中国氦气全产业链发展现状与展望

中国氦气供应短缺、产业发展基础薄弱,过去长期处于“有业无链”状态。近年来,国内自给率虽大幅提高、并于2023年首次实现对外依存度低于90%,但因自产气量基数较小,尚未形成完善可靠的氦气“产供储销贸研”全产业链。结合全球氦气产业链发情况,基于中国氦气产业链资源、生产、供应、储存、运输、销售、技术和装备等全链现状,分析认为:2025年起,全球氦气供需双涨,远期或将呈供应宽松态势;未来5年内,随着国内自产气量稳定增长和进口渠道的开拓,预计中国氦气将呈自产和进口“两旺”局面,保供能力将大幅提升,同时国内超低温领域科技攻关厚积薄发,正在攻关的关键技术及装备逐步进入应用推广阶段,中国氦气产业链发展必将迎来长足进步,预计很快形成完善可靠的产业链。建议中国加大氦气资源勘查力度,深入夯实资源基础,持续加强科技创新,尽快形成关键装备的系列化、工业化产品,同时依托气田开发和液化天然气国际合作机制,积极构建稳定供应的多元化进口保障体系,从而实现中国氦气的安全可靠供应和产业健康发展。

天然气含水量计算公式评价

含水量是管输天然气气质参数中一项重要的理化指标,其计算值的准确度直接影响天然气开采、集输与处理等过程中工艺计算的正确性。对目前国内外主要天然气含水量计算公式进行了归纳分析,利用文献报道的实测数据,采用六种统计指标和一个相对性能系数对计算公式进行基于误差分析的综合评价,筛选出计算精度相对较高的Bahadori、Bukacek-Saul-Wagner和宁英男等公式。建议在组成不太明确时使用Bahadori公式来计算酸气含量较低的天然气含水量。

低压气田集输管网管径优化

针对低压气田集输工艺的特点,将其集输管网管径优化问题视为线性规划问题,以管网建设折算费用最小为目标函数,以管道的稳态分析、管道和压缩机参数及集气站进站气压限制等为约束条件,运用PIPEPHASE软件优选集输管网经济管径,并在此基础上对管网管径方案进行了比选。再结合工程经验,对优选出的管径方案进行管线压降损失、气体流速和管线投资费用等多方面综合考虑验证,确保满足技术经济要求。

输气管道清管周期的确定

输气管道周期性清管作业的理论判断法是以管道输送效率降低到某一临界值(如SY/T 5922—2003规定为0.95)为依据建立的,但该方法存在几个方面的缺陷:一是不能直接确定清管周期;二是仅适用于较理想的工况条件;三是输送效率并不完全反映管道的客观状况。输气管道清管周期的影响因素主要包括:管道的最大允许积液量,即管道终端捕集器(或分离器)液体处理能力;管道中气液混合物的最大允许压降及流速;管道的纵断面形状,特别是液体容易积聚的低谷数量及尺寸。

煤层气地面集输管网优化

由于煤层气开采具有"低产、低压、低渗、井多"等特点,国内煤层气田的开发主要参考苏里格气田等低压气田的地面集输工程设计,其地面集输工程主要存在集输管网布局及工艺参数不合理、投资较大、能耗较高等问题。因此针对煤层气地面集输工艺特点,对煤层气集输管网优化方法进行研究,分析了煤层气地面集输工艺和特点以及不同集输管网形式的适应性,发现应用分级优化方法能很好解决集输管网优化问题,提出基于集输管网等效水力模拟图的集输管网管径优化方法,在煤层气地面集输工程设计中得到了实践应用。

引射器回收页岩气井口压力能应用研究

页岩气井生产前期高压天然气需要节流后才能进入管网,压力能存在较大程度的浪费。引射器可将高压气体的压力能直接传递给低压气体,达到中间压力,并进入管网。本文基于现场试验的设计工况,分析了工况小幅变化时,引射器均能的引射效果。结合试验现场情况,对平台增压、副线+集气站增压和引射器+集气站增压三种增压方案的投资和能耗关系进行计算对比,结果表明:采用引射器后较新敷设副线的方案成本明显降低,而与平台单点增压相比,减少了平台动设备的设置,降低了维护管理难度。

油气田管道完整性管理效益评估

为了推进油气田管道完整性管理动态效益评估技术的应用,提出了一种基于失效率的管道完整性管理动态效益评估方法,以风险对冲的形式架构完整性管理效益评估顶层框架,以标准应用为目标,划定了效益评估的适用范围,规范了总体实施步骤和操作流程,布置了数据采集方式,解析了效益评估模型和具体算法,最后根据油田目前数据情况在现场开展了该效益评估的简版应用并梳理总结了不足和改进方向。应用发现,为完全实现该完整性管理—金融联动机制,疏通数据渠道是关键,提升底层工程技术是根本。

Selexol脱碳工艺的参数优化及适应性研究

在高含碳、微含H2S的特殊天然气气藏中,Selexol脱碳工艺因其溶剂绿色环保、腐蚀性小而备受关注。利用HYSYS 2006软件优化Selexol脱碳工艺的吸收塔控制参数以及闪蒸再生条件,进一步体现了Selexol脱碳工艺的适应性。优化结果表明:吸收塔操作条件为原料气入塔温度-5～5℃,贫液注入量约750 m3/h,注入温度越低越佳,实际运行中不得低于-18℃。闪蒸再生时,优化的三级压力分别为2 400、500和50 kPa。Selexol脱碳工艺适用于CO2含量在60%以下,C4+重烃小于1%(φ)的贫天然气脱碳处理。

