涩北气田范文

涩北气田范文（精选5篇）

涩北气田 第1篇

涩北气田设备管理通过数年来的积累总结, 逐步开始实现由点向面, 粗放向精细完善管理的改变, 设备管理已不在是简单的设备维护保养, 是向着高效、自控、快捷等方面发展, 从而为气田安全平稳生产提供更有效保障, 促进公司的全面快速发展。

设备无论从公司资产的占有率上, 还是从管理工作的内容上, 以及生产地位重要性的体现上, 它都占有相当大的比重。管好、用好设备, 提高设备利用率和完好率, 对促进公司设备管理整体上水平具有十分重要的意义。

2 目前气田设备管理存在的问题

2.1 专业对口管理人员匮乏

设备管理的一个重要因素就在于人的管理, 首先气田设备管理人员大多为兼职, 在本职工作之余来做设备工作, 无形成为多数气田设备管理人员的一项额外负担工作, 基本以应付或机械完成为目的, 真正能为自身设备管理出谋划策的几乎没有;其次对于公司层面设备管理, 也是因为人员问题, 一要疲于应付上级安排各项工作, 二要经验不足, 自身尚处于学习提高阶段, 谈何提促进公司整体设备管理上水平。

2.2 管理体制不健全, 责任不明确

目前公司虽然制定了详细的《设备管理实施细则》、《设备与基础设施管理程序》、《维护保养操作规程》等各项管理制度, 但制度执行起来阻碍重重, 难以落实。主要原因分析如下:一是没有专业部门大力推行, 仅靠个人推, 力不从心, 二是各级部门对于设备管理处于想管管一下, 不想管就不管的态度, 没有形成设备管理的主动意识, 三各基层单位同样也存在不把设备管理当回事等问题, 造成公司制度健全, 担执行很少这一矛盾, 四虽然企业针对操作人员责任心不强的问题也相应采取了一系列奖罚制度、但实际上效果并不明显, 且操作人员对处罚不能理解和服从, 造成抵触情绪, 致使企业在缺少人员和无良策的情况下, 只能在制度执行上“只喊不做”, 使制度最终成为一本废纸。

2.3 设备管理职责不清管理无序

目前特种设备的安全附件和节能管理、电气仪表自控的管理、设备的购置、选型、验收和评价等设备管理职责虽明确, 但执行却非设备部门执行, 造成设备管理的不知道在管什么, 每日疲于应付各类资料上报或杂事, 真正未把设备管理工作抓起来, 同理基层对设备管理职责的不清晰, 造成对本身应该管设备的部门不清楚, 设备有问题不知道如何申报等问题, 一系列连锁直接造成目前设备管理的无序。

2.4 设备的使用与保养职责不清相互脱节

目前企业设备的使用保养职责问题, 部分基层领导或操作人员在设备使用上表现为“重用轻管”或者过于依赖维修队伍, 任何设备问题均是等、靠、要, 造成设备使用与保养滞后或脱节, 对设备后期维护保养与检修造成很大困难, 增加许多不必要维修项目, 增加了维修成本。

3 对于设备管理的几点想法

分析设备管理工作中存在的问题, 主要是由以下三方面因素造成:一是人的因素, 二是制度因素, 三是素质因素。建议采取相应措施, 以求最大限度地加强设备管理工作, 提高整体设备管理水平。

3.1 设备管理落实职责, 全员参与

设备的操作、维护工作的终点是基层一线的操作工人, 设备管理职责应该由主管设备领导层层分解落实到各生产单位、班组, 落实到各生产单位操作工人, 只有从制度上保证操作者或使用者是设备维护的第一责任人, 让每一个使用设备的人自觉承担起设备日常维护的工作职责, 才能有效改变重使用、轻维护的不良管理现状。其次就是明确基层生产单位、维修部门、设备管理部门的职能, 充分发挥各层面在设备管理中的职能作用。三全员参与, 设备管理不是个人的事, 只有发挥团体力量, 才能更好的做好设备管理。

3.2 创新管理方法, 开拓管理思路

创新才有生命力, 设备管理工作也必须不断创新。对于我们气田也应该多学习借鉴外资企业、中外合资企业的各类设备管理思想、理论和方法, 如日资企业实行TPM, 欧资企业实行计划预防维修等。他们设备管理的经验可以归纳为一下几方面, 值得借鉴:

