苏里格气田边远井回收工艺方案与投资决策

基于苏里格气田低成本开发战略要求,为充分挖潜增效,通过工艺方案比选,提出了适用于苏里格气田边远井低成本回收工艺方案,并采用现金流量法对其进行了投资决策分析。结果表明:苏里格气田边远井在初期高压产气阶段可采用CNG槽车灌装回收方式,在中低压生产阶段则采用压缩机增压回收工艺方案;边远井回收项目回收期短,经济效益好,投资风险低;销售价格、日产量、经营成本、建设投资是影响项目盈利能力的主要因素,其中销售价格对项目盈利最为敏感,日产量次之;若能争取到优惠政策实现回收气直接作为CNG商品气外售,项目经济效益将会更加显著。     

苏里格气田气井现状及钻井泥浆的成分、危害

随着苏里格气田天然气探明储量的增加，气田的开发力度逐渐加大，气田开发带给当地的生态环境问题也在凸显。本文介绍了苏里格气田的现状及钻井泥浆的成分及危害，为减少环境危害提供理论依据。     

连续油管排水采气工艺技术在苏东41-33区块的应用

苏里格气田为低压低产气藏，气井在生产中后期携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，结合苏里格气田现场情况，开展了连续油管排水采气工艺试验。依据管柱优选理论，根据不同油管规格临界携液流量的不同，优选临界携液流量低、油管磨阻小的Ф38．1mm油管作为生产管柱，通过对2口井试验前后油套压差和产气量对比分析发现，采用该油管有助于提高气井携液能力，取得了良好的排水采气效果。     

苏里格气田数字化集气站橇装化

为了实现大规模、低成本建设,长庆油田推行了以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为核心的管理模式,并针对苏里格气田50×10^4m^3／d标准数字化集气站展开了橇装化研究。根据采出水外输方式的不同,提出了3种橇装建设方案：①采出水和天然气混输至下游场站;②采出水和天然气分别管输至下游场站;③采出水采用罐车拉运方式运至处理厂。结合苏里格气田的特点及现状,最终选择采出水采用罐车拉运方式作为建设方案,该方案提高了建设速度、减少了站场占地面积。采用橇装化建设提高了站场运行的可靠性、稳定性,提高了管理水平,是工程建设的必然趋势。（图7,参6）     

增压开采技术在大牛地气田的应用

随着气田开采的不断深入,气井压力和产能逐渐降低,为了充分发挥气井产能,满足气田开发需要,需要进行增压开采。通过软件模拟和增压前后气井生产数据分析,明确了单井压力下降规律和产量递减规律,确定了增压开采期合理配产原则、废弃压力和采收率。通过软件模拟分析管网的集输气能力,确定管网的增压时机,制定了增压运行方案。     

苏里格气田柱塞气举排水采气工艺技术研究

苏里格气田为典型的“三低”气藏，气井生产中后期携液能力降低，导致井筒积液，影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，开展了柱塞气举排水采气工艺试验。介绍了柱塞气举工艺原理及柱塞组成，通过柱塞气举参数设计、柱塞类型及优化方式优选，总结了柱塞气举现场试验开展情况及试验效果评价。柱塞气举工艺利于排出井筒积液，确保了气井产能的有效发挥，经济效益可观，取得了良好的应用效果，为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺的推广应用提供了的借鉴。     

大牛地气田管网系统仿真模拟及优化

随着大牛地气田的开发,气井压力逐渐降低,分析气田管网的运行状况,优化存在问题的管道对保证天然气正常输送具有重要意义。采用TGNET软件建立大牛地气田管网系统仿真模型,以单位长度压降为指标对管网运行现状进行分析,针对单位长度压降较大的管道,采用敷设副管的方法进行优化。基于TGNET软件对优化后管网进行模拟,优化后管道的单位长度压降降幅平均值为79．4％,3-阀室2、5—2、21-阀室B管道集气站最低出站压力分别降低0．09MPa、0．21MPa、0．06MPa。结果表明：敷设副管能够降低管道压力损失和集气站出站压力,起到延缓气田增压时机的作用。（图6,表3,参7）     

苏10区块集输模式的优化

由于苏里格气田苏10区块单井产量低,井口压力为0.5~1.0 MPa,积液井占总井数的62%,导致地面管网普遍存在积液问题。为更加有效地携出集输管网积液,同时降低井口压力,提高单井采收率,需对目前集输模式进行优化设计。针对苏10区块集输模式存在的问题,针对性地开展了流量控制、降低压差工艺试验;同时根据目前集输模式的特点,提出阀室移动增压橇集输模式设计。计算结果表明,优化后的集输模式可以进一步降低井口压力(0.1~0.5 MPa),从而有助于单井井筒携液,提高单井采收率;同时可以有效地对管网进行携液,降低管网压差,提高输气效率,最终达到延长气井寿命,为气田稳产提供支撑的目的。     

