大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田地面集输工艺的优化创新
３ 结 语
（ ） 指 标 体 系 的基 础 扎 实 、 可 靠 。 从 指 标 体 系 １
整 时 的分项 替换创 造 了条件 ；典 型工程 估算 指标 动 态 调整模 型 的建立 ，使 灵活 、方便 地对 其造 价水 平
进 行调 整成 为可能 ，体 现 了技 术 上的先 进性 。 （ ）塔里 木油 田估 算指标 体 系的建 立为塔 里 木 ４ 油 田 以后 各年 投资估 算指 标 的编制 创造 了条件 ，为 塔里 木油 田开 发建设 中科 学 、合理 地进 行地 面建设 投 资决策 提供 了依据 。
藏 ，开 发建产 难度 大 。另外 ，单井 产量 低 ，压力递
减速度 快 ，稳 产 能力差 。气 田天然 气组 分 中 甲烷含 量总体 较 高 （ ０ 以上 ） ９ ，乙烷 含 量 较低 ，各层 产 出气体 中均含 有 少 量 氮气 （ ３ ）和 二 氧 化碳 气 ＜ 体 （ ３ ） ＜ ，含有 一定量 的水 和少 量 的凝 析油 。
密岩 性 气藏 ，具有 低 压 、低 产 、低 渗 、低 丰
度 等特 点 ，主 要 采 取 滚 动 开发 方 式 进 行 开 发 建产。 自 ２０ ０ ３年 气 田先 导性 试 验 至 今 ，通 过
数年 的时 间，形 成 了一套 具 有 大牛地 气田特
色的地 面工 艺及 建设模 式 。 实际生产 情 况证
摘要 ：大牛地 气田是 非均 质性 极 强的致
离 、轮 换计 量外输 、站 内向井 １集 中注醇 防堵 的集 ： １ 气 站工 艺 ；二是井 口加 热 、节流 低温 分离 、井 口设
注醇罐 向管 线 内注醇 的井 口工艺 。通 过先 导性试 验 对 两种 工艺 的试 验 ，得 出 以下结 论 ：大多 数气井 均 存 在井 口温度 较低 的情 况 ，天然 气一 出井 口就可 能 发 生冰 堵现象 ，因此 ，采用 井 口加热节 流 的方式 无 法 满足 大牛地 气 田的采 气要 求 ，而且增 加 了人员 在 气 田恶 劣环境 下 的工作 强度 和工 作难度 ；而采用 注 入抑 制 剂工艺 ，必 须考 虑提 高抑 制剂 注入压 力 ，并 采用 向井 筒 内注入 的方 式 ，才能 够解决 冰堵 现象 的
大牛地气田水平井配套技术日臻成熟
核心 因素的制约 ， 目前对天然气水合 资源 ， 目前探明的油砂资源有 ９％ 但 ５ 物、 油页岩的开发尚处于探索和认识 阶段 。而在利用油砂合成石油 的开 集中在加拿大； 如果加拿大这些油砂 资源全部被开采利用 ， 按照现在世界
水平 井 Ｄ ２ 、 Ｐ 井 中 ， 期采 用 的 Ｆ井 Ｄ３ 初
欠 平衡 钻井 是保护 储层 最有效 的
区块钻井速度最快的指标 。 防止了地层伤害， 提高了产量 ， 有 利 于发现低 压产层 ， 扩大勘探 区块 。
测 试结 果 表 明 ， 平 衡 钻井 地 层 表皮 欠
他们以此为教训 ， 总结分析钻具 手段 。２０ 年 ， 牛地 气 田从 Ｄ １ ０６ 大 Ｆ 井 系数为０ 属于完善完井。Ｄ ４ ， Ｐ 井水平 失效的原因 ， ０８ ， 自２０ 年 在施工水平
社 会 的 发 展 和 进 步 离 不 开 能 源
能成 为过 渡 性 或 替代 型能 源 的 资 源。然 而 ， 由于受开采技术水平 、 开 采 经济成本及环境影 响程度 等几 项
供应 ， 可是我们真要等到 以石油 、 天
然 气 为代 表 的 常 规 能 源 被 基 本 用 完 或 全 部采 干 用 尽之 时 ， 开始 寻 找 和 才 开 发新 的能源 资源 吗？ 对 于 这一 问题 ， 科学 家 们 已经积
对地 质 、 工程要求非常 人员到兄弟油 田和水平井施工现 场 斜钻人油层 ， 探得油层深度之后 回填 难度非常大 ， 跟踪调研取经 ， 结合大牛地气 田低渗
透 薄差 储 层 及 长 水 平段 轨 迹 控 制 困 到 一定 深 度 ， 侧 钻 进 行 着 陆 施 工 。 再 这 种 方 法 主要 适 合 对 油 层 的确 切 深
迹控制和机械钻速的提高。
大牛地气田单井计量模式优化研究
大牛地气田单井计量模式优化研究发布时间：2022-04-06T06:52:26.448Z 来源：《科学与技术》2021年33期作者：刘明洋[导读] 大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。
刘明洋中石化华北油气分公司河南省郑州市 450006摘要:大牛地气田属于典型的“三低”气田，经过15年滚动开发，已经进入综合调整期，现单井轮换间歇计量模式难以适应气田中后期开发需要，主要表现为：大量需连续监测的井长期占用计量分离器，导致总体计量能力不足；轮换计量周期长，无法满足气藏动态分析及精细描述需要。
