集气站
- 气田开发后期天然气增压方案及工艺适应性分析
、井场64座、集气站6座、净化厂1 座，建成产能6×108m3/a，商品天然气输往下游LNG 工厂，用气压力为4.5～5.0 MPa。集气工艺采用中压集气工艺：井下节流、井间串接、湿气输送、常温分离、集中注醇。截至2023 年6 月，井区已开发6.5 a，超出自然稳产年限1.5 a，目前平均地层压力10.98 MPa，平均井口套压6.36 MPa，接近半数的井口套压小于5.7 MPa，该井区急需进行增压开采。气田集输管网布局示意见图1。图1 气田集输管网布
石油工程建设 2023年6期2024-01-03
- 煤层气地面集输系统压缩机能效提升方案研究
体压力的降低，集气站内压缩机的生产运行工况严重偏离原系统设计压力，导致出现实际运行效率低、能耗高的问题[1]。目前，压缩机节能降耗相关研究主要集中在优化控制运行、并联运行的多台压缩机负荷分配与输气管路匹配等方面。为保证压缩机高效平稳运行，刘志新[2]提出了一种应用于干气提纯装置中往复式压缩机的气量调节控制方案。段志刚等[3]以中亚管道压气站为对象，提出了一种分布式能源系统的优化方案，对压缩机的开启方案进行优化设计。李冠男[4]在气缸温度、冷却器性能、气体质
油气田地面工程 2023年1期2023-02-16
- “三低”气田放喷回收工艺在苏里格气田的应用
面采气管线输入集气站进行回收，避免点火燃烧天然气。1.1 工艺流程设计苏里格气田地面集输工艺采用井下节流、井口不加热、井间串接的中低压集气模式，在中低压的集气模式下(集气站进站压力1.0～3.0 MPa)，能够保证试气放喷的排液效果。为此设计一套放喷天然气回收流程，在试气过程中通过控制放喷、除砂、脱液、降压、计量最终进入生产管网集输系统，如图1所示，实现放喷天然气进站回收[5- 7]。图1 工艺流程示意图1.2 主要设备及参数撬装式一体化天然气处理装置，主
钻采工艺 2022年3期2022-07-06
- 中浅层气田单井增压工艺技术探讨
层气田现有2座集气站出现低压气井，分别为SY集气站和SS集气站。SY集气站管辖气井27口，其中间开井11口，该站地面工艺采用“多井高压集气、站内换热节流、轮换分离计量”工艺流程。SS集气站管辖气井2口，均为间开井，该站地面工艺采用“气井高压集气、站内分别换热节流计量、混合计量”工艺流程。上述13口气井开井后井口压力2 h后降低至地面管网压力，难以外输生产，开井时率低。2 解决方案及工艺对比分析为恢复低压气井生产，对SY集气站和SS集气站进行增压改造并开展现
化工管理 2021年12期2021-06-16
- 凝析油集输管线气阻现象形成原因及优化对策
艺采用“单井+集气站+联合站”的三级集输工艺，其中单井和集气站均采用无人值守的方式进行运行管理。单井流体依靠地层压力自喷混输至集气站，通过集气站进站汇管分别进入高压分离器或中压分离器进行分离。集气站内分离形成的高压气、中压气和液相分别通过高压气集输干线、中压气集输干线、油集输干线进入联合站进行处理。在地面运行管理中，部分集气站出现了中压气集输干线出站压力低于油集输干线出站压力的情况，导致中压气集输干线发生窜液，迫使运行人员通过现场手动调节中压分离器气相出口
化工管理 2021年15期2021-06-15
- 苏南集气站站控SCADA系统的开发与应用
0018）苏南集气站日设计处理能力400×104m3，是苏里格地区处理规模最大的集气站，各井丛开采的天然气通过管道输送到集气站进行预分离处理，然后通过外输计量流程管线集中输入至外输集气管线，输往苏里格第五天然气处理厂处理后，进入供气管网。苏南集气站既要实现站内高效处理能力，也要集中监控所辖井区所有井丛生产数据的实时监控，生产数据庞杂、处理能力远高于苏里格气田常规集气站，安全生产的风险等级较高。为实现无人值守, 保障生产安全、优化人力资源和提高劳动生产效率，
石油工业技术监督 2021年2期2021-03-16
- 集气站压缩机节能改造技术探讨
过将某能源公司集气站压缩机主电机改造为永磁同步电动机，进而分析其节能效益。结合集气站天然气压缩机组使用情况， 分析了采用不同气量调节方式进行节能改造的可行性， 经对比分析， 推荐采用液压可变余隙气量调节装置。关键词：集气站;压缩机;节能改造;气量调节方式油气田进入开发后期， 产气量受输气压力和用户用气情况的影响而随时发生变化， 按照原来生产规模设计的天然气压缩机组， 需要通过旁通打回流运行才能解决输气量的变化问题， 存在很大的能量浪费， 因而需要节能改造。
科学与财富 2021年2期2021-03-08
