完井 技术研究” ( 编号 : P 1 2 0 1 2 ) ; 华北分公 司局级课题 “ 长
平位移 2 1 2 2 . 3 0 m, 水平段长度 1 6 9 8 . 7 2 m, 创 大牛地气田长水平段水平井水平位移 最大、 水平段长度最长纪 录, 为 大牛地 气田长 水平段水 平井钻 井积 累了宝贵的经验 。 关键词 :长水平段 ;水平井 ; 优化设计 ; 轨 迹控 制 ; 摩阻; 扭矩 ;钻井液体 系
杂 泥质 、 石英 、 高 岭石等 , 平均孑 L 隙度 1 0 . 3 l %, 平 均 渗 透率 为 0 . 7 6 m D, 平 均压 力 系数 0 . 8 9 , 属 于典 型 的 低孔 、 低压 、 低 渗储 层 。为 了充分 利用 长水 平段 水平 井技 术 开发低 孔低 渗油 藏并 提高 长水 平段 水平 井位

鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术

鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术

鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术刘忠群【摘要】Daniudi gas field is a typical tight sandstone gas reservoir .The remaining non-produced reserves are charac-terized by poor quality,thin net pay thickness and poor vertical superimposition of pay zones.For these types of reser-voirs,it is critical to optimize technical policy of horizontal well development and perfect gas reservoir engineering tech-nique series.Empirical formula, dynamic performance analysis, numerical simulation and economic evaluation were used to optimize technical policies including productivity evaluation,single well design,well pattern and spacing and other aspects regarding horizontal well development .We defined the principles of strata series classification and selected mutiple methods of productivity evaluation .The study shows that the gas production should be proportionally 1/5~1/3 of open-flow capacity,and the lateral should be 1000~1200 meter long.The well trajectory should be perpendicular to the maximum principal stress and be located as close as possible to the center part of the reservoir .The fracturing design should refer to the quantitative calculation model .The well pattern should be staggered line-drive with a well spacing of 800~1200 meter.The abandonment formation pressure should be 8 MPa.All these factors would finally yield a recovery factor of 40%.The optimized parameters have been applied to the Daniudi gas field,and they provided a strong technicalfoundation for the successful implementation of the development plan in this tight sandstone gas reservoir.%大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验.因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要.为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5~1/3,水平段长1000~1200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800~1200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%.形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】6页(P261-266)【关键词】开发技术政策;低渗透;气藏工程;水平井;大牛地气田;鄂尔多斯盆地【作者】刘忠群【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE355.6大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段,属于典型的大型致密低渗砂岩气田,经济有效开发难度大[1-4]。

大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术

大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术

大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术【摘要】随着气田开发时间的延长,气井压力和产量不断下降,排水难度加大,部分气井采取排水措施无效果,积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。

本文通过大量现场试验和总结分析,总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术,期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。

【关键词】大牛地气田低压低产排水采气积液水淹1 引言大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部,为多套致密砂岩气藏叠加连片组成的复合型气田,属低渗气藏,储层横向非均质性强,大多数储层呈低产特征。

2003年开始规模开发,目前管理气井950余口,年产气能力超过25亿方。

低压低产气井占到了27%,产量占总产量的21%,因积液导致减产的气井达到35口,影响产量达到11万方/天,这些气井产能普遍较差,携液能力达不到要求,井内存在积液,严重影响生产。

针对目前存在的问题,通过泡排工艺、邻井高压气举排采工艺、油套环空激动工艺、优选管注排采技术以及复合排采技术的试验和总结,确保气井平稳生产,延长了气井生产期。

2 泡沫排水采气技术2.1 工艺原理泡沫排水采气工艺是向井内注入起泡剂,与积液混合后在气流的搅动下产生大量低密度的泡沫,降低井筒内流体密度,减少液体滑脱损失,提高气井携液能力的排采工艺。

2.2 现场应用及效果大牛地气田主要应用有7种泡排药剂,形成覆盖油压8MPa以上、产量10000m以上的适应不同矿化度地层水、不同凝析油含量以及甲醇含量的泡排剂体系;2011年和2012年针对低压低产气井又分别研发出适应于油压6-8MPa、产量介于0.5-1万方气井的UT-12和适应于油压4-6MPa、产量小于0.5万方的新型起泡剂UT-14。

