苏里格气田东区论文（共8篇）
苏里格气田东区论文 篇1
1 概述
由于苏里格气田“低渗、低压、低丰度、低产”的特征, 开采阶段井压下降较快。以苏里格气田东区进入上古流程井为例, 2010年投产的120口井, 初期投产套压均为20MPa左右, 到2012年底, 平均套压已下降为10MPa左右, 平均下降速率0.01~0.03MPa/d左右, 如果井口压力持续下降低于系统管网压力 (本文将系统压力定为1.2MPa) 以下, 就必须进行单井增压。若低于1MPa, 气井就被迫关闭闲置或进行封堵废弃, 大量可采储量得不到利用, 造成极大的资源浪费。
针对苏里格气田东区单井产量低、压力衰减快, 特别是苏东北面气井, 在井口压力下降到1.2MPa时无法进入集气站的现实问题, 通过使用橇装螺杆式管道泵, 降低井口废弃压力, 以达到延长采气时率, 提高单井的累计产气量, 提高气田的经济效益目的, 苏里格气田东区后期生产井地层能量将普遍下降到无法正常生产, 采用螺杆式管道泵将会有效的解决这一问题, 其具有广泛的应用的前景和市场。
2 螺杆式管道泵技术应用后的经济评价
2.1 苏里格气田东区气井开采现状
苏里格气田东区于2007年开始钻井开采, 地面配套工艺于2008年开始建设并投入生产, 目前苏里格气田区累计投产气井975口, 累计投产集气站20座, 下表是苏里格气田东区历年投产井的压力下降速率。苏里格气田东区新井投产时平均井口套压为20.73 MPa;目前平均井口套压为10.15MPa, 井口套压平均下降约51%, 平均下降速率为0.008-0.02MPa/d, 地层能量下降之快。
当单井井口压力下降至1.2MPa后, 气井将无法正常生产, 此时采用螺杆式管道泵技术将可解决这一问题, 在低压气井单井管线或干管上安装螺杆式管道泵, 将低压气井增压, 高于系统压力, 达到正常生产目的, 从而延长采气时率, 提高单井累计采气量, 减少资源浪费。
2.2 单井新增采气量效益研究
当单井井口压力下降至1.3MPa后, 气井将无法正常生产, 根据2008年-2012年气井压降速率规律估计苏里格气田东区气井套压压降规律。苏里格气田东区气井投产生产后大约8年后, 单井井口压力将会降到1.2MPa, 根据苏里格气田东区工艺模式, 集气站单井进站系统压力为1.2 MPa, 而当井口压力小于或等于1.2 MPa后, 单井将没有气量贡献, 更有甚者, 其它井的气可能倒灌入低压力井, 根据苏里格气田的压力下降速率, 2016年后将每年有约200口单井因为井口压力过低而无法贡献气量。
苏里格气田东区2008年新井投产平均单井产量为1.14×104m3/d, 2012年平均单井产量为0.7×104m3/d, 根据2008-2012单井气量递减规律, 预计2015年后平均单井产量0.44×104m3/d。
以0.007 MPa/d压力下降速率计算, 井口套压为1.2MPa的低压生产气井还可以生产170天。
采用橇装螺杆式管道泵投入生产后, 则平均每口单井新增产气量约75×104m3。按925.32元/千方计算, 每口单井可新增约70万元。
2.3 螺杆式管道泵费用研究
每台平均螺杆式管道泵费用约162万元, 螺杆式管道泵施工安装费用约3万元, 井口远程自控费用约10万元, 合计175万元, 每年维护费用约为5万元, 如表1所示。
2.4 螺杆式管道泵和单井新增采气量的费用对比评价
(1) 螺杆式管道泵费用:以螺杆式管道泵使用寿命10年计算, 10年内需要消耗费用225万元。
(2) 单井新增采气量费用:以230天完成一口井计算, 10年内可完成16口井, 平均每口井新增效益70万元, 则可新增效益1120万元。 (本次仅按一台设备一次投运一口单井计算)
螺杆式管道泵和单井新增采气量的费用对比, 如表2所示。
由表2对比得出, 使用螺杆式管道泵后提升单井新增采气量的收益远大于螺杆式管道泵的设备及施工成本费用, 新增收益约是成本的5倍。
3 结论及建议
(1) 本次GN20/3-13型橇装式螺杆泵机组在苏东11站的试机基本考核成功, 建议将改设备出口压力设计为3.5MPa, 以满足压缩机停机后依然能正常生产, 并增设污水灌一具, 达到环境零污染。
(2) 通过对橇装螺杆式管道泵的设备安装费用和单井累计产量提高的收益进行分析, 使用后收益约为成本费用的5倍 (仅按单台设备单口井计算) , 可见该技术成功广泛应用后可极大的减少资源的浪费并获得很好的经济效益。
(3) 针对下古工艺气井井口压力低于系统压力问题, 建议继续完善橇装式螺杆泵机组功能, 考虑将排气压力设计到6Mpa, 以解决下古气井因压力过低而无法正常的问题。
摘要：首先由于苏里格气田东区属于“低渗、低压、低丰度、低产”的气田, 开采阶段底层能量下降较快, 当压力下降至系统压力或更低时, 气井将无法生产, 大量可采储量得不到利用, 造成极大的资源浪费, 根据橇装螺杆式管道泵机组在苏东11站的成功试机, 从而提出使用橇装螺杆式管道泵工艺来解决这类问题, 以延长采气时率和减少资源浪费, 提高气田的经济效益, 并重点分析橇装螺杆式管道泵的应用前景。
关键词：苏里格气田,压力下降,螺杆式管道泵,经济效益
参考文献
[1]陈学时, 易万霞, 卢文忠.中国油气田古岩溶与油气储层[J].沉积学报, 2004 (02) .
[2]谢庆宾.苏里格气田中区砂体展布和储层综合评价研究[D].中国矿业大学, (北京) .2011.
苏里格气田东区论文 篇2
利用同相轴下拉地震反射特征预测苏里格气田气层
针对苏里格气田常用气层预测方法(AVO远近道振幅比法、小波变换法等)存在的`问题,从模型试验出发,研究了利用“同相轴下拉”这一地震反射特征预测气层的可行性,并通过钻探实施证实,“同相轴下拉”是厚气层的有效指示.
