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延长气田延气2-延128井区地面集输工艺的优化创新张春威;张书勤;韩建红;梁裕如;薛红波【摘要】Pilot test area of YanChang gas field YQ2-Y128 well area had some problems af-ter completion.Pressure of wellhead equipments and ground gas gathering pipelines were too high and security risk was existed. It was easy to generate hydrate and methanol injection amount was large. The gathering radius was too small and gas gathering station and perma-nent occupancy of arable land was too much. Aiming to above problems, optimization and innovation of surface engineering gathering and transportation technology had been done. The new system is more suitable for YanChang gas field after optimization,and the gas radius increased by 1.4 times, the number of gas wells into single gas station increased 2.3 times, 8 gas gathering stations and about 15% of land area were reduced, more than 20% of the oper-ating cost was cut down, the length of the single well gas pipeline is reduced by 50%, the pipeline engineering quantity is reduced by 54.6%, the single well injection methanol re-duced 50%,the efficiency of single injection methanol pump increased by about 150%,proj-ect investment reduced 0.28 billion yuanand single well ground engineering investment was reduced by 42.3%. In 2014,the project successfully put into production. The system runs safely and smoothly at present.%延长气田延气2-延128井区先导试验区建成投产后存在井口设备和地面集输管线承压高、安全风险大；容易生成水合物、注醇量大；集气半径小、单个集气站纳入井数少、站点多和永久占地多等问题。
油气田地面建设储运工艺革新技术的探讨摘要：随着我国油气资源的大力开发，油气储运工艺在油气开发中的作用越来越重要。
我国的油气储运工程在国家的大力支持下获得了迅猛发展。
在我国油气资源需求日益高涨的背景下，加强对油气田地面建设储运工艺的研究显得尤为重要，这是提高我国油气资源利用率的关键措施。
本文将主要来探讨油气田地面建设中储运工艺的起源、发展。
关键词：油气田；地面建设；储运工艺；探讨油气田储运工程是油气田建设过程中重要的环节，它是油气生产各个环节的纽带，油气储运技术是石油开采的重要内容，它对于提高油气开采的效率具有很大影响。
一、油气田储运工艺概述油气储运主要指的是在油气开采过程中负责油气集中存储和运输的环节。
油气储运是油气开采过程中的重要环节，它是油气生产、加工、分配和销售各个环节的纽带，它提升油气开采效率具有重要作用。
油田储运工艺的发展是科技革命的推动下发展起来的。
下面笔者就来探讨一下油气储运工艺的背景。
（一）油气储运的背景油气储运工艺最早产生于16世纪的美国，当时美国的油气储运主要是通过金属管道来进行敷设。
随着金属管道工艺的不断成熟，美国的油气储运也变的得越来越发达。