2003~2012年共进行900余口井12万余井次的施工,成功率在90%以上,累计增产气量超过2亿方。

3 邻井高压气举排水采气技术3.1 工艺原理邻井高压气举工艺是利用同一集气站的高压气井作为气源,将高压气通过采气管线或注醇管线注入被气举井中,增大生产压差和生产管柱内气水比携液的工艺。

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

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℃。

大牛地气田中压集气工艺试验

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

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。

大牛地气田29 #站-塔榆二阀室管网工况调节

大牛地气田29 #站-塔榆二阀室管网工况调节

t i lt h ea in hp mo g t e ta s o a in p e s r ,e ea u e, e p p i mee n h r d ci n I p o i e h o smu a e t e r lt s i s a n h r n p r t r su e t mp r t r t i e d a tra d t e p o u t . t r vd s t e o t o h o b i f rp p l e n t r p i z t n a d r n v t n s a s o ie i ewo k o t n miai n e o ai . o o
Ke r s n t o k 叩 t z t n; GNE ot r ; r i g r g l t n; i i g s e i c t n y wo d : ew r i ai T mi 0 T sf wa e wo kn e u ai p p n p cf ai s o i o
LI Zh n —e U e g f n
( sP o u t nPa t rhC iaB a c f io cY l 10 0 C ia Ga rd ci ln i Not hn rn h o n  ̄ , ui 7 9 0 , hn ) o 1n S n
Ab t a t T e r i g d ma d f rt e s p l f p o u t n o h n u i g s ed e e td a b g p e s r n p p 9 一2 sr c : h i n e n o h u p y o r d c i n t e Da i d a f l x re i r s u e o i e 2 s o i &b o k v l e I i h i h s p r t n r su e o n u i a f l . tt e b s fs p l fp o u t n i en t r ,o e - l c a v . t s t e h g e to e a i a p e s r n Da i d si d A a e o u p yo r d ci t ewo k t n ol g e h o n h s r ss f p r t n o d t n , n a ay i d f e if e c co so e p p o n h GNE ot a e i a p id u i aeo e ai a c n i o s a n ssi ma e o l n ef tr f h i e f w a d t e T e t ol i l s h t nu a t l T sf r p l w s e

大牛地气田水平井注醇量的计算分析

大牛地气田水平井注醇量的计算分析

大牛地气田水平井注醇量的计算分析一、概述对于大牛地气田这样的“三低气田”,结合气田滚动开发的建设经验,为了防治在井筒和集气管线中形成水合物冻堵,采用甲醇作为抑制剂是比较合适的。

针对水平井目前产气量大、产水量高的特点合理的进行水合物抑制剂注入量的选择是在集气站工艺设计中重要的一环。

大牛地气田截止至2012年9月1日,投产水平井55口,主要在2009年、2011年、2012年这3年间开发了大量的水平井。

本文中选取对大牛地气田不同生产年限的水平井,对产气量、注醇量、产水量进行了统计分析。

对于投产2年以上的水平井的生产数据以DP35-1为代表进行统计,该井投产于2009年5月。

DP35-1单井配产1.7万方,投产至今产气量维持稳定,能具有代表性的反应出稳产期水平井的各项参数。

该井目前处于稳产期,其压力、产气量、产水量在每年的各个时期都基本上处于一个稳定的范围之类,而与以上各参数相关的甲醇的注入量相对稳定。

二、注醇量的计算2.基础参数目前大牛地气田除33#集气站外均采用“高压集气”工艺,即“井口不加热、不节流”,气井天然气通过高压采气管线输往集气站集中加热、节流、计量、处理,集气站天然气在经过二级节流后,集气站天然气外输压力为5.0MPa。

在集气站内建有注醇泵,集中向单井注入甲醇作为水合物抑制剂。

目前大牛地气田新建水平井基础参数为所示:水平井生产基础参数3.计算结果及分析经过计算,新投产的水平井在井口压力15MPa~23MPa,井口温度0℃~20℃时,甲醇最低的富液溶度范围在44%~59%之间。

水合物抑制剂的注入量收到气井生产诸多因素的影响,下面将分别针对影响甲醇注入量的各种因素进行计算,分析出各个因素对甲醇注入量的影响,本次计算考虑作为抑制剂注入的为纯甲醇。

