井下节流技术在西南油气田致密气开发中的应用

井下节流技术是将地面节流移至井筒,在井下油管适当位置安装节流器,从而防止在节流过程中形成水合物而造成井筒堵塞的一项技术,实现气田低成本开发的目的。目前西南油气田致密气井采用“中高压集气+带液计量+气液混输+集中增压+集中处理”集输工艺,在平台加热节流,内部集输采用“串接+枝状”管网气液混输至集气站集中处理,为防止地面管线水合物的形成,初期在平台参考常规气田采用水套炉加热,后期逐步推行了电感应加热。为进一步优化、简化地面工艺流程,降低生产运行成本,2022年3月优选QL20H井作为首口井下节流试验井,并于2022年6月在QL212-8-H1、QL212-8-H2井这两口井下入节流器生产。基于3口试验应用井,对气井应用井下节流前后的生产运行情况进行了对比分析,研究结果表明:①使用井下节流技术能充分利用井底温度,有效防止水合物形成;②采用井下节流装置能使节流井套压下降相对缓慢,合理控制生产压差,实现气井平稳生产;③井下节流技术确实能够有效简化地面流程,降低运行成本。结论认为,井下节流技术在西南油气田致密气应用中取得了一定的成效,下一步还需持续开展试验及技术攻关,根据气田自身特点摸索经验,使井下节流技术在气田效益开发中发挥更大作用。

四川某气田集输管线积液影响规律研究

针对四川某气田起伏湿气集输管道积液严重问题,基于全动态多相流模拟软件(OLGA)仿真模拟建立了积液模型,考虑了输气量、输液量、压力及温度对管内积液量的影响,揭示了管内积液随输气量、压力、输液量及环境温度的变化规律。绘制了积液版图,直观展现积液变化趋势,为气田分析积液影响提供一定的数据支撑。由于大落差起伏管线流型变化复杂,因此,分析了不同工况下流型的演变过程,结果表明,积液最先在较长的上倾管段形成环状流,随积液增多逐渐向上堆积形成段塞流,直到管内全部充满积液。在积液规律基础上,建立并模拟了混输和分输工况的清管作业,研究了最小输气效率法、最大积液量法和最大允许压降法确定清管周期的可行性。结果表明,对于混输工况,最大允许压降法确定清管周期最长为4.5 d;对于分输工况,采用最大积液量法确定清管周期最长为32.0 d。

致密气勘探开发项目制管理模式创新及策略——以中国石油西南油气田为例

为了适应致密气勘探开发一体化价值管控及规模效益开发与市场化经营方式选择的需要,满足实施致密气开发项目群一体化管理的内在要求,针对当前致密气勘探开发面临的诸多困难与挑战,以中国石油西南油气田公司(以下简称“西南油气田”)为例,构建了油公司体制下不同投入主体的致密气勘探开发项目制管理模式(主要由项目规划计划体系、项目制组织管理体系、项目全生命周期业务体系、项目决策支撑体系、项目绩效考核体系等构成),并提出推进致密气勘探开发项目制管理的策略措施,内容包括:①建立基于提质增效的项目价值管理机制;②强化油气田企业战略成本投资成本管控;③创新基于项目要素一体化的协同化管理;④搭建基于资源共享的项目管理创新平台等。结论认为:探索油公司体制下致密气勘探开发的项目制管理模式,对促进致密气规模效益开发和提质增效有现实意义,可助力国家能源安全保障和致密气勘探开发战略目标实现。

西南油气田智能管道建设运营方案

西南油气田拥有国内建设时间最长,最复杂,最特殊的“产运销储一体化”天然气管网。公司基于已取得的建设成果,对标国内外智能化管道建设优秀案例,通过系统全面梳理地面工程各业务领域生产及管理需求,探索式的提出了以“效能管理、生产管理、完整性管理、安全管理”等四大业务为基础,以“智能应急辅助决策”、“技术经济一体化决策”为两大辅助系统,兼具“综合技术支持”和“任务一体化协同”的“4+2+1+1智能油气田管道建设运营方案框架”,形成了“总体部署、分步实施”的技术路线,为国内同类油田及天然气管网的智能化建设及运行提供了有效参考。

