海上气田群集输管网运行参数优化研究

海上气田群集输管网由气井、海上平台、陆岸终端等单元组成,各单元之间由海底管道连接,既相互独立,又彼此影响。采用LedaFlow、K-Spice对气田群集输管网运行参数进行优化模拟,可以提升集输管网运行效率,降低系统能耗,实现增储上产、提质增效、节能降耗多重目的。模拟和现场测试结果表明,降低海底管线的运行压力,可以降低压缩机能耗,同时,还可降低海底管线上游平台的运行压力,进而降低生产井背压,增加技术可采储量。由此,总结形成一套可复制、易推广的海上气田群集输管网运行参数优化方案,具有很强的实际指导意义。

乙二醇再生单元重沸器结垢原因分析

某海上平台的乙二醇再生单元短时间内出现重沸器结垢、滤器脏堵、控制阀堵塞等情况,影响整个再生单元的正常使用。通过对垢样成分进行FT-IR、GCMS、XRD、SEM+EDS分析,获取结垢的成分信息。根据检测结果和现场实际情况综合分析,指出再生单元结垢的原因为重沸器加热升温过程中,部分盐溶解度下降,同时,水分蒸发,盐浓度上升,过饱和的盐从溶液中结晶沉积,形成结垢物,主要成分为可溶性碳酸盐。重沸器温度过高是造成再生单元短时间结垢的原因,另外由于富乙二醇中含有钙、镁等二价阳离子,在系统内聚集产生少量不溶性碳酸盐。

成品油管道泄流清管器运行特性研究

泄流清管是一种新型高效成品油管道的清管方法,合适的旁通率可优化清管效果,并能避免清管器停滞等安全事故发生。文中利用OLGA软件构建了的泄流清管模型,模拟研究了不同管径、不同流速、不同旁通率条件下清管器的速度和运行距离特性,并重点研究了清管器速度对关键参数的敏感性。结果表明:管径越小,旁通率对清管器速度的影响越显著;管流速度在1.5 m/s以上时,泄流清管不会对清管器运行速度及清管时效造成太大影响。

海上气田立管段塞流缓解方法数值模拟研究

立管段塞流是一种严重影响海洋油气安全输送与处理的混输管道常见流型。针对海管气液混输工况下立管段塞流缓解措施展开研究,采用多相流动态数值模拟方法,建立了某深海气田混输管道动态多相流模型,模拟复现了现场严重段塞流现象,并通过参数控制方法计算分析了输量、登平台压力、海管内径等控制条件对段塞流的缓解效果的影响。研究结果表明,输量及内径的调整可有效缓解段塞流,并随着调整范围扩大形成比较明显的立管底部压力拐点区域,其中输量临界区域约47×10^(4)m^(3)/d,内径临界区域101.6~152.4 mm,当接近并跨越该区域时,立管段塞流程度得到有效缓解甚至消除;登平台压力的调整,在该混输工况下无明显立管段塞流减缓效果,为现场生产缓解立管段塞流提供可行的研究思路与操作参考。

天然气加工终端工艺过程的数字孪生系统研究

中海油某天然气加工终端,设计加工能力60多亿立方米/年.原料气经过脱碳、脱水、制冷、分馏等工艺生产干气、丙烷、丁烷、液化气、稳定轻烃、稳定凝析油等产品.本文采用斯伦贝谢的数字孪生技术,进行了该终端的三维可视化,先进控制及工艺操作条件实时在线优化的研究,其目的是提高该终端的轻烃回收率.

