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    蘇里格氣田開發(fā)中后期地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化探討

    2013-10-29 11:46:30劉子兵陳小鋒
    石油工程建設(shè) 2013年4期
    關(guān)鍵詞:干管集氣集氣站

    劉子兵,薛 崗,陳小鋒,劉 祎,鄭 欣

    (1.西安長慶科技工程有限責(zé)任公司,陜西西安 710018;2.長慶油田分公司規(guī)劃計(jì)劃處,陜西西安 710018)

    0 引言

    自2002年對(duì)蘇里格氣田進(jìn)行開發(fā)評(píng)價(jià)試驗(yàn),經(jīng)2006年對(duì)其進(jìn)行正式大規(guī)模開發(fā),至2010年底,共計(jì)開發(fā)了16個(gè)區(qū)塊氣田,已建成產(chǎn)能135億m3/a;建成集氣站77座,處理廠4座,總處理能力達(dá)180億m3/a;敷設(shè)集氣干線20條,共887.37 km。根據(jù) 《蘇里格氣田230億m3/a開發(fā)規(guī)劃》,蘇里格氣田總體建設(shè)規(guī)模將達(dá)到249億m3/a。

    蘇里格氣田是典型的低孔隙率、低滲、致密氣藏,具有地質(zhì)情況復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)、開發(fā)建設(shè)難度大的特點(diǎn)。經(jīng)過多年的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和理論研究,形成了目前 “井下節(jié)流,井口不加熱、不注醇,中低壓集氣,帶液計(jì)量,井間串接,常溫分離,二級(jí)增壓,集中處理”的中低壓集氣模式,并采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)和數(shù)字化管理等一系列先進(jìn)措施和理念,實(shí)現(xiàn)了氣田大規(guī)模經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)。經(jīng)過近幾年的生產(chǎn)運(yùn)行,證明了這套中低壓集氣模式是先進(jìn)可靠的,具有安全、經(jīng)濟(jì)、實(shí)用的特點(diǎn),保證了蘇里格氣田的正常開發(fā)。

    目前,隨著氣田開發(fā)的進(jìn)一步深入,特別是產(chǎn)能規(guī)模的不斷擴(kuò)大,大量的老井和新井同時(shí)生產(chǎn),老井壓力持續(xù)降低,新老氣井壓力匹配困難;不同區(qū)塊又各具特點(diǎn),西區(qū)氣井的產(chǎn)液量大,東區(qū)單井的產(chǎn)能較低,中區(qū)穩(wěn)產(chǎn)能力較強(qiáng);直井、水平井和叢式井交叉布置;Ⅲ類氣井和產(chǎn)液井生產(chǎn)能力較弱;井間生產(chǎn)干擾性增加;氣井布置位置極不規(guī)則;邊遠(yuǎn)氣井生產(chǎn)壓力超過1.3 MPa,造成冬季部分氣井形成水合物;由于沙漠環(huán)境的特殊性,加之管道埋深不夠,造成部分管道裸露地面而凍堵。以上諸多不利因素導(dǎo)致了原有地面集輸工藝適應(yīng)性減弱,需要進(jìn)一步研究和改進(jìn),以適應(yīng)氣田中后期的大規(guī)模開發(fā)。

    1 新老系統(tǒng)壓力匹配探討

    蘇里格氣田的開發(fā)采用了標(biāo)準(zhǔn)的壓力系統(tǒng),見圖1。井口最高壓力為1.3 MPa,集氣站進(jìn)站最低壓力為1.0 MPa,出站壓力最高為3.5 MPa,處理廠進(jìn)站壓力為2.5 MPa。

    圖1 地面集輸系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)壓力示意

    采氣管道的運(yùn)行壓力都在1.0~1.3 MPa之間,在確定該壓力系統(tǒng)時(shí)主要考慮了在井口不加熱、不注醇的條件下滿足不生成水合物的最高壓力要求。夏季地溫較高時(shí),可將井口最高壓力提高至4.0 MPa運(yùn)行,充分利用氣井地層壓力,停止壓縮機(jī)運(yùn)行,節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用。

    在氣田開發(fā)中后期,部分老井已無法維持要求的井口壓力1.3 MPa,由于集氣站外輸壓力需保持不變,因此需調(diào)整集氣站壓縮機(jī)增壓前的壓力系統(tǒng)。