(1) 把设备看成生命线, 领导亲自巡检、评比、督促和考核设备部门工作。

(2) 设备管理和维修工作目标明确, 实行优胜劣汰, 提高全员素质。

(3) 充分发挥设备效益, 利用率追求100%, 故障率要求0。

(4) 推行点检制度, 推广全员维修和预防维修, 利用诊断技术预防停机故障。

(5) 自修、检修与社会化修理相结合。采用最经济的维修体制和方法。

(6) 应用计算机进行设备现代化管理。

(7) 开展岗位培训和继续教育工程。

(8) 管理制度、部门岗位责任明确, 考核制度化。

3.3 推行全过程管理, 提升整体管理水平

推行设备全过程管理, 做好设备选型、购置、使用到维修、报废的全过程管理, 把选型、购置与使用、评价相结合;维护与计划检修相结合;修理、改造与更新相结合;专业管理与群众管理相结合;技术管理与经济管理相结合, 达到管好、用好、修好、改造好设备, 提高气田设备整体管理水平。

3.4 维修以预知维修为主, 计划维修为辅

具体措施就要求基层操作工人加强日常巡检, 及时发现问题, 及时联系处理问题。生产单位设备管理人员要定期对所辖设备运行情况进行抽查, 对主要设备每月的运行参数进行分析汇总, 发现问题, 提出设备预知检修意见。公司设备管理层面要不定期的对在运设备运行情况进行抽查, 并且将根据基层单位设备员提供的设备运行情况以及结合先进的设备诊断仪器仪表, 为设备的预知维修做更进一步的参考依据。

3.5 造就高素质的设备管理与维修人才

随着设备自控水平的提高, 对于人员素质的要求也逐步提高, 这就要求在引进新设备同时, 要加强人员技术素质的培养, 从设备的引进起, 定人定设备, 跟踪操作学习, 形成以点带面, 全员精通的目的, 保证设备后期使用的连续性。

3.6 推行设备点检制度

设备点检是近年来国内许多大型企业推行的一种设备管理方法, 以便捷、使用效率高、发现问题及时等优点广为采用, 对于我们来说设备点检既是一种管理方法, 也是一种管理制度, 我们通过今年来的借鉴、使用已经得到一部分使用经验, 现在要做的就是要把这种方法与气田实际生产相结合, 探索出一条适合气田使用的新型点检制度, 让它为延长设备的寿命周期, 确保在寿命周期内设备的各项功能能满足企业的生产需求, 做出自身贡献。

设备管理是一个永恒的话题, 它对生产的影响是不言而喻的, 只有以科学务实的态度提高认识, 加强专业人才的培养, 强化安全教育和培训考核, 不断总结经验教训, 防微杜渐, 才有可能减少或杜绝安全事故, 才能为公司的生存和发展奠定基础, 促进公司快速前进。

摘要：随着目前青海油田天然气开发公司数字化气田的建设发展, 设备管理的日新月异变化, 现代设备的科学管理呈现了新的趋势, 不再是狭义上的设备技术的管理, 而是更广义的生产力的管理, 把握这一新趋势, 对于促进企业设备管理的规范化和科学化具有重要的现实意义。

涩北气田冰堵井治理措施探讨 第2篇

1 涩北气田气井堵塞机理

造成涩北气田气井堵塞的成因较为复杂, 是砂、水及水合物共同作用的结果, 但总的来讲可分为以下三种情况:一是单井集气管线中大量液体水的聚集;二是天然气水合物的生成;三是砂或入井液堵塞管线。

1.1 水堵机理

当单井集输管线中气体的流速低于临界流速时 (冬季管道的温度低于气体的露点, 气态水将凝析成液态水) , 气体就无法将管线中的水携带至站内, 导致管线低洼或弯头处大量积水, 造成集气管线水堵, 致使气井无法生产。这是低压低产井易于反复出现采气管线堵塞的主要原因。

