采煤机喷雾水路增压方案设计及比对分析

为解决山西某矿5706综采工作面MG170/410-WD采煤机喷雾水路压力过低引起的喷嘴堵塞、降尘及冷却效果差等问题,提出并优选喷雾水路增压方案。结合采煤机喷雾需要并从动力源、安装位置、经济性、结构复杂程度以及可靠性等方面进行比对确定将液压马达驱动方案应用到采煤机喷雾水路增压中,并对增压方案结构及应用效果进行分析。现场应用后,采煤机喷雾管路水压保持在3 MPa以上,喷雾压力明显增大,在提升喷雾及冷却效果方面表现出显著优势,同时采煤机截割齿消耗量也得以明显降低,表明现场使用的喷雾水路增压方案取得较好应用效果。

临汾致密气集输管网增压方案设计与比选

针对临汾致密气气井产量和压力多样化、部分井口压力低于集输管网压力、管网集输能力受限等影响增产目标的问题,开展了临汾致密气集输管网特性分析和增压方案设计与优选,以提高管网集输能力。通过使用PNS管网仿真软件,建立了涵盖井口、井场、集气站、管道的系统性集输管网仿真模型,模型校准后展开致密气集输管网特性分析,确定了管网集输瓶颈与增压位置,然后就不同的增压模式、增压参数、增压方案进行仿真计算,最后从工艺适应性、经济性、设备选型等角度考虑,优选得出了临汾致密气集输管网的最佳增压方案,即在永宁1南干线大吉-平18支线、永宁2北干线大吉1-9支线进行线节点增压,该方案最适合临汾致密气的生产现状,增压效果最佳。

油田注水管网系统分压临界值与增压方案技术研究

随着油田开发进入后期,早期建设的注水管网面临很多问题,已经无法满足现场实际生产需要,亟需对其进行优化改造。对注水管网分压临界值与增压方案进行研究:建立了分压改造能耗模型和成本模型,通过对两种分压模型进行对比讨论,并采用智能优化中的遗传算法分别进行计算分析,确定了最优分压临界值;而对于增压方案技术的研究,提出了单增压站和双增压站两种增压注水方案,并利用K均值聚类算法来自主确定增压站最优分布。结果表明:建立能耗和成本两种分压模型作为期标函数,通过遗传算法算得出分压临界值的计算方法,可为油田注水管网分压方案提供重要科学依据。通过实例分析可知,针对高压井的注水方案与利用聚类算法确定增压站分布的计算方法,对油田注水管网改造具有一定的借鉴意义,不仅提高了注水管网的注水效率,降低了总体能耗,而且具有一定的经济效益。

密炼机转子端面密封装置增压方案设计

为解决密炼机转子密封处容易出现的故障,针对X(S)M系列密炼机现有的转子端面密封装置方案,在4个液压缸并联同步动作液压控制回路中,对液压元件及液压回路组成类型作了改进,用单杆活塞缸替换柱塞缸,并在单杆活塞缸之前接入双作用增压缸,以实现增压防渗漏的目的。

大牛地气田二次增压时机及增压方案优选

大牛地气田不断开发导致首站集中增压已不能满足气田开发的需要,同时在一期首站集中增压的基础上已经有约40%的气井压力接近管网压力,因此急需采取二次增压集输工艺。通过对气井油压的变化规律分析,确定二次增压的增压时机,并针对气田特点提出4种二次增压集输模式:(1)单井增压方案;(2)集气站分散增压方案;(3)区域集中增压方案;(4)区域集中增压+集气站分散增压方案。并从技术经济角度对4种模式进行对比优选,最终结果表明,区域增压+集气站分散增压方案既能满足管网外输的要求,又能保证经济效益,是二次增压方案中最合理的一种模式。

气田开发后期天然气增压方案技术研究

气田开发后期气井压力能下降,井口压力逐渐不能满足外输需求。从技术经济角度对两种增压方案进行对比优选,结果表明,集气站单站增压方案既能满足管网外输要求,又能保证经济效益,是气田增压开发的一种合理模式。

奉贤区二次供水设施改造增压方案的实践与思考

为保障多层住宅4层~6层供水水压,二次供水设施改造过程中根据各小区外围市政供水条件、小区供水量、现状街坊管条件、小区地面布局等综合情况,采取不同的增压方案。但其设计标准,增压设施建成后二次供水设施的长效管理还需进一步探索。

可调复合增压柴油机高原功率恢复方案研究

为解决增压柴油机高原功率下降的问题,讨论了几种增压方式。在此基础上提出了可调复合增压方案(CASP)并开展了相应的仿真研究。以某V型八缸增压柴油机为原型建立了数值模型,在海拔3 000 m的条件下比较了两种高原策略与复合增压方案的效果。计算结果表明:采用复合增压方案可以明显地改善柴油机低速特性并抑制喘振倾向。标定功率恢复至平原的89.7%,最大扭矩值下降了3.7%,转速适应性系数提高为1.56,可调复合增压方案可以在高原环境下有效地恢复发动机功率。

新场气田蓬莱镇组气藏整体增压开采方案研究

新场蓬莱镇组气藏为一浅层中型整装砂岩气藏,经过9年多规模开发已处于开发中后期低压阶段,受管网压力制约,气藏产量递减迅速,稳产困难,为维持气藏稳产,在气藏可采储量研究基础上,采用ReO软件对气藏生产系统进行建模并进行了21种增压开采方案优化模拟,研究表明气藏以川孝161、163、156三个井区为单元进行整体增压开采可以维持气藏稳产,较自然开采可多采出天然气2.344 7×108m3,气藏单井平均采收率可提高8.26%,气藏进行整体增压开采不仅能较快收回全部投资,而且能获得较好开发效益。

恩平15-1油田开发CO_(2)回注封存工程方案研究

恩平15-1油田CO_(2)回注封存项目是中国首个海上超百万吨级CO_(2)回注封存示范工程。该油田部分伴生气CO_(2)含量高达95%,累产约8.3亿m3。为积极响应国家“双碳”目标和要求,中国海油以此油田为试点首次提出了海上回注地层封存方案。本文从CO_(2)浓度对脱水工艺的影响和三甘醇与分子筛脱水工艺比选两方面开展了CO_(2)脱水工艺研究,认为分子筛脱水工艺更适用于海上高含CO_(2)气体脱水;开展了压缩回注设备选型及国产化研究,首次在海上采用超临界大分子三级往复式压缩机,可以适应本油田压缩流量较小、压比较高的工况;采用高温高压釜室内实验研究超临界CO_(2)对碳钢的腐蚀情况,发现在不饱和含水工况下釜内和釜底超临界CO_(2)相中的试样平均腐蚀速率很低;对CO_(2)回注封存环境监测提出了回注前、回注中和停注后的环境监测方案,对于海上CO_(2)回注工程安全具有重要意义;开展CO_(2)回注设施安装方案的比选研究,认为模块化安装有利于恩平15-1CEP平台整体实施进度,形成海上CO_(2)回注封存工程技术体系。恩平15-1油田CO_(2)回注封存示范工程填补了中国海上CO_(2)捕集与封存的技术空白,对于推动中国海上二氧化碳捕集、利用与封存的发展应用具有重要的指导意义。

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。