- 气田小压差节流脱水工艺评价计算方法*
在开发初期，在集气站采用高压集气、节流膨胀制冷、低温分离脱水工艺，保障外输气质达到要求[1]。随着气井压力下降，站内可利用节流压差逐渐降低，脱水深度降低。通过在集气站应用小压差节流脱水工艺，在一定时期内可继续保障集气站脱水深度。但小压差节流脱水工艺应用效果受到多种因素影响，气田生产中一般只进行了定性分析。为实现对该工艺系统的定量分析及评价，总结了一项计算公式，可对该工艺系统的节流制冷温降系数进行定量计算，对该工艺的后续应用及调整具有一定指导意义。1 工艺原
油气田地面工程 2021年2期2021-02-26
- 关于集气站放空气回收工艺的分析
摘 要：本文对集气站放空气回收的特点进行概述，重点分析集气站放空气的回收工艺，在此基础上讨论集气站放空气回收的经济效益与社会效益。关键词：集气站;放空气;回收工艺天然气放空是气田开发过程中的一种必要措施。通常情况下，对于放空天然气主要采取点燃排放的处理方法，对放空天然气的利用程度不足。因此需要研究有效的集气站放空气的回收工艺，促进集气站放空气的高效回收利用。1 集气站放空气回收的特点放空天然气回收工作对于实现节能减排具有重要作用。在油气田的生产过程中，放空
中国化工贸易·上旬刊 2020年3期2020-09-10
- 天然气集气站温室气体计算及减排策略研究
人[12]。某集气站为某公司独立建设及运营，碳排放量全部计入该公司。1.2 辨识排放源确定组织边界后需要识别排放源，主要分为直接排放源、间接排放源和其他间接排放源[13]。直接排放源指企业生产产生温室气体的排放源，如固定燃料等;间接排放源指为生产所需外部供能，如电、热或者蒸汽等;其他间接排放源主要指除了上述以外的由于自身活动造成的排放源，如因为员工上下班或者出差等自身原因造成的温室气体排放。在核算集气站温室气体排放时仅需要计算直接排放源和间接排放源。1.3
天然气与石油 2020年4期2020-09-08
- 基于PID 控制的某页岩气集气站产能调节
均衡[4]。就集气站而言，当外输任务量需要根据配产方案进行调节时，就有可能需要对单井产量进行动态调控，从而使这些页岩气井能够在一段稳定的生产时间内维持较合理的气井产量，从而获得满意的产气量和较长的稳产期，使页岩气开采有较高的采收率和最佳的经济效益[5]。考虑到该气田有试采井和生产井两种，为达到片区产量在一定范围内可调控的目标，可在确定调产目标和气田稳定生产制度的基础上，根据片区内不同气井不同的压力和产量，按照外输需求选择通过定压调产或定产调压的方式控制片区
化工管理 2020年21期2020-08-08
- 浅谈Z集气站采出水工艺流程优化措施
线中，并汇集至集气站。集气站采出水外输所使用的螺杆泵具有额定处理能力，在应对气井出液、开井推液、清管作业等情况时可能无法及时处理，需排入地埋罐以缓解站内设备生产压力[1]。地埋罐中的采出水则需要使用罐车拉运至处理厂。如何改进集气站排液困难以及解决采出水拉运所带来的各项风险，成为了生产后期液相管理工作中的一项重要课题。1 采出水生产现状以X 集气站为例，该站所选用的是耐驰螺杆泵（图1），2013年8月投入使用，型号为NWI100SH78，其设计排量为在螺杆泵
石油工业技术监督 2020年3期2020-06-08
- 苏里格气田固体消泡工艺优化研究
管网积液、影响集气站压缩机正常工作甚至损坏压缩机、导致处理厂脱水溶剂三甘醇流失或者失效等。因此，消除泡沫影响意义重大，关系到泡沫排水采气的实施效果，有利于消除对下游工艺的危害。苏里格气田地面集气工艺流程为:井下节流、井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理[3]，苏里格气田单井数量多，井口来气接入采气干管，干管直接接入集气站，这种模式使集气站内进行消泡具有可操作性，随着泡排工艺的持续开展，消泡工艺技术越来越重要。目前
钻采工艺 2020年6期2020-04-26
- 天然气集气站防火防爆的安全防控措施管理
问题，而天然气集气站防火防爆安全问题值得管理人员去思考，若集气站发生事故后果不敢想象，文章结合实际，对天然气集气站防火防爆安全管理要点进行了探讨，希望分析后能够减少安全事故的发生。关键词：天然气;集气站;防火;防爆;安全管理1.天然气特性（1）天然气中含有很多中气体组分，主要的组成部分是烷烃，甲烷几乎占到了95%以上，此外还还有其他一些气体，比如丙烷、丁烷、二氧化碳、乙烷、水分以及其他的一些气体;（2）天然气的主要特性是易燃易爆，与空气接触之后，只要其温度
