Flow Characteristics of Crude Oil with High Water Fraction during Non-heating Gathering and Transportation

In order to ensure the safety of the non-heating gathering and transportation processes for high water fraction crude oil,the effect of temperature,water fraction,and flow rate on the flow characteristics of crude oil with high water fraction was studied in a flow experimental system of the X Oilfield.Four distinct flow patterns were identified by the photographic and local sampling techniques.Especially,three new flow patterns were found to occur below the pour point of crude oil,including EW/O&W stratified flow with gel deposition,EW/O&W intermittent flow with gel deposition,and water single-phase flow with gel deposition.Moreover,two characteristic temperatures,at which the change rate of pressure drop had changed obviously,were found during the change of pressure drop.The characteristic temperature of the first congestion of gel deposition in the pipeline was determined to be the safe temperature for the non-heating gathering and transportation of high water cut crude oil,while the pressure drop reached the peak at this temperature.An empirical formula for the safe temperature was established for oil-water flow with high water fraction/low fluid production rate.The results can serve as a guide for the safe operation of the non-heating gathering and transportation of crude oil in high water fraction oilfields.

延安气田中低压集输计算软件对比分析

为研究常用气田集输计算软件在延安气田中低压集输系统中的适用性,选择该气田运行中的集气管道系统和采气管道系统模型,分别选择PIPESIM软件、TGNET软件,基于不同状态方程和压降公式模拟计算,通过将计算结果与实测数据对比分析,总结出软件适用性结论:对于集气系统计算,PIPESIM软件、TGNET软件均适用;对于含水较高的采气系统计算,PIPESIM软件计算精度更高。

高压集输气井井筒积液量与流压计算方法

针对采用高压集输工艺气水同出的天然气井,为准确计算其井筒积液量及井底流压,以指导泡排工艺的实施,建立了一种井筒积液量与流压计算方法。通过简化油管与环空内气水两相分布,并以套压折算流压等于油压折算流压为基本原则,推导出包含油管等效液面处压力p_(1)、环空等效液面处压力p_(2)、环空与油管等效液柱高度比值k等3个关键参数的计算方程,并结合动态监测数据,给出了3个关键参数的求解方法,从而通过迭代方式计算得出井筒积液量与井底流压。经45口气井实测数据验证,流压计算平均误差4.4%,积液量计算平均误差14.8%。同时,该方法主要利用生产数据和少量流压测试数据进行并行迭代计算,具有成本低、计算速度快的优点。

高气油比页岩油同步回转混输装置

长庆油田庆城页岩油单井产能高,原油平均气油比大,常规油气分输工艺难以适应地面集输需求,需要探索经济、节能的油气混输新工艺。同步回转混输装置是一种全新的动力增压设备,具有压缩机和输油泵的双重特性,但存在处理能力低、故障频发的问题。对同步回转混输装置进行了技术改造:将装置减速机动力输出轴更改为双侧动力输出,主机布局调整为平面式组合结构,进出油管道安装增强纤维丝柔性软管;同时,对工艺配管进行了管径升级、均衡进液改造和连接方式优化,并配套了数据自动采集系统。在HH21等3座平台开展了现场试验,油井回压均控制在了1.0 MPa以内,回压最大降幅达到70%,常温集输半径延长了51%,伴生气回收率提高了73%,实现了对装置的远程操作和智能监控。改进后的同步回转混输装置适用于页岩油高气油比的油气混输,能够有效降低油井回压,缩短集输半径,提高伴生气回收率,该装置在页岩油高效开发过程中推广应用潜力巨大。

复杂环境隧道掘进聚能水压光面爆破施工技术研究

云南丘砚高速3标的赵凹塘隧道,其基岩主要是灰岩,特征为中度风化、微晶质结构、厚层和大块构造;其岩石质地良好,岩溶景象突出,围岩等级为Ⅲ~Ⅳ级。为保障施工安全和保持基岩稳定,选定了聚能水压光面爆破技术,利用水的不可压缩特性,将爆破能量无损转移,围岩爆破形成的“水楔”作用进一步破碎围岩,还可防止岩爆。该技术成功解决隧道挖掘过程中围岩扰动、超挖、补炮次数多,爆破后尘埃浓度高、隧道内空气差等问题,为以后复杂环境中的隧道挖掘提供了重要的参考。