3.1井口压力对甲醇注入量的影响随着气井生产过程的持续,下面对不同的井口压力对注醇量的影响进行计算。

因气井生产的井口温度为0~20℃,为了便于计算,本次选取井口温度的平均值10℃作为统一的温度条件,计算结果如下表所示:不同井口压力对应的注醇量对比可以看出,随着气井压力的下降,在同一温度条件下,水平井所需要的甲醇最低富液浓度也在逐渐减少。

鄂尔多斯盆地大牛地气田PG8裸眼水平井马五1—2气层酸压投产施工设计

鄂尔多斯盆地大牛地气田PG8裸眼水平井马五1—2气层酸压投产施工设计

鄂尔多斯盆地大牛地气田PG8裸眼水平井马五1—2气层酸压投产施工设计摘要:PG8井导眼段解释成果显示该井目的层马五1-2段垂深2813.0-2816.0m,垂厚3.0m,实钻岩性主要为灰色含灰云岩、灰色灰云岩。

录井岩性描述为:灰色,色匀,成分以白云石为主,含少量灰质成分,细粉晶结构,性硬,断口平整,较为致密。

与稀盐酸反应较剧烈,加热反应剧烈,持续时间较长,反应彻底,反应液清澈。

该井水平段测井显示伽马值存在较大差异,低伽马段对应为较纯的白云岩,而高伽马段可能是泥质含量增加。

一、水平段压裂地质设计压裂改造井段根据录井解释成果,分析认为PG8井通过水平段压裂改造,可以获得工业产量。

研究确定对本井水平段井深3030-4030m(马五2)进行压裂改造以提高单井产量。

PG8井水平段可选择进行压裂改造的灰岩视厚度达1000米,其分段厚度及顶底深度见表1-1。

二、酸压设计1.储层岩性以灰色含云灰岩、灰色云岩为主,储层以基质孔隙型为主,并发育有微裂缝,结合水平井多级分段酸压的施工特点,应采用多级注入酸压+闭合酸压工艺,保证各段的缝长,同时保证裂缝导流能力。

2.根据各酸压段储层的差异,有针对性地选择酸压工艺以及酸液体系,在钻录储层无显示层段,采用深度酸压改造思路;在钻录储层显示较好层段,考虑适度酸压改造方式。

3.由于水平井各段储层物性存在一定的差异,优化具有一定缓速性能的胶凝酸体系,并采用闭合酸压工艺改善近井裂缝导流能力。

4.针对储层致密,且存在污染的问题,采用前置酸预处理以解除堵塞,增加地层吸液能力,同时降低储层破裂压力。

酸压井口及管柱选择采用3 1/2″油管作为压裂管柱,根据胶凝酸摩阻系数以及区块地应力数据,利用数值模拟压力计算在5m3/min排量下,预期地面施工压力30-40MPa左右(初期打入压力可能会较高)。

考虑可能最高10MPa的工具节流压差,考虑氮气泡沫对于净压力影响5MPa,预测在5m3/min排量下地面施工压力在50-60MPa之间。

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
堑 塞 I
中国化工贸易 C h i n a C h e m i c a l T r a d e 大牛地气 田集气站标准化设计
黄 金 马桂美 1 刘祥琦 。
( 1 . 中国石油大 学 ( 北京 ) ,1 0 2 2 4 9 ;
2 . 胜 利油 田胜 利勘察 设计研 究院有 限公 司 。1 0 2 2 0 0)