树枝状输气管网可靠性评估

基于天然气管网可靠度的概念,将图论中的最大流可靠度和基于阈级的单元重要度引入树枝状输气管网系统可靠性的分析,得到了求解输气管网系统可靠性指标——可靠度的数学模型,并将之用于对输气管网系统进行可靠性评估。结合苏里格气田苏10井区集输管网实例,阐述了该方法的具体应用步骤。分析了影响管网系统可靠度的主要因素,指出：管网系统可靠度计算正确与否严重依赖于组成系统各单元可靠度数据的准确性;管网的拓扑结构和管段单元重要度对管网系统可靠度的影响较大,愈是靠近汇点的管段,其单元重要度愈高;基于阈级的单元重要度对管网系统可靠度的反映并不完美,尚须引入其他可靠性指标;在选择气田集输管网方案时,必须综合考虑工艺可行、经济节约和方案可靠等多方面因素。     

高含硫天然气集输管网的技术经济研究

针对高酸性气田集输过程中存在的腐蚀、水合物堵塞等问题，从集气站站场选址、集气管网的设置形式、干湿气的输送工艺、紧急截断阀室的设置及清管等方面，分析了集输系统的工艺要点及防止水合物形成的措施，提出了一套切实可行的集输工艺方案与防腐技术，可为气田的开发与安全生产提供参考。     

复杂湿气集输管网清管时机的确定

在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100％或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。（表1,参6）     

机械清除法解决管道水合物堵塞的工程实践

针对苏里格气田采用的湿气集输工艺,对水合物的几种防治方法进行研究和对比,包括加热法、逐级节流法、添加热力学抑制剂、机械清除法。结果表明：通过现场试验,在完全掌握水合物冻堵时间规律的基础上,使用机械清除法既可以避免卡阻问题,又能有效清除水合物,防止管道冻堵,且该方法具有直接、彻底、易操作、无污染、经济等优点。基于管道运行中水合物的生成规律,提出了以机械清除法为主的水合物防治方法,并就工艺装置的改造提出建议。     

雅克拉气田集输管道腐蚀预测与防治

针对雅克拉凝析气含CO2高,流速快、强冲刷流体流动造成管道严重腐蚀的现象,对Waard公式和Predict 4两种腐蚀预测模型进行了实例计算与分析,提出了不同模型计算结果所反映的腐蚀状态、腐蚀行为和腐蚀趋势,探讨了在役管道和新建管道两种腐蚀防治对策,通过对比优选制定了雅克拉气田集输管道较为可行的防腐对策.     

小压差换热器节流制冷脱水效果的影响因素

为充分利用地层压力,大牛地气田集气站采用小压差换热器节流制冷法进行脱水。节流制冷脱水效果受多种因素影响,以换热器的换热效率和天然气露点为节流制冷脱水效果分析指标,选择集气站开展不同工况下的研究试验,分别分析了换热面积、输气量、二级节流压差和环境温度对换热效率和天然气露点的影响规律。结果表明：换热效率受换热面积和二级节流压差的影响较大,天然气露点受输气量和二级节流压差的影响较大。通过调节二级节流压差的方式,可以优化节流制冷脱水工艺,增强脱水效果。（图7,表2,参8）     

龙岗酸性气田低流速管道流动特征

针对龙岗酸性气田某些集输管道内积液和腐蚀严重的问题,基于气井采出流体的性质及输气管道基本运行参数,采用OLGA软件模拟两条典型的低流速管道及不同流量下的001—6#采气管道,分析两条管道内的流型、持液率以及流体与管壁间的剪切力沿管道的变化规律,研究流量对001—6#采气管道内各流动特征参数的影响规律。结果表明：OLGA软件模拟两条采气管道的压降和温降与实际生产数据一致,其模拟结果可靠;下坡管内持液率小于0．05,流体与管壁间的剪切力小于20Pa,上坡管内持液率为0．3～0．4,液相一管壁最大剪切力为80-270Pa,上坡管段是积液和腐蚀严重的区域;气体流量对龙岗001—6#低流速采气管道的流动特征参数影响很大,进一步减小气体流量会使上坡管内持液率及液体一管壁剪切力急剧增大,从而加剧管内积液和腐蚀;当气体流量增大至97．5×10^4m^3／d时,管内的持液率和管壁剪切力均很低,管内积液和腐蚀问题有所缓解。（表6,图6,参9）     

气田地面集输管网系统的优化设计

气田地面集输管网系统是气田地面工程中一个投资巨大、内容复杂的系统，对这个系统进行优化设计，可获得显著的经济效益。气田地面集输系统优化，即是寻求站址、管网布局以及管径、壁厚等主要工艺参数的最佳组合，使得整个系统在技术上可行，经济上最优。通过分级优化和模型协调法，将复杂的气田地面集输系统整体优化问题先分解为若干子问题，分阶段进行优化，然后应用模型协调法，协调管网布局和参数的关系，最终解决气田地面集输系统的整体优化问题。