20世纪60年代以后，全球的油田储运技术获得了迅速发展，欧洲各国的天然气管道建设已经呈现出了地区性、全国性乃至于跨国性的特点。
天然气管道总长度不断增加，其中欧洲国家在其中占据重要位置。
（二）油气储运的主要内容油气储运工艺是一整套完整的工艺，它涉及的内容有许多但其中主要内容可以分为三大类。
这三大类分别是：油气长距离管道输送；油气田集输；油气储运设施的施工与安全维护。
下面分别来予以介绍。
油田长距离管道输送。
油气田长距离管道运输是我们常常听到的事情，同时也是油田储运工艺的主要内容。
油气储运实际上就是两个部分，一是油气的集中储存，二是油气输送。
油气输送中通常见到和听到的是油气长距离管道输送。
我国油气长距离输送技术长期以来，都保持着国际领先地位，部分成果甚至超过了国际水平。
靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺
徐广军;周艳杰;池坤;韦玮;王遇冬
【期刊名称】《天然气与石油》
【年(卷),期】2011(029)003
【摘要】靖边气田经过十多年的开发建设，气藏资源和地层能量迅速衰竭，为保证靖边气田稳产规模，研究试验了上、下古气藏气合采地面集输工艺，工艺主要采用了井下节流、单井中低压串接、井口不注醇、集气站大压比增压等技术。
通过采用该工艺，技术难度大幅度降低，实现了中低压集气，降低了地面系统运行压力，同时地面投资大幅降低。
该工艺技术的试验及实施，为苏东南20×108m3/a 上古气藏天然气，10×108m3/a 下古气藏天然气规划及靖边气田稳产提供了一种新思路及技术支持。
【总页数】4页(P7-10)
【作者】徐广军;周艳杰;池坤;韦玮;王遇冬
【作者单位】西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710021;西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710021;西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710021;西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710021;西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710021
【正文语种】中文
【相关文献】
1.延长气田上、下古气藏叠合区块地面集输工艺探讨 [J], 陆伟
2.上、下古气藏合采地面集输设计要点分析 [J], 李杰;张书勤;韩建红;李鹤;杨博;梁裕如
3.靖边气田延长稳产期的地面集输工艺技术 [J], 周艳杰;池坤;徐广军;陈小峰;王遇冬
4.苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺 [J], 苏海平;张凤喜;池坤;陈翠
5.延长气田上、下古气藏叠合区块地面集输工艺探讨 [J], 陆伟;
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74一、气田地面集输内涵天然气属于一种高效、绿色能源，为我国实现绿色发展提供了基本的环保资源保障。
我国具有比较丰富的天然气储量，在多年的气田开采过程中天然气地面集输工艺技术也正在逐步趋于完善。
充分保障气田地面集输效率，不仅能够充分满足人们生活基本需求，而且对于气田运输事业的发展和不断进步也能起到极大的促进作用。
二、气田地面集输工艺技术优化措施分析1.集输管网与阀组优化在开采煤层气田的过程中，需要使用大量的集输管网与阀组，故需要做好相应的优化工作。
集输管网呈网状分布，井口布有一定数量的放空管，一旦发生管线事故，管网的运行效率会明显下降。
为了有效提高管网的运行效率，可以采用全新的管网模式，系统中的阀组起到一定的控制作用。
另外，也可以在井口附近设置相应数量的阀组，减少资源的浪费，降低成本。
为了有效保证集输网管与阀组得到更好的优化，需要结合集输系统的运行情况，做好相应的检查维护工作，对阀组进行总量计算，并严格控制其运行温度，选择合理的运行参数，进一步提高煤层气的开采质量。
通常情况下，阀组内部的压力参数主要根据无线传输系统来决定，选择合理的增压站，并做好相应的检测工作，如果发现选择的参数不合理，需要及时更换，并结合集输系统的运行情况，合理布置管线，有效减少积水现象的发生。
2.井口工艺优化由于我国煤层气田地质条件具有一定的复杂性，为了保证煤层气得到有效开发利用，需要不断优化煤层气田地面集输技术，不断减少资源的浪费。
在开采煤层气的过程中，需要在井口安装一定数量的分离器，分离器能够将煤层气内部的水分有效分离。