油气田地面工程建设技术标准建库方法研究

近年来,油气田地面工程建设项目呈规模大、数量多、周期短的趋势,在工程建设过程中需要通过对应的标准规范来提供足够的技术指导和支持,确保项目在合规、安全、质量等方向上的管控。然而油气田工程标准规范数量庞大专业多,涉及不同等级的国家标准、企业标准以及行业标准等,导致出现标准规范实际使用效率低等问题。因此,本文基于知识图谱技术,同时采用OCR识别、自然语言处理等技术,开展油气田地面工程建设标准规范的知识分类机制与数据抽提、建库机理与数据结构化以及智能检索匹配的系统性研究工作,完成了标准规范的结构化识别与存储、标准规范的结构化信息入库,形成了可高度共享的标准规范库,实现了地面工程建设技术标准的智能检索与智能推送。

长宁页岩气区块集输站场风险评价技术研究

页岩气气井压力的迅速衰减会伴随砂含量、水含量、站场压力等参数的改变,最终导致页岩气集输设备腐蚀速率的动态变化,传统的多米诺效应后果计算方法对页岩气区块撬装设备失效后果计算会产生高估。针对以上问题,基于页岩气区块的生产特点,结合三次样条插值法,建立了三次样条插值法腐蚀速率预测模型。同时,改进了传统的多米诺效应失效后果计算方法,建立了撬装设备附加多米诺效应失效后果计算模型。计算结果表明,页岩气集输站场设备的腐蚀速率增大1.25~1.48倍,面积风险最大增加30.18%,验证了模型的有益性。研究结果为准确计算页岩气集输站场设备风险提供了理论基础。

城镇燃气管网应急值守点优化选址方法研究

为了合理布局应急值守点,实现城镇燃气管网突发事件高效处置,提出以应急抢险总到达时长最短、值守点与突发事件热点区域距离最近、应急值守点数量最少为优化目标,建立城镇燃气管网应急值守点选址多目标优化模型。采用基于拥挤距离的多目标粒子群算法求解模型,基于应急抢险时效性原则和合理性原则,建立备选值守点适应性评价指标体系,结合层次分析法(AHP)和逼近理想解排序法(TOPSIS),开展应急值守点选址方案适应性评价。研究结果表明:提出的城镇燃气管网应急值守点选址方法满足应急处置时效性、经济性与各值守点承担工作量均衡性,能确保筛选出的值守点具有良好的应急抢险适应性,实现值守点数量规模与布局结构优化。研究结果可为城镇燃气管网应急值守点布局优化提供参考。

5G在油气田智慧勘探井场建设中的应用探讨

“智慧油气田”建设的重要一环就是“智慧勘探”,但在4G技术条件下,网络速率、延时、用户量限制等原因在一定程度上限制了油气田智慧勘探的发展。在分析4G技术条件下的数字化井场建设现状和技术瓶颈的基础上,通过对比分析,对基于5G技术的油气田勘探领域信息化发展的应用前景和发展方向做出了预测和分析。结果表明,5G技术具有的“高可靠、低延时、高安全、高数据交互、访问高速率”等优势正是实现“智慧勘探”的先决条件,基于5G技术建设井场物联网、无人机巡检系统、“智慧钻探”作业辅助系统、井场计算机仿真等应用都是“智慧勘探”建设的重要组成部分。

