国内外页岩气集输技术研究

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2018-11-16
简介
本文阐述了国内外页岩气集输技术研究,其中介绍了国外页岩气田集输技术的工艺与发展现状以及中国页岩气地面集输技术,指出我国页岩气田集输所面临的问题及发展方向,进而为页岩气田的地面集输工程提供知识与经验。详细内容,请阅读全文!

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前言页岩气是指主要以吸附或者游离状态存在于暗色泥页岩或高碳泥页岩中的天然气[1]。近年来,美国页岩气开发取得了很大进展,使得页岩气在美国能源消费结构中的比例不断攀升,还使其从天然气进口国变为天然气出口国,实现了能源独立。页岩气在中国同样具有很好的勘探前景和开发空间,根据2012年国土资源部油气中心统计数据[2]显示,我国页岩气资源量为134.42×1012m3,技术可采资源量为25.08×1012m3。2012年3月,国家批准设立长宁—威远页岩气国家级示范区,经过两年的发展,中国石油西南油气田公司已开始在示范区建设部分公用工程,并根据新井布局制定了页岩气管输方案。2011年,美国ManciniF等人[3]指出,由于页岩气生产具有开采寿命长、生产初期压降快、生产周期长的特点,其地面工程设计同样具有特殊性。美国于1821年开始开发页岩气,目前已经形成了成熟的地面集输技术。而我国的页岩气开发还处于起步阶段,集输技术不够完善,没有相应的设计标准,缺乏相应的地面配套设施。本文介绍了国内外页岩气田的集输技术进展,对国内页岩气田的集输技术提出建议并指出其发展趋势。1国外页岩气地面集输技术美国页岩气的快速发展带动了全球非常规天然气的开发,掀起了页岩气热潮。早在1821年,美国纽约州的弗里都尼亚镇就对页岩气进行过开采,但采收率很低。20世纪80年代,在政府的推动下,开采工艺得到创新,并于2000年开始了页岩气大规模的商业开发。目前,在美国有22个州进行了页岩气开发,已经积累了丰富的地面集输经验。1.1集输工艺在美国德克萨斯州Barnett页岩气田,分布了数百口井,ManciniF等人在2011年对该页岩气田的地面集输处理技术提出,在每个井场配置除砂器、分离器、分离器阻断装置及凝析液储罐,这属于传统的油气处理方式。气井产物的处理工艺较简单,一般是使用气水两相分离器,在凝析油产量高的情况下可用三相分离器来替代。将采出气和产出水从井口输送至除砂器进行除砂,再进入分离器,分离出的气体进入集气管线,产出水被泵送至中央处理厂,如果存在凝析油,则将其输送至储罐,再定期用槽车外输。对气井产出水,通常将其管输到中央处理厂进行处理,也可以通过管道输送或者储存在井场的储罐中,然后定期用槽车运走。页岩气开采的水力压裂过程中会用到泥砂,在集气过程中不可避免地会被带到地上,因此,在分离器的上游需设置除砂设备以免泥砂堵塞气体分离器。为了更好地控制生产以及管理返排水和泥砂,在每一口井都设置专用的分离器阻断装置。国内外页岩气集输技术研究摘要:以美国为首的页岩气开发掀起了全球页岩气的开发热潮。目前,美国有22个州在进行页岩气开发,积累了丰富的开采与集输经验。中国页岩气储量非常丰富,具有很好的开发前景,但中国页岩气开发还处于起步阶段,集输技术发展滞后,没有完整的管理体系,缺少相应的行业标准。从集输系统、管网布置和污水处理等方面,介绍国内外页岩气田集输技术的发展现状,指出我国页岩气田集输所面临的问题及发展方向,希望能对页岩气田的地面集输工程提供借鉴。关键词:页岩气;集输;流程;管网;污水DOI:10.3969/j.issn.1006-5539.2014.05.002收稿日期:2014-06-10作者简介:李丽敏(1990-),女,黑龙江明水人,硕士研究生,从事油气田集输技术研究。李丽敏侯磊刘金艳中国石油大学(北京)油气管道输送安全国家工程实验室,北京102249油气储运第32卷第5期OILANDGASTRANSPORTATIONANDSTORAGE05天然气与石油NATURALGASANDOIL2014年10月1.2集输管网荷兰北布拉班特省页岩气田正处于开发初期,开发方案为首先在气田打出所有的井,再进行水力压裂,最后进行生产。采取枝状管网集气,管网由65km的集气支线、60km集气干线、2km高压外输管线组成。气体由井口经过集气支线进入集气干线,经一级增压后压力由0.5MPa升至3MPa再统一汇入处理厂,处理后压力由3MPa经二级增压至8MPa,再外输至当地的输气管道。