关 键 词: 大 年 气 由 集 1 气 站 标 准 化 设 计


标 准化设计 的背景
4 . 安装预 制模块化 集 气 站按 照 功能 划分 为 l 2 个 固定模 块 ,固定 模 块包 括 :进 站 阀 组 、水套 式 加热 炉 、节 流 阀组 、计量 及生产 分离 器 、产 液计 量 、低 温 脱水 、污水 及 甲醇罐 、燃料气 及计量 、清管外 输 、放空 区、注 醇泵房 、 甲醇污水 装 卸 。将 每个 功能 分区 做成 独立 的 、标 准 的小型 模块 ,小 模 块单 独设 计 安装 图。各 模块之 间 由管 网连接 在一 起 ,既相 互独 立又 互 相联 系 ,有 利于设 计图纸的模 块组合 ,也给施 工预 制奠定 了坚 实基础 。 同时 ,采用 p d s o f t 设计软 件对定 型化 的设 备 、标 准 化的 管阀 配件 进行 较 为直观 的 优化 设计 ,使各 站场 中的相 同功能模 块 达到 安装 、预 配尺
4 . 4 布置紧 凑 ,结构 规则 ,加 、规格化 。 4 . 5 模块化 设计装置 ,现场搬 运安装方 便 ,便于批 量采 购 ,采 购周 期可大 大缩短 ,特别适 合气 田滚动开发 的需要 。
4 . 6 模块化 、标准化 设计可 实现施工 方提 前预制 管材 ,提前 采购 设 备 ,缩短 施工周 期。 5 . 设备管 线定型化 考 虑到 直井 与水 平井不 同的生产 参数 ,对 直井 集气 站与 水平 井 集 气站 分别 使用 统一 的标准 、统 一外 形尺 寸 、统一 技术 参数 的设 备 、仪 表和 管阀配件 。这些设 备包括 水套加热 炉 、计 量分离 器 、生产分 离器 、 旋流分 离器 、油水缓冲 罐、分水包 、甲醇 储罐 、计量 罐 、放 空分 液罐 、 注醇 泵 、放空 立管 等 0针 对水 平井 、直 井 的不 同产气 量 、产水 量 、注 醇 量 ,对 直井 集气 站与水 平井 集气 站分 别统 一管 线规 格 ,管 线 规格 见

大牛地气田集输工艺技术指标的设计

大牛地气田集输工艺技术指标的设计

大牛地气田集输工艺技术指标的设计
毕春玉;张爱玲;殷丽丽
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2013(32)3
【摘要】大牛地气田的集气工艺采用多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离工艺,分离出的甲醇凝液由汽车拉运至甲醇处理厂集中处理随着气田的开发,一部分老井井口压力将低于6.5 MPa而不能进行高压集输,气田面临集中增压和脱水问题.2013年将进行塔榆管线增压工程的施工工作,大量返排压裂液进入集输系统,使得甲醇污水的总量及处理难度增加,建议新建或扩建甲醇污水处理厂以满足处理甲醇污水之需要.
【总页数】2页(P43-44)
【作者】毕春玉;张爱玲;殷丽丽
【作者单位】长江大学研究生学院;中国石化华北分公司;中国石化中原油田天然气产销厂
【正文语种】中文
【相关文献】
1.大牛地气田中低压并管集输工艺试验研究
2.大牛地气田集输节能工艺
3.大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨
4.大牛地气田地面集输工艺的优化创新
5.大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析
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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

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。

天然气站场标准化设计规定,太全了!

天然气站场标准化设计规定,太全了!

天然气站场标准化设计规定,太全了!目录1 总则2 基本规定3 站场工程3.1 站场名称标识牌3.2 站场建筑3.3 工艺区3.4 标识牌3.5 站房室内3.6 设备管线3.7 管线标识3.8 色环3.9 阀门编号4 环境、安全、消防标识4.1 安全色4.2 安全标志4.3 安全标志牌设置位置5 标准色1 总则1.1 为加强输气管理处输气站标准化建设和规范化管理工作,在认真贯彻执行《中国石油油气田地面设施标识设计规定(试行)》的基础上,结合输气站场的实际情况,编制了《西南油气田公司输气管理处输气站场标准化设计》。