四川盆地天然气藏提高采收率技术进展与发展方向

四川盆地油气资源丰富,有超级含油气盆地之称,是我国最具开发潜力的含油气盆地之一,具有开发对象复杂,气藏类型多且普遍具有低孔、低渗、水侵活跃、非均质性强等特点,因此天然气提高采收率面临巨大挑战。为此,系统剖析了四川盆地常规气藏特点和提高采收率难点,回顾了发展历程,梳理了提高采收率技术模式和技术体系,总结了近年来针对复杂气藏提高采收率技术取得的最新进展,并对未来发展进行了预测。研究结果表明:①经过60余年的天然气勘探开发,四川盆地已形成了“全生命周期统筹、全生产系统协同”提高采收率核心理念;②创立了以“早期评价与部署,储量刻画与动用,水侵诊断与治理,工艺配套与优化”为核心的气藏全生命周期提高采收率技术模式;③建立了地质与气藏工程、钻完井工程、采气工程、地面工程等多专业协同的提高采收率技术体系;(4)随着盆地开发重心逐步向超深层复杂岩性气藏、非常规气藏等地质条件更加复杂的领域转移,提高采收率技术未来的发展方向将包括超深层气藏薄储层精细描述、多重介质跨尺度数值模拟、超深特殊工艺井排水采气、非常规气地质工程一体化等多个方面。结论认为,60余年来不断丰富完善和形成的提高采收率技术模式和技术体系不仅为四川盆地天然气规模效益开发提供了有力技术支撑,同时也为国内外类似气藏提高采收率技术的选择提供了理论指导和技术借鉴。

燃气管道埋地阀井智能监控技术研究

目的城市燃气管网中阀井在燃气管网适应性分析、管网泄漏报警和应急抢险等方面起着举足轻重的作用,然而传统城镇阀井还不能满足管网流量计量、管道安全监控报警及管网参数收集等生产需求。该研究旨在扩展传统阀井的功能,提高设备生产能力。方法在传统阀井设计的基础上,结合生产需求,提出了一种兼具流量计量、信息采集、气体浓度检测等功能的阀井紧急切断阀。同时为解决对阀井实时监控、数据采集、故障报警、阀位显示、远程切断操作等难题,在结合SCADA系统的基础上,提出了一种阀井信息采控一体化设备。结果该设备具有切断阀位显示、切断远程控制、泄漏报警、液位报警、数据采集等功能。结论依托互联网和大数据平台,采用该阀井一体化设备可实现对城市管网进行远程化和智能化管理。

页岩气平台井橇装设备复用研究

页岩气平台井橇装设备采用标准化设计与模块化组合的方式,适应了页岩气井初期气液产量高、递减快的生产特征。为实现“高质量、低成本”发展需求,结合页岩气井生产规律,本着“安全高效、经济适用”的复用原则,将已拆除的平台井除砂橇和分离计量橇经检测修复及复用评价后安装至新平台井。通过对35套除砂橇及分离计量橇检测修复情况进行研究,总结橇装设备中压力容器、管道及附件及自控仪表存在的问题,优化橇装设备复用检测步骤,力争降低费用,减少工期。结合复用橇拆除及检维修费用与新采购橇费用进行对比,分析复用橇经济性。

基于FLACS的地下暗厨房燃气爆炸数值模拟

为更好地按抗爆要求设计地下暗厨房,利用FLACS软件建立含地下暗厨房的某民用建筑有限元模型,研究气云尺寸、点火位置、障碍物的形状以及位置和尺寸对燃气爆炸压力的影响,并根据数值模拟结果确定爆炸对暗厨房结构的损伤程度。研究表明:在暗厨房中,随着气云尺寸增大,爆炸对建筑物损坏程度也加大。点火位置在厨房、通风井和客厅时,压力峰值分别为41.9、19.5和3.25 kPa。障碍物的存在会使爆炸产生更大的压力,障碍物截面形状为正方形时的压力峰值远大于圆形和长方形;障碍物越靠近点火位置,压力峰值越大;随着障碍物截面尺寸增加,压力峰值不断升高,电梯区域附近压力峰值上升幅度最大。地下暗厨房燃气爆炸产生的冲击波对地上空间影响大于传统厨房。

