延439井区气液混输管道瞬态变化规律及敏感性分析

Y439井区采气管道为气液混输管道,地形起伏大导致积液严重,因此研究气液两相瞬态变化规律非常重要。以某采气管道为例,基于双流体模型建立多相流计算模型,研究管道积液动态规律和清管过程瞬态变化规律,提出采用井口压力峰值与最大清管段塞量相结合的方法确定管道清管时间,分析管道输气量、天然气含水量以及运行压力对井口压力峰值和最大清管段塞量的影响规律。研究结果表明:1)随着运行时间的延长,采气管道内积液逐渐向下游推移,当管道内积液量分布在全管段时,管道积液量和运行压力达到动态平衡;2)当管道入口投加清管器后,由于清管器上游气体被压缩,沿程摩阻损失增大,井口压力出现短暂的峰值变化,且管道出口排液主要集中在开始排液后0.5 h;3)敏感性分析结果显示,管道输气量越大,最大清管段塞量越小,井口压力峰值先降低后增大,在气相流速为1.2~3.1 m/s时增幅不明显;含水量上升,井口压力增幅明显,管道末端排液量显著增大;管道运行压力下降,对应的清管过程管道末端排液量显著增大。该成果可为气田气液混输管道的优化设计及清管操作提供理论依据。

导波技术在油田管道检测中的研究进展

综述了近年来超声导波检测技术在管道缺陷检测中的最新研究进展。介绍了导波的分类、产生机理以及导波检测技术的基本原理和应用,综述了导波模态的选取、缺陷识别和定位技术的研究现状等,最后讨论了超声导波检测技术的发展方向。

气液两相段塞流的PSD和PDF特征分析

在气液两相段塞流理论基础上,通过大量实验,利用LabVIEW平台进行数据采集和处理,并引进数字信号理论和统计学分析方法,得出了段塞流在不同时期、不同形态的概率密度函数(PDF)特征和功率谱密度函数(PSD)特征.段塞流的压力概率密度函数呈现单峰、双峰、多峰分布,尤以双峰分布最为普遍;段塞流的压差概率密度函数分布符合正态分布,呈现单峰分布;段塞流的功率谱在整个频率范围内随着频率增大而缓慢下降,频率范围内出现两个幅度比较明显的特征峰.利用PSD和PDF特征分析可以进行气液两相流的流型识别,为研究流型和管道系统设计提供帮助.

油田污水回注系统防腐蚀结垢工艺改造

采用油田污水回注的方式,其集输系统和井筒腐蚀与结垢问题严重。针对现有的污水处理回注工艺流程,分析各环节的水质。结果表明,注入水水质不合格是腐蚀和结垢的根本原因。进行除铁污水和不除铁污水稳定性对比试验,筛选出高锰酸钾与双氧水复合使用的高效除铁剂。总结了已有污水回注工艺流程使用过程中应注意的问题和改造要求,提出了一套新的污水处理回注工艺流程,并进行了稳定性跟踪试验,腐蚀结垢得到有效控制。

储罐声发射检测的研究现状

简要分析了储罐检测技术的现状,介绍以声发射技术为主的几种先进检测技术,以用在我国大型储罐的全面检测,最后讨论了声发射检测技术在储罐检测的发展趋势。

油气输送管焊缝无损检测技术现状与发展趋势

管道焊接在输送管中必不可少,保证焊缝的质量就显得尤为重要。超声波已经成为应用最广泛,使用频率最高,发展最快的焊缝检测技术之一,尤其近年来与电子和计算机相结合,使得未来超声波检测技术向准确度高、自动化程度高、人为干扰小的方向发展。

海底腐蚀管道极限承载力预测模型

准确的预测海底腐蚀管道极限承载力对于评估海底管道寿命、保证海底油气管道安全运行具有重要意义。针对BP神经网络(BPNN)模型学习效率低、对初始权重敏感且容易陷入局部最优状态等缺点,采用人工蜂群(ABC)算法来优化BPNN的初始权值和阈值,建立了ABC-BPNN海底腐蚀管道极限承载力预测模型。使用MATLAB软件搭建模型并进行预测,同时与BPNN模型、遗传算法(GA)优化的BPNN模型和粒子群优化算法(PSO)优化的BPNN模型进行对比分析。结果表明:ABC-BPNN模型预测海底腐蚀管道极限承载力的平均相对误差为1.9750%,优于BPNN、GA-BPNN和PSO-BPNN模型的预测结果;ABC-BPNN模型的预测结果所拟合出来的直线与Y=X直线最为贴近,证明了ABC-BPNN模型作为预测海底腐蚀管道极限承载力工具的准确性和稳定性。