对计量模式进行优化探讨，确定了“间歇+连续”“单相+两相”的组合计量模式。
关键词:大牛地气田；轮换间歇计量；两相连续计量；单相连续计量引言大牛地气田位于陕西、内蒙交接的鄂尔多斯盆地，区域构造位于伊陕斜坡北部，是典型的“三低”气田。
其规模建产始于2005年，现地面已建集输系统存在运行成本高，自动化、信息化水平低等问题，不能满足气田当前及长远开发需求，需进行优化调整。
1 大牛地气田现状1.1 气田集输现状气田开发初期，地面集输工艺采用“单井高压进站、八井式水套炉加热节流、八井式轮换间歇计量、低温旋风脱水、集中注醇防堵”的高压集气工艺；随着气藏压力的降低，一次集中增压、脱水脱烃、二次单站增压工程陆续实施，气田主体集输工艺调整为“二次增压集气、首站集中脱水增压”，集气站工艺调整为“单井中低压进站、八井式轮换间歇计量、生产分离器一次分离、压缩机增压、旋流分离器二次分离、计量外输”。
1.2 单井计量模式现状大牛地气田单井井口流程简单、自动化程度低，仅有可采集套压、油压及油温的机械仪表和温度计，无单井计量功能，承担单井计量功能的是集气站。
大牛地气田注醇工艺系统优化
低孔 、 低渗 、 低产致密型气 田。通过录取地质资料和 地 面集 输工 艺 的研 讨 ， 选择 井 场 加 热 节流 中压 进 站 分离和高压进站加热节流低温分离两种集气工艺进 行 试验 。考 虑到 乙 二醇 既 有 很好 的水 合 物 防堵 性 ，
收 稿 日期 ：０ ８０ —２ ２０ －３１ 作 者 简 介 ： 丽 娜 （ ９０ ） 女 ， 南 西 平 人 ， 理 工 程 师 ， 士 ， 要 从 事 天 然 气 生 产 运 行 管 理 工 作 。 电 话 ： ０ ７ ） 林 １８ 一 ， 河 助 学 主 （３ １
６ ８ ４ １ ７ １ ０１ 。
合 物的 防治是首先 需要解决 的 。因此提 出了在各个 集气 站设 置 注 醇 系统 的观 点 并 进 行 了 经济 效 益 评 价 。通过 比较最终 选择 了通 过与采气 管线 同沟铺设
的办法将 甲醇 由专 用 泵 注入 气井 的套 管或 油管 ， 同
置， 同时配备 化排 车 来处 理 必要 的井 口冰 堵 。当年 共 投产气 井 ｌ ６口、 气站 ２座 ， 冬季 生产 井 堵就 集 仅
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６
天
然
气 与 石 油
２０ 丘 ０８
又有一定 的吸水性 ， 用 乙二 醇作 为抑 制剂 和 脱水 选
剂 。在集气 处 理 站 内设 置 乙 二 醇脱 水 和再 生 装
建设 由 ２ｘ１ ｍ ０ 向 １ ０ 跨 越 的过 程 中 ， ０ｘ１ ｍ 水
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第２ ６卷 第 ４期
２０ ０ ８年 ８月
天 然 气 与 石 油
Ｎａ ｕ ａ ｔ ｒ ｌＧａｓＡｎ Ｏｉ ｄ ｌ
大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造
大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造随着国家经济的快速发展，天然气作为一种清洁能源被广泛应用，其中甲醇回收系统是天然气处理过程中不可或缺的一部分。
然而在实际应用中，甲醇回收系统容易出现阻垢问题，而这种问题又会导致系统运行成本的增加以及能源的浪费。
基于这种情况，大牛地气田采用了阻垢工艺优化改造来解决这一问题。
一、大牛地气田甲醇回收系统存在的问题在甲醇回收系统中，由于液态甲醇中存在的杂质很多，加之操作人员失误等原因，导致腐蚀性物质产生，这些物质会沉积在管道及设备内壁上，形成阻垢，在一定程度上，影响了设备的使用寿命和系统的稳定性，同时还导致能源的浪费。
二、阻垢工艺优化改造的意义针对甲醇回收系统存在的问题，采用阻垢工艺优化改造方案，可以减少系统阻垢，节省运行成本，提高能源利用率，同时提高系统可靠性和使用寿命，得到了广泛应用。
三、阻垢工艺优化改造的主要内容1.优化原有工艺大牛地气田甲醇回收系统我们优化了原有工艺。
在回收甲醇时，我们保持管道的正常运作，使甲醇得以充分混合，减少了管道内的死角，使得甲醇更加均匀。
这样可以大大减少了对系统管件和设备、阀门等的腐蚀作用，降低阻垢的产生。
2.添加阻垢剂在回收甲醇的过程中，为了避免阻垢作用，我们添加了阻垢剂，这样就能够保障系统稳定运行了。