    1.1 老井為主、新井較少的集氣站調(diào)整方式

    不同建設(shè)時(shí)期的集氣站所轄氣井的建設(shè)時(shí)間也各不相同。對(duì)于以老井為主、新井較少的集氣站,例如2002年建成的蘇6-1集氣站,這一類集氣站的壓力系統(tǒng)應(yīng)以滿足老井正常生產(chǎn)為原則,即需要降低壓縮機(jī)的進(jìn)口壓力,以降低井口的生產(chǎn)壓力。目前運(yùn)行的壓縮機(jī),例如DPC2803壓縮機(jī) (見表1),設(shè)計(jì)最低進(jìn)口壓力可達(dá)到0.5 MPa,但增壓氣量約降低至1/3,這是否滿足增壓需要須對(duì)集氣站處理量進(jìn)行校核。根據(jù)本文2.2節(jié)集氣半徑校核的論述,20年內(nèi)集氣站氣量應(yīng)基本維持不變,則集氣站增壓能力不能滿足要求,可采用如下三種方式來解決:

    表1 DPC2803壓縮機(jī)及換缸二級(jí)壓縮后的工作性能

    (1)可以對(duì)現(xiàn)有壓縮機(jī)進(jìn)行換缸以提高增壓能力 (見表1),但存在工作量大、投資較高和需要重新對(duì)壓縮機(jī)進(jìn)行脈動(dòng)分析等缺點(diǎn),且增壓能力最終還是無法滿足增壓需要。

    (2)擴(kuò)建集氣站,集氣站采用兩級(jí)增壓,即增加一級(jí)低壓壓縮機(jī),該壓縮機(jī)可以根據(jù)增壓需要進(jìn)行選擇,新增壓縮機(jī)進(jìn)口壓力可以降低至0.4 MPa,出口壓力為1.0 MPa。

    (3)采用閥組增壓的模式,即在某些井場(chǎng)設(shè)置低壓壓縮機(jī),滿足附近老井或低產(chǎn)井的增壓需求,閥組壓縮機(jī)進(jìn)口壓力為0.4 MPa,出口壓力為1.2 MPa,集氣站增壓系統(tǒng)不進(jìn)行調(diào)整。

    后兩種方式井口的壓力可以降低0.5~0.7 MPa。但由于閥組增壓點(diǎn)多,環(huán)境條件較差,對(duì)壓縮機(jī)要求較高,且由于轄井少而造成氣量變化較大,因此建議采用第二種方式,即在集氣站增設(shè)低壓壓縮機(jī),采氣系統(tǒng)中較高壓力的天然氣可以直接進(jìn)入第二級(jí)壓縮機(jī)。50萬m3/d集氣站可增設(shè)2臺(tái)DPC2804壓縮機(jī);100萬m3/d集氣站可增設(shè)4臺(tái)DPC2804壓縮機(jī)。

    1.2 新井為主、老井相對(duì)較少的集氣站調(diào)整方式

    對(duì)于以新井為主,老井相對(duì)較少的集氣站,壓力系統(tǒng)應(yīng)以滿足新井為原則,采用的措施也有三種:

    (1)繼續(xù)維持原有系統(tǒng)壓力或者適當(dāng)降低,例如壓縮機(jī)進(jìn)口壓力可降到0.8 MPa左右。

    (2)對(duì)部分老井進(jìn)行間歇開井。

    (3)采用引射增壓的方式,即利用高壓氣井引射低壓氣井。

    建議采用第一種與第二種相結(jié)合的模式。

    1.3 新井與老井?dāng)?shù)量基本接近的集氣站調(diào)整方式

    對(duì)于新井與老井?dāng)?shù)量基本接近的集氣站,可以采用兩個(gè)壓力系統(tǒng),新井維持壓力不變,老井進(jìn)入低壓系統(tǒng),即增設(shè)1臺(tái)或2臺(tái)低壓壓縮機(jī),但要求集氣站有兩套總機(jī)關(guān)和兩臺(tái)分離器。

    綜上所述,對(duì)處于中后期開發(fā)的蘇里格氣田,原集氣站一級(jí)增壓將不能滿足低壓井的增壓要求,增加低壓壓縮機(jī)勢(shì)在必行,由于閥組增壓存在供電、管理和氣液混增的問題,建議在集氣站增設(shè)低壓壓縮機(jī)。