另外，为了有效保证煤层气田地面集输技术得到合理应用，需要采用合理的排水降压工艺，可以利用抽油机的吸力，直接将煤层深部的水抽出，将煤层水直接输送到排水坑中，在自然光的照射下，煤层水会直接蒸发。
为了有效保证井口工艺得到更好的优化，需要结合煤层气田地面集输技术的应用情况，严格控制煤层气田内部压力，当煤层气田中的压力在0.2MPa左右时，需要根据采气管道的运行情况，合理调节煤层气集输系统的运行效率，进一步提高煤层气的开采质量。
鄂尔多斯盆地延长气田上古生界气藏储层特征研究【摘要】通过对鄂尔多斯盆地延长气田上古生界本溪组、山西组和下石盒子组储层砂岩沉积体系、岩性特征、物性特征的分析，认识到研究区气藏储层主要为障壁岛、辫状河三角洲前缘沉积体系，岩性主要为中粒-粗粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，储集空间以次生溶孔和晶间孔为主；物性较差，属特低孔特低渗储层。
【关键词】延长气田上古生界储层特征岩性特征储集空间鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地。
目前，在鄂尔多斯盆地北部上古生界已陆续发现苏里格、乌审旗、靖边、榆林、大牛地、神木、米脂、子洲等多个探明储量超1000亿方大型气田，形成了“南油北气”分布格局，其中苏里格气田探明和基本探明天然气储量已达到2.85×108m3[1]。
本文针对鄂尔多斯盆地延长油田上古生界天然气储层及成藏特征的研究，进一步明确了盆地东南部天然气成藏地质条件的认识，对相邻区域天然气勘探具有重要指导意义。
1 储层沉积特征根据岩心观察及相标志的分析研究发现，本溪-太原沉积期，气候温暖潮湿，主要发育浅海障壁海岸-潮坪沉积；本溪组以障壁海岸-泻湖沉积为主，可进一步划分为障壁岛、泻湖、灰坪、泥沼等4种微相；太原组以浅海陆棚潮坪沉积为主，可进一步划分为砂坪、泥（碳）坪及灰（泥）坪3种微相。
障壁岛是障壁海岸的沉积主体，砂岩含量可达50%，是研究区油气富集的主要相带。
山西-盒8沉积期，水下分流河道和河口坝是三角洲前缘亚相的沉积主体，砂岩含量高达70%，是该区油气富集的主要相带。
2 储层岩石学特征通过对延长气田100余口探井1700余个薄片的观察分析，认为研究区本溪组、山西组、下石盒子组储层砂岩特征存在一定差异，主要体现在岩石学类型、碎屑颗粒组成、结构构造等多个方面。
2.1 储层岩石学类型镜下岩石薄片观察与统计表明，研究区盒8段-本溪组主要发育3种砂岩类型：石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩。
本溪组以石英砂岩为主；山2段以岩屑砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩与石英砂岩；山1段以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主；盒8段以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，少数石英砂岩。
延长油田上古生界气藏压裂改造工艺技术分析王香增;高瑞民;吴金桥;申峰;汶锋刚【摘要】延长油田上古生界气藏储层连续性较差、含气砂体变化快、非均质性强,具有典型的低孔、低渗、低压、低丰度、低产的特点,储层压裂改造工艺难度较大.在近几年的天然气勘探过程中,通过不断的研究、试验和现场应用,总结出一套基本适应于本区上古生界气藏石盒子组、山西组、本溪组等储层的压裂改造工艺,现场施工后取得了较好的效果.为此,从射孔工艺、加砂压裂工艺特别是压裂液体系、支撑剂、施工主要参数的确定、压裂配套工艺等多个方面进行了阐述,并对现场的施工情况和室内的研究结果加以分析和佐证,最后对延长油田上古生界气藏的下一步压裂改造工作提出了建议.【期刊名称】《石油工业技术监督》【年(卷),期】2010(026)006【总页数】4页(P9-12)【关键词】延长气田;鄂尔多斯盆地;上古生界气藏;特低渗透;压裂工艺【作者】王香增;高瑞民;吴金桥;申峰;汶锋刚【作者单位】中国延长石油(集团)有限责任公司,研究院,陕西,西安,710075;中国延长石油(集团)有限责任公司,研究院,陕西,西安,710075;中国延长石油(集团)有限责任公司,研究院,陕西,西安,710075;中国延长石油(集团)有限责任公司,研究院,陕西,西安,710075;中国延长石油(集团)有限责任公司,研究院,陕西,西安,710075【正文语种】中文延长油田地理位于陕西省北部，构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，面积约1.07×104km2。