微生物污水处理技术的应用

目前国内普遍采用物理化学法处理油田污水,但此方法安全性差,容易造成二次污染及水资源浪费等问题。微生物污水处理技术具有运行能耗低、降解有机物彻底、出水水质稳定等特点,且与膜技术和过滤分离联合使用效果更显著。通过分析陕北油田污水处理现状及流程,介绍了微生物油田污水处理技术在陕北油田污水处理的应用,利用微生物的专性和协同作用,对不同层位的采出水投加"倍加清"专性联合菌群,为分析微生物技术在陕北油田污水处理上的适用性提供了依据。

双腐蚀缺陷管道剩余强度计算方法

目的建立低保守性双腐蚀缺陷管道剩余强度的计算方法。方法利用非线性有限元分析的数值仿真方法,对含有双腐蚀缺陷管道剩余强度进行分析,并验证了分析方法的可靠性。计算了轴向间距对带有相同腐蚀缺陷深度、长度,不同腐蚀缺陷深度、长度,以及具有不同环向间距或不同轴向间距的交叉位置双腐蚀缺陷管道失效压力的影响,首次提出了双腐蚀缺陷相互作用系数的概念,并将其应用到双腐蚀缺陷管道失效压力的计算中。结果当轴向间距超过一定数值时,双腐蚀缺陷因相互作用而消失,只有在轴向间距非常小或两轴向腐蚀接触时,双腐蚀缺陷才有可能达到或接近完全相互作用。在相互作用范围内,双腐蚀缺陷的相互作用随轴向间距呈对数关系变化。当双腐蚀轴向投影完全重合时,腐蚀环向间距对双腐蚀缺陷相互作用的影响不大;当双腐蚀轴向投影未完全重合时,环向间距对双腐蚀缺陷相互作用的影响不可忽略。当双腐蚀缺陷之间存在一定环向间距时,双腐蚀缺陷的相互作用随轴向间距先增大后减小。结论提出的相互作用系数概念能够解决交互影响双腐蚀缺陷管道失效压力的计算问题。

延安气田低产井区地面集输节能降耗技术研究

延安气田地处鄂尔多斯盆地东南部,地形复杂,属低渗致密低产气田,存在储层薄、物性差、气藏叠置关系复杂、单井产量低、压力递减较快以及复杂地貌条件限制布局等情况,导致了气田总体布局困难、管线易发生冻堵、工程建设难度大、运行管理复杂、产能投资较高等问题。通过分析延安气田已开发投产区块的地面工程实践,并借鉴周边气田地面集输的先进经验,对延安气田集输工艺进行优化研究,并以延安气田某低产井区为研究对象,分别从集输工艺、站场布局、水合物防治等方面进行了专项研究,形成了一套适用于陕北低产气田的节能降耗工艺技术。该工艺经济适用,安全可靠,节约投资和能耗的效果明显。

陕北低渗气田地形起伏管路积液危害分析及对策研究

延安气田位于山高、坡陡、塬、梁、峁、沟等地形较复杂的陕北地区,管线起伏多、起伏大,同时该气田单井产量较低,产量下降较快,从而导致管线携液能力差,极易发生积液,影响井区的正常生产。通过分析造成积液的成因,以现场易积液管段建立模型,着重分析积液导致的管道流动性差、冻堵、管道及设备腐蚀等问题,并从前期设计、工艺优化改造、生产管理等方面提出预防对策,可以降低管线积液发生的频次。

组合型水合物抑制剂的评价及应用

针对陕北地区冬季气温较低,天然气采气管线生产过程中容易形成水合物堵塞管道及设备的问题,为了替代甲醇,开展了新型水合物抑制剂的筛选评价室内研究,筛选出了一种用于防止采气管线水合物形成的组合型水合物抑制剂,并在此基础上进行了现场试验应用。试验结果表明,该型抑制剂加注量在2.0%(w)时,抑制时间超过1400min;采出水处理后悬浮物(SS)的质量浓度降至4.8mg/L,油质量浓度小于15mg/L,pH值小于8,该抑制剂有助于水处理过程,处理后水质完全满足SY/T6596-2016《气田水注入技术要求》。