1.2 水合物形成机理

天然气水合物是在低温度、高压力条件下形成的外观似冰的白色结晶固体化合物[1]。水合物的生成除与天然气组分、组成和游离水含量有关外, 还需要一定的温度和压力。只有当系统中气体组分的压力大于它的水合物分解压力时, 含饱和水蒸汽的气体才可能生成水合物。若给定压力, 对于任何组分的天然气存在水合物形成温度, 低于这个温度将形成水合物。若给定温度, 天然气水合物存在极限压力, 高于这个压力则形成水合物, 低于这个压力则无法形成水合物。

水合物形成的主要条件是:自由水的存在, 天然气的温度必须等于或低于天然气中水的露点, 高压。辅助条件有:变流速、压力波动、H2S和CO2等酸性气体的存在、微小水合物晶核的诱导等 (气井出砂加剧了水合物的生成) 。

水合物生产条件预测:涩北气田气井井口压力在5.5-15MPa;天然气相对密度0.556-0.558, 根据图1, 预测涩北气田水合物形成临界温度约为7-15℃, 且随着压力的增加水合物形成温度相对升高。当管道天然气温度大于15℃时, 不会生产天然气水合物。

1.3 入井液及砂堵塞机理

入井液堵塞:钻井液、压井液及泡排剂在井下高温、高压条件下, 极有可能导致其中的高分子组分性能发生改变, 形成裹夹地层砂粒的胶质物质, 这些堵塞物粘附在油管内壁处, 减小气流通道, 导致气井油套压差增大、产气量下降。

砂堵塞:主要是由于地层出砂造成砂埋产层, 或是由于气体的流速达不到携砂的要求, 造成地层砂在单井集气管线沉积而造成堵塞。

2 涩北气田气井冰堵现状及原因分析

2.1 涩北气田气井冰堵现状

根据2011年12月1日-2012年3月20日对三大气田的冰堵数据统计, 110个工作日内涩北三大气田累计冰堵:2156井次, 日平均冰堵:20井次;累计放喷气量:227.75万方, 日放喷气量:2.07万方;累计影响产气量:1487.60万方, 日影响气量:13.53万方。根据图2、图3可知, 与2010年同期相比涩北气田气井冰堵情况得到了缓解。

2.2 涩北气田气井冰堵原因分析

2.2.1 单井管线保温的影响

根据图4对涩北气田产气量及产水量相当的五组单井进站管线保温情况数据的对比分析。可以看出单井管线进行保温后, 平均100米温降较未保温管线下降0.28℃。

2.2.2 井口及进站温度的影响

根据图5对涩北气田冰堵井的井口温度、进站温度及水合物生成温度对比分析表明, 造成涩北气田气井冰堵的最主要原因是进站单井管线气流温度低而生成水合物所致。

图5涩北气田冰堵井井口、进站温度与水合物生成温度对比

2.2.3 气井出水的影响

由图6、图7气井冰堵周期与气井产水及水气比的关系可知, 气井的冰堵周期与单井日产水量、气液比没有明显的规律, 但冰堵井主要为产水小或不产水的气井, 根据现场反吹的结果, 集气管线有大量液体排出, 因此, 携液不畅是造成气井堵塞的一个重要原因。

总之, 涩北气田气井冰堵与井口压力、温度、水气比以及进站管线的长度没有直接规律。它是气井出水、出砂、气流携液 (携砂) 不畅、井口温度低、集气管线温降大等多种因素共同作用的结果。

3 涩北气田冰堵井治理效果分析

为了缓解气井冰堵对产量的影响, 减少气井反吹解堵造成的资源浪费, 涩北气田积极采取措施, 重点从提高气井携液能力、减小管输温降方面着手, 大力推广井下节流、优化气井工作制度、开展采气树保温工作, 冰堵井治理收到了明显的效果。

3.1 推广井下节流工艺

实施井下节流工艺的主要目的是降低了集气管线的压力等级, 提高了气体的流速, 减少水合物形成机会。同时, 可以充分利用地温加热, 使节流后气流温度基本恢复到节流前温度, 有效防止了节流后水合物的生成。由图8可知, 2011年冬季涩北气田共实施26口井, 失败1口井 (砂埋) , 18口井未出现冰堵现象, 7口井的冰堵周期由原来的平均3.14天延长到10.54天, 井下节流有效缓解了气井冰堵的发生。

