2013 Production of China's Shale Gas Reaches 200 Million Cubic Meters and the First Transportation Pipeline Constructed

Results of the global shale gas resources show that minable resources of global shale gas are 187 trillion cubic meters （tern）, of which China accounts for 36 tcm （about 20% of the total amount）, which is mainly distributed in the Sichuan Basin, Yangtze Terrace, and Ordos Basin. From 2009 to 2012, China completed an accumulative number of 129 drilling wells related to shale gas, including 46 investigated vertical wells, 55 exploration wells and 28 evaluation wells, with 2012 production ranging from 25 million cubic meters （mcm） to 30 mcm.

小样本预测埋地管道外腐蚀速率

为解决现有线性回归模型、单一支持向量机和遗传算法优化支持向量机(GA-SVM)等管道腐蚀速率预测准确率低的难题,选取总含盐量、氧化还原电位、pH值、氯离子浓度、硝酸根浓度、硫酸根浓度、溶解氧含量、自然腐蚀电位等埋地管道外腐蚀速率的主要影响因素作为输入变量,采用麻雀搜索算法优化支持向量机算法,建立了麻雀搜索优化的支持向量机(SSA-SVM)腐蚀速率预测模型。测试集验证结果表明,SSA-SVM模型的决定系数R2为0.9919,高于线性回归模型(0.7189)、单一支持向量机(0.8442)和GA-SVM(0.9137);均方根误差为0.0686 mm/a,低于其他3种模型的0.1166、1.7745、0.1183 mm/a;平均绝对误差为0.0902 mm/a,低于其他3种模型的0.1474、1.7056、0.0977 mm/a;平均相对误差为3.94%,低于其他3种模型的25.59%、32.29%和6.42%。采用此模型随机选择B管道8组检测数据预测埋地管线外腐蚀速率,与现场实际年腐蚀速率对比预测精度为0.9642,高于GA-SVM的预测精度0.6690,表明该模型可应用于埋地管道的外腐蚀量和腐蚀速率预测,为埋地管道的安全运行提供数据支持。

InSAR技术在普光气田地质灾害调查中的应用

普光气田高含硫化氢的集输管道经常需穿越一些地形地质条件复杂区域,这些地区通常又是地质灾害的高发区,不同类型的地质灾害威胁着管道的安全运行。通过雷达卫星数据对普光气田集输站场和集输管道周边滑坡进行了地表形变探测,共探测出32处地质灾害点;结合光学遥感影像目视解释和现场勘查^([1]),对普光气田103集气站南侧、胡家阀室、毛坝1井—1#阀室管线西侧共3处典型滑坡形变特征进行了详细分析。结果显示,该区域地质灾害变形速率受降雨的影响较大。调查结果能够对普光气田地质灾害防控工作提供重要的决策依据。

基于BIM的大型交通枢纽工程机电安装技术应用

大型交通枢纽工程机电安装体量广,专业管线交叉多,功能设备复杂,传统机电安装工作模式无法保障施工质量和效率。因此,本研究将BIM技术与新型施工技术相结合,用高效、绿色的智慧施工技术来实现正向BIM协同设计和工厂化预制。根据新建长沙西站综合交通枢纽项目机电安装工程特点,系统阐述了BIM技术在管综深化、预制内保温风管、机电消声减振和工厂化支吊架等方面的应用,对今后类似项目的机电安装工程具有较高参考价值。

2205 DSS在硫酸盐还原菌及铁细菌微生物环境下的腐蚀行为

针对页岩气田集输管道的细菌腐蚀问题,以2205 DSS为对象,采用SEM、EDS、AFM及电化学分析等方法,对比实验研究了其在无菌及有菌模拟介质[含2.5×10^(4)个/mL硫酸盐还原菌(SRB)和6.0×10^(3)个/mL铁细菌(FB)]中的腐蚀行为。结果表明:2种环境下2205 DSS均出现点蚀,但有菌模拟水中试样的点蚀情况更为严重;有菌模拟介质腐蚀试样表面存在许多分散的含Fe、O、S等元素附着物;通过阻抗分析,试样表面钝化膜在微生物影响下发生硫化,导致极化电阻有所下降;极化曲线分析表明,在微生物的影响下试样的腐蚀电位降低,说明其耐蚀性有所下降。通过实验结果分析,2205 DSS在页岩气输送环境下的腐蚀机理为:前期有氧气残留时,主要是FB的活动为主,会产生富含铁的厌氧环境,之后SRB在Cl^(-)作用下在厌氧区繁殖产生硫化物沉淀,加剧了不锈钢的腐蚀。