“碳中和”背景下油气田碳捕集技术发展方向

在"碳中和""碳达峰"目标和路径下,CCUS(碳捕集、利用与封存)或CCS(碳捕集与封存)是实现二氧化碳减排的关键技术之一。碳捕集是CCUS(CCS)技术全流程中成本控制和大规模推广的关键环节。通过对油气田企业二氧化碳排放情况的分析,认为油气田企业碳源绝大多数为低压碳源。通过对碳捕集技术现状的分析,认为对于低压中浓度碳源,可采用活化MDEA(甲基二乙醇胺)溶剂为主导的化学吸收法,推广瓶颈在于溶剂解吸能耗高,未来应加强新型低能耗化学吸收溶剂的攻关和工程试验;对于低压低浓度碳源,目前尚无经济可行的成熟技术,除加大新型低能耗化学溶剂的研发力度外,还可开展膜加变压吸附或化学吸收法组合技术研究,进而降低碳捕集成本。

浅谈CCS/CCUS中CO_(2)管道输送对气质的要求

“双碳”目标和路径下,CO_(2)管道输送是CCS(二氧化碳捕集与封存)与CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)工业化推广和商业化应用的重要环节。目前国内仅有石油化工行业标准SH/T 3202—2018《二氧化碳输送管道工程设计标准》规定了CO_(2)管道输送介质中H_(2)S和H_(2)O的含量限值,尚无对其他CO_(2)输送管道运行气质的要求。在对标国外典型国家或地区的行业、组织及管道公司等气质规范的基础上,研究认为:(1)中国应借鉴国外成熟运营经验对CO_(2)输送管道进行分级分类,并对不同级或不同类别的CO_(2)管道输送气质要求提出相应建议,规范CO_(2)输送管道的设计、建设及运行;(2)建议CO_(2)区域管网和商业管网的气质要求如下:①CO_(2)含量(体积分数,下同)大于95%;②H_(2)S含量限值可参考GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》,依据人口密集程度等因素对不同地区进行等级划分后分级规定,部分地区限值可放宽至0.0027%;③基于提高管道输送效率、降低管道运行能耗及对CO_(2)流体最低混相压力的影响,不凝气组分(N_(2)、Ar、H_(2)、CH_(4)和O_(2)等)总量应小于4%;④水含量小于0.02%;⑤其他组分可根据碳源类型、需求和经济性酌情考虑。

火驱采出气处理技术研究现状与发展趋势

随着国家和油气行业对大气污染物和温室气体排放的控制日益严格,缺乏成熟、经济的火驱采出气处理技术已成为制约火驱开发方式进一步大规模推广的瓶颈。通过对回注埋存、回收利用和达标排放等不同火驱采出气处理技术研究现状进行分析,认为应因地制宜、因时制宜,综合考虑技术发展水平和环境保护要求,确定合理的火驱采出气处理工艺技术路线。在此基础上对火驱采出气处理技术发展方向进行了展望,指出:为实现降低工程投资、缩短施工周期及方便运行维护等目的,亟需针对火驱采出气不同的组分类型和产量规模,开展基于小型化、模块化和橇装化的不同处理技术路线的研究;应充分借鉴其他类型油气田开发的成熟经验,如逐步推广应用湿法脱硫技术;回注埋存工艺将兼具“增油”与“减排”双重功能,亟需借鉴国外酸气回注项目经验,开展火驱采出气回注埋存工艺技术研究,重点在脱水的基础上实现“全组分回注”。

高含硫长距离集输管道腐蚀监测技术研究

高含硫气田在开发过程中,管道腐蚀是一个非常突出的问题,特别是长距离湿气集输管道,不同管段腐蚀程度差异很大,仅仅在管道的始末段设置腐蚀监测点很难全面有效地获得管道腐蚀的真实情况。通过对天高线B段管道流体特性模拟分析,研究影响管道腐蚀的主要因素,确定管道严重腐蚀的部位,为长距离集输管道腐蚀监测方法和位置的设置提供依据。通过与目前油气田使用比较成熟的非插入式在线腐蚀监测技术进行对比,本试验在腐蚀监测系统中增设了超声导波监测技术。1年的腐蚀监测试验结果表明,完善后的在线腐蚀监测系统使腐蚀监测信息更加全面有效。

输气管道清管周期的影响因素及确定方法

对输气管道清管周期影响因素进行了分析,确定将最小允许输送效率、最大允许积液量和最大允许压降作为清管的参考标准,以水力摩阻因数、管输流量、输送效率为基础,提出了沿途有、无支管并入的情况下,是否需要清管作业的理论判断流程。介绍了通过软件模拟静态积液量并结合气体携液能力综合确定清管周期的软件模拟法。结合苏里格北二干线实例,详细阐述了两种方法的具体应用步骤,分析了该理论判断流程的局限之处,最后得出:应针对不同的应用场合选取合理的清管参考标准,并使用合适的计算方法确定清管周期;应针对不同的管输介质和管输工况,选取合理的积液量和两相压降预测相关式,以确定合理的清管方案。(表4,图4,参13)

树枝状输气管网可靠性评估

基于天然气管网可靠度的概念,将图论中的最大流可靠度和基于阈级的单元重要度引入树枝状输气管网系统可靠性的分析,得到了求解输气管网系统可靠性指标——可靠度的数学模型,并将之用于对输气管网系统进行可靠性评估。结合苏里格气田苏10井区集输管网实例,阐述了该方法的具体应用步骤。分析了影响管网系统可靠度的主要因素,指出:管网系统可靠度计算正确与否严重依赖于组成系统各单元可靠度数据的准确性;管网的拓扑结构和管段单元重要度对管网系统可靠度的影响较大,愈是靠近汇点的管段,其单元重要度愈高;基于阈级的单元重要度对管网系统可靠度的反映并不完美,尚须引入其他可靠性指标;在选择气田集输管网方案时,必须综合考虑工艺可行、经济节约和方案可靠等多方面因素。