作 者：杜新江 任春玲 作者单位：华北油田勘探开发研究院,河北,任丘,062552刊 名：石油天然气学报 PKU英文刊名：JOURNAL OF OIL AND GAS TECHNOLOGY年，卷(期)：30(2)分类号：P631.44关键词：苏里格气田 气层预测 同相轴下拉
苏里格气田快速钻井配套技术 篇3
1.1 钻井现状
苏里格气田从1999年开始进入大范围勘探, 2001～2003年, 进入开发阶段, 当时的钻井方案仍采用103/4"+7"井身结构, 生产套管采用进口特殊套管, 双级固井, 建井周期在48d以上, 机械钻速在7m/h徘徊。由于单井产量低、递减快, 这种钻井方案规模开发成本高、效益差。2004～2005年, 为了实现钻井提速降耗, 先后试验小井眼、欠平衡钻井、改变井身结构等项目, 对钻井提速降耗的各种方案进行了认真评估论证。2005年, 形成了规模开发的配套方案, 将井身结构改变为95/8"+51/2"、生产套管使用国产长圆扣套管、正注一次上返固井, 实施的4口开发井钻井速度均有了较大提高。2006年, 在苏里格气田实施合作开发新模式下, 长庆石油勘探局在所辖的苏6、苏36-11井区在2005年的基础上, 继续加大提速力度, 大胆试验二开全井段应用PDC钻头的钻井方案, 取得了飞跃式的钻井大提速。
1.2 地层特点及施工难点分析
1.2.1 地层特点
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧, 构造形态为一宽缓的西倾单斜, 坡降3～10m/km, 地质分层深度及厚度变化不大, 表1是苏6井区一口井的分层情况。
1.2.2 难点分析[1]
(1) 流沙层易垮。
苏里格气田地表属沙漠地带, 流沙层厚度20～60m不等, 流沙层的特点是无胶结性, 钻井中极易坍塌, 造成井下复杂。几年来在该区块的施工中, 流沙层垮塌造成的卡钻、卡套管、基础下沉等事故频频发生。如2005年苏6-9-8 井由于流沙层垮塌造成卡钻事故损失127h。
(2) 易出现井斜问题。
一是该区倾角较大的白垩系地层厚达600多米, 钻进中极易发生井斜;PDC钻头钻进也容易出现井斜问题。
(3) 上部地层井塌。
上部地层安定、直罗地层易发生泥页岩吸水膨胀坍塌, 造成完钻电测遇阻问题。在2005年完成井中, 电测遇阻问题非常突出, 如苏6-10-17井完钻电测遇阻通井损失28h, 苏6-12-12井完钻电测遇阻通井损失50h。
(4) 钻头优选困难。
在延长组底部、上石盒子组有多套砾石层, 给钻头选型和合理使用造成许多困难, 而优化钻头选型、强化参数是提高钻井速度的核心。
2 快速钻井配套技术
2.1 以防流沙层垮塌为基础提高表层钻速
2.1.1 做好流沙层防垮塌工作, 确保表层安全施工
(1) 钻圆井。
低排量:10-15 L/S (控制泵冲及回水阀开启度) , 泵压:2-5MPa;细分散白土浆:一次性配制60方密度在1.02-1.03g/cm3, 粘度在40～50s, 失水在10～15mL的白土浆。保持液面:流沙层钻完起钻时必须始终连续向井内灌入泥浆, 保持泥浆液面一直在井口, 防止泥浆液柱压力下降, 造成流沙层的坍塌。
(2) 下Φ426mm导管水泥封固。
导管下深的确定:在钻进时若发现机械钻速变慢, 捞出的岩屑有白垩系的砂子 (具有胶结结构的钻屑) , 这证明钻头已进入白垩系, 钻入白垩系地层5 m左右圆井完钻。用水泥封固:导管下深超过2根用水泥车封固 (将自制的导管水泥头与导管头对焊接实施固导管) ;导管下深2根以内, 用人工在井口回填水泥封固, 其方法为:将导管周围挖开直径2m×深度1m的环空, 然后将水泥混成密度2.0左右的水泥浆分多次从四周倒入, 确保水泥浆尽可能下沉, 实现较长的封固段。
2.1.2 采用无固相聚合物钻井液, 强化转速及水力参数
苏里格区块的500m表层全部为白垩系地层, 其特点是地层倾角大、渗透性强、可钻性极好、对钻进参数非常敏感。针对这一地层特点, 提高表层钻速的途径有三:一是高转速 (80r/min以上) 、低钻压 (180kN以内) 、防斜直打;二是优化喷嘴组合, 提高水力参数;三是采用无固相聚合物钻井液。由于地层具有极强的渗透性特点, 若使用固相体系钻井会形成厚虚泥饼, 易出现起钻困难的情况。表2是2006年三个钻井队的表层施工对比情况。
从表2中可看出:机械参数对钻速非常敏感, 转速对钻速影响很大, 相同钻压及水力参数下, 转速提高20r/min, 机械钻速可提高到2倍;PDC钻头在表层钻进中没有明显的优势。
2.2 实现二开全井段应用PDC钻头
2.2.1 钻头选型
二开第一只钻头 (井段300～2300m) :选用改进后的Φ222mmT5465S-G (见图1) 。其结构特点是:5刀翼、19复合片;渐开式布齿;非对称刀翼设计, 钻头受力平衡, 抑制回旋趋势;螺旋保径低扭矩设计, 提高钻进效率;井底流场模拟 (CFD) 水力平衡设计, 更有利于钻头清洗冷却和排屑;在钻头外锥部位的主切削齿后面加若干个出刃略低的辅助硬质合金齿, 其作用有二:一是钻遇含砾石夹层产生时具有限制主切削齿的吃入深度, 二是帮助主切削齿承担部分冲击载荷, 从而减少振动, 减少主切削齿崩裂。
纸坊组第二只钻头 (井段2300～3400m) :选为Φ216mmPDC T5465S-G、Ф216P5373S, 其结构与Φ222mmT5465S-G基本相同, 不同之处是没有加辅助硬质合金齿。
2.2.2 优化钻井方案
钻井方案先后经历了两个阶段的完善与改进过程:一是先期采用的三趟钻方案, 即PDC+牙轮+PDC方案。通过一轮井的施工, 由于大部分井钻至延长底部、纸坊上部井段时, 憋跳严重、钻时极慢, 钻头出井冠部复合片严重磨损, 因此认为PDC钻头不能钻越延长底部、纸坊上部的含砾石层, 必须用牙轮钻头过渡;二是后期普及的两趟钻方案, 及两只PDC钻完二开井段方案。通过改进钻头结构 (Φ222mmT5465S-G在钻头外锥部位的主切削齿后面加若干个出刃略低的辅助硬质合金齿, 增强了钻头的抗冲击能力) 、调整参数 (钻至延长底部后适当减弱参数, 降低了切削齿的冲击力) 、优化喷嘴组合 (主刀翼切屑方向前侧装Ф13.49mm喷嘴, 其它为Ф9.5mm) , 后期大部分井二开第一只钻头均能够钻穿纸坊上部的含砾层, 形成了两只PDC钻头钻完二开井段的快速钻进方案。