1.2 本设计适用于西南油气田公司输气站新建、扩建、改建工程设计及地面设施标识设计。

1.3 参考标准:1.3.1 《中国石油油气田地面设施标识设计规定(试行)》2008 年12月。

1.3.2 标准化设计管理规定之二《西南油气田分公司油气田地面设施标识设计规定》2009 年 4 月版。

1.3.3 《西南油气田分公司天然气集输站场总图建筑设计标准》(修订版)2007 年 12 月版。

1.3.4 西南油气田公司《场站视觉形象规范》。

1.3.5 中国石油西南油气田公司《视觉形象识别系统》。

1.3.6 《油气田地面管线和设备涂色规范》(SY/T 0043-2006)。

1.3.7 《西南油气田分公司天然气输配气站设备和管道涂色及标识规定(试行)》2007 年 3 月。

1.3.8 交通部《道路交通标志和标线》。

22 基本规定2.1 本规定主要明确了输气站场建(构)筑物,工艺管线,站场标识牌的标识规定及站房的配置规定。

2.2 设计遵循简洁、经济、适用原则,标识应设置于地面设施主视方向的醒目位置。

2.3 建(构)筑物的颜色宜统一,站场内建筑物门窗的颜色应统一。

2.4 工艺区内仅对成组设备中醒目的设备进行标识,在罐区中对主要罐体进行标识。

同区域内相同规格罐体标识应统一。

3 站场工程3.1 站场名称标识牌3.1.1 在站场主入口右门柱上,距地面1.6m 处设站场名称标识牌。

集气站阀组施工工艺优化

集气站阀组施工工艺优化

33技术应用与研究一、概述大牛地气田集气站设计为32井式,站内共有3个高压阀组(设计压力21MPa),6台中压(设计压力6.3MPa)容器安装及工艺配管,4台低压(设计压力1.6MPa)容器安装及配管。

集气站共有约5000道焊口,其中高压部分约3000道,并且高压部分焊口需进行100%无损检测。

根据甲方要求,集气站从土建进场至工程完工日历工期共60天,工作量大,工期紧。

站内工作量最大的部分是阀组的安装,因此如何能够提高阀组安装的工作效率,是能否按时完成集气站施工的主要因素。

本文中我将主要讲述站内进站阀组的施工工艺优化。

二、以往施工工艺介绍 图1 图2上图1是进站阀组流程图,图2是进站阀组示意图,该阀组顶部汇管为Φ114×13无缝钢管,汇管通过Φ114×Φ60对焊三通与阀组下半部分连接,下半部分为Φ60×8.5无缝钢管,其余管件都是Φ60高压承插管件,阀组体积大,重量重,如何保证阀组的横平竖直、整体不变形是该阀组施工的关键。

(1)初到大牛地工区,进站阀组施工工艺。

由于阀组的焊口进行100%无损检测,所有法兰焊口、对焊管件焊口都必须进行100%的射线检测,为方便检测单位施工,保证焊接质量,进场前工艺预制尤为重要。

每口井有7道射线口必须预置到位,整个阀组预制深度大约为50%。

阀组安装根据从下往上的施工方法,但是由于该阀组没有底部汇管,因此安装前需要焊接临时支撑,临时支撑采用Φ60×3.5钢管(下图3)。

图3 图4支撑分2层,第一层方便施工人员上下,第二层用来支撑底部阀门,顶部利用门型架配合倒链架将汇管固定住(图4)。

(2)这种方法存在的弊端分析①阀组共32口井,彼此不相连,底部没有汇管将32个阀组连接起来,单纯依靠集气站阀组施工工艺优化李要军 中石化河南油建工程有限公司 【摘 要】大牛地气田是中石化华北分公司的主要产能区块,天然气年产量约40亿立方,为北京、河北、河南等地的生活用气起了很大的作用。

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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。

2.工艺流程一致化
经过不断探索、研究和优化,大牛地气田集气站工艺已形成高压集气、集中注醇、轮换计量、低温脱水、含甲醇污水集中处理的工艺模式,配套采用了多盘
管加热炉等高效设备,在集气站内充分利用地层压力进行节流膨胀致冷脱水,即可满足天然气外输气质要求,又能大大降低天然气处理的投资和生产运行费用。

截止到目前,大牛地气田建设集气站51座,其中高压集气站50座(仅33#站为低压集气试验站,现以改造成高压集气站)。

经过建设和生产实际验证,整套地面工艺流程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,使气田地面集输系统较好兼顾了安全生产、工艺要求和建设投资的平衡,创造了独具特色、适合大牛地“三低”气田滚动开发特点的工艺模式,保证了大牛地气田大规模经济有效地开发。