    2 氣井支干管串接工藝優(yōu)化探討

    集氣站所轄氣井進(jìn)站前采用串接工藝,通過采氣管道把相鄰的幾口氣井串接到采氣干管,集中進(jìn)入集氣站。串接工藝涉及到串接方式、串接半徑、干管管徑、干管數(shù)量和串接井?dāng)?shù)等許多方面。

    2.1 串接方式的優(yōu)化

    串接方式的優(yōu)化主要有以下幾種:

    (1)井間串接模式。即氣井順序連接,上一口氣井串接至下一口氣井,以距離最短為原則,采氣干管呈放射狀進(jìn)入集氣站。

    (2)就近插輸模式。即采氣干管沿相對(duì)固定的方向直線敷設(shè),氣井與采氣干管連接時(shí)則就近垂直插入。

    (3)閥組模式。在站外某些井場(chǎng)設(shè)置閥組,鄰近的氣井接入閥組,閥組至集氣站敷設(shè)采氣干管。

    (4)組合模式。即上述三種模式的組合,根據(jù)氣井的不同開發(fā)模式、建井時(shí)間、氣井位置、施工方便等因素,經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比確定。對(duì)于井網(wǎng)可一次成型的,采用井間串接和就近插輸模式更具優(yōu)勢(shì);對(duì)于初期建井?dāng)?shù)量較少且分散的情況,閥組模式更能適應(yīng)后期新井的接入,可以減少施工對(duì)生產(chǎn)的影響和減少天然氣的放空量。目前,對(duì)于某一座集氣站,其所轄氣井建設(shè)時(shí)間相差較大,初期僅有很少量的氣井,穩(wěn)產(chǎn)期間將不斷建井以彌補(bǔ)遞減,建議以閥組模式為主,并輔以井間串接等方式。根據(jù)集氣站所轄區(qū)域的含氣面積,相對(duì)固定設(shè)置數(shù)條采氣干線,在采氣干線中間段井場(chǎng)和干線末端井場(chǎng)分別設(shè)置閥組,預(yù)留給下一批氣井接入干線用。

    2.2 集氣半徑的校核

    集氣站的集氣半徑?jīng)Q定了其處理規(guī)模,反過來說集氣站的處理規(guī)模也決定了集氣半徑。集氣半徑不宜過小,過小則集氣站數(shù)量增加,投資增加,且穩(wěn)產(chǎn)能力較差;也不宜過大,過大則集氣站的規(guī)模就大,穩(wěn)產(chǎn)期間需不斷建設(shè)新井彌補(bǔ)氣量遞減,建設(shè)期長且新老井壓力匹配的矛盾突出,氣井間施工連接難度較大,且必須滿足壓力、流速和溫度3個(gè)約束條件的要求。

    2.2.1 最優(yōu)集氣站規(guī)模的確定

    最優(yōu)的集氣站規(guī)模一般來講是在滿足壓力、流速和溫度要求的前提下,以投資最低為原則來確定的。根據(jù)以前的經(jīng)濟(jì)對(duì)比,若選擇集氣站的規(guī)模為100萬m3/d,則其地面投資要低于規(guī)模為50萬m3/d的,但同時(shí)還需考慮集氣站生產(chǎn)期內(nèi)穩(wěn)產(chǎn)能力和對(duì)氣量變化的適應(yīng)能力,如果100萬m3/d的規(guī)模只能穩(wěn)產(chǎn)數(shù)年,則集氣站的規(guī)模選擇就過大。下面就分別分析50萬、100萬、150萬m3/d集氣站在不同的集氣半徑下對(duì)處理量的適應(yīng)性。

    蘇里格氣田采用的井網(wǎng)為600 m×800 m,不同的集氣半徑轄不同的井?dāng)?shù)。對(duì)于4 km集氣半徑,其理論轄井?dāng)?shù)為154口;5 km集氣半徑的理論轄井?dāng)?shù)為252口;6km集氣半徑的理論轄井?dāng)?shù)為336口;集氣半徑為7 km時(shí),轄井?dāng)?shù)為432口;集氣半徑為8 km時(shí),轄井?dāng)?shù)將達(dá)到567口。