科学与财富 2020年2期2020-04-01
- 塔中I号气田采出水就地分离回注应用实践
要通过“单井、集气站（或集油站）-联合站”的布站方式集输进站处理[4-5]，塔二联站外集气站4 座、集油站1 座，塔三联站外集气站5座，集油站2座，塔中I号气田主要站点水量分析见表1。在目前生产状况下，塔二联、塔三联两座联合站水处理系统均超负荷运行，分别超出水处理系统设计能力60 m3/d、110 m3/d，而峰值产水量时则远超过联合站水处理能力。表1 塔中I号气田主要站点水量分析2 采出水治理情况2.1 治理思路根据塔中I 号气田地面集输配套流程和碳酸盐
石油石化节能 2020年1期2020-03-16
- 集气站压缩机节能改造技术探讨
过将某能源公司集气站压缩机主电机改造为永磁同步电动机，进而分析其节能效益。结合集气站天然气压缩机组使用情况， 分析了采用不同气量调节方式进行节能改造的可行性， 经对比分析， 推荐采用液压可变余隙气量调节装置。关键词：集气站;压缩机;节能改造;气量调节方式油气田进入开发后期， 产气量受输气压力和用户用气情况的影响而随时发生变化， 按照原来生产规模设计的天然气压缩机组， 需要通过旁通打回流运行才能解决输气量的变化问题， 存在很大的能量浪费， 因而需要节能改造。
科学与财富 2020年32期2020-03-10
- 东胜气田滚动建产期管网部署优化
系统采用“井-集气站-天然气处理站”两级布站模式，通过集气站-集中处理站两级增压工艺控制采气管道运行压力，集气过程中不注入抑制剂，降压防堵。气田中部建设天然气处理站1座，设计规模为20×108m3/a，东西方向建设 DN500的输气干线两条，各集气站通过集气干线枝状接入干线，天然气通过集中处理站统一处理外销。截至2019年底，东胜气田已建成集气站15座，处理站1座，各类集输管道615 km。东胜气田单座集气站设计规模50×104m3/d，每座集气站设置进站
油气与新能源 2020年6期2020-03-04
- 集气站多协议数据采集监控技术
刘 洋，杨传将集气站多协议数据采集监控技术刘 洋，杨传将（武汉船用电力推进装置研究所，武汉 430064）集气站监控设备众多，包括加热炉、分子筛、火气探测设备、流量计设备，各个设备都有各自的通讯协议。本文讲述了集气站多种Modbus协议设备的数据采集过程，并通过以太网通讯在组态软件中进行数据监控的技术。结果表明，该技术能长久稳定运行。集气站Modbus MP277 数据采集0 引言集气站是收集气井所生产天然气的站场，在集气站内对天然气进行节流降压、加热、调
船电技术 2019年12期2019-12-23
- 气田地面集输管网参数优化设计
线、集气管线、集气站，将气井天然气输送到放射状管网中。之后，经过集气站和集气支线以及干线传输到集气总站。环状的组合形式便是对集气干线进行环状布置，以承接集气站来气。集气环网上设定一个恰当的位置将管线向集气总站引出。枝状管网会设计一个主干线贯穿到气田中，经由干线向集气总站集输。天然气集输网络从组成上来看包括节点和弧，各个节点之间成立毗连干系，将这类干系确定下来，对拓扑布局问题予以解决，这是应重点解决的课题。如果天然气集输网络是有向网络，还需要对弧的方向加以确
商品与质量 2019年29期2019-11-28
- 集气站放空天然气回收工艺研究
非摘 要：针对集气站放空天然气的回收问题，结合国内外放空天然气的回收现状，首先对我国放空天然气的回收需求进行简单分析，最后提出一种集气站放空天然气的回收工艺，并对其进行经济分析，证明这是一种可行的、高效的放空天然气回收工艺。研究表明：我国集气站的放空天然气量相对较多，因此，需要放空天然气进行回收，放空天然气的回收必须结合集气站的工艺进行，回收过程中还需要充分考虑设备启停所产生的放空天然气，本次工艺的提出对于我国天然气回收具有推动作用，完全符合我国提出的节能
中国化工贸易·中旬刊 2019年10期2019-10-21
- 气田地面增压管网系统改造与运行策略
降、干线压降、集气站出站压力、集输气能力。2 增压集输管网系统运行评价（1）单位长度压降以管线单位长度压降作为评价指标，计算集输管网各段的单位长度压力降， 管网中大部分管线单位长度压降值较小，低于0.03MPa/km，单位长度压降平均值为0.011 MPa/km。表明目前集输管网运行状况良好。但存在10条管线存在较大单位长度压降值，这类管线在管网运行中易形成“瓶颈效应”，增大集气站出站压力，严重时将影响管网的整体运行状况。对10条可能存在问题的管段的粗糙度