3.2 采气树保温

采气树保温是在采气树管线及阀门外围包裹保温材料 (毛毡、保温棉) , 降低气体在井口处温降损耗。根据表1, 2011年共在涩北二号气田开展了7口井的采气树保温防冰堵试验, 其中3口井效果明显, 达到了缓解冰堵的目的。由表2涩试9井及涩R21-2井采气树保温前后井口日平均温度及日高低温差可以看出, 保温后井口日平均温度明显提高, 昼夜温差明显降低, 井口保温达到了减缓井口热能损失的作用。

3.3 气井工作制度优化

优化工作制度是根据气井临界出砂压差的要求, 为进一步提高气井的临界携液能力, 提高适当放大气井工作制度以达到减缓气井冰堵频率的目的。2011年涩北气田对7口冰堵频繁的气井进行了优化工作制度防冰堵试验, 根据表3可以看出, 通过优化气井工作制度达到了防止气井冰堵的目的。

4 涩北气田冰堵井治理措施建议

4.1 加强生产管理, 做到早发现、早处理

气井的堵塞需要一个过程, 要加强单井生产数据的监控力度, 建立健全“冰堵井台账”, 分析出气井的冰堵规律, 做到“堵前预反吹”、“堵时即反吹”, 这样既可以减少反吹所造成的资源浪费, 又可以缩短冰堵占井周期, 减少冰堵对气田产量的影响。

4.2 推广井下节流, 提高气井携液能力

并针对井口压力小于7MPa、且冰堵频繁的气井, 采用先下入井下节流后进低压流程进行增压外输。

4.3 开展气井连续流压测试, 做好优化工作制度

放大工作制度及进低压流程提高了气体的流速, 很好的解决了气井的冰堵问题, 但生产压差的放大造成了地层的激动, 给气田的开发带来了不利影响。建议针对气田不同压力等级、产气量及产水量的气井, 开展不同工作制度下的连续流压测试, 以确定出气井合理的生产制度, 避免由于井筒积液造成生产压差降低, 致使气井携液不畅而引起的冰堵现象的发生。

4.4 做好采气树保温, 降低井口温度损失

根据2011年涩北气田采气树保温的2口井的数据表明, 保温后井口日平均温度上升1.6℃, 昼夜温差下降2.6℃, 保温达到了降低井口温度损失的作用, 因此, 建议公司对冰堵频繁的气井进行井口采气树保温工作。

4.5 井口注醇、防控剂能有效缓解气井冰堵

但在井口“一次性加注”效果及经济效益均不理想, 因此, 建议公司对气田的注醇设备进行系统检修, 保证冬季正常投入使用。

4.6 根据气田五组单井管线保温与非保温气井的温降来看

管线保温后平均100米温降减少0.28℃, 因此, 建议对气田产能建设新井单井集气管线做保温处理。

参考文献

涩北气田 第3篇

随着青海油田涩北气田的开发，相继建成了涩-宁-兰管线、涩-仙-敦管线、涩-格管线、涩-格管道复线等对外供气管线。为保证整个气田的正常生产和对下游的平稳供气，实现自动化控制和管理，青海油田引入配套的自控系统。

目前，在控制领域应用较多的为SCADA系统和DCS系统。SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)是以计算机为基础的生产过程控制与调度管理自动化系统，它可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。侧重点于监视和控制，集中了PLC系统的现场测控功能强和DCS系统的组网通讯能力两大优点，性价比高；而DCS即集散控制系统，是在集中式控制系统的基础上发展、演变而来的，侧重于对过程的控制，一般用在比较大的系统中和一些控制要求高的系统中，价格上也相对昂贵。本文结合涩北气田特殊的地理位置和环境，以及对天然气生产的要求，从自动控制功能应用需求出发，阐述了三层结构模式的SCADA系统在涩北气田的应用。

依据涩北气田的开发模式和所处的地理环境，SCADA系统总体结构按“控制分散，管理集中”的原则设计，将系统设计为三层模式结构，由总调度控制中心、区域控制中心、远程终端单元RTU以及数据通讯部分组成。系统设监控中心一座，区域控制中心三座。为了充分利用现有资源，节约开销，根据就近原则，总调度控制中心设置在格尔木，三座区域控制中心分别设在涩北一号气田4号集气站、涩北二号气田9号集气站和台南气田15号集气站，三个集气站都分别为脱水站。SCADA系统采用开放式网络结构，系统总体结构如图1，其中STD为光纤中继器。整个系统设计能很好实现分散控制，减轻了各个站控系统的控制负担，对整个气田的开发和天然气处理进行有效地自动化控制，解决了各个集气站检测变量较多观测点也比较分散的问题。下面对SCADA系统的三层模式结构进行详细阐述：