    對(duì)于50萬m3/d規(guī)模的集氣站,單井平均產(chǎn)量按1.1萬m3/d考慮,則建產(chǎn)期轄井?dāng)?shù)只要達(dá)到45口即能滿足氣量要求;維持穩(wěn)產(chǎn)20年,如果單井氣量平均遞減率取15%,則需約136口井,此井?dāng)?shù)與4km的集氣半徑轄井?dāng)?shù)基本相當(dāng),故對(duì)于50萬m/d規(guī)模的集氣站,4km的集氣半徑是合理的。

    同樣,對(duì)于100萬m3/d規(guī)模的集氣站,建產(chǎn)期轄井?dāng)?shù)只要91口即能滿足氣量要求。維持穩(wěn)產(chǎn)20年需要約274口氣井,此井?dāng)?shù)與6 km的集氣半徑轄井?dāng)?shù)基本相當(dāng),所以對(duì)于100萬m3/d規(guī)模的集氣站,6 km的集氣半徑是較為合理的。

    表2為50萬m3/d集氣站和100萬m3/d集氣站20年穩(wěn)產(chǎn)期間每年的建井?dāng)?shù)量。

    表2 集氣站穩(wěn)產(chǎn)20年的建井?dāng)?shù)量及氣量變化

    如果集氣站規(guī)模為150萬m3/d,則維持穩(wěn)產(chǎn)20年需要約410口井,8 km的集氣半徑是較為合理的 (注:對(duì)于上述三種規(guī)模的集氣站,我們考慮了含氣面積的不均勻性和鉆井成功率,在數(shù)量上分別考慮了0.9/0.8/0.7的系數(shù))。

    2.2.2 流速、壓力和溫度的校核

    對(duì)流速、壓力和溫度進(jìn)行校核時(shí),對(duì)于氣液混輸工藝,流速的控制比壓力更重要,即在各種工況下流速必須得到滿足。根據(jù)蘇里格氣田天然氣的氣質(zhì)特點(diǎn),采用兩相流軟件PIPEPHASE模擬氣液比、氣液混輸特點(diǎn)及流型。氣液混輸管道的流速不宜過低,正常流速應(yīng)在4~8 m/s,最低不宜小于3 m/s,此流速范圍有利于增加氣體的攜液能力,減少管道中的積液機(jī)率,降低生成水合物的可能性。

    對(duì)于壓力條件,管道壓力損失也必須滿足集輸系統(tǒng)對(duì)壓力的要求,即進(jìn)站壓力不宜低于壓縮機(jī)的最低進(jìn)口壓力要求,井口壓力也不宜過高,要避免達(dá)到水合物的生成壓力條件。

    溫度條件是管道沿程各點(diǎn)的天然氣溫度必須高于對(duì)應(yīng)點(diǎn)壓力下的水合物形成溫度3℃,由于系統(tǒng)沒加熱,管道需埋設(shè)在冰凍線以下。對(duì)溫度的校核從略。

    2.2.2.1 進(jìn)站壓力為1.0 MPa時(shí)的模擬計(jì)算結(jié)果

    在集氣站進(jìn)站壓力為1.0 MPa情況下,采用上述軟件模擬計(jì)算不同管徑、集氣半徑和輸量對(duì)應(yīng)的起點(diǎn)流速、井口壓力,結(jié)果見表3。

    表3 進(jìn)站壓力為1.0 MPa時(shí)起點(diǎn)流速、井口壓力的模擬計(jì)算結(jié)果

    從表中可以看出:干線集氣半徑為8 km時(shí),D 219 mm管道的合理輸量為15萬~25萬m3/d;D 159mm管道為6萬~10萬m3/d。集氣半徑為6km時(shí),D 219 mm管道的合理輸量為15萬~30萬m/d;D159mm管道為5萬~12萬m3/d;而對(duì)D 114 mm管道則基本在5萬m3/d左右。對(duì)于支線D 89 mm和D 76 mm管道,基本為2萬~4萬m3/d。

    2.2.2.2 進(jìn)站壓力為0.4 MPa時(shí)的模擬計(jì)算結(jié)果

    氣田開發(fā)中后期,集氣站進(jìn)站壓力如果降低到0.4 MPa,采用上述軟件模擬計(jì)算不同管徑、集氣半徑和輸量對(duì)應(yīng)的起點(diǎn)流速、井口壓力,結(jié)果見表4。

