场站运行中燃气发电机的可靠性保障措施探讨

介绍了燃气发电机的工作流程及在输气场站的重要应用,分析了输气场站燃气发电机运行中启动困难、启动后频率不稳定、无自启功能等不稳定性因素的原因。提出了加装ATS转换开关及欠压脱扣开关实现燃气发电机的自启动功能,在日常应用中重点加强设备设施的管理等可靠性保障措施从而减少燃气发电机发生故障的概率,对保障场站安全生产工作具有重要意义。     

高含硫气田集输场站火气监测技术探讨

为保障高含硫气田生产安全,通常会在集输场站、阀室、隧道采用各类火气监测技术,实时检测硫化氢气体含量与可燃气体含量,实时检测火灾,对集输工程的火气泄漏情况进行全面监测,同时将监测信号引入安全仪表系统实现联锁关断。高含硫气田地面集输工程泄漏监测设备主要包含了固定式硫化氢气体探测器、固定式可燃气体探测器、火焰探测器、激光对射探测器等,本文主要从各类监测技术的原理、监测设备的安装布局,监测信号联锁等方面进行了研究与探讨。     

中原油田完成高硫气田开发课题

中原油田勘探开发科研院历时3年完成的两个“十一五”国家重大专项子课题一高含硫气藏安全高效开发技术、高含硫气田经济技术政策优化及高产气井设计配套技术,日前以96分的综评成绩通过中石化审查。课题研究围绕制约高含硫气田的开发地质、气藏工程技术瓶颈,设立了碳酸盐岩礁滩相储层等4个专题。科研人员历经3年刻苦攻关,形成了一套高含硫碳酸盐岩气藏储层描述、相态研究、产能预测、开发数值模拟等关键技术,促进了普光气田安全高效开发。     

普光气田集输系统腐蚀控制技术的应用

中国石化普光气田主体开发地面集输工程原料气中H2S气体平均含量为14.61%,CO2气体平均含量为9.21%,属超高含硫气田,由于H2S气体的剧毒性、H2S及CO2气体的高腐蚀性、为保证普光气田地面集输管道的长期安全生产运行,必须做好集输管道的腐蚀控制。本文针对中国石化普光气田高含硫、复杂地形、人口密集、全湿气输送的地面集输系统,重点介绍了“抗硫碳钢+缓蚀剂+阴极保护+腐蚀监测”的综合腐蚀控制及监测技术的应用,实现了普光气田的安全投运,初步总结和评价了投产运行后腐蚀控制与监测的实际效果,为今后国内高含硫气田的开发提供了宝贵经验。     

高含硫气田采气集输技术体系的构建与实施

通过对普光高含硫气田采气集输技术现状的调研与分析,分析国内外相关技术标准,依据高含硫气田对安全生产的特殊要求,运用标准化原理,开展高含硫气田采气集输技术规范的研究,构建适用于普光高含硫特色的采气集输技术体系。     

苏里格南气田生产期防砂工艺应用研究

对苏里格南气田气井出砂情况进行分析,认为出砂类型为支撑剂回流。针对如何控制支撑剂由地层回流入井筒,开展了气井合理产量优化研究。同时,结合开发中因气井出砂造成的危害,从井下节流器改进到易发生故障部位进行工艺优化,配合开井、排污控制、壁厚检测等相应制度,达到防砂目的。针对开井初期高产气井以及开发中节流器打捞无阻生产气井,进行井口除砂工艺实施,基本确定不同类型气井除砂制度。该分析研究对保障气田安全高效生产具有重要的意义。     

浅谈大庆徐深气田污水站建设遇到的问题及解决措施

徐深气田为大庆油田主力气田,目前年产气量约18亿方,日产污水量约900方,并呈现逐年较快增长趋势。根据常年对徐深气田污水水质化验数据统计,发现多数气井污水表现出凝析水特征,少数气井污水表现地层水特征;整体来说,气田污水总矿化度较高(300～20000mg/L),氯离子含量高(200～15000mg/L),石油类物质含量较高(20～1000mg/L),硫化物含量较高(0～30mg/L),属于高矿化度、高含油和高含硫污水;同时,在气田生产过程中,还需往气井中加入甲醇、泡排剂、缓蚀剂和消泡剂等药剂,致使气田污水性质十分复杂,处理难度大。徐深气田污水原来一直通过掺进油田污水中,并通过油田污水站统一处理,但是随着近年来气田污水水量不断增大,其对油田污水站水质冲击越来越大,原油田污水站工艺无法满足气田污水处理需要,出水水质无法达标。为了满足气田污水处理需要,大庆油田规划新建一座独立的气田污水站,本次将大庆徐深气田污水处理站建设过程中遇到的主要问题及最终解决措施分享如下。     

国内外含硫气井钻完井技术标准探析

中国含硫天然气藏资源丰富,开发潜力巨大,已经成为我国今后石油工业发展的主要阵地。为了完善含硫气田标准体系,介绍了国内外关于含硫气井钻完井的现有标准,讨论了国内含硫气井钻完井标准的采标情况、适用范围,存在问题及改进建议。     

浅谈高酸气田设备调试组织及问题处理

普光气田大湾区块平均硫化氢含量为15%,二氧化碳9%,属于高含硫气田,为使得大量的高自动控制设备能够在以后酸性环境下集输系统的安全控制系统灵敏可靠,辅助系统运行稳定、生产平稳正常,对大湾区块集输系统设备进行了单机和联动调试,在设备调试的组织协调方面积累了大量的先进经验,实现了大湾区块的安全平稳投产。     