2.2.3 防斜打快[2]
(1) 优化钻具组合。
防斜打快的钻具组合进行了2次改进, 通过第一轮井的施工发现, PDC钻头钻进井斜严重, 及时使用塔式单扶正器钟摆钻具组合Ф222 (216) mm PDC+Ф178DC2根+Ф214mmSTABL+Ф165DC18根+Ф127DP (加厚) 30根+Ф127DP (第一只钻头使用Ф222mm) ;后来由于扶正器尺寸普遍不合适, 加之Ф222mm井眼与扶正器的间隙大, 单扶正器的钟摆钻具在防斜打快方面不够理想, 经过分析研究, 将第一只钻头的钻具组合优选确定为双稳定器的钟摆钻具Ф216mmPDC+Ф178DC2根+Ф (212～214) mm STABL+Ф165DC1根+Ф (208～212) mm STABL+Ф165DC 17根+Ф127DP (加厚) 30根+Ф127DP, 可更好实现防斜打快。
(2) 及时测斜监控。
白垩系中部必须每50m测斜一次, 及时调整参数;下部纸坊、和尚沟、刘家沟、石千峰地层交界面用自浮式测斜仪测斜。
(3) 优化钻井参数。
二开白垩系-安定井段:钻压40 kN, 转速80～90 r/min, 排量34 L/s;安定-延长井段:钻压:60～140 kN, 转速60～80 r/min, 排量34 L/s。
2.2.4 影响PDC钻头使用效果的几个因素
一是严格落实钻头初始钻进的井底造型, 防止井底形状对PDC钻头的干涉, 造成先期破坏;二是任何时候在钻头接近井底时开足钻井泵排量, 使井底泥浆充分循环, 然后逐渐开启转盘、缓慢施加钻压;三是要合理调节参数, 当钻遇岩性变化的地层时, 应连续监测和调整钻压和转速, 在石盒子组底部为灰白色含砾粗砂岩、石英砂岩, 钻进扭矩增大, 应适当减弱参数;四是强化钻进排量, 防止钻头泥包;五是要记录分层钻时, 为确定最佳起钻时机提供基础资料。
2.3 钻具管理[3]
(1) 强制无损检验。
钻井周期加快, 钻具受力单位进尺转递功率没有减少, 疲劳损坏周期缩短, 要认真组织好完井期间的强制探伤, 各井队根据钻铤的使用周期, 还要强化时效周期后期的加密探伤, 转换接头、稳定器的探伤不可忽视。
(2) 健全泵房坐岗。
泵房坐岗纳入井控坐岗工的职责范围内, 井队要对坐岗工泵房坐岗知识培训, 包括泥浆性能、传动性能、钻具刺漏、泥浆泵工况对水力参数的影响。要认识泵房坐岗不单纯是对钻具失效的监控, 也是井下安全工况的监测的窗口。
3 技术应用效果评价
(1) 整体钻井水平大幅度提高。
2006年利用37.43台月, 完成58口井, 进尺206769m, 钻机速度达到5324m/台月, 平均钻井周期缩短到14.37d, 平均机械钻速达到16.08m/h, 提高了61.45%。
(2) 多项指标实现跳跃性突破。
最高日进尺1001m (40636施工的苏6-6-8井) ;最短钻井周期9天15小时 (40636队施工的苏6-6-8井) ;最高钻机月速度7368m/台月 (40636队施工的苏6-6-8井) ;最高机械钻速:23.97 m/h (40632队施工的苏36-5-18井) ;气井单只钻头最多进尺2936m (40636队施工的苏6-7-7井, 江汉生产PDC钻头) 。
(3) 二开两趟钻工程大面积实现。
完成的58口井, 在30口井二开井段用2只PDC钻头完成, PDC穿越“红层”成为现实, 真正体现出PDC钻头提速的核心作用。充分挖掘PDC钻头提高机械钻速的潜力, 使二开钻进段施工时间大幅度缩短。
(4) 牙轮钻头逐步淘汰。
通过钻头结构改进, 使得PDC钻头钻穿延长组底部及纸坊组上部地层变为现实, 逐步淘汰了牙轮钻头。完成的58口井, 钻井进尺199273m, PDC钻头完成进尺177087m, 占二开总进尺的97.30%。
4 结论
(1) 具有辅助切屑结构的PDC钻头可以钻穿含砾石夹层。
(2) 快速配套钻井技术有效地降低了开发成本。
摘要：苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧, 为一宽缓鼻隆构造, 目的气层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段, 属于低孔、低渗、低产、低丰度的气藏, 大部分井日产天然气不足2万m3。针对苏里格气田的“四低”实际现状, 低成本开发战略是唯一可走的路。研究了以PDC钻头为核心的快速钻井综合配套技术, 大幅度提高了机械钻速, 有效地降低了综合开发成本。
关键词：苏里格气田,钻井技术,配套技术
参考文献
[1]刘伟, 李丽.通南巴深井优快钻井技术[J].石油矿场机械, 2008, 37 (9) :78-82.
[2]马立, 付建红, 王希永, 等.复合钻井防斜打快机理探讨[J].石油矿场机械, 2008, 37 (8) :70-74.
[3]刘永刚, 陈怀高, 刘文红, 等.气体钻井过程中的钻具失效研究[J].石油矿场机械, 2008, 37 (2) :49-52.
苏里格气田东区论文 篇4
苏里格第一天然气处理厂为苏里格气田建设的第一座天然气处理厂, 该厂主要工艺流程为干线来气→湿气分离→集中增压→丙烷制冷脱烃脱水→计量外输。
1.1 分析范围。苏里格第一天然气处理厂的主体装置及其配套、辅助公用工程等。
1.2 分析程序。本次HAZOP分析的工作程序主要包括前期准备、分析会议和报告编制三个部分。
(1) 前期准备。根据HAZOP分析的要求, 分析前收集该项目的工程设计图纸及相关技术资料, 并对图纸、资料进行分析, 并从中确定满足HAZOP分析的图纸及资料, 将其汇编成册。同时根据项目的实际情况联系相关专业的技术人员。