1 总调度控制中心MCC(Master Control Center)

总调度控制中心设在格尔木石化基地，MCC结构如图2所示。调度中心采用光纤通信方式，使用改进的MODBUS通信协议，来提高通信的准确率。硬件设备包括：服务器两台（其中一台是主服务器，另一台是备用服务器）、操作员终端两台、工程师终端两台、管道模拟终端一台、打印机一台、投影仪一台、相应的配套系统、UPS子系统和一些必须的外设设备，由相应的组态软件实现调度中心的各项功能。

调度中心每天24小时接收各区域控制中心的信息、数据。实现对涩北一号气田、涩北二号气田及台南气田天然气采气、输气、脱水、增压生产进行调度管理和监视控制，保障气田稳定运行。当生产过程出现故障时，系统自动声音报警，操作员工作站根据实际情况，发出控制信号，通过前端机将无线信号传递到LCC或RTU，从而达到对整个气田的统一控制。

为了保证系统安全可靠运行，本SCADA系统采用服务器双机备份系统，当一台服务器出现故障时，另一台服务器自动转换为服务器，服务器的操作系统采用UNIX，其它计算机的操作系统采用标准的Windows，来保障系统安全正常工作。调度中心的工程师站是系统工程师的控制台，为工程师提供系统控制编程和调试平台功能，可对整个SCADA系统进行诊断，并进行模拟培训等功能。

SCADA系统调度中心包括2台操作员站，操作员站监视系统的运行状况，系统报警可在操作员站显示出来，并可直接对警报做出应答，完成操作控制任务。操作员站配有打印机和投影仪，可完成日志、统计报表等的生成工作。

2 区域控制中心LCC(Local Control Center)

区域控制中心是局部管理及控制级，是各个气田最重要的控制中心，可直接对下级的远程终端单元RTU进行控制，接收集气站RTU、井口、脱水装置、增压站RTU上传的数据，向RTU下达指令，完成对RTU的采集数据的处理、显示、报警、发布功能，实现对集气站（RTU）进行远程控制。区域控制中心除完成对所处站场的监控任务外，还负责将所有场站传过来的数据存储并处理，完成向系统上一级提供数据的功能，同时接受和执行调度控制中心下达的命令，实现区域控制的功能。

3 集气站RTU(Remote Terminal Unit)

RTU是整个气田自控系统的基础控制单元，设置在各个集气站，也是SCADA系统的基本组成单元。远程终端RTU完成对管网和站场的工艺过程、控制设备的数据采集、控制、报警连锁、天然气流量计算等。RTU远程I/O模块采用Modbus通信协议，通过无线方式实现与RTU之间的数据传输。每个RTU子站可独立完成本站范围内现场数据的监测和控制，并通过无线方式与监控调度控制中心进行实时数据交换。

RTU选用支持远程I/O模块的控制器，控制器可安装在各个集气站的控制室内，远程I/O模块放在现场防爆接线箱内，要靠近生产区。这样大大节约了电缆的投资，提高了系统的可靠性，并且维护方便。集气站RTU站控系统结构图如图3所示：

4 结论

SCADA系统在涩北气田的应用，不仅提高了整个气田运行的可靠性和安全性，减轻了工作人员的负担，提高了生产效率，而且在实现青海油气田田数字化的进城中起到重要推动作用，为青海油田的进一步发展奠定了基础。

摘要：本文通过对涩北气田SCADA系统设计的阐述,介绍了自动化技术在气田生产和管理过程中的应用。

关键词：SCADA系统,自动化

参考文献

[1]傅景琳,李铁军.SCADA系统在西安天然气管网中的应用[J].现代电子技术,2003,3(146):32-34.

[2]田洪波,姜波,武建宏.SCADA系统在长输管道的应用和发展[J].石油化工自动化,2008,4(10):10-12.