自1907年在我国大陆完钻第一口油井并获工业油流以来，延长油田对中生界的石油勘探开发已有上百年的历史，但对古生界的天然气勘探起步很晚，到2006年仅完钻了3口天然气探井。
2006年以后，延长油田加大了天然气的勘探步伐，到2008年底，共完钻天然气探井72口，试气49口/67层。
试气结果显示，除个别井层外，气井基本无自然产能，必须通过储层改造才具有工业开采价值。
延气2-延128井区地面集输工艺技术张春威;梁裕如;薛红波;杨朝锋;胡耀强【摘要】延长气田属于“低渗透率、低压力、低产气量、低丰度”岩性气藏,地形条件复杂、环境恶劣,地面集输十分困难.针对延长气田现状,在总结先导试验工程经验的基础上,利用地面集输优化技术,建立了适用于延长气田的地面集输工艺系统,提高了集输工艺技术的适应性.介绍了延长气田延气2一延128井区先导试验工程及延长气田一期地面集输工程的工艺流程、工艺特点及适应性.通过在延气2-延128井区的应用实践,中压集气工艺具有投资低、操作灵活、运行稳定、维护方便等优点,目前系统运行平稳.【期刊名称】《石油规划设计》【年(卷),期】2016(027)004【总页数】3页(P39-40,51)【关键词】延长气田;天然气;集输工艺;高压集气;中压集气【作者】张春威;梁裕如;薛红波;杨朝锋;胡耀强【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院【正文语种】中文【中图分类】TE866张春威等. 延气 2-延 128井区地面集输工艺技术. 石油规划设计，2016，27（4）：39～40，51延长气田位于陕北斜坡中南部，主体位置在甘泉、宝塔区、延长、延川、子长等地区，属鄂尔多斯盆地，天然气资源十分丰富。
该开发区属于致密岩性气藏，地质情况复杂，具有“低孔隙度、低渗透率、低压力、低产气量、低丰度”的特点，地层压力下降相对较快，加之地处山区地形，给地面集输系统的设计带来了一定的难度。
2012年，延长气田建成延气2-延128井区先导试验工程，采用高压集气工艺［1］。
2014年，通过总结先导试验工程的经验，优化集输工艺，建成了延长气田一期地面集输工程，采用中压集气工艺。
1.1 天然气组分延长气田天然气组分中甲烷含量总体较高，乙烷以上组分含量较低，各层产出气体中均含有少量N2和 CO2气体，不含 H2S。
油气开采化 工 设 计 通 讯Oil and Gas ProductionChemical Engineering Design Communications·39·第46卷第5期2020年5月气田地面集输是油气资源开采重要工艺内容之一，与勘测、采油及钻井等工艺不同，气田地面集输工艺在应用中，危险性高、工艺流程复杂，且容易受到外界环境的影响，造成爆炸、火灾等严重的安全事故，且气田地面技术工艺在实践中的应用具有强连贯性，因此，对气田地面技术工艺技术的优化，还会直接关系到油田开发的效率。
1 气田地面集输系统内容1.1 工作步骤油气地面技术工艺，一般包括油井计量、油气收集、分离原油与水及天然气、脱出易挥发成分等。
在进行完天然气的处理后，还需要对其进行进一步的脱水、脱氢以及深度处理，使其满足使用规范要求，才能真正进行下一步的运输工作[1]。
而对于经处理后的油水混合物，还应该进行处理，将废水中的水与油分离。
1.2 气田地面集输工艺流程气田地面集输工艺一般主要由集油和输油两个部分构成，集油主要指的是从油田开采井向气田集中站运输的过程，输油是处理站向油库运输的过程，气田需要经过开采，收集以及运输向油库的完整过程，才能真正完成油气运输。
按照布局方式，油气集输可以分为单井分离、多井串联集油等。
气田地面集输按照管线数量也可分为单管、双管以及三管集输工艺等。
气田地面集输也可以按照层级分布，分为一级、二级、三级集输工艺。
1.3 气田地面集输工艺设计原则气田的地质特征、开发特性等均存在一定差异，不同油田开发应该选择不同的方式，才能高效完成气田地面集输。
但是气田地面集输工艺的设计过程，应该基于一定的设计原则开展。
其一，应该重视采油环节步骤的控制管理，尽可能减少采油的中间环节；其二，应该保证气田地面集输的连续性，保持集油与输油处在一定平衡；其三，应该尽量让气田地面集输过程保持密闭性，让地层能量得到合理利用；其四，对油气最终产品进行验收时，应该按照规则严格执行；其五，应该在气田地面集输工程中，尽可能推广机械化与智能化，提升地面集输效率；其六，地面集输过程应该满足三脱、三回收的基本原则。
浅析长庆气田地面集输工艺发表时间：2018-11-12T16:32:00.077Z 来源：《建筑学研究前沿》2018年第16期作者：刘利娜1 段明霞1 郑刚2 林晓斌2 周维锁2 [导读] 苏里格气田等，实现了油田资源的有效开采和利用。