沙漠高含硫气田自控系统探索实践

塔中I号气田位于塔克拉玛干沙漠腹地。气田各单井分布呈长条形分布,属于高含H2S、CO2的酸性气田。为适应以上特点,在控制系统、火气系统、视频监控及无线数字集群等方面进行了有益的探索实践,力求建立一套适应于沙漠高含硫碳酸盐气藏的监控系统,实现气田厂站一体化管理、少人高效、安全生产。     

东胜气田锦58井区稳产存在的问题及措施

东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部，为低渗致密含水气藏，随着开发的深入，生产过程中涌现出不少问题，主要有三方面：一是受东胜气田提产保供影响，部分气井生产制度偏大，导致气井压力、产量递减迅速；二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时，气井容易出现积液现象；三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时，气井频繁水淹，靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析，分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施，现场实验后取得不错效果，为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。     

井筒解堵技术在普光气田的适应性分析

目前国内外井筒解堵技术多种多样,但是受普光气田高含硫化氢及永久式管柱限制,大部分解堵技术在普光气田适用性较差。通过开展针对性调研,结合目前普光气田井筒解堵技术应用及井筒堵塞物成分变化情况,对多种井筒解堵技术进行分析、评价,优化、完善普光气田高含硫气井井筒解堵技术。     

基于智能控制技术的智慧燃气综合调度指挥系统

针对当前燃气公司普遍突现的企业快速发展,管网规模大幅激增,场站自动化智能化需求急迫、生产气源调度与抢维应急指挥等综合调度管理压力增大等问题,制定相关解决方案,实现了整个场站的自动化运行和智能管理,数据采集、计量监控和远程调控系统相互协同,密切配合,共同构成了整个场站智能化管理;实现了管网生产、运行、气源、抢维、应急调度与运营管理各方的资源高效统一化集成和管理;实现了集成SCADA、GIS、巡检、客服、抄表等燃气多业务系统,保障了各业务间无缝切换,最大限度的发挥信息共享作用,提升各业务部门间的协同处理能力和业务处理能力,有效降低燃气安全隐患造成重大事故的可能性,提高了燃气运行运营管理的及时性和科学性,提升城市燃气安全的整体水平。     

高硫气田开发:引蛇出洞化毒为宝

我国海相高含硫天然气资源探明储量已超过l万亿立方米,但大型、超深、复杂山地高含硫气田是否能安全开发?中国石化承担的特大型超深高含硫气田安全高效开发技术及工业化应用项目,为这一世界级难题找到了答案.因攻克了四大世界级难题,形成了五大创新,使我国成为世界上少数几个掌握开发特大型超深高含硫气田核心技术的国家,该技术一举荣获了2012年度国家科技进步特等奖.     

大牛地气田产量递减特征分析

大牛地气田自大规模开发以来已超过10年,部分气井已经进入生产中后期,为进一步合理的调整气井的产量,需要对气井的产量递减特征进行研究。本文将对生产过程中出现的三种类型生产曲线进行分析,通过对258口气井的储层数据,压力数据,配产与储量数据和积液数据结合地下气井渗流规律进行分析,认为三种生产曲线由裂缝、渗透率、启动压力等共同影响形成,为维持气井的中后期稳产提供依据。     

川东北大套管气井测试工艺技术研究

针对川东北地区高温、高压、高含硫气井以前在大套管内进行射孔测试两联作和射孔酸压测试三联作经常出现管柱或测试工具刺漏造成测试一次成功率低、解封困难甚至卡钻的实际情况，我们对此类井的测试工艺技术进行了认真深入的分析研究，找出了发生问题的原因，对测试工艺技术进行改进，优化施工方案，大大提高了此类井的测试成功率，解决了此类井解封困难的问题。为同类气井施工提供了宝贵经验，值得参考借鉴。     

高含硫气田安全环保控制技术

在高硫气田的开发过程中,很可能出现管道腐蚀、有害气体泄漏、中毒等重大安全环保事故,故必须及时采取相应的技术措施进行处理,才能进一步保证气田的正常运行.鉴于此,本文主要对高含硫气田安全环保控制技术的相关问题进行了探讨.     

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

靖边气田集气站自控设备、仪表的供电方式有市电及站内发电机供电两种方式，市电断电后需应急保障点员工从驻地出发上现场人工启动发电机，通过对集气站目前用电现状研究，计划通过增设燃气发电机自动化控制系统，实现市电断电后发电机自动远程控制自动启机、加载、供电。     

浅谈大湾气田生产准备对安全投产的影响

生产准备工作是石化企业投产前的一项重要工作,是从工程建设转入生产经营的必经阶段。生产准备工作影响企业的启动、试运行和投产后的安全、平稳生产,大湾气田生产准备纲要的组织实施对大湾气田的安全投产起到指导作用。     

松南气田单井增压与整体增压匹配关系研究

松南气田于2009年10月底建成投产,累计生产原料天然气67.08亿方。目前松南气田生产井整体井口油压、产量逐年递减。自2016年开始,逐步对松南气田营城组和登娄库组低压气井实施单井增压,为保证气井平稳生产,提高气田采收率,2018年建立松南气田整体增压项目,2019年9月建成投产试运行。文章对松南气田增压现状进行了介绍,对进入整体增压气井的时间进行了预测,并结合目前工艺现状及气井生产情况,分析研究了松南气田单井增压与整体增压的匹配关系。