添加阻垢剂的同时，对甲醇进行加热，让阻垢剂更加快速的在甲醇中溶解，避免了阻垢现象的发生，也让甲醇的回收率明显提高了。
3.加强清洗管道在甲醇回收系统中，管道是最易堵塞的地方。
因此，我们增加了管道的清洗强度，使得产生的阻垢物得到及时清除并进行再处理，从而保证系统的正常运行。
4.完善管道监测措施在管道设备防腐方面，我们新增了防腐维护监测措施，并动态进行管道设备的监测、检修以及清理保养，保证了甲醇回收系统的平稳运行及其稳定性。
四、改造后的效果大牛地气田甲醇回收系统阻垢工艺优化改造后，甲醇回收率明显提高，系统不再出现因阻垢而带来的不良影响。
鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术
鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术刘忠群【摘要】Daniudi gas field is a typical tight sandstone gas reservoir .The remaining non-produced reserves are charac-terized by poor quality,thin net pay thickness and poor vertical superimposition of pay zones.For these types of reser-voirs,it is critical to optimize technical policy of horizontal well development and perfect gas reservoir engineering tech-nique series.Empirical formula, dynamic performance analysis, numerical simulation and economic evaluation were used to optimize technical policies including productivity evaluation,single well design,well pattern and spacing and other aspects regarding horizontal well development .We defined the principles of strata series classification and selected mutiple methods of productivity evaluation .The study shows that the gas production should be proportionally 1/5~1/3 of open-flow capacity,and the lateral should be 1000~1200 meter long.The well trajectory should be perpendicular to the maximum principal stress and be located as close as possible to the center part of the reservoir .The fracturing design should refer to the quantitative calculation model .The well pattern should be staggered line-drive with a well spacing of 800~1200 meter.The abandonment formation pressure should be 8 MPa.All these factors would finally yield a recovery factor of 40%.The optimized parameters have been applied to the Daniudi gas field,and they provided a strong technicalfoundation for the successful implementation of the development plan in this tight sandstone gas reservoir.%大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验.因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要.