涩北气田 第4篇

随着涩北气田开发的不断深入, 低阻气层, 薄差层等复杂气层是今后气田挖潜的主要方向之一, 涩北气田第四系含有一般油气层和低阻油气层。低电阻率油气层实质是以束缚水为主要成分的高含水饱和度油气层, 具有一定的产能, 是目前储层研究工作的重点。其普遍具有沉积物偏细、沉积物结构和矿物成熟度低、泥质含量高、储层物性差、孔喉半径小以及宏观和微观上非均质性强的特点。

低阻气层是指那些具有一定工业价值的烃类流体, 但测井电阻率值较低的产气层。对于低阻气层没有严格统一的定义, 总的来说是根据两种方法来定义低阻气层:一是根据电阻率增大指数。在同一气水系统内气层与纯水层的电阻率之比小于2, 即气层的电阻增大率小于2的油气层。二是根据绝对电阻率值 (小于4Ω·m) 。由于低电阻率气层的形成受多种复杂因素的影响, 其电阻率数值比较低, 很难与含水的油气层区分, 给测井资料识别油气水层带来困难。

2 低阻气层特征

2.1 电性特征

低阻气层一般自然电位曲线相对幅度较小, 自然伽马曲线值相对于有明显高阻的特征的常规气层较高, 井径曲线无明显特征, 密度测井曲线呈现低值, 补偿中子孔隙度曲线相对水层为低值但高于高饱和度常规气层, 声波时差曲线呈现高值, 声波时差曲线与中子孔隙度曲线呈现镜像特征。微电阻率曲线相对于围岩为高值, 但幅度较小, 深浅电阻率均较低, 气层电阻增大系数小于2, 电阻增大特征很不明显, 甚至与围岩及附近水层电阻率相差不多, 无明显的泥浆滤液低侵或高侵特征。

2.2 岩性及物性特征

岩性以泥质粉砂岩为主, 泥质含量较高, 砂体厚度一般小于2m, 少部分气层存在导电矿物的局部富集, 地层水矿化度高, 一般高于10×104mg/L。储层渗透率较低, 孔隙度变化不大。束缚水含量高, 一方面储层孔隙喉道细, 孔喉分选较差, 岩石表面粗糙, 毛管压力大, 气对水的驱替不彻底, 大量的小孔隙和微孔隙被地层水占据, 残留大量地层水;另一方面储层亲水岩石颗粒表面形成薄的水膜, 泥质吸附水含量高。

3 低阻气层成因分析

根据研究区资料研究发现涩北气田低阻气层的成因有以下两个方面:

(1) 工区储层亲水, 粘土矿物含量高, 岩石颗粒表面形成厚的滞留层, 吸附水含量高。根据压汞分析资料显示, 储层排驱压力大, 启动压力高达10MPa, 说明孔喉半径小, 弯曲度大, 毛细管排驱压力大, 造成小孔隙连通性差, 存在大量的死孔隙流体, 从而引起储层电阻率大幅降低。据台南气田保压取心分析气层束缚水饱和度平均在30%以上。

(2) 高地层水矿化度

根据分析化验资料总矿化度主要在10×104—13×104mg/l之间。整体上地层水矿化度随着深度加深而升高, 此外气层与水层矿化度的差异可能是造成气层电阻增大系数偏低的原因。

此外, 所有粘土都具有一定的附加导电能力。据分析化验资料储层粘土矿物含量较高为16%~54%, 平均为36.9%。其中以伊利石为主, 平均占粘土总量的51.5%。但是粘土矿物的附加导电性在地层水高矿化度背景下影响很小, 不是低阻的主要原因。

在岩心观察及全矿物分析化验资料中储层中确实存在的一些导电矿物 (云母, 黄铁矿等) 会引起电阻的显著减小。但是这些导电矿物只是局部存在, 并且相对含量较少, 对气层整体电阻率的影响不大。

工区开发井主要采用淡水聚合物泥浆, 比重轻粘度大, 侵入影响较小, 且泥浆滤液矿化度相对于地层水矿化度非常小, 从测井曲线上看无明显低侵特征。泥浆侵入不是造成气层低阻的原因。