塔里木富满油田碳酸盐岩油藏压力能利用研究

碳酸盐岩油藏非均质性强,压力变化规律复杂,地面集输压力能充分利用可提高油田整体开发效益,是“双碳”目标下清洁生产、绿色发展、低碳发展的具体实践。通过对富满油田的理论和实际跟踪分析,确定油藏可用压力能趋势和持久性,坚定能自压不增压集输理念,按照油藏压力能和地面建设投资综合分析,选用不同压力级别设计。压力能利用方案为采油井口单井自压混输至计量配水站、计量配水站自压混输至接转站、接转站中压进站,油气分离后气自压、油增压分输至联合站。

沁水盆地南部高煤阶煤层气高效开发对策与实践

我国高煤阶煤层气资源丰富,其高效开发利用的能源、安全、生态意义十分突出。以沁水盆地南部高煤阶煤层气开发实践为例,系统分析了早期开发过程中面临的5个主要问题及挑战:高煤阶煤层气开发理论不完善;有利区选择精度低;储层改造技术适应性不强;排采控制制度效率低、效益差;集输系统呈现“三难”“三高”。中国石油华北油田公司坚持问题导向、目标引领,室内研究与现场实践相结合,形成了高煤阶煤层气高效开发的新理念及关键技术对策:提出高煤阶煤层气疏导开发理念,构建套管单支水平井+分段压裂的煤层气开发方式;建立高产有利区优选技术,实现建产模式由大面积整体建设向精准建产选区转变;完善升级煤层气压裂改造技术,实现储层改造向构建多级有效缝网转变;创新疏导排采控制技术,实现排采控制向优快高效转变;建立低压环状地面集输技术,实现地面集输建设模式向高效益转变。经实践,平均新建产能到位率由37%提升至84%以上,平均单井日产气提高为原来的1.6倍,达产时间缩短20%以上,新建项目地面建设投资降低20%。沁水盆地不同储层类型煤层气开发均取得产量突破,沁水盆地南部煤层气田年生产能力突破21×10^(8)m^(3),建成我国最大的煤层气田,有力助推了我国煤层气的战略性发展。

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。

煤层气地面集输系统压缩机能效提升方案研究

在煤层气产气量偏低、压缩机进气压力偏离设计工况下,以沁南煤层气田地面集输系统中的樊庄、郑庄两个区块集气站为研究对象,调研煤层气压缩机的能耗现状并提出能效提升方案。对郑二集气站单台DTY1000型往复式压缩机的历史数据分析发现,外输气量是制约压缩机能耗的关键参数。对比樊三站DTY1000型往复式压缩机和LGN40型螺杆式压缩机并联的能耗数据发现,在一定的外输气量范围内调节压缩机组合运行的方式存在节能空间,由此提出了基于历史数据的压缩机能效提升方案。在此基础上,进一步提出了在阀组处布置增压设备的阀组-集气站两级增压集输模式,以郑二站的阀组管线为例进行流程模拟发现,相比于现有集输模式,两级增压集输模式预计节能达12%,有望解决煤层气产气量相对减少与集输系统能耗偏高的矛盾。

高压聚能射流发生装置设计及性能

针对普通射流在破岩过程中存在的靶距短、喷嘴直径小造成的破岩能量小,难以实现岩石的高效破碎等问题,提出一种高压聚能射流发生装置。该装置利用阀芯改变流体介质的流动方向,使活塞在缸内往复运动,依靠活塞的高速运动实现射流的增压效果,并通过改变泵站流量实现对射流脉冲频率以及脉冲压力的可靠调节。首先,对高压聚能射流发生装置整体结构以及不同工作阶段进行详细介绍,阐述其工作原理。其次,基于流体力学和能量守恒理论,建立高压聚能射流发生装置动力学模型,分析装置不同结构参数与动力参数的关系,探究装置结构参数对射流冲击压力的影响,揭示增压活塞在冲击过程阶段的能量演化规律,进而得到射流冲击压力与泄油口面积、活塞杆直径、喷嘴出口直径以及系统压力均呈现先增大后减小的趋势、系统压力、喷嘴出口压力、泄油口面积、活塞杆直径对装置性能的影响程度依次降低的影响规律;在此基础上,构建高压聚能射流破岩试验系统及液压控制系统,开展高压聚能射流冲击破岩试验研究,以此验证系统可行性以及理论分析的正确性。试验结果表明:相较于普通射流,无论是在射流产生的破碎深度和破碎坑体积方面,高压聚能射流破岩效果均优于普通射流。高压聚能射流冲击破岩过程呈周期性变化,在10 MPa的输入压力下,输出压力可以达到72.5 MPa,具有良好的增压效果;在预定系统压力下,射流冲击岩石的最优靶距为10 cm;射流冲击频率随液压泵流量呈线性增长,且岩石破碎体积、破碎坑直径以及深度均随着冲击频率的增加呈现增长的趋势。