压缩过程为0.5MPa→3MPa→8MPa,一级压缩时每台压缩机可供4口井同时使用,一级压缩位于井场,二级压缩位于中央处理厂。ManciniF对管网的布局提出了以下建议:a)管网建设与钻井安排保持一致。在页岩气田,勘探、钻井和地上设施建设同时进行,随着钻井数量的增加,地上设施在时间和空间上不断扩大。b)为了保证产量的稳定,不能同时开采全部页岩气井,要随气田的发展而逐年打井,减小年平均钻井数。c)井场设备橇装化。对满足不同工艺的设备进行搬迁和组合以达到最大利用效率,降低投资。从美国Barnett页岩气井的生产压力曲线看,在第1个月之后产量迅速下降,集气管网的运行压力约0.5MPa。连入新井后集气管网的操作压力势必增加,远远高于旧井的生产压力,导致旧井产量下降或停产,影响整个气田的生产。然而从长远来看,集气管网在低压下运行可以有更高的产率,其缺点就是在处理厂压缩耗能增加,集输管径增大。1.3污水处理页岩气的开采方式为井下水力压裂,在产气过程中不可避免地会有污水产生。污水处理是为了去除污油,降低产出水矿化度和苯含量,使悬浮物沉降。在美国,很多返排水都采用深井注入方式处理。2008年,在德克萨斯州,有超过11000个符合美国环境部ClassⅡ标准的井,在Barnett区块,每口页岩气生产井至少有1个返排水注入井[4]。在北美的页岩气田,水处理可分为四类,即初级处理、中级处理、三级处理和液体零排放处理。初级处理主要是去除悬浮物、凝析油、铁离子、高分子聚合物和细菌。大多数的气田都需要初级处理,初级处理的目标一般是通过化学氧化和化学絮凝方法去除铁离子。主要步骤为:a)尽量将油水分离,分离出的水再进入缓冲罐消除水流体积与浓度的变化。b)将返排水和产出水分开处理。c)用电凝法使悬浮物、乳化油和有机高分子聚合物胶凝,再用重力分离器使悬浮物沉降,然后进行过滤。中级处理的目的是去除二价阳离子,如钙离子、镁离子、钡离子或者锶离子,来解决压裂液添加剂离子兼容性问题以及减小产出水结垢的可能性。三级处理主要目的是脱盐,无论是考虑添加剂的兼容性还是地面排放的安全性问题,都必须进行脱盐。脱盐工艺的选择主要取决于盐浓度以及废水中其他污染物的存在。现有的脱盐技术主要有离子交换、反渗透、机械式蒸汽再压缩技术。但是三级处理无法处理高矿化度的污水,需要利用深井处理或者液体零排放技术来解决这一问题。液体零排放技术使废水最小化,并且将盐水转换为工业用的盐饼或者填埋处理。这项处理需要热结晶技术,根据入口固溶物总量,在热结晶之前先进行蒸发,这样可以提高水回收率并降低耗热量。三级处理与液体零排放处理的费用都非常高[5]。2中国页岩气地面集输技术目前,国内页岩气开发正处于起步阶段,对于页岩气的形成、分布以及开发潜力已有基本的认识,但勘探开发以及地面集输技术还不够完善,未来仍要面对许多困难和挑战,诸如压裂水处理问题、环境问题以及管网建设的难题。2012年3月投入开发的长宁—威远国家级页岩气示范区块已初具规模,并且在页岩气开发和集输技术方面取得进展。截至2013年9月,中国石化在四川盆地及周边的涪陵礁石坝等区块完钻26口井,掌握了一定钻井与集输技术[6]。2014年4月18日,我国首条页岩气外输管线投入运行。2.1集输流程2009年11月,我国决定开发四川富顺—永川页岩气田M区块,并于2011年进行评估。该区块的工艺流程为:井口一级节流→除砂→加热→二级节流→初步分离、计量→集气支线→集气干线→集气站(脱水脱烃)→外输管道→用户[7]。在采气站、天然气处理站建设滞后的情况下,可采取临时集输工艺。气井临时集输工艺流程见图1。1.采气管线(井口除砂后来气);2.井口截断阀;3.加热炉;4.节流阀;5.气液分离器;6.孔板流量计;7.输气截断阀;8.排气过滤器;9.压缩机;10、13.流量计;11.CNG长管拖车;12.液位控制自动放液阀;14.液体截断阀;15.水管线图1气井临时集输工艺流程图06井口除砂后的页岩气通过采气管线与井口截断阀进入加热炉,加热后的天然气经节流阀降压节流进入到气液分离器,经过气液分离后,天然气进入脱水装置,再经过孔板流量计进行计量,经节流阀降压后进入到排气过滤器,过滤掉固体杂质后,进入到压缩机加压至20~25MPa,经过流量计后充装至长管拖车所携带的高压气瓶中。2.2管网布置无论是煤层气还是页岩气,单井产量在生产初期达到高峰后都会快速下降,除采取增产措施延缓递减速度外,主要靠大批量打新井弥补产量。因此,在开发方案编制尤其是地面工程设计与建设时,应充分考虑为未来增加的批量生产井预留空间,防止不断滚动建设造成资源浪费。