科学与财富 2019年15期2019-10-21
- 论页岩气田地面工程进展及工艺
艺流程，气井与集气站采取了井站同台的设计方式，井口气体经过高压采气管线直接输向集气站，为了防止天然气在集气管网中形成水合物堵塞管道，井口气在集气站进行了加热、节流、分离的过程，初步分离出其中的游离水。关键词：页岩气田;集气站;脱水站页岩气田位于重庆山区，该区块总共将布置平台63个，气井253口，预计年产气量最大将达到48×108m3/a。本区块产出的天然气将通过川气东送管道最终向下游输送。1 集气工艺1.1 集气站工艺1.1.1 工艺流程气田生产井分布很密
中国化工贸易·上旬刊 2019年3期2019-09-10
- 浅析集气站放空天然气回收技术
目标。关键词：集气站;放空天然气;回收技术;引射技术;节能减排中图分类号：TE991 文献标志码：A在天然气输送和加工的过程中，存在泄漏损失和放空损失的情况。油气田开采作业中，天然气放空是必然的，采取火炬点燃的方式，虽然可以降低环境污染程度，但是却造成资源浪费。因此，集气站放空天然气的回收利用是现阶段重要的任务。1 集气站放空天然气放空的情况和特点1.1 集气站天然气放空的原因天然气开采中，生产的压力非常高，在寒冷的天气中，其形成的水合物会造成气
中国新技术新产品 2019年10期2019-08-01
- 陕45区块增压开采方案设计及效果分析
要有单井增压、集气站增压、气藏增压3种[2-4]。单井增压方式主要适用于单井产量较高、地理位置独立的气井；集气站增压方式主要应用于归属气井增压时机较一致、地理位置集中、增压气量满足压缩机要求的集气站；气藏增压方式主要适用于规模较小、归属集气站的气井数量较少的气藏。大多数气田都采用集气站增压方式，或者集气站与气藏增压相结合的增压方式。目前关于气田增压工艺流程的研究较多[5-8]，而对增压方式优选及增压开采效果预测的研究较少。本次研究结合靖边气田陕45区块的实
重庆科技学院学报（自然科学版） 2019年3期2019-06-24
- 大牛地气田二次增压时机及增压方案优选
压力的预测确定集气站的压力变化情况。图1 增压时机确定步框图Fig.1 Supercharging timing determination step block diagram（2）根据现有管网中采气管线与集气管线的各项基本参数，建立管网模型，并利用各时期的生产日报进行校核，确保模型的准确。（3）根据未来产能规划以及各站配产情况，控制首站进站压力，计算出在规划的配产条件下各集气站需要的最低进站压力[8]。（4）对比气井本身规律所预测的未来各站进站压力与模
西南石油大学学报(自然科学版) 2019年3期2019-06-12
- 涪陵页岩气田无人值守集气站建设
要方向[1]。集气站无人值守建设由于受诸多条件限制，安全风险较大，实施难度较大。涪陵页岩气田所生产的页岩气纯度极高，而且不含硫化氢等剧毒成分，为建设无人值守集气站创造了条件。通过通信系统、安防系统、SCADA系统及信息系统的建设，目前一期产能建设的53座集气站全部达到无人值守条件，45座集气站实施了无人值守。1 无人值守集气站技术保障1.1 安全保障集气站是气田重要的生产单元，采用井口来气→除砂→加热→集气汇管→分离→计量→集气支线的标准化工艺流程（图1）
油气田地面工程 2019年3期2019-04-11
- 气田无人值守集气站的运行及安全管理
管理的过程中，集气站都是非常关键的场所，其安全性自然不容小觑。伴随着科学技术的不断进步和数字化水平的不断提高与普及，集气站也由之前的有人值守逐渐变为无人值守，在很大程度上提高了气田集气站的管理水平与管理效率，所以对于无人值守集气站的运行及安全管理有关人员一定要充分重视。关键词：气田;无人值守;集气站;运行;安全管理伴随着气田开发技术的不断发展与完善、企业对成本的控制需求以及数字化技术的不断进步，气田集气站逐渐的演变成为无人值守方式，有人值守、集气站内自动控
科学与技术 2019年8期2019-04-10
- 浅谈气田无人值守集气站的安全管理措施
提高，因此气田集气站管理也从根本上得到了提升，逐渐从较为传统的人力值守慢慢向无人值守转变，从而有效减少人力资源的投入，真正实现自动化与智能化发展的目的。本文根据目前气田无人值守集气站的安全管理潜在的一系列问题进行了简单的说明，同时并提出一系列的解决措施，最终有效提升气田无人值守集气站的安全管理质量。关键词：无人值守;集气站;安全管理问题;措施1.前言由于气田技术的不断发展与进步，自动智能化技术的不断发展以及应用使得气田集气站慢慢朝着无人值守不断进步与完善，