为此，文章就三大气田的地面集输工艺问题进行探究，旨在能够更好的促进长庆气田发展。
刘利娜1 段明霞1 郑刚2 林晓斌2 周维锁2 1长庆油田分公司第二采气厂陕西西安 710200；2长庆油田分公司第二采气厂陕西榆林 719000摘要：为了满足天然气调峰、事故应急和战略储备的需要，中国石油天然气股份有限公司拟在长庆气区建设了我国最大规模的地下储气库，包括靖边气田陕45井区、榆林气田南区、苏里格气田等，实现了油田资源的有效开采和利用。
为此，文章就三大气田的地面集输工艺问题进行探究，旨在能够更好的促进长庆气田发展。
关键词：长庆气田；地面集输工艺；靖边高压地面集输工艺；榆林高压地面集输工艺；苏里格低压地面集输工艺我国地下储气库建设起步较晚，最早开始研究地下储气库是在上个世纪九十年代，目前正在使用中的地下储气库数量较少。
针对这个问题，2010年1月21日，中国石油天然气股份有限公司规划了总工作气量为244×108m3的储气库建设目标，并在长庆气区靖边气田陕45井区和榆林气田南区等地下储气库开展初期的调查研究工作。
为了能够更好的促进地下储气库建设发展，文章就长庆气区榆林南区、靖边高压地面集输工艺和苏里格低压地面集输工艺问题进行探究。
一、苏里格低压地面集输工艺在天然气市场需求的快速增长下，天然气开发利用面临空前的压力。
长庆油田在鄂尔多斯盆地发现了世界级大气田——苏里格气田。
苏里格气田是当前我国陆上存储量规模最大的气田，但是从发现实际情况来看，苏里格气田单井产量远远没有达到一般气田经济开发的标准，结合其特点，苏里格气田被人们称作低渗低压，低产气田。
气田由多个单砂体横向复合叠加形成，总体属于致密岩性气藏，单砂体面积渐小，气田储藏层连通性较差。
延长气田集输工艺探索与实践王晓光【摘要】根据鄂尔多斯气田特点及相邻区块的开发特点,国家对延长气田提出了经济合理、技术成熟、安全可靠、规模效益开发的地面集输工程建设要求.对延长气田已有试气参数进行分析,将天然气集输系统与管输压力系统相结合,充分利用气井能量,提高气田集输系统的整体运行效率.通过高压集气、中压集气和低压集气三种集输方案的论述和对比分析,确定了合理的集输方案,即按照中压集气方式对志丹双河地面工程进行技术方案设计和实施,顺利完成了地面工程的建设投产,实现了延长气田规模效益开发.此天然气集输工艺方案对其他类似区块的效益开发具有一定的指导借鉴意义.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2019(038)009【总页数】5页(P26-30)【关键词】集气站;集输工艺;中压集气;加热节流;注醇【作者】王晓光【作者单位】中国石化石油工程设计有限公司【正文语种】中文延长气田地处鄂尔多斯盆地，天然气资源十分丰富。
根据延长气田储藏特点，所辖气井为致密岩性气藏，单砂体面积小，储层之间连通性极差，地质情况复杂，非均质性强，有效储层难以预测，具有低孔、低渗、低产、低丰度、井口压力衰减快的特点[1]。
近年来，志丹县区域上古生界探明天然气地质储量约500×108m3，志丹现有井位坐标136口，延长气田志丹LNG厂已先期开始建设，一期建设规模20×104t/a，二期建设规模40×104t/a。
天然气开发过程中科学合理的集输工艺流程选择至关重要。
首先，要将气井流体压力进行合理利用，同时在具体操作过程中，适当地提高集输系统的整体压力，选择合适的集输半径减少中间接转，最大程度降低集输能耗，提高天然气输送的经济效益；其次，天然气集输工艺的选择需要在充分分析天然气输送环境的基础下进行，最大程度优化简化工艺流程，从而提高天然气集输过程中设备的使用效率，降低工程投资及运维成本。
志丹双河地面工程新建天然气产能5×108m3/a，可确保志丹LNG项目正常生产用气需要，预计开发气井100口，井场50座，建设集气站3座，天然气净化厂1座，生活点1座。
延安气田地面集输工程井口撬装化建设的研究摘要：延长延安气田分布区域广地形高低起伏，施工条件差，施工周期长，井口设备撬块化有保证工程质量、施工周期短、控制进度、低风险、低成本、可重复利用、灵活搬运、安装简单等优点。
本文分析探讨了撬块化建设用于延长气田地面工程的可行性，并给出相应的撬装化方案，并结合延气2-延128-延145井区95口边缘井试采项目的施工经验。
认为气田开发井场设备实现撬装化建设是发展趋势，也为相关的气田地面集输工程撬装工程项目提供参考。
关键词：气田地面集输工程；井口设备；撬装化；采气树1 延长气田地面工程概况延长气田地面工程项目包括井场、地面集输管道、集气站、天然气净化厂、污水处理厂等组成。
其中井口装置，功能独立，结构较小，容易实现模块化、撬装化安装。