(2) HAZOP分析会议。在准备工作完成后, 召集相关技术人员召开HAZOP分析会议。
(3) H A Z O P分析报告编制。在HAZOP分析会议结束后, 编制完成该项目的HAZOP分析报告, 并召集有关技术人员及专家组织评审。
1.3 危险源辨识。
HAZOP分析小组根据《石油天然气工程设计防火规范》 (GB50183-2004) 以及《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》 (GB50058-92) 的规定, 对苏里格第一天然气处理厂的火灾危险性类别及爆炸危险区域进行了判别。同时对生产过程中涉及到的主要危险物质及危险物质特性、主要危险源及其可能导致的危害事件进行了分析。
1.4 HAZOP分析。
苏里格第一天然气处理厂HAZOP分析与研究, 共划分了26个工作节点, 针对每个节点, 选取符合节点要求的所有偏差, 采用“{引导词}+工艺参数”的偏差方法逐一进行HAZOP分析, 并根据偏差所产生的后果严重程度、采取现有措施后的发生概率, 对其进行风险等级划分。此次HAZOP分析与研究共发现问题、提出建议累计10条。其中, 针对风险等级为Ⅱ级的偏差提出建议措施3条;针对风险等级为Ⅲ级的偏差提出建议措施5条;针对风险等级为Ⅳ级的偏差提出的建议措施为2条;分析过程中没有风险等级为Ⅰ级的偏差存在。
2 对HAZOP分析方法的认识
2.1 HAZOP分析的优越性
2.1.1 具有广泛性和系统性。
HAZOP分析是一种科学的安全分析方法, 它不仅能应用在项目设计阶段, 通过初期设计审查, 避免后期工艺变更及安全隐患, 而且可以应用在项目投产后, 通过投产后工艺的审查, 对设计及现有的工艺存在的潜在危险进行分析研究, 及时的查找工艺运行中存在的安全隐患。
2.1.2 提出的建议措施专业性强。
HAZOP分析集设备、工艺、仪表、电气等各方面专家、技术人员的知识与智慧, 共同对各单元现有的工艺与可操作性进行分析, 且多数人员来自于现场, 对现有的工艺、设备等较为熟悉, 现场经验丰富, 因此分析过程不仅科学, 而且从设备、仪表、电气及工艺等多角度考虑, 有根有据, 具有较高的可操作性及说服力。
2.1.3 对其他生产现场的在役装置具有一定借鉴性。
本次HAZOP分析, 其实就是对现有工艺的安全审查。通过会议等形式对现有的工艺潜在风险进行分析, 并提出了整改建议, 为苏里格气田工艺流程、安全管理系统的优化提供了指南。本次HAZOP分析通过系统的、有组织的分析研究, 有利地推动了全厂各单位开展工艺安全分析, 为进一步查找全厂安全薄弱环节提供了基础保障。
2.1.4 有利于提高各专业人员的技术水平。
这种方法的特性决定了在分析过程中, 对系统中所有的介质、工艺条件、工艺原理等内容都做到全面、精准的掌握, 不同专业的不同思想在分析过程中碰撞, 融合, 使得设计和操作人员更加全面深入的了解装置的性能, 既完善了设计, 保证了装置的生产安全, 又提高了各专业技术人员专业技术水平, 为生产的连续稳定运行提供了保证。
2.1.5 对新建项目具有推广性。
本次HAZOP分析, 是建立在设备投产后对现有工艺的分析研究, 通过分析, 有效地查找设计中存在的不足, 为后期工艺、流程等的变更提供了依据。如果在设计阶段便采用HAZOP分析, 对项目设计进行完善, 从而避免了后期工艺、流程等变更, 既节约了成本, 又可以有效的规避事故的发生。
2.2 全面推广HAZOP分析的两点建议。
HAZOP分析是一种很好的工艺安全分析方法, 在全厂推广的意义重大。结合前期HAZOP分析的基础, 为进一步搞好分析工作, 建议在今后的分析过程中从以下两个方面进行完善:
(1) 以HAZOP分析培训为先导, 在全厂范围内开展作业条件危险性评价法 (LEC) , 事故树分析法 (FTA) 、安全检查法 (SCL) 等安全分析方法培训, 并将不同的分析方法有效融合, 加强员工对理论知识和实际操作的掌握能力。确保HAZOP分析方法在苏里格气田的持续有效运用。
(2) 以HAZOP分析为核心, 结合作业条件危险性评价法 (LEC) , 事故树分析法 (FTA) 等方法, 将处理厂、集气站等风险场所现有的工艺流程进行细化, 通过对单个装置、单元独立分析, 彻底解决工艺设计缺陷及运行过程中隐患。同时针对查出的设计缺陷, 及时与产建项目组沟通, 力争从源头上消除生产设施安全隐患。
结语
采气三厂以苏里格第一天然气处理厂为试点, 运用HAZOP分析方法, 对处理厂的工艺流程进行了梳理, 通过全面的检查和分析, 提出了宝贵的意见和建议。这些建议的提出有助于该装置安全生产条件的进一步完善, 有助于预防同类安全事故的重复发生, 有助于生产过程中的操作维护, 同时通过HAZOP分析, 使得员工对安全分析方法有了一定的了解, 对全厂安全管理水平的提高起到了积极的推动作用。
参考文献
[1]王若青, 胡晨.HAZOP安全分析方法的介绍[Z].
浅谈苏里格气田道路沙基施工工艺 篇5
苏里格气田地处陕甘宁蒙的交汇处, 人口密度小, 建筑材料匮乏, 所需建设材料均需远距离运输。为降低工程造价, 依照就地取材的原则, 苏里格地区的气田沥青道路路基填筑材料以风积沙为主。依照风积沙的物理力学性质和实践结果, 风积沙路基具有整体稳定性好、沉降幅度小、沉降速度快、水稳性好等特点, 但风积沙在天然条件下呈松散状态, 可塑性差, 抗剪性能差, 一般机具难行驶, 普通压路机无法碾压到规定的压实度。同时由于沙漠边缘气候环境及地质状况, 使得路基施工比一般环境的公路施工难度大得多。
1 路基工程简介
苏48-5集气站进站道路全长13.119km, 全线地处毛乌素沙漠地带, 地貌为荒漠沙丘。路线所经区域为毛乌素南缘月牙状流动和半流动沙丘及风积沙草滩地, 原有简易道路路基较低, 需全线填筑, 填筑料以当地的风积沙为主。结合苏48-5站进站道路建设, 对风积沙施工的方法及注意事项做一介绍。
2 工艺原理
2.1 风积沙的特性