2009年,王荧光[8]提出可在页岩气田采用“枝上枝”管网与“多点接入、柔性集输”布站方式。“枝上枝”管网是一种较为特殊的地面集输管网布局形式,属于枝状管网。与枝状管网相比,“枝上枝”管网增加了集气阀组,集气阀组一般位于井场位置比较集中的小区块,接受该小区块的井场来气。采用“多点接入、柔性集输”工艺技术,将集气计量站改为阀组,井口采气管线按就近原则汇集到最近的集气阀组,再用集气管线把阀组连接起来,将页岩气输送至集气站。集气阀组工艺流程:井口产出气到达集气阀组进行计量,再进入集气管道;单井计量时,井口产出气首先进入计量管线,计量后再进入生产管线。增压站工艺流程:各集气阀组来的页岩气汇总到集气站,经计量后进入分离器,气、液分离后,分离出的页岩气进入压缩机进行增压,经过计量后再外输。2.3高低压管网分输页岩气田采取滚动式发展,由于要逐年联入新井,使得集气管网操作压力升高导致一些低压生产井废弃或者产生倒灌现象。对高、低压气井共同生产,2012年郑贤英提出三种高、低压气井同时生产的联合处理工艺方案[9]。方案一:低压集气干线→中央处理厂集中增压→已建处理装置。该方案为低压气单独设置集输系统,在天然气处理厂布置压缩机等增压设备,以便集中管理。但鉴于页岩气要逐年打井逐年将新井连入管网,单独设置低压集气系统并不适用。方案二:集气站或者阀组处增压→已建处理装置。对于该方案而言,页岩气田较为适用的管网模式为“多点接入,柔性集输”,将多个井的采气管线汇集到最近的集气阀组然后连入集气管线输送至集气站。可将橇装式压缩机设置于阀组处进行增压,但是随着气田的发展,压缩机数量会不断增加,不利于管理。方案三:自压或集气站个别增压采气→低压集气干线→处理厂丙烷制冷。该方案的优点是:制冷温度易于控制,操作方便,能耗低,可达到很低的温度,能满足不同水露点和烃露点的要求。缺点是不适用于压力过低的天然气,若低压气压力过低,系统还需增设增压设备。综上所述,方案二比较适合页岩气的集输。2011年,胡楠等人[10]对于缓解倒灌问题提出了几种措施:在低压井井口设置橇装式增压装置,将其增压到采气干线的压力。尽量使接入同一采气干管的井口具有相同压力、相同气质及同一批次的特点,以保证其压力相当。在低压井口处设置止回阀,保证其不会发生倒灌现象。当集气阀组的压力不能达到输送压力要求时,考虑在集气阀组添加橇装式增压设备。由于页岩气井分布较广,若旧井均采用橇装式增压设备则给管理增加了难度。2.4污水处理在水力压裂结束后,金属矿物质和有机质溶解在压裂液中,混成一种含有盐、金属、油、酯以及挥发性和半挥发性有机物的卤水,压裂液通过套管返回到地面,这些水便是返排水。由于返排水和地层接触,不同地层的返排水也不一样。针对含悬浮物的污水,主要采取絮凝、沉淀和过滤等污水净化工艺;对高矿化度和高含氯离子污水,常用反渗透处理、地面蒸发和回注地下砂岩层工艺;对含有氟化物的采出水,主要采用石灰乳沉淀法、铝盐凝聚法、离子交换法和电凝聚法。最有前景的一项返排水处理是将返排水应用到接下来的压裂酸化中去。返排水蓄在地面,直接或稀释或者预处理后重新使用。通过返排水的重复使用,既可以减少水处理成本也可以减少环境污染[11]。2014年,郭小哲[12]指出水处理技术的发展方向主要体现在以下两方面:a)压裂液中添加剂的处理。采用高强度的超声波或过滤器来减少返排液中的杀菌剂或者采用其他化学剂替代杀菌剂。b)压裂液的回收再利用。返排水的处理与再利用可以节约水资源,缓解某些地区水资源紧缺的问题,减少排放液对环境的污染。用藻类来处理返排水可以去除98%有害烃类,技术与经济效果非常明显。2.5页岩气集输技术存在的问题及建议我国页岩气的勘探开发还处于起步阶段,地面集输技术也正在探索中,没有形成完整的管理体系,缺少相关的国家及行业标准,需要解决的问题还有很多。a)页岩气的集输技术还没有相应的标准。目前,主油气储运第32卷第5期OILANDGASTRANSPORTATIONANDSTORAGE07天然气与石油NATURALGASANDOIL2014年10月要借鉴现行天然气的相关设计规范和标准以及煤层气的相关经验。页岩气井的生产压力一般在开采1个月后降至0.5MPa,此时可借鉴煤层气集输经验。“枝上枝”工艺[13]简化了流程,降低了投资成本,可通过阀组实现所有单井计量工作,管理相对集中[14]。b)页岩气具有开采寿命长、生产初期压降快、生产周期长的特点,页岩气管材、设备选型、增压方式的选择还没有相应的解决策略。为适应压力和流量的变化,采取设备橇装化,对满足不同工艺的设备进行组合、搬迁,高效利用设备。c)对于返排水监管还需要经过一定时间的探索和经验总结。