油田集输管道腐蚀特性及防腐技术研究

为了保障油田集输管道的安全正常运行,延长其使用寿命,对西部某油田集输管道的腐蚀特性进行了研究,考察了实验温度、腐蚀介质p H值、CO_(2)含量、H_(2)S含量以及Cl-含量对集输管道钢材腐蚀速率的影响,并开展了投加缓蚀剂防腐蚀技术措施研究。结果表明,随着实验温度的不断升高以及腐蚀介质中CO_(2)、H_(2)S和Cl-含量的不断增大,钢片的腐蚀速率逐渐增大,而随着腐蚀介质p H值的逐渐升高,钢片的腐蚀速率则逐渐减小。缓蚀剂HXR-1的加入能够有效降低目标油田集输管道钢材的腐蚀速率,当其加量为80mg·L^(-1)时,钢片的腐蚀速率可由未添加缓蚀剂时的0.672mm·a^(-1)降低至0.022mm·a^(-1),腐蚀速率降低率达到了96.73%。研究结果表明,目标油田集输管道腐蚀较为严重,添加缓蚀剂HXR-1能够起到良好的防腐蚀效果。

减氧空气驱集输管道抗氧缓蚀剂优选与评价

目前抗氧缓蚀剂存在种类稀少、单一种类缓蚀剂的性能不够好以及经济成本较高等一系列问题。为此,结合国内某减氧空气驱集输管道实际工况特点,通过对氧腐蚀机理研究,选取了3种现已研发的油田常用抗氧缓蚀剂EQI、HTT和TCT,对其进行了动态腐蚀评价试验和表面形貌分析,通过分子动力学模拟其在Fe表面的吸附情况,得到缓蚀剂分子在水溶液环境下对Fe基体表面的吸附能大小,结合对比分析模拟和试验的结果,筛选出缓蚀性能最佳的缓蚀剂。试验和模拟结果均表明:水溶液中3种缓蚀剂分子在Fe基体表面的吸附能大小从高到低依次为TCT>EQI>HTT,缓蚀剂分子吸附能越大,缓蚀性能越佳。所得结论可为减氧空气驱集输系统的腐蚀防护工作提供理论指导。

气田集输管道缓蚀剂加注有效性问题的综述

在气田的快速发展过程中,随着采出水的逐渐增加和集输管线服役年限的延长,腐蚀问题层出不穷,尤其是刺漏穿孔频次呈逐年上升趋势。针对内腐蚀严重的问题,目前国内外主要采用“定期清管、缓蚀剂预膜及喷注”的方法进行防治。但是目前还未建立合理的集输管道缓蚀剂加药制度,相关的工艺技术流程大多依赖工程经验,其技术体系还缺乏相应的理论指导和评估标准,导致缓蚀剂加注存在适应性差、耗剂量大、膜质量控制难等技术难题。因此亟需开展缓蚀剂加注方案的优化工作,逐步完善缓蚀剂加注技术体系,形成适合现场工况的缓蚀剂加注方案和技术规程,降低气田集输管道内腐蚀程度和刺漏穿孔频次,从而实现缓蚀剂应用与管理的提质增效。为此,总结了缓蚀剂的加注工艺、缓蚀效率评价技术、缓蚀剂现场加注有效性存在的问题以及未来发展趋势,以为气田集输管道缓蚀剂加注技术提供一定的参考。

溶气原油CO_(2)溶解度预测模型

目的解决目前气体溶解度模型难以应用于溶气(CO_(2))原油等问题。方法利用自行设计建设的可承压搅拌釜装置研究了集输温度和压力对CO_(2)溶解度的影响规律,利用亨利定律对实验规律进行了分析,并建立了适用于集输环境下的CO_(2)溶解度计算模型。结果该模型创造性地引入了与实际压力和常压比值相关的4个参数,消除了已有模型的量纲问题。经过实验及文献数据验证,发现新的CO_(2)溶解度模型计算值与实验值相对误差最大为32.5%,与3种经典预测模型计算误差动辄超过50%相比有了明显改善,且绝对误差可以控制在2 L/L(以原油计)以内。结论基于该模型预测效果的显著提升,可以有效应用于溶气原油工业集输过程,对保障原油输运具有重要工程意义。

