气田地面集输（共7篇）
气田地面集输 篇1
1 前言
鄂尔多斯盆地天然气储备丰富, 但总体属低渗、低丰度、低产的“三低”气藏。进过多年开发与建设, 现已形成整套符合低产、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[1]。
随天然气开发技术的不断发展, 近年来该区域气田开发主要以水平生产井开采为主, 相对于传统的直井, 水平井具有“井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快”的特点。本文着重针对新建水平生产井特点, 充分分析现有地面集输工艺流程对水平井的操作适用性。
2 “三低”气田地面集输工艺现状
针对“三低”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。
气井天然气进站后进入多盘管水套炉加热, 再经一级节流阀进行节流, 节流压力控制为不低于5.0MPa, 控制温度0~-10℃。需计量的单井天然气进入计量分离器进行轮换分离, 经差压式流量计计量后进入分离后汇管;不计量的天然气进入生产分离器, 生产分离器的气相也进入分离后汇管。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。
3 地面集输工艺适应性分析
气田天然气处理主要采取集气站内节流降压脱水流程。相较于直井, 水平生产井具有“产气量高、压力高、产水高”等特点, 水平井开采初期气井压力较高。采用HYSYS软件进行模拟, 计算结果见表1。
根据表1中数据, 当气井以15M P a进站, 调节二级节流压力控制为5.4MPa时, 站内一级节流后气体温度过低, 站内工艺管线中将会有天然气水合物形成。
而调整二级节流后压力至5.3MPa, 此时控制气体温度为-12.34℃, 气质水露点具有较好的控制深度;同时一级节流后气体不形成水合物, 流程可行。因此可确定进站压力15MPa条件下, 出站压力最高为5.3MPa;此时站内加热炉出口温度控制在25.11℃, 即站内最小加热温度, 站场能耗最低。进一步调整进站压力, 以确定不同进站压力条件下集气站内节流脱水流程的操作范围及操作限。当进站压力为6.0MPa时, 其最高出站压力为2.4MPa;进站压力继续降低, 则该站内流程以无法满足出站天然气脱水深度要求。集气站内节流降压脱水工艺温控曲线见图1。
4 结论
(1) 现有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, 实现了外输天然气水露点的有效调控, 保证了下游用户的用气质量。
(2) 根据站内工艺流程对地面集输系统工艺流程模拟, 确定集气站节流降压脱水操作范围, 当进站压力15MPa时, 外输压力为5.3MPa;当进站压力为7.0MPa时, 可停止加热炉;当进站压力为6.0MPa时, 外输压力为2.4Mpa, 即该工艺操作的下限。
(3) 针对“三低”气田气藏特点与气质特性, 现有地面集输工艺可有效满足天然气开发与生产需要;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的技术要求。
参考文献
[1]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
[2]中华人民共和国国家标准《天然气》 (GB17820-1999)
[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》 (GB50350-2005)
[5]中华人民共和国国家标准《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003)
试析天然气气田地面集输设计要点 篇2
1 研究背景
天然气气田地面集输系统是一个投资巨大、内容复杂的工程系统, 通过对集输系统进行优化设计, 可以提高现有管网的输送效率, 降低天然气生产成本, 全面提升经济效益。尤其是在当前激烈的市场竞争中, 天然气气田地面集输作为企业生产中的一项重要环节, 直接关系着企业的生存与发展。同时, 天然气气田地面集输系统还是气田地面工程的一项主体工程, 是天然气生产的一个重要环节, 加强天然气气田地面集输设计, 采用优化技术和方法, 确定最佳的设计方案, 从而获得更好的效益。
2 设计原理
目前国内天然气气田地面集输广泛采用的是多级集输流程, 其所采用的集输系统管网主要有放射状、枝状和环状, 或者是这三种的组合形式。其中, 环状管网主要是将集气干线设置成相应的环状形式, 并在适当的位置将管线引出来, 与集气总站相连接;枝状管网主要则有一条贯穿形式的主干线, 直接通于气田中, 同时与集气总站相连;放射状管网则是根据地面工程的需要, 按照一定要求, 将若干个气井进行划分, 分别设置于若干个小组, 要求每组设置一个集气站, 然后再由集气管线分别与集气站和集气总站相连接。一般而言, 天然气集输网络的构造主要是由节点以及弧组成的总体, 通过网络的拓扑结构, 以确定网络中各个节点的位置以及关系, 确保集输系统能够完成其特定的功能, 同时, 在网络中, 为了方便系统网络结构的组合, 还需要进一步确定弧的方向, 通常会将这种与网络相关的最优化问题与网络上某一个特定的子网络结构连接起来, 并且有特定的约束条件以及优化原则。