工业循环冷却水系统水质提升实践

某天然气终端厂循环冷却水系统投入使用之后,水质逐渐恶化,水质综合达标率从95%下降到40%,导致冷却设备结垢、堵塞、腐蚀,严重影响冷却效果,还可能导致可燃介质泄漏进入循环水系统,影响生产安全。通过分析水质化验资料、冷却设备拆检、污物样品分析、微生物定性监测等手段,找到了诱发水质恶化的真因,并通过循环水系统改造、加药方式调整等措施,有效提升了该终端厂循环冷却水系统水质综合达标率,提升了换热设备换热效率,保障了生产安全,并为工业循环冷却水系统疑难问题处理提供了新思路。

深水气田水下井口环空压力异常处理技术研究

由水下井口和深水海管组成的水下生产系统是深水气田开发的大趋势。因生产管柱穿孔、封隔器失效、井口阀组内漏等原因,导致水下井口环空压力异常超高,接近井口装置安全许用压力,严重威胁生产安全,国内外尚无很好的解决方法。通过进行现场测试,分析水下井口环空压力异常超高的原因,结合现场工艺流程和物料资源,研究出一套水下井口环空压力异常处理技术,并在现场成功应用。该技术研究为深水气田水下井口环空压力异常处理开辟了新思路,极大地提高了深水气田水下生产系统开发的安全性。

利用新型络合铁装置脱硫工艺技术脱除煤层气硫化氢

山西某煤层气15号煤气层,含有大量硫化氢,目前采用干法脱硫。该方法占地面积较大,填料装填频繁,废料处理困难,经济性差。设计了一套新型络合铁装置脱硫工艺技术,并在现场进行了中试试验。实验结果表明,处理气量440 Nm^(3)/h,处理后出口H_(2)S浓度6 ppm以下。该技术运行成本低,运行1 a后,性价比优势明显。此外,该技术采用撬装设备自动化运行,同时硫磺6个月脱除一次,人工成本低、安全性高,应用优势明显。

油藏自动化历史拟合及开发方案智能优化技术的一体化应用研究

生产历史拟合和开发方案调整、优化是油藏开发过程的重要环节。通过历史拟合能够进一步明确储层和流体的各类静态参数,从而对油藏特征有更准确的认识。人工历史拟合工作过程繁琐、工作量大,对研究人员经验要求较高。本研究采用集合卡曼滤波方法辅助进行自动化历史拟合,极大降低了油藏工程人员的工作量,简化了历史拟合工作流程。油藏开发方案调整是在历史拟合获得的最佳模型基础上,通过改变注采关系、增加新井、调整射孔段等方法最大化开发效果或利润的过程。人工进行的开发方案优化主要是通过大量试算,逐个对各参数进行优化,过程繁琐且无法一次性获得全局最优解。本研究采用粒子群算法,同时对全部待优化参数进行统一优化,降低了工作量,获得了最佳的调整方案。本文首次将自动化历史拟合技术与开发方案智能调整优化技术结合,应用于实际油藏的生产研究当中。研究结果表明,本文采用的方法和技术流程是合理、高效的。为其他复杂油藏高效开发提供了技术基础和案例参考。

非常规气藏储层改造体积评价方法研究

为精确描述非常规气藏压裂后的复杂流动特征及定量评价储层改造体积(SRV),利用自主研发的缝网重构算法“破裂树生长法”建立压后缝网模型,并以此为基础提出了使用拟稳态流动时特定的压力等值线来确定SRV范围的定量评价方法,最后以长宁201井区为例进行了矿场实例分析。该方法根据微地震监测点的位置,重构出微裂缝网的连通关系。在复杂微裂缝网的基础上建立离散裂缝地质模型并进行生产数值模拟,根据数值模拟结果的压力分布精确划定SRV的范围。利用该方法计算出长宁201井区的SRV体积为0.0521 km^(3),以该缝网模型的数值模拟产量预测结果符合实际生产规律,方法实用性较好。

井下节流技术在南海东部高温气田的应用

南海东部海域某深水气田属于高温气田,受高温天然气的影响,完井管柱和生产管柱产生轴向变形,导致采油树升高,引起井口管线应力变形,严重影响生产安全。通过减小产量可以降低温度对完井管柱和生产管柱的影响,进而减小采油树升高幅度。降产控制采油树升高会导致产量缺口,且不利于气田协同开发。针对该问题,本文通过神经网络方法找到引起采油树升高的主控因素。在此基础上,本文通过研究天然气自身特性,提出了节流降压降温方案,建立了井筒温度模型,设计并制造了适用于高温气井的井下节流工具。该工具在现场成功实施后,有效降低了井筒温度,减少了采油树升高,保障生产安全的同时提高单井产能17万方/天。通过以上研究,总结并形成了一套可用于不同高温气井、同一高温气井的不同生产时期的井下节流工艺设计方案,保障了高温气井安全生产,同时实现了单井高效生产、气田协同开发,对于高温气田的开发具有很好的指导意义。