可以借鉴美国经验,在页岩气的采前、采中和采后制定全方位的监管制度,包括地下水、地质、土壤、生态等方面。通过人大立法机关制定强制的排污标准,以法律的形式加强监管,保护环境。d)对于页岩气的开发,我国要加强保护环境的意识,对各个阶段可能造成的环境污染采取相应的措施[15-16]。同时,我国需时刻关注美国在页岩气开发过程中对环境监管方面的最新进展,尽量减少开发过程可能带来的环境破坏和经济损失。3结论随着我国对页岩气的逐步重视,近几年已在四川盆地若干区块进行开发,我国页岩气开发与集输技术已经取得了一定的进展。但与国外页岩气田的开发与集输技术相比,我国页岩气工程配套技术还存在较大的差距。国内开发的页岩气田规模较小,对于地面集输技术,没有形成完整的体系。纵观我国页岩气田集输管网以及集输流程的现状,页岩气的开发具有单井产能低、开采寿命长、生产初期压降快、生产周期长的特点,页岩气集输工程技术将向集输流程通用化、集输站场标准化和集输设备橇装化三个方面发展,需要在借鉴常规天然气与煤层气经验的基础上,结合各个页岩气田自身的特点进行集输技术研究与实践。参考文献[1]江怀友,宋新民,安晓璇,等.世界页岩气资源与勘探开发技术综述[J].天然气技术,2008,2(6):26-30.JiangHuaiyou,SongXinmin,AnXiaoxuan,etal.GlobalShaleGasResourcesandItsE&PTechnologies[J].NaturalGasTechnology,2008,2(6):26-30.[2]滕吉文,刘有山.中国页岩气成藏和潜在产能与对环境的污染分析[J].中国地质,2013,40(1):1-30.TengJiwen,LiuYoushan.AnAnalysisofReservoirFormation,PotentialProductivityandEnvironmentalPollutionEffectofShaleGasinChina[J].GeologyinChina,2013,40(1):1-30.[3]ManciniF,ZennaroR,BuongiornoN,etal.OffshoreMediter-raneanConferenceandExhibition[C].Revanne:OffshoreMediterraneanConference,2011.[4]BrouwerB,ScheffersBC,HaringsM,etal.SPE/EAGEEuropeanUnconventionalResourcesConferenceandExhibition[C].Vienna:SocietyofPetroleumEngineers,2014.[5]FedotovV,GalloD,HagemeijerPM,etal.SPEUnconventionalResourcesConferenceandExhibition-AsiaPacific[C].Brisbane:SocietyofPetroleumEngineers,2013.[6]路保平.中国石化页岩气工程技术进步及展望[J].石油钻探技术,2013,41(5):1-8.LuBaoping.SinopecEngineeringTechnicalAdvanceandItsDevelopingTendencyinShaleGas[J].OilDrillingTechniques,2013,41(5):1-8.[7]黄静,许言,边文娟,等.页岩气开发地面配套集输工艺技术探讨[J].天然气与石油,2013,31(5):9-11.HuangJing,XuYan,BianWenjuan,etal.IntroductiontoSurfaceSupportingTechnologiesinShaleGasDevelopment[J].NaturalGasandOil,2013,31(5):9-11.[8]王荧光.苏里格气田苏10井区地面建设优化方案[J].天然气工业,2009,29(4):89-92.WangYingguang.OptimizationSchemeofSurfaceConstructionProjectattheBlockSu-10,SuligeGasField[J].NaturalGasIndustry,2009,29(4):89-92.[9]郑贤英.克拉美丽气田地面处理工艺的改进与优化[D].成都:西南石油大学,2012.ZhengXianying.TheImprovementandOptimizationofGroundTreatmeatProcessofKelameiliGasField[D].Chengdu:SouthwestPetroleumUniversity,2012.