天然气膜法脱碳过程中节流降温行为的研究

采用实验室自制的聚酰亚胺(PI)中空纤维膜组件,通过气体节流渗透降温实验装置,系统考察了天然气中主要气体组分、膜渗透速率、组件填充率、操作压力以及放空比等参数对于膜法脱碳过程中气体节流渗透降温规律的影响.实验结果表明,CO_(2)气体表现出最为显著的节流渗透降温现象;膜渗透速率、组件填充率、操作压力等参数的提高会加剧组件内CO_(2)气体节流渗透降温程度,即降温速率变快且降温程度更严重;操作压力为1.5 MPa、进气温度为24.0℃时,膜组件内产生近20℃温降;放空比的提高在一定程度上有利于缓解组件内的温降现象.这些结果揭示了相关参数对膜组件内CO_(2)节流渗透降温行为规律性的影响,为天然气膜法脱碳过程中CO_(2)节流渗透降温行为的预判提供了科学有效的理论依据.

节流降温对天然气大流量计量检定准确性的影响与对策

天然气大流量计量站需要对进站介质进行流量、压力和温度的综合性调节以满足检定的要求,由此也带来了因节流降温和气源温度不稳定致使标准表示值失真的问题。为此,对典型天然气大流量计量站检定流程、气源条件等进行分析,研究温度变化对检定介质的物性影响及对检定管路热变形的影响,并计算温降所引起的检定误差值;同时,对气源进行复热处理以消除检定介质节流温降所带来的测量误差影响。研究结果表明:①温度变化影响天然气密度变化,由此介质每产生1℃的温降波动则会对检定结果带来0.045%的误差;②温度变化造成检定管道的热变形,介质温度每降低4℃则产生0.01%的相对误差;③有针对性地采用了一种电伴热管路和加热炉复合应用的天然气复热工艺,可有效减小计量仪表的测量误差。结论认为,检定介质温降变化对计量检定结果的准确评价造成的影响不可忽视,应进一步探索量传水平变化规律,采取准确控制温度变化的天然气复热工艺,以此来提高天然气贸易计量过程的稳定性和准确度。

威204井区排采作业页岩气井口降温技术

页岩气井井口温度高,部分地层水气化进入输气管网,入网后又冷凝成水,造成了输压升高、管线腐蚀。通过先导性试验和工程试算,明确了近90%能量浪费在对返排水的降温,故先除水再降温。经对冷冻式降温、涡流管降温、节流降温技术的对比分析,确立以节流降温为核心的井口页岩气降温技术。研制和配套了降温关键装备,形成了“高效除水+节流降温+循环降温”的复合工艺技术,探索到了一套全新的排采作业页岩气井口降温方法。该技术在威204井区进行了10余井次的现场应用,成功实现了井口高温页岩气的高效降温,最大温降超过了40℃,减少了气田水进入管输系统,提高了输气效率和本质安全,为页岩气规模化商业化开发奠定了基础。

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。

天然气低温气浮法在生产水处理中的高效应用

南海某高温高压气田在试生产过程中,生产水处理系统滤芯经常因差压过高而更换,维修频率较高。处理后的生产污水一次性排海含油浓度为35~55mg/L,虽然基本达标,但生产水工艺处理效果不理想。影响生产水处理工艺的主要因素包括地层特性、钻完井返出物、新井投产以及工程施工阶段管线残存杂质。为此,创新引用“低温气浮法”原理,对生产水处理工艺流程进行改造提升。采用平台脱水后并经过节流降温的天然气作为气浮气源,以生产水缓冲罐内部原有冲砂管线作为气泡发生装置,通过不断调整找到比较合理的气浮气量,对生产水实现气浮除油。改造后生产水排海含油浓度可达到30mg/L以下,比改造前降低15mg/L,从满足国家三级海域排放标准,提升至满足国家二级海域排放标准。滤芯更换频次大大减少,创造了可观的环保效益和经济效益。

采用调整抽汽汽轮机替代纯凝机组的节能效果

文章简要介绍了中国铝业山东分公司热电厂采用调整抽汽机组替代纯凝机组和减温减压站组合,不仅避免了常开减温减压站的节流降温损失,而且降低了机组的热耗率,提高了整个电厂的热经济性;同时机组采用DCS系统进行控制,提高了劳动生产率,取得了较好的节能效果。