3 设计要点
气田集输系统主要根据天然气组份性质、压力、气井产量、温度、井距以及产品流向、自然条件以及开发年限等所决定的, 需要通过对这些条件的综合考虑来确定。因此, 在设计时, 需要做到成本最低化、总费用最小化、利润最大化等, 并且利用现代技术, 确保集输系统的运行稳定、可靠性最大, 同时, 还要明确系统的具体发展目标和选择控制功能, 通过局部优化或者是整体设计优化措施, 从而构建稳定可靠的天然气气田地面集输系统。
3.1 井组优化
一般而言, 对于气田内部集输流程的设计需要根据气田的地理条件、地质条件以及气田的开发阶段进行不同的设计, 可以分为单井集输流程和多井集输流程, 同时, 为了保证管理以及生产的方便, 还会将气井进行若干组的划分, 每一组都配置有相应的集气站汇集处理系统, 然后进行外输。在实际的设计工作中, 对于气井数的处理, 一要以具体的气井数、地理条件、历史气井产能情况以及集气站进行布置, 并通过相应的生产规模的分析, 进一步优化设计, 要结合地形条件统一规划布置, 其位置应符合集气工程总流程和产品流向的要求, 并应方便生产管理。另外, 对于井组的划分设计需要以集输半径和一定的井式约束为标准, 通过最短距离之原则, 优化井组的划分, 但是一定要考虑到集气站的集气量问题, 从而进一步进行系统的优化设计, 达到最优划分目标, 全面提升其经济效益, 以适应当前激烈的市场竞争。以下针对通常用到的井组优化方式进行分析, 井间串接和井下节流, 具体如下:
其一, 井间串接。在气田工程中, 采用多种井间串接的方式, 单井不需要直接进行敷设进站处理, 根据地貌、地形、井型等, 将采气支管与气井口灵活串联, 并汇合集中进站, 这种形式的串接工艺, 使得采气管长度缩短, 集气站集气半径增加, 既降低了管网投资, 又减少了对植被的破坏, 大大提升了采气管网对气田滚动开发的适应性, 具体如图1所示:
其二, 井下节流。井下节流不需要设置加热炉, 井口采用临时加热节流, 一方面既可以减少加热负荷, 又可以简化井口设施, 具体情况如图2所示:
3.2 布局优化
所谓的布局优化, 就是将集气总站与各个子集气站有效连接起来, 以形成气田集输系统。传统的管网布局设计, 主要将图论知识分为两个方面来分析, 一是连接方式, 一是中心集气站的选址, 在进行问题的求解时, 以各个干线管段最小流量之和来分配设计, 但是这种管网造价相对较高, 为此, 必须要对管网进行优化调整, 将集气站的集气干线接入点进行适当调整, 确定最小的管网布局, 即在给定的集气站中, 选择一个合理的顶点, 确保各个集气站与总集气站位置不要太远。由于集气总站一般位于中心地带, 同时, 为了方便于整个气田的管理和维护, 在设计时, 一定要考虑到管网中流量的分配, 避免某一管段过于集中, 而造成费用增加和加权问题。
3.3站场布局
在气田集输系统设计中, 首要问题就是确定集气站的具体的站位以及数目问题, 一般而言, 集气站的多少直接与投资情况密切相关, 加上我国国内天然气气田地面集输广泛采用的是多级集输流程, 为此, 集输系统站址的选择, 除了影响整个投资情况外, 还会影响到整个气田的网络结构形式, 站址的设计和优化是集输系统的一个关键性的问题。通常集气站应该建在生产井中间, 确保集输系统特定功能, 通过特定的约束条件以及优化原则。根据各区块的实际情况和天然气性质, 合理选择天然气集输工艺。一般而言, 气田集输系统的站场主要包括集气站、井场、脱水站、阀室、增压站、集气总站, 具体站场布局可以参考以下原则:
在井网布置的基础上, 集输管网与站场应该统一综合规划, 分步实施, 既要满足工程工艺要求, 也要符合生产管理需要。
气田站场布局位置应该符合集输工艺产品流向。
确保集输系统能力协调平衡。
4 流向和三废处理应该符合环保要求
4.1技术优化
根据天然气凝液含量、天然气压力和产品方案等因素确定气田的需求, 通过相态平衡工艺模拟计算和技术经济分析后, 确定采用常温分离、常温多级分离或低温分离工艺。以气体组成、进气压力、进气温度和进气量为参照标准设置增压设备, 尽可能利用高压气井采用用天然气引射器对低压天然气进行增压。采用国际公认先进管网模拟软件对整个地面集输管网进行模拟, 确定最优管线方案, 最大限度的利用原有管网系统, 提高管网运行效率。优化各类站场流程, 在满足安全生产的前提下, 尽量减少设备, 有效降低能耗, 提高管网运行效率。
5实现数字化管理
天然气集输工艺必须要采用计算机技术和网络技术, 建立数字化管理和自动化控制, 对全区块的生产运行进行集中监控与运营。比如集气站可以采用以计算机控制技术为核心的站控系统 (SCS) , 完成站场内工艺过程的数据采集和监控任务。并设置SCADA系统远程终端装置 (RTU) , 将井口数据通过无线宽带+光缆传输的方式传至天然气中央处理库的数据中心, 积极引进现代信息技术, 进一步优化天然气气田地面集输设计, 构建最佳的设计方案, 达到提高效益的目的, 更好的创造社会效益。