穿心电加热管道仿真和集输规律分析

随着外围油田深入开发,零散区块不断开采,穿心电加热技术得到了广泛应用。由于电线插入后管道内流体流动和传热的规律尚不明确,因此现场主要依靠保持电加热系统高功率运行来保证原油的安全输送,能耗浪费严重。针对穿心电加热管道的环空结构,基于质量、动量和能量守恒定律,分析电线插入管道后带来的摩擦和加热效应,建立了穿心电加热管道稳态温度和压力计算模型。结合智能算法校核摩阻和总传热系数,实现了不同功率下穿心电加热管道沿线水热力参数的准确计算;同时分析了含水率、输量、起点温度、功率和加热方式对电加热管道温度、压力、维温功率和维温能耗的影响情况。利用大庆油田电加热管道现场数据对模型进行了验证,结果显示:压力平均误差为7%,温度平均误差为4.16%,能够对生产起到指导作用,基本满足生产需要;此外,增大输量有助于节能降耗,全线维温是最节能的运行方式。

油田集输管道检测技术研究及应用

基于油田集输管道受检测技术、检测成本所限,其检测评价技术尚未成熟的问题,本文结合油田集输管道现状及检测技术需求,对油气田集输系统现役Ⅲ类集输管道检测技术进行针对性检测,并分析了尚存在的问题,提出了技术发展的相关建议。通过对在役Ⅲ类集输管道开展整体试压技术研究及应用,并在役管道试压获得测试管道(管段)的整体承载能力及评价,总结并形成了Ⅲ类管道试压检测方法;采用管道内腐蚀多相流预测技术进行实际试验,未来将进一步补齐检测技术的短板,深入开展管道缺陷检测及评价技术研究,开发检测关键设备和装置,建立全生命周期(设计、制造、建设、运行和维护)的非金属管道失效泄漏管控技术体系。

基于LASSO关联规则算法的集输管道主控因素分析

为找出影响集输管道腐蚀的主控因素,制定了针对性地防护措施。在采集现场数据和多相流稳态模拟的基础上,利用套索算法(LASSO)实现影响因素的筛选,采用Apriori关联规则算法找出腐蚀因素与腐蚀速率、缺陷轴向位置和缺陷分布之间的关系,以确定关联规则信息。结果表明:温度、气相流速、持液率、CO_(2)分压、Ca^(2+)+Mg^(2+)质量浓度、SRB含量等变量是影响腐蚀程度的主控因素;当温度在40~55℃、气相流速大于8 m/s、持液率大于80%、CO_(2)分压大于0.08 MPa、Ca^(2+)+Mg^(2+)质量浓度大于200 mg/L、SRB含量大于100个/mL时,腐蚀最为严重,腐蚀速率大于0.254 mm/a,为“极严重腐蚀”程度;高温高压反应釜验证了关联规则结论准确性;随着腐蚀缺陷轴向位置越靠近焊缝,腐蚀缺陷的尺寸越小,由轴向缺陷逐步转为环向缺陷,同时出现概率也增大。此算法可为油田生产效益的优化提供技术思路。

D610含H_(2)S天然气集输管道材料选择

四川盆地大庆流转区块主要分布于川中、川东北及西昌盆地,地下天然气储量丰富,基此背景,大庆油田开展合深4区块开发先导试验项目,经前期试采开发分析,工程开采天然气中H_(2)S含量为1.5%,如何选择输送含有H_(2)S的天然气管道材质是保证项目安全平稳运行的关键。目前,国内含硫化氢天然气集输管道集中为D508及以下管径,项目应用的D610管径在以往工程中暂无应用,通过对国内外含H_(2)S天然气输送管道材质选择标准规范归纳总结,分析H_(2)S腐蚀机理,经与国内知名厂家、管材研究所深入调研,项目D610管径输送含H_(2)S天然气集输管道材质选择为抗硫直缝埋弧焊钢管,以此保证管道安全平稳运行,可为国内同类项目提供借鉴。

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。

油气集输管道的节能降耗技术研究

为解决油气集输管道能源消耗问题,采用流体力学实验方法,通过测试管径、内壁粗糙度、油气混合比例对流动阻力的影响,结合保温材料与降阻剂浓度的实验,分析了节能效果。结果表明,较大管径、较低粗糙度和较低油气比例显著降低流动阻力;使用二氧化硅气凝胶复合材料的管道热损失最低,仅为752.3 W,相比未保温管道减少约60.3%;添加150×10^(-6)降阻剂后,流动阻力降低至385.9 Pa,减少约37.8%;直管设计能量消耗最低,仅为24.8 kWh,而弯管设计能量消耗最高,达到32.3 kWh。某企业采用三种节能降耗技术后进行综合经济效益分析显示,管道优化设计技术年节能量最高,达到735×10^(4)kWh,年减少运行成本为47.5万元,年增效收益为34.2万元。