    表4 進(jìn)站壓力為0.4 MPa時(shí)起點(diǎn)流速、井口壓力的模擬計(jì)算結(jié)果

    從表中可以看出:干線集氣半徑為8 km時(shí),D 219 mm管道的合理輸量為5萬~15萬m3/d;D 159 mm管道的合理輸量在5萬m3/d左右。集氣半徑為6 km時(shí),D 219 mm管道的合理輸量為5萬~17萬m3/d;D 159 mm管道的合理輸量在6萬m3/d左右;D 114 mm管道基本在3萬m3/d左右。對(duì)于支線D89mm和D76mm管道則基本為1萬~3萬m3/d。

    2.3 氣井串接井?dāng)?shù)優(yōu)化

    確定了集氣半徑,但每條干管上究竟串接多少口氣井,干管規(guī)格如何選擇,不同規(guī)模的集氣站究竟敷設(shè)多少條干管,特別是氣田開發(fā)初期和中后期怎么銜接需要綜合研究。

    一般在滿足流速和壓力要求的前提下,串接井?dāng)?shù)由管道管徑?jīng)Q定,根據(jù)上述2.2節(jié)的研究結(jié)果,對(duì)D 219 mm管道在開發(fā)初期最大可串接井?dāng)?shù)約27口 (平均單井產(chǎn)量為1.1萬m3/d),D 159 mm管道約11口氣井,D 114 mm管道則不到5口。在開發(fā)后期,氣井產(chǎn)量和壓力下降 (平均產(chǎn)量按4 000 m3/d計(jì)算),則D 219 mm管道最大可串接井?dāng)?shù)約37口,D 159 mm管道約13口,D 114 mm管道約8口。

    干管設(shè)置數(shù)量及干管規(guī)格需要結(jié)合具體開發(fā)部署組合確定。例如對(duì)于50萬m3/d的集氣站,如果主要選擇D 159 mm管道作為采氣干管,并以D 114 mm的作為輔助管道 (主要滿足開發(fā)初期轄井?dāng)?shù)較少的情況),可以采用建9條D 159 mm采氣干管和3條D 114 mm采氣干管的組合方式;對(duì)于100萬m3/d的集氣站,如果主要選擇D 219 mm管道作為采氣干管,并以D 159 mm和D 114 mm的作為輔助管道 (主要滿足開發(fā)初期轄井?dāng)?shù)較少的情況),可以采用建6條D 219 mm、3條D 159 mm和3條D 114 mm采氣干管的組合方式。

    3 水合物抑制工藝的優(yōu)化

    天然氣水合物的形成與天然氣的組成、壓力、溫度、游離水、流動(dòng)狀態(tài)有關(guān);天然氣水合物的形成必須滿足三個(gè)條件:有游離水、小分子烴類等形成水合物的物質(zhì)基礎(chǔ);滿足一定的溫度壓力條件;存在結(jié)晶中心,使天然氣水合物具有生長發(fā)展的基礎(chǔ)。防止天然氣水合物形成的工作可以針對(duì)這三方面進(jìn)行,即消除水合物形成的物質(zhì)基礎(chǔ)、改變形成物理?xiàng)l件以及抑制其生長。

    防止天然氣水合物的形成可采用物理的和化學(xué)的方法。工程中常用加熱 (保溫)、降壓、脫除等物理方法來預(yù)防和清除水合物的形成;化學(xué)方法是指通過加入一定量的抑制劑,改變水合物形成的熱力學(xué)條件、結(jié)晶速率或聚集形態(tài),來達(dá)到保持流體流動(dòng)的目的。常用的化學(xué)方法是注入甲醇或乙二醇,當(dāng)天然氣中加入了甲醇等抑制劑時(shí),降低了系統(tǒng)中水蒸氣的壓力,從而降低了水合物的生成溫度。

    對(duì)于蘇里格氣田,目前采氣系統(tǒng)主要采用了降壓法,并輔以在冬季注入少量甲醇解堵的方式。降壓法是降低管道天然氣運(yùn)行壓力,使之在一定溫度下低于水合物形成的平衡壓力。當(dāng)天然氣壓力減小到水合物平衡壓力之下時(shí),即可以避免水合物的生成。