科学与技术 2019年8期2019-04-10
- 链接
要工程包括1座集气站、1条26公里集气干线、26公里气田道路、8口单井井场设施、72 公里采气管线及接入的井口、集气站改造工程。亮点两个项目均创出工期短，无质量、安全事故的优良业绩。◆A区萨曼杰佩增压站项目□今年2月份授标工厂，9月份4台压缩机通过空运方式陆续到场，制造运输只用了8个月，创压缩机组采购安装最短周期纪录。□在不到3个月的时间内40名焊工完成工艺管线焊接7万余达因，焊接一次合格率97.15%，创造了新的阿姆河纪录。◆B区集输第四阶段项目□同类项
石油知识 2018年1期2018-03-19
- 智能仪表数据无线传输技术在撬装化设备上的应用
页岩气田标准化集气站均按无人值守设计，为了提高设计、采办和施工效率，集气站处理设备采用撬装化。撬装化设备配置高性能的智能仪表，根据撬装设备不同工艺生产处理要求配置高性能监测、控制系统，可实现撬装设备生产过程参数实时采集控制，撬装设备安全系统可实现紧急联锁关断功能，保证现场撬装设备精确的监测、控制，以及系统整体运行的稳定、可靠。智能仪表作为页岩气田底层框架的基础数据采集部分，撬装设备智能仪表数据传输的安全性、可靠性比较重要。在满足页岩气田安全生产的前提下，智
山东化工 2018年4期2018-03-16
- 气田无人值守集气站的安全管理研究
的需要以及气田集气站管理水平的提高，气田集气站从传统的有人值守逐渐向无人值守发展，大大解放了劳动力，降低了劳动成本，达到了“劳动人员少、自动化程度高”的目的。本文对气田无人值守集气站的安全管理现状、存在的问题以及相应的解决措施进行研究，以提高气田无人值守集气站的安全管理水平。关键词：气田；无人值守；集气站；安全管理随着数字化进程的推进，气田集气站值守从传统的有人值守过渡到站内自动控制再到如今的无人值守，解放了大量的劳动力，实现了“劳动人员少、自动化程度高”
中国化工贸易·中旬刊 2017年1期2017-10-21
- 高寒地区集气站降温集输方法研究及应用
步提升高寒地区集气站相关运行的安全性，是工作人员需要考虑的问题。在保证天然气平稳输气的基础上降低设备运行质量、热损失，降低水泵、加热炉等设备的电量、天然气消耗，并且积极探索输气设备低温运行方法。开展相应的实验后发现实施降温集输模式能够节约不必要的电量和气消耗，产生显著的效果。关键词：高寒地区；集气站；降温集输方法；应用措施高寒地区在冬天气温较低的条件下，全天候运行的真空炉采暖泵会让设备运行期间设备可能出现故障，而且井口伴热真空加热炉出口温度和入口温度分别在
企业文化·中旬刊 2017年4期2017-05-18
- UPS远程管理系统应用及效果评价
不间断电源”是集气站自控及网络系统正常运行的重要保障，不仅能在外电骤停时无挠动在线切换为蓄电池组供电，也能在外电输入正常时起到稳压、滤波的作用，确保自控系统、网络通讯以及监控设备正常运行。目前，在集气站UPS系统实际运行的过程中，UPS蓄电池组难以保障定期进行充放电维护，造成系统运行效率降低，蓄电池寿命缩短。本文结合集气站UPS系统运行现状，提出应用UPS远程管理系统，并对实施效果进行分析评价。UPS系统；远程管理系统；智能断路器1 集气站UPS系统运行现
石油化工应用 2017年4期2017-05-09
- 集气站防雷防静电装置管理探析
719000)集气站防雷防静电装置管理探析魏雄健 韩越(中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第二采气厂,陕西 榆林 719000)集气站为易燃易爆场所，防雷防静电装置能有效降低雷电侵袭。本文将主要阐述集气站防雷防静电装置存在的问题以及对策，对其整改工作提供合理的参考意见。集气站；防雷防静电接地装置；存在的问题；对策分析集气站的雷电灾害事故易造成较大的人员伤亡和经济损失，对集气站防雷防静电装置进行科学管理，确保防雷防静电设施安全有效，预防雷击、静电引发火
化工管理 2017年15期2017-03-04
- 探析数字化集气站生产系统安全性分析
0)探析数字化集气站生产系统安全性分析田恒阳(大庆油田有限责任公司采气分公司第二作业区，黑龙江 大庆 163000)对数字化集气站的研究是根据井口、集气站以及处理厂之间的流程关系以及它们之间的工艺和仪器控制系统之间的联系进行探索的，在这之中集气站是探析数字化集气站生产系统安全性分析的重要关键点，所以要对集气站进行全方位的研究，研究内容包括其安全保护层分析、以及容易出现的安全隐患比如发生泄露等事件进行领结图分析（BOW-TIE），通过这种关联图分析法可以很好