在井口实现撬装化可以改善施工条件、提高施工效率、实现工厂化生产、降低施工成本，同时可以为建设单位节省成本，实现灵活搬运，实现快速化建设。
2 气田地面集输工程撬装化2.1撬装化定义撬装化是指在一个结构框架内具有一定功能的设备组合。
本文指依据气田井口类型，将不同的井口装置预制成撬，然后撬体运输到施工现场，现场完成撬体接口连接。
撬装化是标准化设计、模块化建设、规模化采购和标准化预算的统一和升华。
2.2气田地面集输工程撬装化的优势延长气田地面集输工程撬装化的优势主要体现在以下方面。
2.2.1保证工程建设质量撬装装置在制造厂内完成预制，制造厂设施先进、工人技术水平高、管理规范，避免野外恶劣条件的影响，产品加工精度高，保证质量。
2.2.2有效控制项目进度撬块的工厂预制与现场基础施工同步作业，缩短组装、施工工期；可根据项目进度调节人力、预制设备，实现对项目进度的有效控制。
2.2.3降低工程项目成本撬装建设减少了对施工现场劳动力的需求，降低了对现场临时设施、施工器械等投资，极大降低了项目成本。
2.2.4提高安全性由于井口为高压（井口采气树压力一般为25MPa、35MPa、70MPa）、可燃性天然气，井口动火非常危险，需要进行可燃性气体检测，施工时需要按照动火程序办理相关手续，并需要建设专人进行安全监护。
2019年12月探讨如何完善油田地面建设中集输系统工艺韩森杜鑫赵彪马锐田晓洁（长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川750000）摘要：油田地面建设中集输系统工艺的优化，是当前油田企业发展中的亟待完善的问题。
文章就油田集输系统的构成及其在运行中存在的问题予以了分析，并对集输建设中的节能工艺及其主要措施进行了阐述。
关键词：集输系统工艺；地面；建设当前，我国部分油田进入了开采的中后期，受到资源分布、开采程度及运行设施等多方面的影响，导致集输系统的生产中呈现出多个层面的问题。
而与此同时，企业在资源下行的背景下竞争压力却日益提高，集输系统作为油田的核心工艺环节其应充分地优化系统工艺，降低设备运行能耗，做企业节能降耗的“排头兵”，通过不断的技术研究和工艺实践来达成对油田地面技术工艺的方案调整和优化[1]。
1油田集输系统的构成及其在运行中存在的问题集输是井口开始，利用工艺管网收集并进行预处理的工艺模式，在油气生产中被大量的使用。
自在生产过程中采用半自动化、密闭管道式作业模式，其工艺设备涵盖了进站阀组、加热炉、油气分离缓冲器、外输泵等设备，它担负着油田原油及污水的收集、处理和输送任务。
油田的集输工艺设计中，应以工艺流程的优化、设备效率的提升为主要目标。
并在油田集输工艺优化进程中，立足长远规划，并分布实施。
当前，在油气集输系统中所存在的主要问题主要有系统能耗的升级、处理能力的下降及集输设施的老化三个层面[2]。
首先，就系统能耗的问题而言，随着部分高含水油井的开发，导致原油开采难度的直接升级，产油量下降的同时，开采能耗却不同程度地提升，集输系统的节能工艺选择成为系统能耗降低的重要支点。
其次，就集输系统运行能力的降低而言，因前前建设等原因导致设备脱水系统的处理能力难以达到现行的实际运行要求，导致系统内脱水效率和效能的直接下降，这在一定程度上影响到后续工艺处理环节的运行。
再次，随着油田开采的不断持续，油田在建设初期所设立的脱水站、转油站的设备超期服役现象开始出现，其不仅影响到采油集输系统的运行效率，也给工艺设备的安全运行埋下了安全隐患。
延长气田集输工艺分析
白兴家;冯国良;刘飞飞;徐磊
【期刊名称】《石油石化物资采购》
【年(卷),期】2024()11
【摘要】为解决延长气田集输环节存在的安全隐患多、集气半径小问题,规避由此引发的延长气田集输效益下降风险,保证延长气田生产运行效益的综合提升,文章进行了深入系统探究。
先简要分析延长气田气质组分和特性,然后结合延长气田情况给出了高压集气、中压集气和低压集气方案,从经济性、安全性维度入手评估不同方案的可用性,最终确定中压集气方案。
在此基础上归纳可用的延长气田集输工艺细节优化措施,提出引入集中注醇工艺、优化布站设计、改进井场和集气站工艺等建议,希望能为延长气田集输效率的提升奠定坚实基础。
【总页数】3页(P61-63)
【作者】白兴家;冯国良;刘飞飞;徐磊
【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.延长气田延气2-延128井区地面集输工艺的优化创新
2.延长气田延145井区地面集输工艺优化分析
3.延长气田集输工艺探索与实践
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
延长气田上、下古气藏叠合区块地面集输工艺探讨
陆伟