集气管线下压煤开采可行性及采动影响计算分析

针对榆林西部某煤矿井田内分布的4条集气支线影响井田开拓布局及高效安全开采的问题,分析了建(构)筑物下压煤开采可选开采方式。进行了不同工况下采动影响计算,分析认为在全厚开采不能满足集气管线安全运行的前提下,采用在管线保护煤柱范围内限厚开采(3.4m)的方式可实现管线安全运行的要求。可为类似开采条件下压煤开采提供参考。

输气管道工程站场设备与压力容器技术上之区别和对策

清管器收发筒和汇管按照中国和美国的输气管道规范定义,应属于输气管道工程管道附件或管道系统组件,可称之为站场设备,其功能为输气管道清管和站场天然气介质分输。但长期以来部分地方或单位存在将这两类设备按压力容器设计和监管的问题,给这两类设备长期平稳安全运行带来了安全风险。从中国和美国对输气管道和压力容器相关定义、规范标准编制历史回顾与启示、站场设备监管与技术上存在的问题、输气管道及站场设备与压力容器技术上的主要区别等角度进行较全面的对比分析研究。研究结果显示,输气管道及站场设备与压力容器在功能、规范标准、环境条件、强度安全理念、强度和韧性要求等方面存在重大技术差别,论证了清管器收发筒和汇管属于站场设备而非压力容器,应完全按照输气管道规范进行设计,才能排除其安全风险。分析了出现这类问题的原因,提出判定压力容器归类应同时具备定义和功能两个条件。最后对清管器收发筒和汇管设计与制造中应注意的技术问题提出了意见。

后期天然气井段塞流特征简析及井口采气压缩机对策

从天然气井口压缩机面临的问题入手,结合试验数据,分析了井口段塞流的特征;从对压缩机影响的角度,提出了段塞产出的3个阶段:生成期、排水期和释压期。依据不同阶段的影响及井口机发展现状,以低成本为立足点,针对井流物为气-液两相的工况,提出了改进的旁通排水方案;针对井流物为气-液-固三相的工况,提出了柔性串联缸方案。

汽车轮胎安全智能检测系统的设计

提出了一种新型汽车轮胎安全智能检测系统的设计方案。把传感器和RF发射器直接安装在轮胎内,采集各个轮胎当前时间的气体压力数据,经调制后再以无线射频信号发射给车厢内的数据接收模块。通过接收器和处理器,能及时准确地检测各个轮胎的压力安全状况,以便驾驶人员作出相应的对策。详细阐述了利用软、硬件实现的几项关键技术,包括控制RF发射器功耗、射频通信、抗干扰措施。实验表明:该系统性能良好,达到了预期的设计要求。

川西坳陷中段丰谷构造须家河组二段致密砂岩储层油气预测方法研究

致密砂岩的油气预测是国内外油气勘探的重大难题。由于川西坳陷须家河组二段砂岩储层的致密性 ,形成并发展了以裂缝预测为主的诸多油气预测方法和技术 ,但实际效果仍然欠佳。作者以丰谷构造为例 ,以成藏条件及主控因素分析为基础 ,通过构造恢复、油气水及四史(沉积史、生烃史、热史、孔隙演化史 )研究 ,剖析聚集期古构造的成藏过程 ,指出以聚集期隆起为主要线索的早期圈闭是须二气藏最有效的勘探目标。在此基础上 ,运用地震多参数预测、压力预测等地震油气识别技术 ,预测有利储集区域 ,提供建议井位。预测结果与实钻结果吻合 。