6结语
总而言之, 天然气气田地面集输设计作为企业生产中的一项重要活动, 天然气气田地面集输系统还是气田地面工程的一项主体工程, 是天然气生产的一个重要环节。天然气集输系统具有多元性、复杂性, 是一个综合性相对较大的系统, 为此, 优化的工作量相对较大, 需要设计人员加强分析, 制定合理的设计方案和优化方案, 运用现代先进技术, 确保集输系统的高效、安全运行, 结合油气管网系统专用软件, 全面提升集输系统的可靠性与稳定性, 从而为创造出更大的经济效益和价值。
参考文献
[1]王红霞, 陶永, 杨艳, 等.沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比[J].天然气工业, 2009, 01:78-82+92
[2]刘袜, 王登海, 杨光, 等.苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新[J].天然气工业, 2010, 06:21-22
气田地面集输 篇3
1 工艺流程的演变情况
1.1 试验探索阶段 (1996—2001)
从1996年3月到9月之间, 涩北气田先后建成了1#、2#、3#、4#、9#共5座集气站, 这5座集气站均采用的井口注醇防冻, 先节流后加热的低温集气流程 (见图1) 。2001年在建设新2#集气站时, 集气站工艺建设结合气田实际, 经过反复论证研究, 将新2#集气站建成了先加热后节流的常温工艺流程, 但仍然保留了井口注醇的流程。
早期的常温流程在2001年涩北一号气田二号集气站所做的先导性试验已见雏形, 根据流程使用效果评价等生产状况, 前期的常温流程探索为气田后面的大规模开发打下了坚实基础。
1.2 常温流程的推广阶段
2001年新2#集气站建设完毕后, 涩北气田出现了第一套常温集气流程, 经过生产对比之后, 在以力求简化工艺流程、高效、安全、环保运行的基础之上, 公司上下普遍认为常温工艺流程相对适合涩北气田的生产实际, 因此从2001年以后改扩建及新建设的场站全部采用了常温工艺流程 (图2) 。至今涩北气田已建成集输站15座, 在2011年的涩北一号气田8.5亿方产能结束后, 总共建成产能99亿。历经多年的气田产能建设就即将结束, 气田也将由产能建设阶段进入气田的高效开发及管理提素阶段, 确保气田长期稳产、堵水、治砂已经成为今后很长一段时间气田面临的重大挑战。
1.3 流程统计
涩北气田目前有三大气田共15个集气站, 各种流程分布如下:
1.3.1 低温流程站
涩北一号气田:老一号、老二号、老三号、老四号、新四号站
涩北二号气田:老九号站
1.3.2 常温流程站
涩北一号气田:新一号站、新二号站、新三号站、五号集气总站、六号集气站
涩北二号气田:七号集气站、八号集气站、新九号站、十号集气站、十一号集气站
台南气田:十二号集气站、十三号集气站、十四号集气站、十五号集气站
1.3.3 低压集输工艺站:涩北一号气田一号集气站
一号集气站低压井进站后走低压集输管网, 经过常温流程处理, 从生产分离器出来后同其余小站低压井走低压集输干线来气一起进入压缩机进行增压处理后, 与高压来气一起进入高压集输干线往总站进行深度脱水后进入长输管道。
2 几种工艺流程的比较
2.1 低温流程工艺
井口压力8.0M P a以上的井进站后经一级节流降压至6.4M P a左右, 温度降至-5~-20℃, 经井排阀组进入高压生产分离器或计量分离器, 低温分离出甲醇富液, 计量单井产量, 然后进入加热炉。升温至45℃经二级节流将至4.5MPa左右, 温度降至25℃外输至集气总站脱水。
此种分离工艺同时产生两种效果:⑴增加液烃的回收量。⑵降低天然气露点。为了防止在一级节流后形成水合物, 堵塞管线, 所以通过甲醇泵作为动力源在井口注入甲醇, 通过降低天然气的露点来达到预防水合物的目的。
低温分离工艺流程的优缺点:
优点:天然气在进入加热炉以前, 天然气已经经过节流、分离, 故对加热炉内盘管的冲蚀较小;天然气进入分离器时的温度较低, 可以使得天然气中的水更加容易被分离出去, 此流程充分利用地层能量, 一级节流后低温分离, 天然气的水露点可达-5—-20℃, 减少了集气管线中形成水合物的可能性。
缺点:一级节流后温度很低, 容易形成水合物, 所以在一级节流后较容易出现冰堵现象;甲醇消耗大。
2.2 常温流程
2001年新2#集气站建设完毕后, 涩北气田出现了第一套常温集气流程, 经过生产对比之后, 在以力求简化工艺流程、高效、安全、环保运行的基础之上, 公司上下普遍认为常温工艺流程相对适合涩北气田的生产实际, 因此从2001年以后改扩建及新建设的场站全部采用了常温工艺流程 (图2) 。至今涩北气田已建成集输站15座, 在2011年的涩北一号气田8.5亿方产能结束后, 总共建成产能99亿。历经多年的气田产能建设就即将结束, 气田也将由产能建设阶段进入气田的高效开发及管理提素阶段, 确保气田长期稳产、堵水、治砂已经成为今后很长一段时间气田面临的重大挑战。