    圖2為蘇里格氣田開發(fā)前期采氣干管工況下的水合物模擬曲線,從圖中可以看出,天然氣在管路中輸送時(shí),工況曲線 (圖中的氣相曲線)沒有與水合物生成線相交,但比較接近。圖3為開發(fā)前期采氣支線工況下的水合物模擬曲線,從圖中可以看出,天然氣在采氣支線中輸送時(shí),工況曲線 (圖中的氣相曲線)已經(jīng)與水合物生成線相交,將可能有水合物的生成。從圖中也可以得出采氣系統(tǒng)天然氣的水合物生成臨界壓力為1.2~1.3 MPa。

    圖2 前期采氣干管工況下天然氣的水合物模擬曲線

    圖3 前期采氣支線工況下天然氣的水合物模擬曲線

    圖4、5為開發(fā)中后期在降低采氣干管運(yùn)行壓力工況下的水合物生成模擬曲線,從圖中可以看出,天然氣在管路中輸送時(shí),工況曲線 (圖中的氣相曲線)沒有與水合物生成線相交,且有一定的余量。

    圖4 中后期采氣干線工況下天然氣的水合物模擬曲線

    圖5 中后期采氣支線工況下天然氣的水合物模擬曲線

    圖6為開發(fā)前期在采氣支管中注入甲醇,使水中甲醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到5%或10%時(shí)的水合物生成模擬曲線,從圖中可以看出,水中甲醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到5%后天然氣在管路中輸送時(shí),工況曲線 (圖中的氣相曲線)沒有與水合物生成線相交,不會(huì)生成水合物,且有一定的余量。

    因此為防止水合物生成造成采氣管道堵塞,建議適當(dāng)降低采氣系統(tǒng)運(yùn)行壓力,降低到最高不超過1.0 MPa;或在井場(chǎng)增加移動(dòng)注醇裝置,在井口壓力較高的邊遠(yuǎn)井、低產(chǎn)井和產(chǎn)液井井場(chǎng)設(shè)置移動(dòng)注醇裝置,以保證氣井冬季的正常生產(chǎn)。

    4 結(jié)論

    (1)在蘇里格氣田開發(fā)中后期,原集氣站一級(jí)增壓將不能滿足低壓井的增壓要求,增加低壓壓縮機(jī)勢(shì)在必行,由于閥組增壓存在供電、管理和氣液混增的缺陷,建議在集氣站增設(shè)低壓壓縮機(jī)。

    圖6 前期采氣支管注入甲醇工況下天然氣的水合物模擬曲線

    (2)建議氣井串接以閥組模式為主,并輔以井間串接等方式,并根據(jù)集氣站所轄區(qū)域的含氣面積,相對(duì)固定地設(shè)置數(shù)條采氣干線,在處于采氣干線中間段的井場(chǎng)和干線末端井場(chǎng)分別設(shè)置閥組,預(yù)留給下一批氣井接入干線用。

    (3)建議對(duì)50萬m3/d規(guī)模的集氣站,集氣半徑為4km;100萬m3/d規(guī)模的集氣站,集氣半徑為6 km。

    (4)集氣站干管數(shù)量、規(guī)格及串接井?dāng)?shù)需要結(jié)合具體開發(fā)部署組合確定,建議50萬m3/d集氣站應(yīng)主要選擇D 159 mm管道作為采氣干管,100萬m3/d集氣站應(yīng)主要選擇D 219 mm管道作為采氣干管,盡量少用D 114 mm管道作為采氣干管,在集氣站建設(shè)初期由于建井?dāng)?shù)少可適當(dāng)采用D 114 mm管道作為采氣干管;集氣站的干管使用數(shù)量超過8條時(shí),進(jìn)站閥組數(shù)量可以相應(yīng)增加。

    (5)建議適當(dāng)降低采氣系統(tǒng)運(yùn)行壓力,使其最高運(yùn)行壓力不超過1.0 MPa;或在井口壓力較高的邊遠(yuǎn)井、低產(chǎn)井和產(chǎn)液井井場(chǎng)設(shè)置移動(dòng)注醇裝置。

    [1]張友波.氣液兩相管流技術(shù)研究及其工藝計(jì)算軟件開發(fā)[D].成都:西南石油學(xué)院,2005.

    [2]劉袆,王登海,楊光,等.蘇里格氣田天然氣集輸工藝技術(shù)的優(yōu)化創(chuàng)新[J].天然氣工業(yè),2007,27(5):139-141.

    [3]呂永杰,關(guān)丹慶,田景隆,等.蘇里格氣田低壓集氣工藝模式[J].天然氣工業(yè),2008,28(增刊 B):118-120.

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