化工管理 2017年17期2017-03-03
- 煤层气集气站危险因素分析及防治措施
题综述·煤层气集气站危险因素分析及防治措施庞东林(山西兰花煤层气有限公司，山西 晋城 048000)集气站是煤层气地面抽采的主要系统之一，具有高温、高压、易燃、易爆、有毒的特点，并且站内设备较多，生产运行过程中存在的危险性因素较多，极易发生爆炸、火灾等事故。分析了导致集气站发生事故的危险因素，从设计施工、火灾防治、日常安全管理、建立应急预案等方面提出了预防措施，能够有效消除集气站潜在的危险因素，预防事故发生。煤层气；集气站；危险因素；防护；事故应急响应煤层
山西焦煤科技 2016年7期2016-12-02
- 天然气井口数据远传建设应用
9000）气田集气站所辖气井较多，通常达上百口，井场采用井丛模式，计量方式采取井口计量，同时为确保井口生产安全，井口紧急截断阀需要实现远程截断功能，因此在对井口数据实现远程传输的基础上，提出了更高的要求，本文主要针对气田井口特有的工艺模式，阐述了井口数据传输的过程，以及单量、井口紧急截断功能的实现。神木气田；井丛；数据远传；MODBUS随着数字化气田的不断建设，长庆油田第二采气厂对榆林、子洲气田所有天然气气井已经实现数字化管理，实现了对井口数据（油压、套压
石油化工应用 2016年5期2016-09-20
- 基于气田枝状管网集气站压力确定及计算软件开发
于气田枝状管网集气站压力确定及计算软件开发惠凯西安石油大学石油工程学院（陕西西安710065）摘要枝状管网集气站压力通常是根据气体处理厂进厂压力与经验值反推确定，同时存在集气站压力不能因井口压力发生变化而变化的问题，进一步导致不能最优化利用输气管道系统。根据处理厂进厂压力及单井井口压力共同确定集气站压力，以平坦地区长距离输气管道基本公式为基础，运用流体力学及相关基础理论进行程序编写，计算软件可实现对集气站压力和各输气管道对应管线流量的求解。计算结果与巴格德
石油工业技术监督 2016年4期2016-06-02
- 集气站放空气的回收工艺探讨
。文章着重探讨集气站放空气的回收与利用，提出合理的技术建议，为气田节能减排提供技术参考。关键词：集气站；放空气；减排技术；回收与利用中图分类号：TE868 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）05-0175-021 集气站放空气的现状及特点根据大牛地气田气藏特点和多年滚动开发经验，形成了“井口不节流、高压进站”的标准化单井采气流程。取消了气井井场处理设施，集中在集气站统一处理，因此气井生产过程中的放空也集中在集气站发生。集气站放空的天然
企业技术开发·中旬刊 2016年2期2016-05-30
- 长庆油田天然气集输工艺技术
艺技术1.1 集气站通过进站区注醇、加热炉加热、分离器分离（个别集体站二级分离）等技术，极少部分集气站采用喷射引流技术（即利用装置使高压井喷射引流形成负压带动低压井气体流出），在集气站中使气体再次降压并保障温度不至于太低。为防止冬季极端天气集气站进站区发生冻堵，个别集气站采用了站内注醇技术。1.2 集气站到处理厂支干线在管线设计和铺设过程中，尽量较少管线的弯度，防止形成U型管和W型管。但在第二采气厂子米区块，由于山大沟深，往往无法避免，每当冬季严寒，经常在
化工管理 2015年21期2015-03-25
- 靖边气田无人值守集气站发电机远程控制自动启停技术探讨
8500)1.集气站供电系统现状按照无人值守站巡检管理规定，应急保障点员工每天对管辖站进行1次巡护，目前集气站日常均使用市电，夏季农忙及秋、冬季地方线路普查时，集气站市电断电及闪停现象较为频繁，导致站内自控设备无法正常运行。因集气站归属与市电归属的重叠性，同一应急保障点管辖集气站市电也大多归属同一变电所管理，如变电所发生断电，应急保障点连续往返各集气站启运发电机。目前集气站断电后UPS供电时间能够达到1-3小时，当遭遇特殊天气时，由于往返路程较远，部分集气
化工管理 2015年6期2015-03-23
- 油气田集气站数字化应急管理系统∗
工程学院油气田集气站数字化应急管理系统∗王帅1张乃禄1；2王萌1刘旭东2许磊11西安石油大学石油工程学院2西安石油大学电子工程学院针对苏里格气田集气站安全生产和数字化应急管理需求，以苏11—2集气站为对象，研究油气田集气站数字化应急管理系统。系统通过站内运行参数以及状态视频在线实时监控，整合数据信息，诊断危险等级，自动启动响应程序，集预警、准备、响应、恢复各应急环节一体化运行管理，实现集气站生产运行异常自动诊断和事故自动响应。实际运行表明，该系统实现了油气