该工程的风积沙颗粒组成很细且颗粒单一均匀, 粉粘粒含量很少, 其渗透系数一般为0.9×10-3-1.3×10-3cm/s, 毛细水上升高度较低, 水稳性较好。同时由于颗粒均匀, 渗水性好, 沉降均匀, 但是保水性差。由于风积沙属砂性土, 常年受风侵蚀, 颗粒棱角较少, 颗粒间黏结力差, 不易形成整体。同时它压缩变形小, 在干燥和饱水状态下最易压实。
2.2 理论基础
风积沙路基施工分干压法和湿压法两种施工方法, 本工程采用湿压法。湿压法的重点是解决好施工用水及碾压的问题, 施工段落要短, 施工速度要快, 所以选择能够在沙漠中自由行走的机械, 避免机械陷车、打滑, 可以充分发挥机械的效率。这些是风积沙路基的施工特点和不同于土质路基施工的关键。
2.3 标准击实
压实度是风积沙路基控制的主要指标, 而压实度的重要参考是最大干密度。根基《公路工程土工试验规程》进行室内标准击实试验, 由标准击实曲线得出的最佳含水率为12.6%, 最大干密度为1.778g/m3。
3 施工工艺流程
3.1 原路基整理
在施工前对基地进行清表, 把原地表植被及腐殖土清理掉, 并进行填充碾压, 达到压实度标准后方可进行对路基填筑。
3.2 运送、摊铺填料
由装载机配合自卸汽车由近端向远端上料, 可以由车辆行走产生对填料一定程度的压实, 填料分层摊铺、压实, 每层松铺厚度不超过50cm, 摊铺厚度通过控制桩及挂线等方法控制。
3.3 洒水、水坠
在填料上方人工用风积沙打15-20m2方格, 在方格内放水, 水量控制在把本层填料浸透为宜, 水坠1小时-1.5小时后检测含水率, 当含水率达到最佳含水率12.6%附近时, 开始碾压。
3.4 碾压
震动对风积沙有很好的塑型效果, 在最佳含水量时, 采用震动压路机碾压效果是最佳的。依照库伦定律:Tf=δ×tg U+c, 确定只有增大内摩擦角才能增大抗剪强度, 经验发现在最佳含水量时内摩擦角最大, 所以控制最佳含水率是关键。
碾压分稳压、振压、终压三个阶段。稳压阶段:用装载机排压一遍, 保证全部路面必须全部碾压到;振压阶段:用前驱22t压路机先静后振、先边后中、先慢后快碾压4-5遍。终压阶段:用双驱压路机静压一遍。每层压实后, 在进行下一层填土时不宜对上一层进行大的扰动。在碾压过程中每一碾压段控制在50-80m。
4 苏里格道路沙基工艺中大规模压裂改造技术研究
4.1 当时的地质认识
苏里格气田勘探于2001年下半年苏14井为转折点, 探井地质条件和压后改造效果变差, 表现出低压低产的特点。通过开发早期介入, 对苏6、苏5、苏4、苏10、桃5等5口井进行等时试井, 发现气井的产量和压力下降得非常之快, 关井压力恢复速度慢, 初步呈现出苏里格气田的复杂性。
4.2 早期实行的压裂试验状况 (由于篇幅所限, 在此笔者只讲早期的压裂试验状况)
随着地质观念的更新, 苏里格气田的勘察、早期开发评价和当前规模开发的特点都发生着变化。压裂工艺经历了常规压裂、二氧化碳压裂、较大规模压裂和适当规模压裂等工艺探索实验。
4.2.1 常规压裂
从2000年苏里格气田勘察取得重要突破以来, 至2001年底苏里格气田石盒子组23口井全部实行水里加砂压裂工艺, 支撑剂量通常在20-40m3间, 伴注液氮量在5-6m3, 压裂管柱普遍采用27/8"油管注射。压后试气达到工业气流井15口, 占到总数的一半还多, 为苏里格气田的勘察提供了技术保障。
4.2.2 二氧化碳压裂试验
针对苏里格气田的储层低压、强水锁的特征, 从探寻减少伤害提升单井产量的技术角度出发, 在国内外调查研究的基础上, 实行了6井次二氧化碳增能压裂实验。实验井储藏层深2800-3500m, 最大单层陶质颗粒量达到40cm2, 最高平均砂比达到27.3%, 液体二氧化碳在混合溶液中的比率达到41%-52%, 压裂注入管大小为31/2"。
结果表明, 二氧化碳增能压裂技术因为其自身优势压后返排的时间较短、速度够快, 相对物性较好, 针对井的应用效果较好;而针对物性较差的井实施的该类技术, 其绝对增产量没有较为显著升高, 压后仍然没有达不到气田开发配备指标, 也并未取得突破性成效。对于该类井来说, 二氧化碳压裂技术并不适用, 但在未找到性价比高的技术之前, 二氧化碳压裂技术是最好的选择。
5 施工注意事项
①由于风积沙成型抗剪强度差, 震动压路机压实后表层5-10cm成松散状, 洒水静压即可, 不影响工程质量。部分路段由于洒水过多, 碾压出现弹簧现象不会对路基质量产生不利影响, 不应翻挖, 只要等待1小时后碾压即可。②应尽量避开中午炎热气温和沙尘天气, 夏季高温人员和机械难以承受。在沙尘天气时, 机械不宜出工, 避免机械损坏。③施工段落划分不宜过长, 集中力量从路的一端开始施工, 同时利用已成型的路段作为施工便道, 可以提高车辆运输效率。④施工过程中严格要求并控制机械的行驶速度, 严令禁止在检测合格的路基上调头转弯、急刹车以及其他重型车辆在路基上行驶。⑤路基交验段落不宜过长, 控制在500-800m, 交验合格后尽快底基层砂砾进行覆盖, 并进行边坡保护。
6 结束语
经过1个月的施工顺利完成了所有的风积沙填筑, 在施工过程中根据毛乌苏沙漠风积沙的特性, 采用水坠、湿压法, 经检测路基压实度能够满足设计文件的要求, 同时加快了工程进度。通过本工程实际说明采用风积沙基层施工, 通过水坠、湿压法在技术上是可行的, 在经济上是合理的, 也为沙漠地区筑路积累了宝贵的经验。
摘要：随着长庆气田规模的逐渐扩大, 应急抢险、气田开发等车辆交通量也随之加大, 特别是大型气田专用车辆增加迅速, 原有开发初期简易道路已不适应气田生产需要, 因此, 近几年气田抢险道路升级成沥青碎石道路, 但如何能保证在沙漠边缘地貌施工公路质量是关键, 本文举例苏48-5集气站进站道路工程路基施工做法提供一些浅薄经验。
关键词：路基,风积沙,施工
参考文献
[1]中华人民共和国交通部.JTG F0-2004, 公路路基施工技术规范[S].北京:人民交通出版社, 2004.
[2]中华人民共和国交通部.JTG F8/1-2004, 公路工程质量检验评定标准[S].北京:人民交通出版社, 2004.