海洋油气集输系统中强烈段塞流压力波动特性

在海洋油气集输过程中,管路中易形成强烈段塞流,从而导致管线的机械损坏、加剧管壁腐蚀等危害。为了消除这种危害,对海洋油气集输系统中带有水平管的下倾管-立管系统强烈段塞流压力波动特性进行研究。结果表明,安装有水平管段的这种管路系统与没有安装水平管段的系统相比,其压力波动有两个明显的区别:一是立管中部测压点压力波动曲线在喷发时刻产生急剧上升的压力尖端,折算液速对压力尖端的出现有很大的影响,而折算气速变化对压力突增尖端的影响不大;二是在低的折算液速条件下,下倾管底部测压点最高压力大于其他所有测压点的压力,随折算液速的增大,该点的压力变小,达到正常值。

多起伏湿气集输管线工艺计算方法优选

多起伏低持液率天然气集输管线的工艺计算是当前亟待解决的问题之一,已有的多种计算方法各有其局限性。为此,需要筛选出适用的计算方法准确预测多起伏湿气集输管线的积液和压降,为管线的高效运行和清管方案制订等提供依据。在考虑了热物性参数变化以及天然气多组分相平衡的基础上,采用C语言编制了5种常见工艺计算相关式或模型的计算程序,分别模拟了普光气田P201站至集气末站集输管线的多种运行工况,并与现场生产数据进行对比分析。结果表明:向上倾斜管段采用Beggs&Brill相关式、水平管段采用Eaton相关式、向下倾斜管段采用Xiao&Brill模型能够比较准确地预测多起伏低持液率管线中的积液量;Eaton相关式、DuklerⅡ相关式以及Mukherjee&Brill相关式预测的压降值偏小,而由Eaton-Flanigan相关式、DuklerⅡ-Flanigan相关式及Xiao&Brill模型计算得到的压降值偏大;Flanigan相关式过高地估计了低持液率管线中的高程压降损失;由Beggs&Brill相关式计算得到的压降精度较高,对此类管线的初步设计及运行模拟有较好的指导作用。

高含硫环境中地面集输管线材质腐蚀影响因素

根据国内某高含硫气田集输管线内高含H2 S(8%～ 16 % )、CO2 (5 %～ 10 % )的高压腐蚀环境 ,分析了可能存在的腐蚀影响因素 ,并采用静态高温高压釜研究了H2 S、CO2 、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对2 0 # 钢的作用规律。结果表明 ,在试验研究的范围内 ,2 0 # 钢的腐蚀比较严重 ,腐蚀速率在 0 .348～ 2 .5 5 9mm/a之间 ,但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响 2 0 # 钢腐蚀程度的主要因素 :水中Cl-含量越高 ,2 0 # 钢的腐蚀速率越大 ;温度为 4 0℃时 2 0 # 钢的腐蚀速率相对较大 ;元素硫的存在会加速 2 0 # 钢的失重腐蚀和点蚀 ,最大点蚀深度为4 .86 7mm/a。通过室内研究 ,建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫 ,而且最好不要让集输管线的温度停留在 4 0℃左右 ,以减轻对管线的腐蚀 ;此外 。

固体颗粒物诱发溢流阀调压失效的作用机制

针对实际中出现的先导式溢流阀调压失效现象,运用FLUENT中的欧拉-欧拉多相流模型对溢流阀中含有均压槽的主阀配合间隙内流场进行液固两相流二维轴对称数值计算.研究发现:固体颗粒物在均压槽内有高度聚集现象,均压槽内贴近阀体壁面的半月形区域中固相体积分数最大值是进口的10倍左右,液流主流束和均压槽底部固相体积分数较低;当阀芯运动方向与间隙内压力梯度方向相反时,均压槽出口间隙将浸入高体积分数固相区,部分颗粒在压差作用下将嵌入均压槽出口后的间隙中,引起阀芯卡滞,进而诱发调压失效.

低压气集输工程的技术特点

低压气集输技术是高中产气田开发后期必然遇到的问题之一，而煤层气、某些浅层天然气、某些边际气田的开发，从一开始就必须解决低压集气工程问题。首先介绍了国内外低压气集输工程概况，然后根据国外低压气集输系统的设计和操作实践，介绍了低压集气系统的基本类型、压缩机的选择导则、低压气特点对集输工程设计和操作的影响，以及负压集气技术的种种问题和解决措施，如氧污染、腐蚀、安全性、负压集气对气体处理工艺的影响等，并指出在我国有待开发的低压气集输的高效设备。