油气田地面工程 2015年3期2015-02-08
- 沁水盆地煤层气开采初期集输工艺优化研究
升慢，无法满足集气站压缩机启运的最低排气量要求。为了解决该问题，使产气能够正常增压外输，提出了越站集输、集气站中低压连通流程改造方案，应用中压集输站外输线输送低压气、下游集气站集中增压、压缩机单作用运行等办法，很好地解决了开采初期的低产气量集输升压问题。沁水盆地；煤层气；集输工艺；低压输送；越站集输；开采初期1 沁水盆地煤层气集输工艺现状分析2009年9月15日我国第一座数字化煤层气处理中心在华北油田成功投产，标志着华北油田建成了管道输送、气体集中处理外输
石油工程建设 2015年2期2015-02-07
- 数字化集气站有效应急时间控制建模
0021数字化集气站有效应急时间控制建模王烨炜，陈增辉，李彦军，杨昭勇，呼成刚中国石油长庆油田公司第四采气厂，陕西西安710021苏里格气田集气站逐步实行无人值守的数字化运行模式，若站区内无人值守运行时遇超压等复杂情况，场站的应急处置成为关键。文章通过跟踪苏6-7站运行，分析充压过程及应急事件的有效处理时间，导出集气站充压有效时间的计算公式，并通过实例进行了验证和修正，得到了适合苏6、苏36-11区块集气站应急时间计算通式，并对各集气支线的升压时间进行计算
石油工程建设 2015年1期2015-02-07
- 高压集气站电控一体化集成装置的设计
限责任公司高压集气站电控一体化集成装置的设计何李鹏 谭 滨 冯亚军 高 江西安长庆科技工程有限责任公司高压集气站电控一体化装置由稳压电源单元、供配电单元、自控单元、UPS单元及通信单元组成。此装置为集气站提供连续、稳定、不间断的电源，同时通过自控单元对站内生产数据进行采集，利用专用通信信道将所有生产数据上传至上位管理系统，在上位管理系统实现对该集气站的远程监控。根据装置内部各单元的操作方式，结合空间布局设计了三种布置方案。经方案对比，最终采用第三种环形布局
油气田地面工程 2015年10期2015-01-12
- 苏东区块产水规律研究
前苏东区块管辖集气站20 座，投产气井1 005 口，集气站水气比最小值0.05 m3/104m3、最大值2.52 m3/104m3、平均值0.61 m3/104m3；投产气井中573 口井因产水需要采取排水采气措施，占总井数的57 %，产量216.5×104m3/d，平均压力9.1 MPa，平均单井产量0.38×104m3/d，气井产水成为制约产能发挥的主要因素。针对苏东区块生产井产水量无法计量、水样无法获取的现状，通过总结集气站产水规律，分析产出水的性
石油化工应用 2014年3期2014-12-24
- 数字化集气站橇技术在气田地面集输工程的应用
000）数字化集气站橇技术在气田地面集输工程的应用庞 欢（西安石油大学，陕西 西安 710000）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
中国新技术新产品 2014年18期2014-10-31
- 凝析气田凝析油产量浅析
；凝析油产量；集气站及天然气处理厂等一、凝析油来源凝析油是天然气从地层向井底、井底向井口、井口向集气站及天然气处理厂（以下简称处理厂）的采集输过程中因温度、压力下降，天然气中重质组分发生相态变化（气态变成液态）形成的。1凝析油来源于天然气。2产油量取决于天然气产量规模和其原始组分中各组分占比情况。即天然气产量规模越大，原始组分中重质组分（重烃）占比越高，采集输过程中产油就越多。3对单个的凝析气田而言，可认为其天然气原始组分不变，因此产油量只取决于天然气产量
中国新技术新产品 2014年13期2014-08-26
- 复热外输技术在大牛地气田应用时机预测
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。天然气；复热外输；水露点；换热器；时机预测大牛地气田地面集输采用单井高压进站，站内加热，二级节流，低温制冷脱水工艺。一级节流后压力控制在4.9～5.4MPa之间。随着气田气井压力的逐步降低，集气站内可用的节流压差逐渐变小。当气井压力下降到一定程度时，将不再有足够的可利用的压力进行节流制冷脱水，外输气水露点
油气田地面工程 2014年9期2014-04-07
- 气田集气站监控系统