[10]胡楠,胡世杰,蒋皓,等.煤层气田地面集输方式以及增压方式优化[J].煤气与热力,2011,31(9):6-9.HuNan,HuShijie,JiangHao,etal.OptimizationofSurfaceGatheringModesandBoostingModesinCoal-bedMethaneField[J].Gas&Heat,2011,31(9):6-9.[11]侯俊杰,尹飞,王军委,等.页岩气井开发过程中返排水处理方法[J].中国石油和化工标准与质量,2013,31(4):1-3.HouJunjie,YinFei,WangJunwei,atal.ReturnDrainageTreatmentofShaleGasDevelopment[J].ChinaPetroleumandChemicalStandardandQuality.2013,31(4):1-3.[12]郭小哲.中国页岩气开发的环保对策[EB/OL].http://oilobserver.com/himl/s57401336/.html.2014-5-6.GuoXiaozhe.TheEnvironmentalProtectionCountermeasureoftheShaleGasDevelepnentinChina[EB/OL].http:08//oilobserver.com/himl/s57401336/.html.2014-5-6.[13]蒋洪,张黎,任广欣,等.煤层气地面集输管网优化[J].天然气与石油,2013,31(1):8-12.JiangHong,ZhangLi,RenGuangxin,etal.OptimizationofCoalbedMethane(CBM)SurfaceGatheringandTransportationPipelineNetwork[J].NaturalGasandOil,2013,31(1):8-12.[14]陈仕林.2008年煤层气学术研讨会论文集[C].北京:地质出版社,2008.ChenShilin.2008CBMFieldAcademicConferenceCollection[C].Beijing:GeologicalPublishingHouse,2008.[15]田磊,刘小丽,杨光,等.美国页岩气开发环境风险控制措施及其启示[J].天然气工业,2013,33(5):115-119.TianLei,LiuXiaoli,YangGuang,etal.EnlightenmentfromEnvironmentalRiskControlMeasuresintheU.S.ShaleGasDevelopment[J].NaturalGasIndustry,2013,33(5):115-119.[16]柯研,王亚运,周晓珉,等.页岩气开发过程中的环境影响及建议[J].天然气与石油,2012,30(3):87-89.KeYan,WangYayun,ZhouXiaomin,etal.EnvironmentalEffectsandSuggestionsinShaleGasDevelopment[J].NaturalGasandOil,2012,30(3):87-89.2014年7月7日,来自国内压力容器及管道力学行业的权威专家对管道科学研究院完成的“油气管道用大开孔率三通设计方法”进行了技术评审,认为该项研究成果填补了国内大开孔率热挤压三通工程设计方法的空白,为大口径、高钢级油气管道工程建设提供了重要的技术支撑。专家组由中国特种设备检测研究院总工程师、国家质检总局特种设备安全技术首席专家寿比南,清华大学工程力学系教授薛明德,中国石油大学教授帅健,西南石油大学教授何东升等知名学者组成。研究院管材所课题人员就油气管道用热挤压三通的特点、研究技术路线、三通试验应力分析、计算方法以及研究成果进行了详细汇报。通过对直径1016×1016mm、直径1219×1016mm和直径1422×1219mm热挤压三通试验应力进行分析,课题组确定了三通关键位置点应变随压力变化的规律,优选了符合实际、科学合理的分析模型、计算方法和评定准则,通过验证确保模型分析结果与试验结果吻合,数据详实可靠。听取汇报后,专家组详细了解了相关技术细节,认为该课题是国内外首次针对热挤压大开孔率三通设计方法进行的研究,其研究成果紧密结合热挤压三通实际生产及设计现状,所制定的试验技术路线科学合理,研究形成的设计方法在保证热挤压三通安全性的同时,具有较好的适用性,按照此方法设计的热挤压三通具有良好的经济性。