气井来气进站后首先进入加热炉内进行加热, 然后进行一级节流, 节流后进入集气阀组, 集气阀组由单井计量汇管、代表井计量汇管和混合集气汇管组成, 在分别进入单井分离器、代表井分离器和混合分离器, 最后再通过气田内部集气干线输送到集气总站。目前各集气站包括新九号站普遍采用此流程。随着气田的不断发展工艺流程也在不断的更新中但总的来说先加热后节流的常温集输工艺通过其简单实用, 方便操作, 节约投资及减少维护使用费用等突出优点已在气田建设生产中占主导地位。
常温工艺流程的优缺点
优点:不用甲醇泵和不消耗甲醇;流程简单, 操作简便。
缺点:水耗、电耗、天然气消耗较高, 投资比较大、天然气露点相对较高天然气中含水量较高, 给脱水设备造成负荷较高。
2.3 低压进站增压集输工艺
由于气田的持续开发, 尤其是中、浅层气井已经出现了不同程度的压降, 考虑到气田在开发生产后期面临的诸多问题, 2010年为了满足气田可持续发展需要, 率先在涩北一号采气作业区对所辖各站的流程进行了高低压分输改造, 以满足各站低压井在1#集气站集中增压外输的目的。主要是对低压井增压后达到管输要求进高压集气干线供气。目前涩北一号天然气增压机共有两台, 分别为美国库伯公司的PC-2802/YKCD5.75×11和四川石油天然气压缩机厂生产的ZTY265MH5.75×5.75-B天然气压缩机。现安置在一号站场站内, 自购入该两台设备起只是进行了简单的调试及试运转, 并未进行过长时间的投用。随着一号气田地层压力的不断下降, 低压井的逐步增加, 我们应及时启用压缩机, 以最大限度的挖掘低压井的产能。
增压集输优缺点:
优点:充分利用增压设备使低压低产井达到复产的目的, 增加气井采收率, 延长气井采气周期。采用先分离后压缩的工艺可有效防止天然气中的水、砂等杂质进入压缩机, 延长设备使用寿命。
缺点:由于压缩机的抽吸作用, 增加了气体流速, 导致地层出水、出砂加剧, 对场站集输管网和设备造成隐患。
3 结论
经过多年的发展完善, 通过上述讨论涩北气田地面集输工艺已经确定为先加热后节流的常温工艺流程。不难得出在今后涩北气田的地面集输工艺建设中, 将一直会沿用常温工艺, 并且随着工艺技术的不断完善, 在建设中工艺主体管网将会以撬装化流程为主, 现场安装只需要关键部位如:外输管网、高低压干线碰头等需要现场施工, 其余可同项目建设同步进行, 大大的节约了施工时间, 能够高效率、高质量的完成工艺安装。
采气工艺的发展到气田的开采中后期后, 随着地层压力的下降, 出水、出砂的日益加剧, 后期的排水采气工艺势在必行, 如:泡沫排水、高压井反注低压井等排水采气工艺将在气田逐步展开。
在地面工艺上开采中后期将会以低压井增压进站生产工艺为主。所以气田未来气田的发展将会以排水采气同低压增压生产为主。
参考文献
气田地面集输 篇4
长庆油田苏里格气田是我国已发现并实现规模开发的最大天然气田, 是我国陆上最大的天然气枢纽中心。按照总体规划, 苏里格气田将会建成上万口井、上百座集气站。
随着对天然气资源需求量的加大, 采气厂的建设范围也与日俱增, 集气站的建设也成为采气厂建设过程中最为关键的一部分。常规集气站的建设, 占地面积大, 工期长, 运行和维护费用高。根据原有集气站的工艺研究, 和站场数字化的不断运用和改造, 提出以橇装的形式代替老站建设, 集气橇不仅占地面积小, 而且运用了数字化自动控制, 不仅提高工作效率, 而且对人员的操作管理也相对简单, 实现了站场无人值守。
一、项目介绍
数字化集气站橇主要包括进站区模块、自用气区模块、分离器区模块、计量外输区模块、放空分液模块、闪蒸罐区模块、污水罐区模块、清管器收发区模块, 数字化集气站橇不仅具备原数字化集气站远程监视、紧急截断, 远程放空的功能, 还能实现生产流程自动切换。数字化集气站橇远程自控系统数据传输稳定, 准确率100%, 远程命令执行准确率100%。
1装置组成
数字化集气橇是集各功能为一体的综合性能较强的橇装;其主要设备包括电动三通球阀, 双筒分离闪蒸罐, 电动多功能阀, 气液分离器, 清管阀, 智能旋进流量计, 电动调节阀, 止回阀, 电磁阀, 节流截止放空阀等。在进站管汇部分, 采用了自行研制的电动多功能阀, 不仅可以就地手动控制, 也包括了就地电动操作和远程控制, 在流程上减少了其他阀门的运用。
2工作原理
采气井来气经过电动三通多功能阀控制, 调整阀门开启位置, 将各干管来气集合到汇管, 通过自压进入双筒式分离闪蒸罐, 当需要干管放空时, 也可以将电动三通多功能阀远程控制或就地控制转换到放空位置进行放空。
进入双筒式分离闪蒸罐, 在分离部分通过特制内装件对来气进行气水分离, 分离后气体通过电动三通阀, 当需要分离气体外输增压时, 则通过切换电动三通阀将直通关闭, 打开通往压缩机通道, 另一个三通阀则通过反方向接压缩机出口外输清管, 也可以切换管线阀门进行计量外输, 液体通过电动三通阀或者疏水阀排放, 可以有效排放积液。
增压只需在冬季气量少的时候进行。一般情况下分离后气体可不通过压缩机直接通过清管阀外输或进行计量外输。