苏里格气田东区论文 篇6
关键词：苏里格,集输,天然气,工艺,风险
苏里格气田范围地理上主要分布于毛乌素沙漠腹地, 天然气储层勘探面积4.0万k m2, 总资源量3.8万亿m3。截止2010年, 目前, 苏里格气田已建成并投产集输管道线超过20条, 总长度约1400 km, 其中建有集输管网中间阀室、清管站20余座, 逐步形成集气储量充足、调气功能完善的集输管网系统, 并自创一套具有苏里格特色的天然气集输工艺。但由于该气田集输管道线多数需要穿越沙漠、湿地、草场等环境, 且沿线地形复杂多变, 因此, 该集输管道系统在运行过程中极易收到恶劣的自然环境和第三方破坏等因素的影响, 非常容易发生管道系统遭破坏而无法使用的事故。急需研究和总结这些集输工艺流程和模式, 并加强系统运行的风险研究, 来保证管道系统的安全稳定地运行。
1 苏里格气田天然气集输流程和工艺模式
苏里格气田天然气集输工程工艺流程, 主要根据本地区的天然气化学和物理性质和苏里格周边自然地理环境等具体情况, 并对比以下工艺特征和经济效益特征:
(1) 整个工艺流程必须处于密闭条件, 以降低天然气损耗。
(2) 合理利用来自地下的天然气流的压强差能量, 适当适当增加系统辅助压力, 扩大集输半径, 减少天然气的中途转换增压, 降低集输能耗。
(3) 天然气集输工艺设计应结合实际情况, 使用简单有效的工艺流程, 选用高效设备。以此综合优选出合适的工艺流程, 并制定规范。
由于苏里格的天然气储层性质, 其天然气生产主要采取自喷式生产。但随着天然气的不断开采, 储层的天然气含量逐渐减少, 而气压也将渐渐降低, 因此如果气藏压力值低于集气管线压力时, 此时压力值就不能驱使气体进入集输管道。这种低压气藏在我国开采较早的气田内逐年增多。对于气藏压力下降各不一致地区, 若条件晚上, 应该主要实行高、低压管分输, 而低压天然气供给本地需求, 而压力较高的天然气则进入集输管道网线。
天然气从气井采出后, 在集输过程中, 流经转换管网线时, 由于气体分流, 使得天然气压力降低, 而体积膨胀, 因此温度急剧下降, 此时极易形成水合物而堵塞管网线。因此为预防水合物形成并堵塞管道, 目前我国主要开发出两套天然气地面集输工艺模式:一种是转换管网接口加热技术;另一种是井口注醇高压集输工艺模式。国内外气田集输过程中大量采用加热方法来防止节流前后天然气形成水合物。
转换管网接口加热技术, 在我国主要在老油气田使用较多, 在井场首先对产出的天然气进行加热处理, 然后输出, 而对于压力较高的气井, 可分为两次进行加热处理。而井口注醇高压集输工艺, 在我国的西部气田应用广泛, 如靖边气田、新疆的气田都采用了这种模式。在苏里格气田应用这种技术时, 与加热技术不同, 其在井口不进行加热, 而是利用设在集气站的注解泵通过注醇管线将醇注入井口产出的天然气中, 以防止水合物堵塞管道。注醇后的天然气直接集中到集气站, 然后进行集中处理和分流。注醇工艺的特点是:工艺流程简单, 方便管理、设备投入小, 仪器维护简单, 但由于需要注醇, 工艺运行的费用高。
2 苏里格气田天然气集输工艺风险分析
苏里格气田产出的天然气气质不含有H2S、C O2, 因此腐蚀性相对而言较弱, 因此整个集输管道采用输送井口注醇高压集输工艺模式。在苏里格气田集输的生产实际中, 本文总结了引起管道故障甚至停运的主要风险有如下几类。
2.1 第三方破坏
随着苏里格地区社会经济逐渐发展, 苏里格地区以及邻近地区居民生活基础设施大幅增加, 陆地交通线和新建天然气管道交叉施工点不断增加, 同时由于苏里格气田管道警示牌的自然损耗和人为破坏, 现场管理人员监管不全, 以及管道沿线居民维护管道安全的意识不够, 极易因第三方的生产建设而破坏集输管道。
2.2 自然灾害破坏
苏里格气田位于我国毛乌素沙漠腹地, 地形平坦、土壤蓬松、春季和冬季风季时间较长、夏季短促, 因此降雨主要集中于7-9月, 因此在季风时期容易因风沙造成管道的裸露, 且易因集中降雨带来的雨水冲刷而造成管道的裸露甚至破坏。同时, 由于苏里格气田集输工艺采用湿气输送模式, 而冬季风沙较大, 且夜晚气候异常寒冷, 风沙一旦造成管道大量裸露, 非常容易使管道冻住形成水合物, 进一步堵塞管道, 会严重影响管道的正常运行。
2.3 员工误操作
苏里格气田骨架集输工艺作业的人员工作主要有注醇泵启 (停) , 清管收 (发) 球, 地下中间阀室有限空间作业, 骨架管网紧急截断阀、电动球阀维护, 骨架管网交叉施工监护等。但这些工作分工细, 操作起来要求相对复杂, 因此员工容易误操作而产生管网运行失效, 主要有以下几种情况:
(1) 在冬季, 由于气温急剧变冷, 或受当时采气量多少、集气站分流工作运行效果的影响, 大量积液进入集输管网的集气系统。如果在岗员工, 没有根据天气寒冷变化, 或者来气量的大小, 以及天然气气质的气质变化, 而合理调整集气管网注醇量, 会致使管道堵塞或超压;若在岗员工启 (停) 注醇泵没有, 遁形标准作业程序操作, 则极易造成设备损毁甚至致人中毒;另外在解决堵塞问题时, 打开解压阀门程度过大时, 易导致放空火炬被扑灭, 大量溶液从中溢出而污染当地环境;
(2) 在进行收 (发) 球作业时, 如果在岗人员没有按照收 (发) 球作业标准程序进行, 没有统一调整来气量和管道气压的平衡, 容易造成人员伤害, 若清管器工作状况与现有方案不符, 或未正常工作, 则会导致管道压力剧增, 甚至发生爆炸事故。
3 结论与认识
天然气集输工艺设方案对于安全稳定的生产处于十分重要的战略地位。加强、加深天然气集输工艺的研究, 提高集输工艺质量, 对苏里格气田来说具有相当主要的战略意义和经济价值, 需要进行全方位的探讨研究。虽然苏里格气田天然气质量较好, 但对于集输管道的安全运行应该时刻警惕, 重点监测周边建设生产对管道网的损坏, 自然灾害的影响以及人为操作等因素对集输管道正常运行的带来的不利影响, 做到防微杜渐, 未雨绸缪, 以保证集输管网的安全生产与稳定运行。
参考文献
[1]徐文龙, 等.苏里格气田集输管网动态分析模型的建立[J].石油化工应用, 2010, 12
苏里格气田排水采气工艺技术分析 篇7
苏里格气田是中国石油2001年在鄂尔多斯盆地苏里格地区获得的天然气勘测的重大突破。苏里格气田是"中国之最", 其天然气地质储量规模达到5000亿立方米以上, 其中2000年达到探明程度的为2204亿立方米 (可采储量1632亿立方米) , 而预测最终可累计探明储量在7000亿立方米以上, 比此前我国最大的整装优质天然气田---作为西气东输主要源头气田的克拉2气田 (探明储量为2506.10亿立方米) 多出一倍以上, 将跻身世界知名大气田之列。综合资料表明, 苏里格气田具有含气面积大、储量高、气层物性好、单井产量高等主要特点, 最高日产气量达到120万立方米, 平均近60万立方米。是中国现已开采和已探明中最大储量的气田。