3.站场平面布置标准化
通过对集气站功能的研究,在尽量减少占地和统一规划布局的基础上,将集气站分为工艺装置区和辅助生产区。

工艺装置区主要包括进站阀组区、节流阀组区、外输区、集中注醇区、放空区等。

辅助生产区内建筑物主要有值班室、计量仪表间、库房、配电及阴保间、撬装柴油发电机房等。

对站场分区布置进行统一规划,使每座集气站的区域位置相对统一,既相对独立,又能满足安全生产的要求,达到标准化设计的目的。

4.安装预制模块化
集气站按照功能划分为12个固定模块,固定模块包括:进站阀组、水套式加热炉、节流阀组、计量及生产分离器、产液计量、低温脱水、污水及甲醇罐、燃料气及计量、清管外输、放空区、注醇泵房、甲醇污水装卸。

将每个功能分区做成独立的、标准的小型模块,小模块单独设计安装图。

各模块之间由管网连接在一起,既相互独立又互相联系,有利于设计图纸的模块组合,也给施工预制奠定了坚实基础。

同时,采用pdsoft设计软件对定型化的设备、标准化的管阀配件进行较为直观的优化设计,使各站场中的相同功能模块达到安装、预配尺寸的规格一致化。

采用模块化设计有以下特点:
4.1利用先进、科学的技术,根据的区块不同功能将阀组、加热炉、分离计量、排污、自耗气、清管等区块进行多系列化、多规格化的模块化、标准化模块装置研制。

4.2将结构先进、性能可靠的阀件、工艺设备及控制仪表等统一规格、统一品牌,并在工厂集成组装、检验确保质量,现场施工只需完成模块与模块间的连接。

4.3采用模块化、标准化,可大大优化设计,缩减设计工作量。

工艺专业只需根据新区块的开发方案选用适宜的规格,然后进行模块间的配管连接。

4.4布置紧凑,结构规则,加工容易,现场安装方便、迅速。

设备材料可实现标准化、规格化。

4.5模块化设计装置,现场搬运安装方便,便于批量采购,采购周期可大大缩短,特别适合气田滚动开发的需要。

4.6模块化、标准化设计可实现施工方提前预制管材,提前采购设备,缩短施工周期。

5.设备管线定型化
考虑到直井与水平井不同的生产参数,对直井集气站与水平井集气站分别使用统一的标准、统一外形尺寸、统一技术参数的设备、仪表和管阀配件。

这些设备包括水套加热炉、计量分离器、生产分离器、旋流分离器、油水缓冲罐、分水包、甲醇储罐、计量罐、放空分液罐、注醇泵、放空立管等。

针对水平井、直井的不同产气量、产水量、注醇量,对直井集气站与水平井集气站分别统一管线规格,管线规格见表3.5-1。

对于体积和重量较大的设备,可以提前预配,现场组装,对其基础、设备接口、防腐保温等进行定型。

设备管线的定型化能缩短采购周期,为规模化采购提供依据,便于施工阶段的安装以及后期生产中的统一管理、维修,同时也可以缩短站上操作人员的培训周期,快速地掌握阀门和仪表的操作和维护。

6.建设标准统一化
对集气站内的标识、道路宽度、路面结构、建筑物外观等实施统一的建设标准,同时对于各个集气站的工艺管道在执行SY/T0043-2006《油气田地面管线和设备涂色规范》的前提下,按照中石化石油天然气站场设备、阀门等的刷漆要求,统一按“三标”标准刷漆,既反映企业整体形象又节约投资。

四、标准化设计实施效果
目前,“标准化设计,模块化建设”已经在大牛地气田所有集气站的建设中得到了广泛的推广应用,并取得了良好的效果。

模块化建设大大减少了影响建站的不利因素,缩短了建站周期,将地面工程建设领域转变成效率高、质量好、使用范围广、可操作性强的建设模式。

“标准化设计,模块化建设”的推行使相当部分的材料采购有批量优势,节约了采购成本,也使得设计、施工、采购等环节有序衔接,增强了组织的均衡性。

标准化设计的推行,使整个大牛地气田各个集气站的管理、操作、维修定性统一,降低了管理难度,提高了管理水平。

标准化设计还减少了现场变更,设备的定型化、施工的模块化,有效控制了设计、采购、施工各个环节投资,提高了建设质量,为经济有效地开发大牛地气田提供强有力支撑。

参考文献
[1]刘争芬.大牛地“低压、地产、低渗透”气田增压集输模式[J].天然气工业,2011,31(10):86-88.
[2]季永强.大牛地气田地面集输工艺的优化创新[J].油气田地面工程,2010,29(3):43-44.。

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