长输管道项目施工过程结算问题探析

经过60余年的发展,中国建成了较为完善的石油天然气长输管道基础设施网络。随着国家石油天然气管网集团有限公司的成立,管道行业建设迎来又一个高峰期。目前,中国长输管道项目结算正在从传统的竣工结算向施工过程结算转变。为此,文章在介绍长输管道项目结算特点的基础上,分析了长输管道项目推行施工过程结算的必要性,指出了施工过程结算存在的问题并提出相关建议和措施。

页岩气集输管道腐蚀原因及控制措施

南川页岩气田管道腐蚀问题逐渐凸显。从管道输送介质和腐蚀产物等方面分析了管道腐蚀的原因,并通过杀菌剂和缓蚀剂室内优选试验和配伍性试验,提出了相关的腐蚀防护措施。结果表明:气质中含有CO_(2),采出水中高含SRB和Cl^(-),腐蚀产物主要由铁、氧、碳等元素组成,CO_(2)、SRB和Cl^(-)的协同作用是造成集输管道腐蚀的主要原因;TK-S01杀菌剂的杀菌效果最好,最佳加注量为100 mg/L,此时其杀菌率达到99.99%;KY-2缓蚀剂的缓蚀效果最好,在最佳加注量150 mg/L条件下,其缓蚀率达到90%;TK-S01杀菌剂和KY-2缓蚀剂的配伍性较好,药剂效果互不影响。

天然气集输管道内腐蚀影响因素及防护措施研究

随着天然气集输管道运行时间的延长,管道内腐蚀问题日益突出,因此,为了保障天然气集输管道的高效安全运行,室内采用挂片失重法对目标天然气集输管道内腐蚀影响因素进行了评价,并在此基础上开展了腐蚀防护措施研究。结果表明,试验温度越高、二氧化碳和硫化氢的分压越高、矿化度越高,挂片的腐蚀速率就越大,而试验时间越长,腐蚀速率则先增大后减小。在相同的试验条件下,加入不同类型的缓蚀剂均能起到较好的腐蚀防护效果,其中缓蚀剂TR-2的效果相对更好。当缓蚀剂TR-2的加量达到120 mg/L时,缓蚀率可以达到95.7%,并可使挂片的腐蚀速率降低至0.076 mm/a以下,腐蚀防护效果较好。天然气中二氧化碳和硫化氢的含量对集输管道内腐蚀速率的影响较大,添加缓蚀剂能够有效减缓集输管道的腐蚀速率。

天然气输送管道用新型缓蚀剂的制备及性能研究

为有效降低天然气输送管道的腐蚀速率,提高管道的运行效率,以植物油酸、多乙烯多胺和尿素为原料,通过两步法制备了一种天然气集输管道用新型缓蚀剂XHT-1。以合成产物产率为评价指标,对中间产物X和最终产物XHT-1的合成工艺进行了优化,并以缓蚀率为评价指标,对新型缓蚀剂XHT-1的腐蚀防护效果进行了评价。结果表明,当植物油酸和多乙烯多胺的单体摩尔比为1∶1.2、反应温度为130℃、反应时间为3h时,中间产物X的产率最大(90.6%);当中间产物X和尿素单体摩尔比为1∶0.8、反应温度为140℃、反应时间为4h时,新型缓蚀剂XHT-1的产率最大(98.2%)。新型缓蚀剂XHT-1的浓度越大,缓蚀率相对就越大,当XHT-1的浓度为300mg·L^(-1)时,缓蚀率可达到95.8%,缓蚀效果较好。研究结果认为,新型缓蚀剂XHT-1能够用于目标天然气输送管道的腐蚀防护中。

气田无人机巡检系统应用探讨

某气田集输管网分布广、地理环境恶劣,巡检工作量大,给人工巡检带来了较大难度。为进一步提高应急处置能力,提出了采用无人机代替部分人工进行智能化巡检的方案;介绍了无人机巡检系统的组成,给出了飞行平台、传输链路、手持遥控系统、移动无人机机场、无人机自助机场和地面站操作系统等无人机巡检主要设备的技术参数和功能。应用无人机巡检系统可以有效提升气田管理的数字化水平和应急处置能力。