【摘要】延长气田开发时间短,尤其是上、下古气藏叠合区块,开发数据及经验较少,为此,为降低地面工程投资,实现经济有效开发,在充分借鉴周边苏里格气田及长庆靖边气田集输工艺的基础上,结合当前完钻井的情况及试气资料,通过工艺路线方案比选,确定了延长气田首个开发建设的上、下古生界叠合区块延969井区主要工艺路线为：＂井下节流、中压串接、湿气输送、单井连续计量、常温分离、集中注醇、分散增压＂。
同时介绍了该集输工艺存在的问题及下一步研究的方向。
该工艺集输方案的确定及地面建设的实施,为延长气田其他上、下古气藏天然气合采区块的开发建设提供了有益的借鉴。
【期刊名称】《科学家》
【年(卷),期】2016(004)007
【总页数】2页(P60-61)
【关键词】延长气田;上、下古气藏;集输工艺;井下节流;脱水脱烃;单井计量
【作者】陆伟
【作者单位】北京石油化工工程有限公司西安分公司,陕西西安710075
【正文语种】中文
【中图分类】TE8
延长气田位于鄂尔多斯盆地，截至2015年，已开发建设的延2井区、延128井区及延145井区，均属上古气藏，已有的地面集输工艺也是针对上古生界气藏的
特点和气质条件的。
当前正在开发建设的延969井区，位于靖边县东南小河、青
阳岔地区，该区发育上、下古两个气藏，硫化氢平均含量为953.5mg/m3，属于
低含硫气藏。
该井区为延长气田首次开发建设的上、下古气藏叠合区块，开发经验少，为保证地面建设经济合理，在分析研究该井区开发层析、配产、试气数据、采出物的物性数据基础上，研究确定了延长气田延969井区地面集输工艺。
1.1 气藏特征
延长气田延969井区所辖气井为致密性气藏，单砂体面积小，储层之间连通性极差，地质情况复杂，非均质性强，有效储层难以预测，具有“低孔、低渗、低产、低丰度、井口压力衰减快”的特点。
根据现有完钻井资料分析，延长气田延969井区气藏具有以下特征：1）同一井场的气井中部静压相差较大，造成系统压力匹配困难；2）同一井场的气井试气无阻流量相差较大，不同的集输工艺对单井合理配产及气田稳产年限影响较大；3）该区块低产井数量较大，存在采气管线多，采气时间短，利用率低，投资较大等问题。
基于以上气藏特征的复杂性，该区块地面集输工艺必须充分考虑压力系统、单井进站方式等因素，进行多方案比选，才可最终确定。
1.2 开发建设难点
开发建设延长气田延969井区的主要难点包括：
1）根据气藏流体性质分析，上古气藏天然气微含H2S，无需脱硫处理，仅需脱除重烃；下古气藏天然气含有H2S，需进行脱硫处理。
且该区块上古气藏和下古气
藏同一区域同时开发。
目前，国内尚无一套含硫气井与非含硫气井集合采收的优化集气工艺可借鉴参考，为了达到经济有效开发，需革新地面集输工艺技术。
2）单井产量低、递减速度快、稳产能力差，地面建设投资控制难度大，且上古井、下古井以及上下古合采井交叉分布，且分布十分分散，集输工艺比选难度较大。
3）当前开发建设的延969井区与长庆靖边气田存在争议区，社会环境及人文环境
较为复杂。
4）受地面建设区域地形地貌及农林保护地等征地限制，现场选线及站场选址较为困难。
2.1 分输、混输方式选择
延969井区为延长气田首次在靖边地区规划开发的区块，该井区本次开发井为144口，开发层气上古井23口，下古井30口以及上下古合采井91口，平均单井产量为1.3万m3/d，本区块及周边地面集输系统没有形成，很难借鉴苏里格气田上、下古气藏合采区的集输模式，即上古生界气藏仍然按照苏里格气田标准的集输压力系统和集输流程生产，输往苏里格气田的天然气处理厂进行处理，而上、下古气藏合采井则采用井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理的工艺路线处理后接入靖边气田集输管网系统，输送至天然气净化厂进行处理。
此外，如采用上古气藏气井与下古气藏气井及上下古气藏合采井分输模式，则需要两套流程和两套管网，地面建设投资较大，运行管理不便，且本区块上古井贡献产能及数量均较小，分输工艺对减少集输系统抗硫设备及降低下游净化厂脱硫规模意义不大。
故结合本区块天然气规划，兼顾低成本开发战略需求，延969井区上、下古气藏气井采用集气混输模式。
2.2 集输工艺选择
针对国内周边气田和延长气田各集气工艺技术发展现状，根据延969井区完钻井的情况，提出两种集输工艺进行对比：1）方案1，高压单井单管集气工艺；2）方案2，井下节流中压集气工艺。
高压单井单管集气工艺属于传统的采气方式，工艺成熟可靠，使用普遍，该方案以单井为单位，单井单管线进集气站，所有单井均可以在集气站内进行灵活的配产调控，单井之间采气及作业没有干扰，安全管理方便。
同时高压集气充分利用了地层的天然气能量进行集输及稳产，可减少一定的地面集输运行费用。