放空气体, 分离液体通过双筒式分离闪蒸罐闪蒸部分进行处理, 压缩机来液、进站管汇放空管来气、放空总管来气及各管道放空来气均进入双筒式分离闪蒸罐闪蒸部分, 经过闪蒸处理后, 天然气通往火炬, 污水通过疏水阀控制排入污水罐。
系统自用气部分, 通过采集干管管道天然气, 通过减压装置减压后供站内自用。方便现场人员生活生产用气。
集气站系统还包括紧急放空系统, 在压力超过定值时, 自动排空, 保证系统的稳定性, 在检修时可通过关闭相应阀门进行检修。
3技术特点
(1) 使用三通阀, 简化进站放空和进压缩机切换的流程, 橇内阀门和橇体积大幅度减少;
(2) 将9大功能集中成橇, 结构紧凑, 减少阀门数量和橇体体积, 方便拉运;
(3) 夏季不增压时, 集气橇可独立运行;
(4) 橇内统一设远程放空和安全阀泄放, 确保橇体安全;
(5) 橇整体保温, 确保冬季平稳运行;
(6) 采用新型的分离闪蒸装置, 减少设备数量和尺寸;
(7) 将集气部分和分离部分分开布置, 单独成橇, 到现场在组装在一起, 既减小橇的体积, 又方便拉运和现场安装。
4数字化实现的功能
根据生产和工艺要求, 数字化系统实现远程采集现场工艺参数, 实现集气站橇数字化、自动化、远程监视生产状况的需要。数字化集气站橇可监控压力、流量、温度液位等数据13个, 远程及自动控制阀门15个, 能让集气站运行情况更详细的反馈至控制室。
集气站橇拥有CPU控制模块, 变频中央控制单元负责处理所有输入信号和输出信号, 包括控制信号、反馈信号、故障信号、报警信号等。它负责产生变频控制的驱动脉冲, 使得驱动单元能改变电机转速, 让执行机构具备很高的控制精度和良好地控制品质。采用西门子400PLC数据处理模块, 带冗余, 可以互补备用, 精密编程, 控制功能全面可靠;上位机组态界面直观明了, 画面美观。
数字化集气橇九大功能:进站截断、干管远程放空、气液分离、流程切换、外输计量、清管、自用气供给、采出水闪蒸、放空分液。
二、数字化控制技术
数字化集气站橇的数据采集、控制和原生产单元的监控放到一个组态软件, 方便员工统一监控。
数字化集气站橇可监控压力、流量、温度液位等数据13个, 远程及自动控制阀门15个, 充分将集气站运行情况更详细的反应至上位机。
数字化集气橇运行中, 详细记录了各个自控阀门及远传设备的运行情况, 就排污阀上位机数据与现场数据有2%的误差外其余均准确率均为100%, 且从未出现过远传故障。
三、现场应用
2011年, 苏里格气田推广数字化集气站, 通过对关键设施设备进行优化升级, 完善了生产数据实时监测、安全远程自动控制、安防智能监控三大系统, 在数字化建设中, 实现了建设科技气田的想法。将气田数字化管理技术进一步延伸, 提高了站场安防等级, 形成了中心站少量值班人员管理多座数字化集气站的运行管理新模式。
设备在苏里格气田中应用, 生产工艺流程和技术指标全部满足生产工况, 试验项目自2011年10月20日在采气五厂苏东一站安装试验, 安装完成后经过了多次的压力试验和远程操作调试试验, 在2011年12月10日达到投运条件。经过五厂领导的多次关心协调下, 在不影响生产的前提下, 于2011年12月27日下午4点30投气运行。关键设备未出现任何故障, 运行平稳、可靠, 满足生产要求。
正式产品自2012年11月在长南18站, 苏东10站等设备投产至今, 通过统计各关键设备无故障工作时间及故障持续时间进行可靠性评价。数字化集气橇运行平稳, 各模块、设备均未发生故障。
结语
数字化集气站橇不仅具备原数字化集气站远程监视、紧急截断, 远程放空的功能, 还能实现生产流程自动切换。数字化集气橇远程自控系统数据传输稳定, 准确率100%, 远程命令执行准确率100%, 实现了无人值守。
数字化集气撬将“集气、分离、放空、外输”四大模块橇装化, 实现了“进站截断、干管远程放空、气液分离、自动流程切换、外输计量、清管、自用气供给、排污放空、闪蒸分液”九大功能;集成于一座48.1m2的橇上;设计了异径三通阀、T型三通阀, 具备远程切换及关断功能, 可减少阀门数量, 简化工艺流程。
在实际应用中, 可对常规集气站进行改造, 实现无人值守。满足大规模建设快速建产需要, 可大幅缩短集气站建站周期, 从而提高当年新井开井时率。该装置能替代传统集气站工艺, 降低成本, 减轻劳动强度, 体现以人为本的管理理念, 应用前景十分广阔。
摘要：数字化集气站撬是集各采气井来气汇总系统、气水分离、排液和放空处理系统、管道清管系统、外输计量系统、自用气减压系统等于一体并进行集成数字化自动控制的新型撬装, 满足原集气站所有工艺要求, 通过互联网技术的运用, 不仅能确保正常生产运作, 且实现对现场集气站设备的远程数据采集和控制, 达到现场无人值守。装置建设安装工期短, 占地面积小, 日处理量稳定, 在苏里格气田试验及应用, 极好的表现也为天然气集气站全面数字化建设打下了良好的应用基础。
关键词：集气站,气田,橇装化,自动化
参考文献
[1]田伟亮, 田广建.数字化系统在鄂东气田保德区块先导试验项目中的应用[D].北京安控科技股份有限公司, 2012.