基于深度学习的代理模型在实际气藏三维模拟中的应用

应用基于深度学习的代理模型进行油气藏模拟是油气藏仿真研究的一个新方向。针对高精度全阶油气藏模拟速度慢的问题,采用一种基于深度学习的嵌入式控制框架(E2C,EmbedtoControl)模型,通过“编码器+线性转化模型+解码器”的架构构建深度学习网络,将原始时刻的压力场、饱和度场数据与井控约束条件相结合来演化出新时刻的场数据。以南海东部番禺35-1气田为例,测试E2C模型与传统数值模拟器模拟结果的差别。测试结果显示E2C模型误差较小,其中饱和度场的相对误差小于5%,压力场的平均相对误差为8%;在相同的CPU条件下,E2C模型运行100次算例时间为16 s,比传统数值模拟器(运行时间为6000 s)快375倍。实际应用结果表明E2C模型在保证模拟精度的条件下可以大幅度提升模拟速度。

海相砂岩水驱气藏水侵机理与见水规律实验研究

通过设计机理实验结合现场实际生产数据,以PY气田为例对海相砂岩气藏的水侵机理与见水规律开展研究。侧面接触自吸实验表明岩石孔渗条件越好,吸水能力越弱,毛管力作用不明显;微观玻璃刻蚀模型水侵机理实验表明水驱气过程中水优先进入小孔径、壁面,观察到圈闭、卡断以及指进现象,其中指进现象与驱替速度关系密切,当流速增高到一定值时,驱替压力占据主导,水能同时进入各种大小孔径中,水驱前缘均匀推进,随着驱替速度的适当增加,水驱气末的残余气饱和度越低气体采出程度越高。结果表明,对于均匀的边底水气藏适当提高气藏的采气速度,有利于提高气藏的无水采收率。宏观并联岩心水侵物理模拟实验表明单井气水同产阶段水气比缓慢上升与储层非均质性有关,以此为依据调整油藏数值模型,使单井产水拟合精度大幅度提高。

天然气处理终端 MDEA 溶液脱碳系统工艺优化及改造

某天然气处理终端是我国目前最大的陆岸终端,该终端的MDEA溶液脱碳系统是我国陆岸终端应用的最大处理规模的脱碳系统,原工艺设计在现场实际运用时存在系统杂质多、热稳定盐含量高和再生温度达不到设计值等问题,导致处理能力不能达到设计值,需优化和改进。为了解决影响脱碳系统正常运行的问题,提高脱碳能力,现场采取了优化MDEA溶液再生系统参数、增加地下槽氮气密封系统、改造胺液预后过滤器、采用Y型过滤器和凝结水分离器等措施。通过优化改造,脱碳系统杂质被快速清理,热稳定盐含量增长速度得到有效控制,再生温度提高到了设计温度,系统发泡问题得到有效的改善,脱碳系统能够正常运行,并且脱碳能力得到大幅提升,脱碳后的天然气质量达到设计要求,为以后的MDEA脱碳或者脱硫工艺的操作和技术发展积累了经验。

人工智能方法在某海域深水气田产能评估上的应用

基于主成分分析方法和聚类分析方法分析某海域在生产气井的各项参数,包括有效厚度、渗透率、孔隙度、含气饱和度和无阻流量等,将气井分为不同的3类气井。进而运用决策树模型训练已分类的气井,构建气井分类模型。针对不同类型的气井,分别建立神经网络模型,拟合气井的无阻流量,并在待评价的新气田中应用模型,取得了良好的应用效果。