但是由于采气管线数量较大，材料费及施工费均很高。
投资高，经济效益较差，注醇量及燃气消耗也较高；集气站站内加热炉数量过多，单井计量比较困难。
对于目前天然气价格较低，单井产量也很低的气田开发，单井单管集输方案投资过大，经济效益较差。
方案2为全部单井采用井下节流中压集气方案。
中压串接工艺在国内不含硫气田普遍采用，技术很成熟，如延长气田已经投产的延2、延128及延145井区就采用了这样的中压集输方案。
近年来在国内的含硫气田也在推广应用井下节流中压集输工艺，井下节流技术的关键是井下节流器抗腐蚀性、打捞工具及作业的安全性和可靠性。
根据实地调研，抗硫井下节流器已在苏里格气田以及西南油气田进行了广泛应用，规模化推广，在节流器的研发、现场作业、生产管理、安全监督等方面均积累了成熟的经验。
充分考虑延长气田的实际情况，采用井下节流中压集输工艺是成熟可靠的，相对于方案1中的单井单管高压集输工艺，中压集输工艺采气流程大大简化，在丛试井场可以实现多井串接，管线敷设较短，管网投资较低，注醇费用要比高压集输节约30%以上。
集气站内的流程也极为简化，可以省掉加热炉，采气管线来气通过汇管汇集后，经气液分离及脱水两个主要环节就可以直接外输去下游净化厂，该方案技术经济效益最好。
通过比选，延长气田延969井区采用井下节流中压集输工艺。
2.3 站内脱水工艺选择
由于本区块天然气组份中含有重烃，为保证下游净化厂脱碳装置安全稳定运行，站内集输工艺必须满足同时降低天然气水露点和烃露点的要求，对天然气进行脱水脱烃后外输，其最为常用、有效的技术应是低温脱水脱烃技术。
该技术主要是利用膨胀降温达到脱水脱烃目的，比较常见的设备是J-T阀和透平膨胀机，属于物理法脱水，具有装置设备简单，一次性投资低，装置操作费用低等特点。
根据经济及技术方面的论证，本区块集气站选择J-T阀作为节流膨胀装置，通过低
温分离法进行脱水脱烃，具体流程如图1所示，即原料气经进站阀组进入分液闪蒸罐，经分液闪蒸罐分离出气体所携带的游离水后进入绕管换热器，在换热器内与脱水后的干气换热降温至-5～-8℃左右后经节流阀节流、降压、降温至5.5MPa～5.8MPa、-10～-15℃进入低温分离器、聚结器进一步的脱水、脱烃后通过绕管换热器换热（-5℃～15℃）后外输。
2.4 单井计量工艺选择
为了对气井的生产动态及时掌握，一般要计量每口气井的产气量、产液量。
气井计量存在两种计量方式，即单井连续计量和多井轮换计量。
单井连续计量工艺通常在单井站设有两相或三相分离器，将油、气、水基本完全分离，采用孔板流量计对气体进行计量。
该工艺流程繁杂，分离、计量设备多，投资高，常用于气田开发初期的适采井、距集气站较远井的计量。
多井轮换计量工艺在多井集气站设置单井计量和总计量装置，各井来气轮换进入单井分离计量装置，完成各单井的间隙计量，该工艺具有站场工艺流程简单、分离计量设备少，工程投资省等优点，但该种计量方式为间断计量，单井资料录取准确度低。
通过两种方式的对比，延969井区采用微差压流量计连续计量气井产量，并预留移动计量撬接口。
1）建议天然气规划开发时，能够统筹考虑，合理规划，经济有效开发上下古合采气藏，合理部署集输站场、管线布局，实现区块地面建设的经济有效开发。
2）进一步创新研究上下古气藏天然气合采集气站的建设，实现同一区域范围内，将下古气藏采气井生产的含硫天然气和上古气藏采气井生产的不含硫天然气接入同一座集气站，在保证安全生产的同时有效降低总体投资，不断深化完善对上、下古气藏叠合区块的集输工艺的研究。
3）深化研究气田采出水管输技术，通过选用柔性高压复合管，以及采用小流量、
高扬程的单螺杆泵，将集气站内生产污水通过污水管线输送至净化厂甲醇污水回收装置，从而有效缓解集气站污水拉运压力，减少拉运风险及人员工作强度。
延长气田开发建设较晚，尤其是上、下古气藏叠合区块还处于建设初期，本文通过方案比选，研究确定了延长气田首个上、下古气藏叠合区块延969井区地面集输
工艺流程，且该集输流程已通过专家评审且地面建设已开始实施，为延长气田其他上、下古气藏合采区的地面建设提供了参考。
【相关文献】
［1］苏海平，张凤喜，池坤，等.苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺［J］.天然气
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［2］徐广军，周艳杰，池坤，等.靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺［J］.油气储运，2011，29（3）：7-10.
［3］王协琴.天然气脱水脱烃方法介绍［J］.天然气技术，2009，3（5）：51-54.。