气田试采集输管网设计优化探讨 篇5
1 设计原理
目前我国天然气气田的地面集输通常采用的都是多级集输程序, 其所运用的集输体系管网主要呈现放射状、枝状以及环状的模式, 三种模式合并也是一种会应用到的模式。这其中, 环状管网主要是把集气干线设置为相应的环状模式, 并在恰当的位置将管线导出来, 与集气总站连接起来。枝状管网主要是拥有一条贯穿的主干线, 直接贯穿到气田中, 同时和集气总站相连接。放射状管网是参照地面工程的实际需求, 按照一定规定, 将一些气井进行规划, 分别设立于若干个小组, 规定每组设立一个集气站, 然后再通过集气管线分别同集气站和集气总站连接起来。一般来说, 天然气集输网的构建主要是由节点和弧构成的一个总体, 利用网络的拓扑构造, 以确立网络中各个节点的方位以及关系, 保证集输系统能够达到其特定的功能, 并且, 在网络里面, 为了便于系统网络构造的组合, 还需加强确定弧的走向, 通常会将该类与网络有关的最优化问题和网络上某一特殊的子网络构造相连接, 并且有特定的制约条件以及相关优化原则。
2 实现数字化管理
天然气的集输工艺不能不采用计算机技术以及网络科技, 建立数字化和自动化控制管理, 对全地域的生产运行做集中监控与营运。例如集气站可以运用以计算机控制技术为关键点的站控系统, 实现站场内工艺程序的数据收集和监控目的。并装置SCADA系统远程终端系统, 将井口数据利用无线宽带光缆传递的方式传送至天然气总部处理库的数据中心, 引进现代化信息技术, 使天然气气田地面集输的设计更加优化, 构建最优的设计方案, 实现提高效益的目标, 创造更高的社会经济效益。
3 设计要点
3.1 站场布局
在气田集输体系设计中, 最关键的问题就是设定集气站的具体站点方位以及数量问题, 一般来说, 集气站的数量直接与投资多少密切关联, 另外我国天然气气田地面集输普遍运用的是多级集输程序, 由此, 集输系统站点位置的选择, 除了关系到整个投资情况外, 还会关系到整个气田的网络构造模式, 站址的设计与优化是集输体系的一个核心的问题。通常集气站需建在生产井中间位置, 确保集输系统特殊功能, 通过特定的制约条件及优化原则, 根据各地域的具体情况以及天然气性质, 合理选用天然气集输工艺。
3.2 布局优化
布局优化方面, 要将集气总站和各个子集气站合理连接起来, 从而形成气田集输体系。过去的管网布设, 一般是将图论知识作两个方面的分析, 一是连接方式, 二是中心集气站的选址, 在作问题的求解过程中, 以每个干线管段最小流量的总数来分配设计, 由于这种管网成本偏高, 必须要对管网实行优化整改, 将集气站的集气主线路接人点进行合理调整, 确立最小的管网布设, 即在预定的集气站中, 挑选一个恰当的顶点, 保证各个集气站和总集气站距离不可过长。由于集气总站通常位于中心位置, 同时, 为了便于整个气田的管理工作和维护工作的进行, 在设计时, 需要将网中流量的分配作考虑, 避免某一管段太过集中, 而导致成本增加以及加权问题。
3.3 井组优化
针对通常应用的井组优化方法进行研究, 井间串接与井下节流, 在气田工程方面, 采用不同的井间串接的模式, 单井不必直接做敷设进站处理, 参照地貌特征地貌以及井的形状等, 将采气支管和气井口进行变通地连接, 并汇合后集中进总站, 这种模式的串接工艺, 能让采气管长度减短, 集气站集气半径反而加长, 既降低了管网资金投入, 又减少了对环境的破坏, 有效提升了采气管网适应气田滚动开发的速率。
一般情况下, 针对气田内部集输程序的设计需要参照气田的地理环境、地质环境以及气田的开荒阶段进行针对性的设计, 可以将其划分为单井集输程序和多井集输程序, 同时, 为了确保管理与生产的便捷, 还会将气井作若干组的划分, 每组都配备有相应的集气站汇集处理体系, 然后进行向外运输。在具体的设计工作中, 处理气井数, 第一, 井下节流。井下节流不需要用到加热炉, 井口运用现场加热节流, 不仅可以减少了加热负荷, 还简化了井口的设施。第二, 要以实际的气井数量、地理环境、历史气井具备的产能状况以及集气站进行布设, 并利用相应的生产规模大小的研究, 来进一步优化设计方案, 要结合当地地形条件作整体规划布局, 其位置应与集气工程总程序和产品流向的要求相符, 并应便于生产管理。此外, 对于井组的规划设计需要以集输的周围半径和一定的井式制约为标准, 应用最短距离的原则, 使井组的划分更加合理, 但是一定要将到集气站中的集气量的问题考虑进去, 从而实现更好的系统优化方案设计, 实现最优划分目标。
4 结语
总之, 在进行天然气集输管网系统的规划设计优化过程中, 应注意结合集输管网规划建设的具体情况, 确定相应的规划与设计准则, 选择合理的优化设计方案, 以提高优化设计的合理性与适用性, 节约规划设计成本。