业技术学院气田集气站监控系统李娜 北京工业职业技术学院气田集气站监控系统采用SixTRAK IPm RTU为主控制器，通过与现场仪表智能接口以及现场PLC S7—200进行通信，将采集到的现场信号利用组态软件InTouch显示到站控室监控器上，实现对现场仪表的参数监控。监控系统上位机软件采用美国Wonderware公司研发的In-Touch组态软件，实现数据采集、数据处理、监控、报警管理、动态趋势、远程控制及连锁控制等功能。天然气田集气站监控系统已经稳定工
油气田地面工程 2014年1期2014-03-21
- 高温高压酸性气田空冷器设置优化
要包括单井站、集气站、油气处理厂及集气站至油气处理厂含凝析油的天然气采集气管道系统。气田内每口单井产量高，同时井口节流后气体温度高达90～120 ℃、关井压力43～46 MPa，井口流动压力35 MPa。 原料气中H2S 含量3.0～4.5%，CO2含量5.6～6.2%，气田水中Cl-含量120 000 mg/L，属高含H2S、高含CO2、高含Cl-、高温、高压的酸性凝析气田，对国内高温、高压酸性气田开发实属罕见，在世界上也很少见。因此对高温、高压酸性气田
天然气与石油 2014年1期2014-01-03
- 苏里格气田开发中后期地面集输系统优化探讨
m3/a；建成集气站77座，处理厂4座，总处理能力达180亿m3/a；敷设集气干线20条，共887.37 km。根据 《苏里格气田230亿m3/a开发规划》，苏里格气田总体建设规模将达到249亿m3/a。苏里格气田是典型的低孔隙率、低渗、致密气藏，具有地质情况复杂、非均质性强、开发建设难度大的特点。经过多年的现场试验和理论研究，形成了目前 “井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的中低压集气模式，并采用
石油工程建设 2013年4期2013-10-29
- 高酸气田集气站场安全运行管理技术探讨
）一、高酸气田集气站场的安全管理系统分析1.1 传统的安全管理机制分析在高酸气田的集气站场生产过程中，以普光气田为例，普光气田的H2S含量达12.31%-17.05% ，这种高酸气田中含有大量的硫化氢气体，这种酸性气体具有较强的腐蚀性，在传统的设备中，对于这种高酸的防腐蚀工作做的并不是很到位。因此，对于这些设备一般需要选择抗腐蚀性强、性能高的设备，否则会在作业中出现事故。另外，以往的防火系统可以进行检测气体是否遗漏，通过探测器检测，发出报警，从而让工作人员
中国新技术新产品 2012年18期2012-10-16
- 苏里格气田无人值守站试验研究
人值守站试验；集气站；自动控制；数字化按照《苏里格气田230×108m3/a开发规划》，苏里格气田将建成上万口井、上百座集气站，按照中国石油天然气集团公司的要求，气田达产时用工总量应控制在2 000人以内。若采用目前的生产指挥部远程监视、集气站驻站人员人工操作的常规生产管理模式，无法满足气田快速建设的需要。针对大气田人力资源严重不足的现实，只有创新管理模式，进一步提高管理水平，实现对整个生产过程自动化、科学化、现代化、数字化管理，才能有效地减少现场操作次数
油气与新能源 2011年1期2011-12-09
- 苏里格气田数字化集气站建设管理模式
里格气田数字化集气站建设管理模式朱天寿1刘祎2周玉英2常志波2刘银春2杨家茂2付雯婷21.中国石油长庆油田公司 2.西安长庆科技工程有限责任公司鄂尔多斯盆地苏里格气田建产速度快、区域面积大、管理点多、人力资源相对不足,推广数字化集气站建设管理模式,通过中心站的“集中监视、事故报警、人工确认、远程操作、应急处理”的功能和集气站的“实时动态检测技术、多级远程关断技术、远程自动排液技术、紧急安全放空技术、关键设备自启停技术、全程网络监视技术、智能安防监控技术、报
天然气工业 2011年2期2011-03-17
- 沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计
层气田樊庄区块集气站标准化设计王红霞 李娜 张璞 许茜 王遇冬西安长庆科技工程有限责任公司王红霞等.沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计.天然气工业,2010,30(6):84-86.工程设计是地面工程建设的关键,煤层气田“标准化设计、模块化建设”技术是设计理念和设计手段的集成创新。介绍了沁水盆地煤层气田集气站的标准化设计,指出该标准化设计是根据煤层气田总工艺流程和地面工艺技术,并结合近4年来开发建设及现场运行情况所总结出的一套通用、标准、适用于该煤层
天然气工业 2010年6期2010-03-23