沥青质管流动态沉积模型对比与评价研究

在原油的管输过程中,随着温度压力的变化,沥青质从原油中析出,聚集成颗粒状,最后部分沉积在管壁上,导致产量降低,同时增大生产压差,最终可能堵塞管道。近年来随着海上油气资源的开采,多相混输过程中的沥青质沉积问题越发受到关注。本文从沥青质在管流中的动态沉积机理(扩散、惯性、碰撞)出发,分析了国内外几类典型的沥青质颗粒沉积模型,编制了动态模型的求解程序,并参考Jamialahmadi实验数据对比评价其计算结果。其中,Beal和E-M模型的计算结果与Jamialahmadi实验十分吻合,Beal模型在不同流量下的沉积量对比Jamialahmadi实验数据平均误差为9.6%,E-M模型的平均误差为11.8%,此两类模型可用来预测实际生产过程中的沥青质沉积量。同时研究发现,增大流速,管壁处的剪切力增大,能降低沥青质颗粒的沉积速率;降低管壁温度,减小沥青质颗粒的管壁黏附能,能抑制颗粒在管壁的沉积。本文的研究成果对指导现场生产具有一定的实际意义。

基于机器学习实现海上气田陆地终端液态产品产量预测与挖潜

海上开采出来的天然气通过海底管线输送到陆地天然气处理终端,经过一系列处理工艺后,生产量丙烷、丁烷、轻烃和凝析油等副产品。副产品的产出不光与各气田本身的气质组分相关,同样受到陆地终端设备工况的影响。笔者首先通过分析陆地终端的工艺流程,归纳影响终端副产品的关键流程。然后将各类副产品的析出情况通过聚类分析,找出对各类副产品回收效率有影响的关键设备,筛选出相应的异常值,进行异常标注。再结合设备工况的标注信息,通过机器学习方法实现对液态产品产量的精准计算。最后挖掘生产潜力,预测在各设备完好条件下各液态产品的产量,为工艺流程的优化方向提供基础。

井下节流降温工艺在南海东部气田的应用

南海东部部分气田属于异常高温高压气田,在钻采过程中产生的高温高压天然气容易造成套管及生产管柱发生轴向变形,从而导致采油树抬升,给生产带来极大的安全隐患。为此,现场只能通过降产的方式来达到控制井筒温度的目的,但单井产量也因此达不到设计要求,造成产量缺口。针对气井采油树抬升问题,通过研究天然气节流降温原理,建立井筒压力温度以及油嘴温降预测模型,结合现场实测数据,预测采油树抬升高度,设计井下油嘴,并在番禺X-1-A02H井成功安装使用,提高单井调峰能力15万m3。

基于混合模型的井虚拟计量方法与应用

虚拟计量作为物理计量装置的补充或替代计量方案,被越来越广泛地应用于油气田上游计量场景。为了提升单井虚拟计量系统的准确性并改善系统维护的便捷性,在传统的动态多相流机理模型的基础上,提出了机理模型与机器学习模型相结合的新式混合模型虚拟计量方案,建立了井工况数据机器学习模型、井机理模型的交互逻辑与系统架构,实现了实时测量数据驱动下新式混合模型虚拟计量系统的稳定、准确运行。结果表明:混合模型虚拟计量系统可实现实时测量数据输入条件下的各相计量稳定输出;利用现场试井数据对新式虚拟计量结果进行评价,液相流量和气体流量的整体误差分别小于5%和3%,计量准确性有一定程度提升;相较基于机理模型的虚拟计量,新式混合模型虚拟计量系统在后期维护上更便捷,仅需根据测井数据中含水率与气油比的变化程度来调整模型设置,且计量适用范围更广。研究结果可为传统虚拟计量在多技术融合发展方面提供可行的研究方向。(图12,表4,参25)

森林

走进森林，第一眼看到的是翠绿茂盛的枝叶像一把把大伞遮住了夏日的炎热走进森林，第一口吸入的是纯洁清新的空气像生命的珍宝让人心旷神怡走进森林。