为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5~1/3,水平段长1000~1200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800~1200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%.形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】6页(P261-266)【关键词】开发技术政策;低渗透;气藏工程;水平井;大牛地气田;鄂尔多斯盆地【作者】刘忠群【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE355.6大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属于典型的大型致密低渗砂岩气田，经济有效开发难度大[1-4]。
大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
大牛地气田水平井分支井完井工艺技术引言大牛地气田作为一个重要的天然气田，其水平井和分支井完井工艺技术对于气田的开发和生产具有重要意义。
本文将详细介绍大牛地气田水平井分支井完井的工艺技术。
1. 水平井的定义和分类水平井是在井身一定深度范围内，井眼与地层接触面倾斜角度小于90度的井。
根据水平井井身的不同，可以将其分类为浅水平井、中水平井和深水平井。
•浅水平井：井身长度不超过200米；•中水平井：井身长度为200米到1000米；•深水平井：井身长度超过1000米。
2. 水平井分支井的定义和应用水平井分支井是在水平井部分或全部井段上，在多个特定的层位上钻通一定长度的侧钻井。
水平井分支井既可以增加有效井长，提高单井生产能力，也可以实现多层油层的同时开发。
3. 大牛地气田水平井分支井完井流程大牛地气田水平井分支井完井的流程一般包括以下几个步骤：3.1 井筒准备在水平井分支井完井前，需要进行井筒准备工作。
首先，通过井下平衡钻井技术，在井筒上形成平衡泥浆柱，以防止地层不稳定。
然后，通过管柱悬挂技术，在井脖附近的井段上悬挂近平衡装置，平衡井筒压力。
3.2 分支井定向钻井在井筒准备完成后，进行分支井的定向钻井。
通过钻井钻具的旋转和控制定向钻井工具的运动，控制井眼在目标层位内的倾斜角度和方位角度，实现准确定向。
3.3 分支井完井分支井完成定向钻井后，进行分支井的完井。
完井过程中，需要进行套管下入、水泥固井以及完井侧钻井段等工作。
在套管下入时，要确保套管完全置于水平井段内，并进行水泥固井以加固井眼。
完井侧钻井段时，需要考虑井段水平段受力和地层条件，采取合适的钻井液体系和钻井工艺。
3.4 井口工程大牛地气田水平井分支井完井后，进行井口工程。
井口工程包括油管装置与耐压防爆装置的安装，工具跃上、人员洗井和井口的封堵等工作。
4. 大牛地气田水平井分支井完井技术挑战和解决方案大牛地气田水平井分支井完井面临一些技术挑战，包括井眼稳定性、侧钻井段完整性和生产能力等问题。
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。
对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。
【关键词】天然气水合物气田集输工艺水露点控制1 概述1.1 水对管输天然气的影响气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。
1.2 管输天然气的指标要求国家标准《天然气》（GB17820-1999）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。
目前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处的最低温度。
为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标。
2 工程概况大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。
现已形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的集气工艺流程。
气田外输天然气主要通过陕京线，目前改由榆济管线向下游用户供气。
榆济管线是中石化天然气分公司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道全长约1000km。