延安气田地面集输工艺的探索与创新

经过近十年的勘探开发,延安气田进入了快速上产阶段。为了探寻合适的地面集输工艺,基于延安气田分阶段分区块对多种集输工艺的试验情况,分析了高、中、低压集输工艺以及橇装LNG集输工艺的特点,并对试验过程中存在的单井计量无法满足要求,注醇不合理,管线积液严重,泡沫排水影响下游生产,信息化、标准化、数字化程度低等问题,展开了技术革新和研究,最终形成了“以中压集输为主,低压集输和橇装LNG集输相辅”的地面集输工艺技术,极大地提高适应性和经济性,推动地面工程向着标准化、模块化、信息化、安全化、环保化的方向发展。

新型注水管内衬材料的应用

在油田采油的中后期,常采用注水技术,通常注水开发前期,油田常采用普通碳钢/不锈钢复合管作为注水管线,并采用污水净化回注和掺淡水混注等技术减少环境污染,但这种防腐技术只能延缓腐蚀的速度,并不能从根本上改变腐蚀的状况。实际上经过处理后的污水仍有含油和硫酸盐还原菌不达标等现象,导致注水管线和设备出现腐蚀和结垢。对延长油田某注水站的注水管使用情况调查得知,其碳钢/不锈钢复合管有严重的腐蚀和结垢现象。对复合管体内垢样进行分析,总结出结垢的原因并提出解决办法,即优选新型B15合金作为复合管内衬材料。现场使用新型B15合金衬管取得良好的效果,值得推广应用。

延气2净化厂总图规划研究

气田地面工程建设涉及到工艺、总图、通信、电力等多个专业,总图作为协调各个专业的领头专业,在地面工程规范合理化建设中起重要作用。论文以延长气田延气2净化厂的总图规划设计为例,从净化厂的选址、站内总平面布置、竖向设计以及集输管线的走向等四个方面进行分析研究,提出了总图规划设计下的延气2净化厂选址更合理,站内布局更紧凑,物流组织更顺畅的结论,这对于规范化气田地面工程建设具有重要意义。

阀组集气工艺技术难点分析及设计

为了研究低产气田阀组集气工艺的适用性,调研了阀组集气工艺的主要特点和优缺点,并进行了阀组集气工艺技术难点分析。重点针对采气管道积液问题,研究采气管道保温、管径和运行参数等因素变化对天然气饱和含水量和持液率的影响规律,得出以下结论:不保温管道与保温管道相比,不保温管道随着距离的增加,天然气饱和含水量曲线出现很明显的拐点,持液率较大;管径越大,管道沿程饱和含水量下降较快,管道内很快析出大量的游离水,持液率越大;输送压力越大,天然气饱和含水量越小,管内析出水量越多,持液率越大;地温越高,天然气饱和含水量越大,管内析出水量越少,持液率越小。同时,针对阀组集气工艺存在的主要技术难点提出了设计建议。

延安气田多起伏地面管道临界携液流速计算模型

延安气田所处地形复杂,管道起伏多且高程较大,管道积液是气田集输系统生产过程中常见的问题之一,极易引发段塞流,甚至影响气田正常生产。基于液膜模型,考虑运行压力、井口温度、摩尔含水率、管道公称直径及管道倾角5个因素,建立上倾管段临界携液流速计算模型。进而结合延安气田现场运行数据,研究多起伏地面管道的最大倾角、总起伏高程、起伏次数对临界携液流速的影响规律,对已建立的上倾管段临界携液流速计算模型进行修正,结果表明:修正后的多起伏管道临界携液流速模型计算结果与现场数据吻合度高,修正后的模型计算结果准确率达90%,对于多起伏地面集输管道具有较强的适用性,可为延安气田多起伏管道积液预测提供理论支撑。(图8,表3,参35)

YQ2井区增压集输方案多层次模糊评价优选

随着延安气田YQ2井区的持续开发,预计两年内该气田约有65.42%的气井井口压力不能满足进站压力要求,届时将无法保证井区稳产,亟需开展增压集输方案优选。通过对309口气井油压/套压变化规律的分析及增压时机的预测,依据天然气状态方程(Benedict-Webb-Rubin-Starling,BWRS)和四阶龙格-库塔方法,得到不同的增压设备位置和数量分布,形成5套增压集输方案。选取技术经济与安全两个一级评价指标,细化选取井口废弃压力、管网压损、总投资等7个二级评价指标,通过层次分析(Analytic Hierarchy Process,AHP)法确定各指标权重,进而运用模糊评价法对5套增压集输方案进行评价优选,最终确定采用末站集中增压+12站区域增压方案。研究结果对气田高效开发、降本增效、有效降低井口废弃压力、最大限度发挥增压稳产设备的效用具有重要意义。