参考文献
凝析气田集输管道的失效分析 篇6
某凝析气田的一口井自投运以来,管道弯头部位因发生腐蚀而减薄,在很短的时间内进行了多次的更换。管子直径Φ114.3mm,壁厚8mm。弯头工况温度33℃,压力为7MPa。管内介质与流量:天然气量约183630m3/d,液体量约60m3/d,其中二氧化碳含量为3%。
通过对该井弯管服役环境、使用历史及室内试验分析测试,对管材和腐蚀产物分别进行了化学成分分析、金相分析及腐蚀产物分析,以确定其腐蚀程度、类型及失效发生原因,从而为油气集输系统腐蚀的有效防护提供依据。
2 试验及方法
2.1 宏观分析
用数码相机对集输管线弯管失效样进行拍照,见图1。对取来的管段进行宏观检查,发现外壁完好保留了原来的防护油漆。在弯头内侧出现了大面积的点(坑)蚀,区域壁厚严重减薄,测量最薄处壁厚为5.1mm,腐蚀坑轴向分布为9点至3点位置即管道的上部。
2.2 化学成分分析
依据GB/T4336-2002,在失效弯头上取样,失效管材料为16Mn。采用碳素钢和中低合金钢火花源原子发射光谱分析方法进行化学成分分析,并查国家标准规范GB/T1591-1994对其进行对照,结果表明弯管化学成分符合标准要求,见表1。
wt%
2.3 金相组织
在弯管腐蚀坑附近取管壁侧面金相试样,用砂轮机打平,再用砂纸磨至800目然后抛光,经4%硝酸酒精溶液侵蚀后。光学显微镜进行观察,显微组织基体为板条马氏体+贝氏体,见图2。
2.4 腐蚀产物分析
对所刮取的腐蚀产物进行了X射线衍射分析。结果表明,腐蚀样的成分主要为Fe CO3和Fe3O4的混合物,含有少量mg和Ca,如图3。
3 分析及结论
通过对腐蚀产物分析和宏观形貌分析可以看出,管材腐蚀为典型的二氧化碳腐蚀,其中的Fe3O4是大气中的氧对腐蚀产物及管材作用产生的,属于二次腐蚀产物[1]。
从化学成分分析及金相组织观察可以得出,金相组织为板条马氏体,是经过淬火热处理后的16Mn。
依据腐蚀特征跟油田水分析(见表2),油气水流经管道时内外部存在温差加上输送压力高(7～8MPa),产生小水滴附在管壁周围。根据流体力学流态的判断其流型为油气水分层流,管道下部所形成的水滴被油水带走,而上部的水滴吸收了气体中的CO2形成碳酸型液体,从而对管壁产生了腐蚀;当在管道直径改变或者管道走向改变的时候,可能导致液体的滞留,引起管壁下部的局部腐蚀[2]。通过流速的计算得出气液流速达到5m/s左右,在弯头转向或者管径改变部位具有巨大的冲刷作用,而油田水中存在一定量的容易形成活性点的Cl-,加快了管材的腐蚀。
摘要：某凝析气田集输管道弯头部分发生严重腐蚀。采用化学成分和宏、微观形貌检测分析等方法对失效原因进行了分析。结果表明,弯头管内因有凝析水吸附二氧化碳产生碳酸型液体,引起了管材的腐蚀,管内流体的冲刷作用加大了管道的腐蚀。
关键词：集输管道,腐蚀,冲刷
参考文献
[1]魏宝明.金属腐蚀理论及其应用[M].北京:化学工业出版社,1984,35～46.
气田集输系统节能措施及潜力分析 篇7
1.1 节能管理方面
节能重在管理, 再好的节能设备, 如果管理上不去也达不到好的节能效果, 随着气田各项制度的逐步健全, 气田管理也逐渐走向正轨, 为节能工作的开展奠定了良好的基础, 取得良好效果。
1.1.1 优化集气温度, 控制生产耗气量
一是确定集气温度, 一般集气温度在15℃左右, 可保证管道内不形成水合物, 因此需严格控制集气温度超高造成的电能浪费。二是根据各井的集气温度, 优化调节伴热循环水量和加热炉出口温度, 在综合节能的情况下, 根据天然气和电的价格确定生产运行参数, 实现成本最低。三是编制集气优化运行管理制度, 通过生产管理和技术管理手段加强监督落实, 力争达到预期的节能效果。
采气管线伴热目的就是为了防止天然气从采气井口输送到集气站过程中形成水合物。因此, 天然气进站温度只需高于水合物形成温度即可。通过对B-1集气站中7口井进站温度进行统计, 对照不同压力下天然气中水合物得形成温度, 发现7口井中有5口井进站温度远高于水合物形成温度, 能耗浪费严重, 所以对进站天然气的换热量进行了调整, 优化了运行。通过对集气站天然气进站温度的合理控制, 年节气5×104m3、节电15×104kWh, 达到了降低耗气、耗电的目的。
1.1.2 优化加强电伴热工艺管理, 控制生产耗电量
一是现场测量电伴热运行功率和管道运行温度, 分析确定最佳运行功率或时率, 确定节能目标。二是现场调查电伴热工艺自动温控设备的配置和运行情况, 对有温控装置的电伴热工艺调整温度设置参数;对没有温控装置的电伴热工艺增加温控装置。同时根据生产及季节情况, 停运采气管线电伴热工艺以及工艺区电热带伴热。通过以上管理措施, 年节电75×104kWh。