(蓝天摘自《石油管道报》)大开孔率三通设计方法通过专家评审油气储运第32卷第5期OILANDGASTRANSPORTATIONANDSTORAGE09OILANDGASTRANSPORTATIONANDSTORAGEStudyonTemperatureVariationofNaturalGasHydrateFormationinGasTankYangBo,LiMaodong,DuNansheng,LinJinmei,WangWenfeng(GuangzhouSpecialPressureEquipmentInspectionandResearchInstitute,Guangzhou,Guangdong,510663,China)LiXiaosen(GuangzhouCenterforGasHydrateResearch,GuangzhouInstituteofEnergyConversion,ChineseAcademyofSciences,Guangzhou,Guangdong,510640N)GO,2014,32(5):01-04ABSTRACT:Inordertostudytemperaturevariationcharacteristicsingastankduringnaturalgashydrateformation,appliedisahomemadethree-dimensionalnaturalgashydratesimulationequipmenttoformmethanehydratefrommethanegasandaqueoussolutionandinvestigatethewholeformationprocessofmethanehydrateinporousmediathroughtemperature-pressurevariation.Theinvestigationresultsshowthatmethanegasisinjectedfromverticalcenterwellintosurroundingregions,accordingly,thecentralregiontemperaturerisesandtemperaturearoundthecentralregionalsorisesgradually,andhydrategathersfromthecenterwelloutwards.Hydrateinporousmediawillproducetheeffectofclimbingwallduetocapillaryactionofporousmediaandmorehydratewillformoutsideandshowinhomogeneousdistributioninporousmedia.KEYWORDS:Gastank;Naturalgashydrate;Porousmedia;Temperature;PressureStudyonShaleGasGatheringandTransportationTechnologiesatHomeandAbroadLiLimin,HouLei,LiuJinyan(NationalEngineeringLaboratoryforPipelineSafety/BeijingKeyLaboratoryofUrbanOilandGasDistributionTechnology,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing,1N0G2O24,920,14C,h3i2na(5)):05-09ABSTRACT:ShalegasdevelopmentintheUnitedStateshadinitiatedanewglobalshalegasdevelopmentmovement.Atpresentgasdevelopmentareinprocessin22statesoftheUnitedStatesandrichexperienceinexploitationandgatheringhadbeenaccumulated.ThereareabundantshalegasresourcesinChinaandthedevelopmentprospectisexcellent.However,shalegasdevelopmentinChinaisstillinearlystage,technologydevelopmentingatheringandtransportationlagsbehind,thereisnocompletemanagementsystemandthereislackofcorrespondingindustrystandards.Introducedarecurrentsituationofshalegasdevelopmentathomeandabroadinsuchaspectasgatheringandtransportationsystem,pipelinenetworkarrangementandwastewatertreatment,analyzedaredifficultiesandproblemsanddevelopmenttendencyinshalegasgatheringandtransportationinChina,whichwillprovideusefulreferenceforshalegassurfacegatheringandtransportationengineeringdesign.KEYWORDS:Shalegas;Gatheringandtransportation;Flowchart;Pipelinenetwork;WastewaterAnalysisonStenchReasonsofGroundGatheringandTransportationSystemofGas-WaterProducingWellsandImprovementMeasuresLiKui,XieRujun,XiongBo,WangYang(NortheastSichuanGasFieldofPetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Dazhou,Sichuan,635000,China)NGO,2014,32(5):10-13ABSTRACT:Gas-waterproducingwellsinNortheastSichuanGasFieldareatahighpotentialriskinsafetyandenvironmentalprotectionduetolargeamountofsewageentrainedwithplentyofgasandverystenchywellstation.Aimingattheabove-mentionedproblems,aseriesofimprovementmeasureshavebeentakenoneaftertheother.ThroughimprovementsandtrialstimulationoperationinLei13and14,Qili25and25-X1wellstationsinrecentyears,gasandwaterleakagehasbeenremarkablyreduced,operationenvironmenthasbeensignificantlyimprovedandwellmaintenancecosthasbeencutdownby¥0.2million(RMB)annually.Inaddition,theharmfulgaspervadedpreviouslyalow-altitudehasdisappearedatpresent,staffhealthandsafetyhavebeengreatlyimproved.Residentsnearbythewellstationsalsosaythatthereisalmostnostenchanymore.Successinstenchcontrolforgas-waterproducingwellshasprovidedareferenceandtechnicalsupportforsimilargroundgatheringsystemdesign.KEYWORDS:Gasfieldwater;Gatheringandtransportation;Stench;ImprovementApplicationofIntegratedGasGatheringPlantinSuligeGasFieldLiuJun,HuangGuorong,XieYuanfei,ChenZengh…
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