综上所述, 工区内气层低阻成因主要有两点:储层亲水且束缚水饱和度较高、高地层水矿化度。

4 结论

通过分析, 涩北气田第四系生物气藏低阻成因主要有两点:储层亲水且较高束缚水饱和度和高地层水矿化度是造成地层低阻的主要两个方面, 是低阻地层的主体, 也是今后识别和开发的重点, 在平面上低阻气层主要分布在构造翼部, 呈现低阻包围“高阻”的环状分布, 重新认识和解释这部分储层, 可为老区稳产和增产做出贡献。

摘要：由于低电阻率油气层的电阻率低于或接近邻近水层的电阻率, 降低了利用电阻率识别油气层和水层的分辨率, 给测井解释带来较大的难度。青海柴达木盆地第四系涩北气田的储层岩性主要是含泥粉砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。为了利用测井等资料评价第四系低阻气层, 文章在分析和研究测井曲线、岩心分析资料的基础上, 提取水层、气层测井曲线以及储层物性特征, 剖析了低阻气层最主要原因是储层亲水且较高束缚水饱和度和高地层水矿化度的综合反映。

关键词：涩北气田,疏松砂岩,气层,电阻率,测井解释

参考文献

[1]曾文冲.低电阻率油气层的类型、成因及评价方法 (上、下) .测井技术, 1991;15 (1) :6～12

[2]孙建孟, 程芳, 王景花等.渤海歧口低阻油气层饱和度解释模型研究.测井技术, 1996;20 (4) :239～243

[3]张松杨, 黄国赛, 颜可章等.Qv在松南地区浅层低阻气层测井解释中的应用.石油物探 (地球物理测井专集) , 1992;16 (3) :1～10

[4]陈玉魁.伏龙泉地区浅层低阻天然气测井解释技术.石油物探 (地球物理测井专集) , 1992;16 (1) :20～27

涩北气田 第5篇

1.1 天然气携带损失

三甘醇本身的蒸汽压是很低的, 但是这不能保证出塔的天然气不会带走一定量的甘醇, 经过实际调查我们发现因为天然气带走的甘醇严重影响到了工作效果。特别是在吸收塔波动更大, 气流速度变快的背景下, 甘醇的损失比平时的损失更大。甘醇的损失最终会影响到工作效率, 我们必须要高度重视这个问题, 在平常工作中必须要保证吸收塔压力的波动符合一定的范围, 升压速度也要进行严格控制。五号站天然气经脱水撬脱水后, 直接进入旋流分离器分离后进入外输区外输, 由于五号集气站外输计量较多, 外输压力波动较大, 尤其涩宁兰外输压力 (仅6月26日至7月4日压力由3.7MP波动至4.1MP) 波动范围最大, 由于外输区与脱水区缓冲距离较短, 致使每次涩宁兰压力降低后, 天然气进吸收塔流速迅速增加, 导致天然气携带甘醇较多, 间接增大脱水负荷。

1.2 三甘醇被盐污染

天然气中携带的盐类会直接污染甘醇, 而且在重沸器中, 当温度升高, 盐在甘醇溶液中的溶解度下降。当甘醇中盐含量达到200~300 mg/L时就开始在火管上沉积, 达到600~700 mg/L时, 盐的沉积速度加快, 在火管上逐渐形成盐垢, 盐垢不但会加速设备的腐蚀而且会引起局部的温度升高导致甘醇降解, 通过精馏柱出来的蒸气有烧焦气味或甘醇的颜色变深很快可以判断火管上有盐垢产生。涩北一号气田目前平均日产水270方, 目前所有的分离器都为立式重力式分离器, 虽然现可满足气体的处理量, 却较难满足液体处理量, 根据公式:

W—为分离器处理量;V—为液体停留体积;t—为液体停留时间。

可知, 由于立式分离器体积较小, 气体停留时间短, 导致液体处理量减小, 从而增加了脱水撬前端旋风分离器脱水负荷, 旋风分离器对小颗粒水滴分离效果不佳, 致使将较多水分带入脱水撬吸收塔中, 导致三甘醇被盐污染后变质降解, 而且涩北气田伴生水矿化度较高, 容易在火筒壁形成盐垢, 在高温条件下易形成局部过热区域, 加速火筒腐蚀。