3 大牛地气田集输工艺分析针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。
集气站内采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离。
气井天然气进站（进站压力1 5～23MPa）进入多盘管水套炉加热（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行节流后控制压力为5.7MPa，控制温度0～-15℃。
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大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用
大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。
气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。
随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。
标签：大牛地气田;集输工艺;优化
1 气田概况
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。
该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。
大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。
孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。
截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。
气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。
2 气田地面配套工艺技术
根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。
2.1 单井高压集气工艺。
大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。
该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。
集气半径一般控制在5km以内。
2.2 多井集中加热节流工艺。
高压天然气由采气管线进入集气站，必须降低压力以满足站内设备的运行，节流降压会产生温降，容易在站内管线中形成水合物堵塞。
集气站内采用水套加热炉进行加热，提高节流前天然气温度，为了减少加热设备的数量和投资，大牛地气田采用了8井式水套加热炉，可同时对8口井进行加热。
2.3 多井轮换计量工艺。
单井油、气、水计量数据是气藏动态分析的重要依据，为了获取丰富的生产数据资料，同时降低投资，气田采用了多井轮换计量的方式，站内配置计量分离器和生产分离器，单井计量时通过计量分离器分离后由高级孔板计量单井产量，不计量井通过生产分离器混合后分离脱水。
2.4 单井集中注醇工艺。
大牛地气田最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，生产过程中井筒500m以上及采气管线容易形成水合物，堵塞采气管线，因此需注入水合物抑制剂防止水合物的生成。
气田采用了多井高压注醇工艺，站内配置高压注醇泵，通过注醇管线可向油管、套管环空和采气管线注醇。
同时也可向站内管线注醇，两台备用注醇泵满足产水量大单井的注醇要求。
2.5 甲醇集中回收、污水集中处理工艺。
气田采用甲醇作为水合物抑制剂，产出的含醇污水通过集气站分离后集中拉运至污水处理厂。
为节约成本，循环利用甲醇，同时满足回注地层水环保要求，通过污水预处理系统、甲醇回收系统和污水回注系统达到回收甲醇、处理回注水水质的目的，回收的甲醇浓度超过80%，节约甲醇购买成本30%。
3 气田地面配套工艺技术优化应用
生产实践表明，大牛地气田初期建设形成的地面配套工艺，满足了气田开发和生产需要，保证了气田生产的安全平稳运行。
同时，在气田开发建设过程中出现了新问题，针对出现的新问题，不断优化地面配套技术，积极开展新工艺、新技术的推广应用，保证了气田的高效、经济开发。
3.1 地面集输工艺存在的问题
3.1.1 气井压力降低，节流膨胀、低温分离工艺不能满足天然气水露点要求。
随着生产时间延长，气井压力不断降低，站内气嘴节流压差变小，温度下降幅度降低，不能满足低温分离工艺的技术要求，造成天然气水露点不达标。