中国石油近年多次提高了苏里格气田的产量, 其中最大的一次是在2009年, 这家中石油旗下最大的气田年产量被提高了百分之50以上, 日产量则达到了1500万立方米, 为开采初期120万立方米开采量的10余倍。这充分说明这么多年的开采以后, 苏里格气田在其开采的效率境况上还是存在了问题的, 而其中最大的问题之一就是苏里格气田气井的低压低产。
对于勘测储量如此之巨大的天然气气田, 如何使其最大限度的发挥效率是摆在我们面前的最大话题。如果以现有的技术造成了气井的低压低产, 其中的部分气田就会由于产量很低不能满足气井完全携液生产的要求, 井底及井筒产生的积液造成地层回压择责增大, 并加重了液面下油, 套管的电化学腐蚀, 同时由于水侵, 水锁和水敏粘土矿物的膨胀, 使气象渗透率大大降低, 就会严重影响了气井的正常生产, 使得气田的最大效率得不到体现。所以针对苏格拉气田以及国内目前气田共同存在的气井低压地产的问题, 有必要认真探讨和研究现有的田排水采气工艺技术。
二、气田积液排水采气工艺技术
(一) 国内气田积液排水采气工艺技术现状
国外相对较早的开展了排水采气工艺技术的研究。为解决气井携液的问题, 前苏联, 美国的数十位学者就如何确定气井连续排液临界流速的问题展开研究, 从而使这一理论有了长足的发展, 使气井的开发效果得到了有效的提高。
(二) 国内排水采气工艺技术现状
相比与国外, 国内开展排水采气工艺技术的研究相对比较晚, 国内的排水采气研究以四川气田起步最早。90年代初国内气田才借鉴国外的成功范例, 针对气田的实际情况, 开展了各种排水采气的研究。目前, 国内的抽油机排水采气工艺技术对于低含硫, 栗挂深度小于1500m, 日排水量小于100立方米的气井抽油复产技术已基本过关。但因为起步较晚, 对于高含硫, 积液深度大于1500m的大型气田的气井抽油复产技术还是存在缺陷的, 还无法达到技术要求。
(三) 、排水采气工艺新技术
1、新型柱塞气举排液采气工艺。
柱塞气举是间歇气举的一种特殊形式, 柱塞气举管柱结构一般有两种:不加封隔器的开式结构和加封隔器的闭式结构.其井下部件主要有气举阀、卡定器、缓冲器、活塞等.地面有控制器、节流阀、捕捉器、防喷盒等.柱塞作为一种固体的密封界面, 将举升气体和被举升液体分开, 减少气体窜流和液体回落, 提高液体的举升效率.柱塞气举的能量主要来源于地层, 但当地层能量不足且有高压气来源时, 也可以通过向井内注入一定的高压气体将柱塞及其上部的液体从井底推向井口, 排除井底积液, 增大生产压差, 延长气井带液生产自喷期。新型柱塞气举排液采气工艺鉴于气田的开采过程中, 普通单管线柱塞排液工艺采液和排气用同一管线, 气井控制较差的情况, 从而创新出的一种新式柱塞气举排液采气工艺。这种工艺完全使排液和采气各行其路、自动控制。采用这种工艺, 一般的气井柱塞上下3-5次, 井底积液基本就可以排完, 完全不会产生老式柱塞气举技术所产生的问题。
2、连续油在排水采气中的应用。
在气井的开采中, 后期, 由于产层压力的下降, 水量增加, 原有生产管柱结构不合理, 产出水不能及时的排除, 从而出现气井停喷的状况。与常压并更换管柱相比, 下入连续油管为产生管柱, 可避免压井造成的气层伤害和油管断的风险, 作业简单易行, 气井恢复生产快。随着连续管技术的发展进步, 该项技术在排水采气中的应用日益广泛。用连续油管进行排水采气的主要优势在于:安装简单, 迅速, 安全可靠, 可不压井, 尽可能地减低对地层的损害并提高产量。3、同心毛细管工艺技术同心毛细管工艺技术是针对低压气井积液, 油气井防腐, 清楚盐柜等实际生产问题而研究出来的一种新型工具, 能够经济有效地解决上述油气井产生的问题, 降低生产作业费用, 提高作业并高产量生产。
4、井下气液分离同并回注技术。
自90年代以来, 国外注意到传统工艺在开采气田所存在的问题, 研究采用低污染, 低投入, 高产出的采气新工艺, 在改进分离设备上取得了长足的进步, 成功研究出了井下气液分离同并回注技术。国外现场试验结果表明, 采用气液分离器在井下进行企业分离, 使采到地面的水降低了一个数量级, 而对采气量基本无影响。井下气液分离同并回注技术可以大幅降低举升成本操作成本, 节约用水处理费用, 可长期延长开采期, 提高来收率, 减少环境污染, 提高投资效益, 具有简单经济的特点。
总结。对于中国国内最大日产量的天然气气田, 在开发的过程中, 合理的利用资源, 改进气田排水采气工艺技术, 严格气田的管理制度, 对最大限度的实现苏里格气田的生产效率, 降低环境污染, 提高生产水平都有着长足的影响。早日让苏里格天然气气田成为世界上技术最先进, 产量最高, 污染最少的现代化气田。
摘要：随着苏里格气田气井开采时间的不断延长, 气井低压、低产的特征表现越来越突出, 部分气田由于产量很低不能完全满足气井完全携液生产的要求, 井底及井筒产生的积液造成地层回压则增大, 并加重了液面下油, 套管的电化学腐蚀, 同时由于水侵, 水锁和水敏粘土矿物的膨胀, 使气象渗透率大大降低, 这严重影响了气井的正常生产。因此, 急需开展排水采气工艺技术研究。
关键词：苏里格气田,气田,排水采气,石油
参考文献
[1]邱晓威.苏里格气田[J].中国石油档案, 2003年05期.
苏里格气田东区论文 篇8
关键词：疏水阀,视频监控,远程控制,数据远传,BB控制器,PKS系统,Modbus通讯协议
1 数字化集气站实现目标
1.1 集气站自控系统状况
早期集气站自控系统种类较多, 使用的通讯协议也不尽相同, 给管理带来了一定的困难:
1.1.1 早期集气站自控设备配备
1) 在集气站设集气站数据采集系统1套, 主要包括现场压力、液位、流量等数据进行采集。
2) 装置区和压缩机分离器设置液位变送器, 排液管线设置电动球阀排污。
3) 外输区和自用气区流量检测设置智能旋进漩涡流量计。
4) 出站设气动紧急切断阀, 采用YBF氮气气源装置驱动, 设手动触发按钮。
5) 设置独立的可燃气体浓度检测报警设备。
6) 进展路口和站内设置视频监控系统, 以对站内人员和设备进行动态监控, 站内视频安装智能图像处理监控系统, 在进站门口、工艺装置区、机房、控制室等设置全景相机, 对发生紧急状态如火灾发生、生人闯入、物品被盗等进行自动录像与告警, 警戒现场声音警告及报警。
1.1.2 早期集气站自控实现功能
1) 利用站内电台接收所辖各单井生产数据包括油套压、流量、截断阀开关状态和单井图片等。
2) 利用电动排污球阀对站内分离器、压缩机分离器和闪蒸罐等设备进行自动排液。
3) 监测生产区域的可燃气体浓度, 高限进行报警。
4) 通过流量计标配的RS485数字接口, 监测集气站外输和自用气区天然气流量、温度、压力等参数。