1.3 三甘醇能量泵循环不畅

涩北一号气田使用三甘醇能量泵型号为kimray model 450 15PV, 泵的启动压力为4.5MP, 当启动压力小于4.5MP时, 由于受涩宁兰外输压力影响, 五号站三甘醇能量泵运行极不稳定, 泵循环速度时常会降低甚至停止循环, 导致富液加热时间过久从而使甘醇变质降解。变质后的甘醇易结焦并附着在火筒壁, 形成局部超高温度, 加速对火筒的腐蚀速度。

1.4 管材的选型

目前涩北一号气田所用烟火筒的主要材质为20钢, 由于20钢材为碳素钢材, 碳钢表面氧化层或绣层有孔隙的情况下, 易形成点蚀现象, 由于涩北气田水质中氯离子等卤素离子介质含量较高, 更加速钢材的点蚀现象, 从而加速腐蚀烟火筒, 导致火筒穿孔现象发生。

2 检修中主要发现问题

2.1 重沸器、缓冲罐底部有一层厚厚的淤积物

在工作过程中我们经常会发现在重沸器的底部有一层黑色的粘稠沉淀物。这种沉淀物不仅难以清洗, 同时还对新甘醇造成影响。我们在平常工作中必须要保持高度重视。

2.2 精馏柱易被焦结物填塞

精馏柱填料几乎完全被焦结物填塞, 不锈钢鲍尔环多数为铁腐蚀产物及焦结物质填实, 有的是几个被粘结在一起。这种状况下, 重沸器内蒸发出的水蒸汽不能畅通地排出, 重新冷凝落入重沸器, 加重了重沸器工作负荷。

3 主要改进措施

3.1 定期对循环系统各部位甘醇取样分析

(1) 水含量。贫液中的水含量应低于1%, 富甘醇中的水含量一般不超过5%~6%, 水含量超标则需要调节重沸器的温度或改变循环量;一般贫甘醇的浓度在98%~99.5%之间, 富甘醇在93%~97%之间, 如果贫富液的浓度相差在0.5%~1.5%之间, 表明甘醇循环速度太快, 贫富液相差在4%~5%之间, 表明甘醇循环速度太低。

(2) p H值。p H值应保持在7.0~7.5之间。五号集气站三甘醇取样分析:PH值略等于9, 呈微碱性。

(3) 盐含量。确定甘醇中的盐的含量或氯含量, 一般盐的含量 (重量百分比) 应低于1%。

(4) 固体含量。确定甘醇中悬浮固体含量, 如果固体杂质的量达到400~500 mg/L, 就应检查过滤装置, 并及时更换三甘醇过滤器滤芯。

(5) 铁含量。该值显示出脱水装置中腐蚀状况, 一般铁的含量低于5 mg/L认为无腐蚀发生, 如果达到10~15 mg/L表明甘醇液中有铁的腐蚀产物 (如氧化铁) , 铁的含量最高不应超过100 mg/L。

(6) 甘醇的类型及含量。我们对于三甘醇的观测, 主要是要观察其中其他甘醇是否增多, 如果增多了就说明甘醇本身已经有降解发生。此时我们就要检查甘醇循环量, 重沸器的温度以及结垢。

3.2 减小天然气进塔流速

在四台脱水撬天然气出口增加控制阀, 控制天然气进吸收塔流速, 减少因流速引起的三甘醇损失。

3.3 提高脱水效果

增强进脱水撬吸收塔前分离器分离效果, 建议更换旋风分离器为较大型重力式分离器。

3.4 减少滤芯损坏程度

在检修过程中我们会发现活性炭本身的过滤效果不理想, 重沸器内部有很多油泥物质以及炭黑物质。活性炭过滤效果不佳的主要原因是在运输中转过程中, 由于活性碳滤芯本身的碳粒破裂造成的。活性炭的破碎不仅会影响到过滤效果, 同时还能够污染甘醇。因而我们必须要高度重视这个问题, 在实际工作中必须要选择材质更好的活性碳来进行过滤, 只有这样才能有效地过滤腐蚀产物。

在成本允许的情况下采用合适的高温耐腐蚀管材, 如16Mn钢。

参考文献

[1]王效东, 李淑娇.浅谈三甘醇在天然气脱水过程中的损耗分析及应对方案[J].石油工业技术监督, 2011, 07:47-48