3.1.2 低压串联集输工艺试验存在局限性，气井堵塞频繁。
为了试验低压集气、不注醇工艺，同时为气田开发中后期增压集输工艺积累经验，气田在33号集气站进行了低压串联、增压集输工艺试验[2-4]，试验过程中发现气井堵塞频繁，特别是冬季仍然需要通过注醇防止气井堵塞，由于站内无注醇泵，增加了大量的解防堵工作量。
3.1.3 气田污水性质多样化、水量大，污水回收工艺适用性需进一步优化。
随着气田开发方式的转变和开发储层的变化，污水来源多样化：①气井压力降低，部分低压井夏季不需要注醇，产出污水不含甲醇;②高压气井冬、夏季注醇量变化大，产出污水含醇浓度差异大;③水平井规模化应用，压裂规模大，单井平均入地液量3000m3，大量压裂液返排混入污水;④气田下古生界碳酸盐岩酸化压裂，压裂液量大、pH值低、矿化度高。
不同来源和性质的污水混合进入净化厂，造成水质预处理效果变差，甲醇回收装置运行效率低，回收甲醇产品浓度不达标。
3.2 气田地面工艺技术的优化应用
3.2.1 小压差换热器低温脱水工艺。
为了解决气井压力降低后不能利用节流膨胀常温分离工艺脱水的问题，气田应用了小压差板翅式换热器低温脱水工艺，通过站内二级节流产生的小压差节流使天然气产生一个小温降，以此温降作为换热器的冷端温差，选取足够大的换热面积，使原料天然气在此冷端温差下经过换热产生足够大的温降，以满足天然气脱水的要求。
现场应用表明：二级节流压差0.5MPa时，换热效率为90%以上，温度较安装换热器前降低20℃;在相同的节流条件下，起始压力和温度越低，温降越大，效果越好。
3.2.2 气动泵注醇工艺。
为解决低压集输工艺气井频繁堵塞的问题，应用了气动注醇泵工艺。
气动注醇泵由柱塞泵、储液罐、供气压力调节阀、分水器、压力表、转换接头及相关阀门和管线组成。
甲醇自动泵注系统的吸入端为气动柱塞泵，该泵与储液罐相连接。
而它的排出端则直接与管线相连接。
由柱塞泵打入井口加注区喷射到井下或管道内，对气井进行注醇预防。
气动注醇泵的优点：依靠天然气直接驱动，取代了传统的电动机驱动，节能效果明显;泵工作压力25-35MPa，密封可靠、无泄漏;体积小、质量轻，便于运输、搬移和安装。
现场应用总结了不同供气压力下不同调节旋钮开度下气动泵的冲次和排量。
3.2.3 油浮选污水处理工艺技术。
原油浮选污水处理技术是通过向污水中投加原油，在污水处理过程中产生的矾花结合原油，其密度变小，小于污水的密度，使矾花上浮，形成污泥并排出，污水得到净化。
排出的污泥经过处理后，原油得到回收，并重复使用。
气田2号和3号处理站采用了油浮选污水处理工艺技术。
污水卸车后，先提升至污水罐，将游离油及部分乳化油回收，含有少量乳化油的污水经转水泵提升进入原油浮选罐，在进入浮选罐之前加入氧化剂，以氧化污水中的二价铁、降解部分大分子有机物;加入pH值调整剂，调节pH值大于7，以利于污水的净化;加入混絮凝剂，以吸附水中杂质，净化污水;适当投加凝析油，促使产生的污泥上浮。
现场应用效果明显（表1、表2）。
表1 油浮选与自然沉降工艺对比表
■
表2 油浮选处理前后的水质对比表
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3.2.4 污水预处理系统物理防垢技术。
变频电磁物理防垢技术利用磁场共振原理作用在管道上，引起管道内水分子产生共振，使氢键断开，使水分子变成单个的极性水分子，因而提高了水的活化性和对水垢的溶解度，极微小的水分子可以渗透、包围、疏松、溶解、去除各种冷凝器、蒸发器、热水器、管道、锅炉等系统内部的老垢。
同时，浮在水中的钙离子和碳酸根离子相互碰撞，形成特殊的文石碳酸钙体，其表面无电荷，因此不能再吸附在管道上，从而达到阻垢除垢的目的。
现场在易结垢点和关键装置前安装了物理防垢器，对应用效果进行了跟踪
评价（表3）。
3.2.5 不含醇污水处理工艺。
气井压力降低后，气田有20个集气站，600余口井不需要注醇，产生不含醇污水300m3/d，为了节约污水处理成本，降低处理装置负荷，对3号处理站进行了改造，增加了一套不含醇污水处理装置，设计处理能力500m3/d。
污水经过换热升温，加药后进入油浮选装置、在经过过滤处理达到回注标准后回注地层，油浮选产生的污泥进污泥脱水系统处理。
4 结论
4.1 经过多年的开发生产，大牛地气田形成了成熟、完善的地面配套工艺技术。
4.2 通过应用小压差换热器低温分离工艺、物理防垢技术和油浮选污水处理等工艺解决了生产中存在的问题，能够满足气田经济、高效开发的需求。
参考文献：
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