5) 利用PMI通讯方式监测压缩机配套监控设备输出的压缩机运行状态信号等。
6) 将集气站和单井等相关生产数据通过OPC数据通讯同苏里格气田中心管理系统进行数据交换。
1.2 数字化集气站技术实现的目标
1) 通过站内数传电台接收所辖各单井生产数据包括油套压、流量、截断阀状态和井口图片等数据, 实现井口生产运行状况的远程监视和井口紧急情况下的关断。
2) 监测分离器进口压力及温度。
3) 完成站内分离器、闪蒸分液罐的液位自动控制、自动排液。
4) 通过Modbus通讯协议监测压缩机运行状态等, 并可进行压缩机的远程紧急停车。
5) 各进、出站管线设置可远程关断的紧急关断阀, 包括进站干管进站远程紧急关断。
6) 满足紧急状态下的全站自动安全放空。
7) 污水罐液位的远程监控。
8) 远程监控进站干管压力、温度等运行参数。
9) 监测气动紧急切断阀供气管路减压阀前后压力, 保证气源的安全、可靠。
10) 在围墙四周设置红外对射设备, 并与站内视频图像系统进行联动。
11) 设置动力环境门禁系统及可视在线电子巡查, 在进站门口、机房门口、控制室门口设置门磁传感器、声音警告及智能卡身份识别与认证设备, 登记巡查人员时间、路线的自动记录。在机房、控制室内设置温度、烟感传感器。实现对室内外安全情况的实时监控。
12) 站内引入市电为主电源, 备用发电机为备用电源, 在市电失电、缺相和电压不稳的情况下, 系统自动启动备用发电机, 并将负载切换至发电机, 并配备B4033 (20kvA) UPS取代原有B1011 (5 kvA) UPS, 采用Modbus通讯协议将UPS运行状态参数传输至PKS系统, 以确保集气站的正常运行。
2 数字化集气站技术内容
2.1 工艺流程改造
2.1.1 进站区工艺流程改造
将进站总机关机械压力表更换成压力变送器, 并在进站干管增加电动球阀。
在进站总机关闸阀下游安装电动球阀, 当井口发生紧急事件 (如, 进口发生火灾, 节流器失效, 紧急截断阀失效, 管线爆裂等事件) , 可通过远程关断相应干管进站电动球阀, 将站内与各条干管及单井进行隔离, 维护人员赶赴现场进行处理解决和放空。同样, 当站内发生紧急事件 (如:进站压力超压, 分离器堵塞、站内发生火灾等事件) , 可远程紧急关断系统, 将各干管的进站生产路电动球阀关断, 将站内与各条干管及单井进行隔离, 维护人员赶赴现场进行处理解决和放空。
将原有放空总管针阀更换为电动调节阀, 以保证在紧急情况下远程对全站进行安全放空。
2.1.2 装置区工艺流程改造
分离器:为保证站内紧急情况下站内的安全放空, 将原有手动放空阀门上游DN50闸阀改为电动球阀, 并在下游增加电动调节阀。
为了排污的顺畅, 将分离器单路排污管线上采取疏水阀与电动球阀并联安装方式, 疏水阀排液能力按50方/天设计;分离器下游增加压力变送器, 实现远传监控分离器压差;分离器出口至外输流程控制阀门改为电动球阀。
改造后所能实现的功能如下:
1) 站内发生紧急事件 (如:进站压力超压, 分离器堵塞、站内发生火灾等事件) , 可通过电动球阀对站内天然气进行放空, 并通过电动调节阀控制阀控制放空阀后压力。
2) 排污系统采取电动球阀与疏水阀并联安装, 以便疏水阀排液能力不足时, 远程控制电动球阀 (为常关阀) 排液, 避免将分离器内液体带入下游压缩机单元;
3) 分离器下游增加压力变送器, 实现分离器运行状态的监控, 对分离器是否堵塞做出判断;
4) 分离器出口至外输流程控制阀门改为电动球阀, 实现在一台压缩机故障停机并导致上游压力与外输系统压力持平时, 通过自动控制系统, 将分离器来气直接切入外输生产。
闪蒸罐:排污改为疏水阀排污, 疏水阀排液能力按100方/天设计, 实现连续排液, 并对疏水阀进行防腐保温设计;疏水阀下游排污管路均采用D N100管线, 并增加闪蒸分液罐至污水罐间管线自流坡度, 确保污水系统顺畅流入污水罐内。
改造后所能实现的功能如下:排污改为疏水阀排污, 并对疏水阀进行防腐保温;排污管线增大管径规格及管线走向坡度, 加快液流速度与能力。
污水灌:在原有的污水罐液位计上增加液位变送器, 将该液位数据远传至站控系统, 完成对污水拉运的远程监控。
改造后所能实现的功能如下:通过污水灌液位变送器检测集气站污水灌液位高低, 排污效果好, 不易产生窜气、堵塞现象, 无需人工进行远程或者手动排污, 压力容器内不留积液。
改造前后站内排液对比:2011年苏48-1站2月份日军产夜量17.05方, 同比2010年同期产液量增加约3方左右, 说明排污系统改造后极大增加了排污效率。
2.1.3 发电机工艺流程改造
通过检测外电、发电机运行、发电负荷等信号, 当外电断开或供电电压不足时, 启动报警器, 并自动启动发电机;当外电恢复后, 自动停止发电机运行, 切入外电。将站内原有普通发电机更换为陕西顺天WQ120GF型发电机, 该机具有6大系统组成包括:机组自动启动系统、ATS自动切换系统、蓄电池自动充电系统、冷却水预加热系统、预润滑系统和燃气进气自动切换装置。
2.1.4 压缩机区工艺流程改造
为了实现集气站数字化集气站和安全生产的目标, 压缩机机组需要进行工艺管线及电气自动化的改造, 最终通过远程关闭进气电动球阀, 实现停机作业, 从而满足故障自动停机以及远程手动停机的要求。
目前, 各集气站至少配置2台压缩机, 正常运行时, 各压缩机进口球阀处于全开状态。一旦1台异常停机, 则另一台压缩机会因进气压力迅速升高而停机。如果发现及时, 可通过迅速关小运行压缩机进口球阀, 控制压缩机进口压力在合理范围内, 即可避免停机。
2.2 站控系统改造
目前部分集气站站内监测控制系统是由3个独立的子系统组成, 分别是:井口数据采集远传系统、装置区和外输区监测控制系统、压缩机数据监测控制系统。井口数据采集远传系统、装置区和外输区监测控制系统的功能实现分别由两台独立的计算机完成;压缩机数据监测控制系统目前只停留在现场级水平上, 通过增装CP341通讯卡升级后可直接同PKS系统进行通讯。
目前在作业区设立了作业区集中监控室, 可远程监控所辖集气站中的单井井口数据, 并可远程关断井口截断阀;远程监控所辖集气站上传的分离器进口压力及温度, 站内分离器、闪蒸分液罐的液位, 监测集气站外输天然气流量、温度、压力等参数, 监测生产区域的可燃气体浓度, 监测压缩机运行状态, 并可远程关断。可远程关断集气站进出口阀门。
3 建议及结论
建议:将目前单井系统与站内PKS站控系统整合, 实现单井远传数据与站内运行参数共享, 清晰方便了解集气站单井集输管网运行状态。
加强对数字化集气站实时监控力度。建议增加高清网络摄像机, 增大站内视频文件存储空间, 将现场实时视频、集气站运行参数和安防门禁系统有机结合起来。