1.1.3 优化施工顺序, 减少施工放空
输气管线放空主要包括基建施工放空、事故抢修放空和通球清管放空三部分。虽然通过带压通球、带压堵漏、减小施工放空压力, 可以减少损失, 但管线放空不可能彻底避免。每年年初针对全年产能、改造项目情况, 对需要进行放空的项目统一协调施工进度, 做到少放空, 减少放空损失。
1.1.4 加大计量仪表管理, 减少气量计量输差
各作业区及基层小队 (工区) 完成台帐和检定制度的建立, 通过检定仪表和完善计量等方式减少计量误差为560×104m3。
通过加强生产运行管理、优化生产运行参数以及进行节能技术改造等措施, 每年节气12×104m3、节电40.0×104kWh。
1.2 节能技术改造方面
在建立健全管理制度的同时, 技术方面实施新产品、新技术的应用, 相继采用了无功补偿器、变频器及温度控制器等节能设备, 以达到节能的目的。
1.2.1 高耗变压器改造, 降低损耗
气田原有S7型变压器14台, 使用年限长, 自然功率因数小, 自身损耗高, 均属于高耗设备。针对这一情况开展了节能改造工程, 对10台变压器进行更新, 将原有的S7型变压器更新为ECC/JFTS-Ⅱ型节能变压器。
1.2.2 高耗机泵更新, 提高机泵效率
8座井站使用机泵由于运行时间长或产品质量等原因, 存在设备老化、机泵效率低, 电能损耗高和漏失量大的问题。对这些机泵进行了改造, 用密封性较好的屏蔽泵取代原来的高耗机泵。
1.2.3 低压无功补偿, 增加有功功率
根据应用情况来看, 低压无功补偿装置每1000k v a r节电效果可达0.03k W, 节能效果显著。通过对16座站和3条高压线路计量位置安装19套低压无功补偿装置, 总容量为750×104kvar, 年可节电20×104kwh。
1.2.4 建设天然气发电机组, 发挥资源优势
在9座井站建设天然气发电机组10台, 实施该项目一是可以充分利用井站的天然气资源, 减少外购电量, 降低用电压力;而且发电机效率为2.6k W h/m3, 发电成本仅为外购电量成本的41%, 切实起到节能的效果。二是利用天然气发电, 可以避免因电网断电时, 造成的关井停产, 保证了井站用电安全, 降低了对正常生产的影响, 提高了生产效益。
3 节能潜力分析
3.1 生产管理
3.1.1 合理优化生产运行参数, 实现生产节能降耗
通过天然气生产理论模型的建立, 针对不同井站确定不同压力、温度、产气量、产水量等情况下的合理运行参数, 使生产、集输各环节实现生产参数的最优化, 节能效果显著, 预计年节气80×104m3。
3.1.2 能耗设备进行系统测试, 提高运行效率
通过对气田能耗设备进行系统测试, 及时掌握设备运行情况, 对效率较低的设备及时进行维修或更换, 使设备处于良好的工作状态, 达到节能降耗的目的。
3.1.3 统筹安排项目施工, 减少放空损失
由于老区改造、生产维修、产能建设等项目施工的原因, 每年都不可避免的存在管线碰头、设备更换及维修, 因此, 不可避免的要发生放空操作, 同时, 每年进行的管线通球和日常生产中也要发生天然气放空, 因此, 要继续坚持每年排定项目运行大表工作, 按照施工内容、项目进度等进行统筹安排施工日期, 尽量降低放空操作次数, 减少放空损失, 预计年减少放空量50×104m3。
3.2 技术改造
3.2.1 节电潜力分析
1) 电热带耗电量大, 存在较大的优化空间。电热带运行后, 通过摸索天然气发生冻堵的临界温度, 确定合理电热带运行温度值, 减少了电热带运行的时间, 一定程度降低了电耗。但是由于数量大, 总功率高, 电热带耗电成为天然气生产主要耗能点。
2) 高压气井在地面进行大幅降压, 可以采取井下节流。在井下安装节流装置, 实现天然气在井下的节流降压, 产生的温降利用地热补偿, 既降低了天然气集输过程中的压力, 又可减少集输过程中的由于加热消耗的热量。
3.2.2 节气潜力分析
1) 老化输气管线漏失量大, 更换后可减少大量损失。大部分集输气管道由于建设时间长, 且管道内为湿气输送, 管线腐蚀情况严重, 造成大量天然气漏失。对老化管线进行更换, 每年可减少天然气损失量24×104m3。
2) 部分加热炉高耗运行, 改造后节气量大。一是气田早期建设的水套炉平均效率为64%, 运行能耗较高, 已不适应节能降耗的需要。二是部分集气站加热炉功率过大, 造成能源浪费。
3) 早期建成的发电机效率低, 存在节能潜力。早期建成的部分集气站均采用农用电, 配备的发电机在投运开始就存在故障率高问题, 严重时一年中有三个月因故障停机, 这些发电机运行时间已超过5万小时, 对以上发电机进行更换, 有一定的节气潜力。
参考文献