稠油水驱注采管柱极限寿命预测与安全管控

国内部分稠油油田长期注水造成管柱存在完整性问题,目前主要使用的N80、J55碳钢材质油管腐蚀后剩余强度难以满足需要,管柱穿孔、断裂时有发生。为了确定注采井管柱更换时机,基于CO_(2)腐蚀预测与O_(2)腐蚀预测模型,建立了注采井油套管腐蚀预测方法,选取渤海某油田注采井验证了计算方法的适用性与可靠性;参考API 5C3,建立了管柱考虑腐蚀的强度计算方法,在此基础上得到油套管极限寿命预测方法;最后分别对渤海区域的实例采井开展了实例应用,并提出了管控建议。研究结果显示:注水井腐蚀预测结果试验数据平均误差为5.27%,采油井腐蚀预测结果与实测数据平均误差为11.37%,具备较好的适用性;同时确定了实例注水井安全服役时长和溶解氧质量分数安全控制值。研究成果有效指导了稠油水驱井换管柱时机、注水水质合理控制,可为“老井延寿”、注采井安全高效生产提供理论支撑。

页岩气三甘醇脱水装置脱水效果评价研究

页岩气井的开发具有生产初期产气量大、中后期衰减快的生产特征。三甘醇脱水装置处理量过大会导致脱水负荷超过最佳工况的允许范围,脱水效果不理想。鉴于此,采用HYSYS软件对三甘醇(TEG)脱水装置进行了流程模拟,定量分析了三甘醇贫液质量分数、三甘醇循环量对三甘醇脱水装置脱水效果的影响,并根据脱水装置在不同处理量下的现场实际考核数据,与模拟结果进行对比验证,从而验证了模拟结果的准确性。研究结果表明,为满足三甘醇贫液质量分数在99%以上的生产控制指标,可在确保再生温度不超过热降解温度204℃的前提下,适当提高重沸器温度,并在15~25 m 3/h的范围内合理提高汽提气量。当贫液质量分数高于99%、水露点远低于设计值时,建议在保证产品气水露点达标的前提下,适当降低三甘醇贫液的总循环量,从而降低重沸器燃料气耗量,降低能耗。

不同高压直流干扰工况下X80管线钢的腐蚀行为

采用自行搭建的装置对X80管线钢进行高压直流干扰腐蚀试验,并通过干扰参数监测和腐蚀形貌观察等方法,考察了在不同高压直流干扰下该钢在四川土壤中的干扰电流密度变化趋势及腐蚀规律。结果表明:电流密度在干扰初期快速增大到峰值,然后快速下降并趋于稳定,稳定值约为峰值的1/10;高压直流干扰时长(持续时间)对腐蚀速率有一定影响,腐蚀速率随着干扰时长的延长而降低;高压直流干扰的间隔时间对腐蚀速率也有明显影响,腐蚀速率随着干扰间隔时间的延长呈增大趋势,干扰间隔时间超过3h后,腐蚀速率明显增大;管道防腐蚀层缺陷面积和土壤含水率对腐蚀速率都有较大影响,当缺陷面积由6.5cm^(2)减小为0.2cm^(2)时,腐蚀速率增大了约3倍,当土壤含水率由17%增加为34.5%时,腐蚀速率增大了数十倍。

配气站浮动式球阀阀芯迎流面冲蚀行为及其后果

为了避免配气站常用浮动式球阀因高运行负荷与气携粉尘持续冲蚀而突发安全事故,选用Ahlert冲蚀速率模型,模拟分析了当30°开度时304不锈钢阀芯迎流面的冲击角变化趋势,科学评估了阀芯迎流面的冲蚀行为与薄弱区域。结果表明,粉尘在阀芯迎流面A~I测点处的冲击角随壁厚损失呈同步增大趋势,迎流面受粉尘持续冲蚀而不断凹陷,致使迎流面上粉尘的流速从7.4 m/s降至5.9 m/s;迎流面冲蚀后表面粉尘流速也呈现减小趋势,从0.010 kg/s降低至0.005 kg/s,且颗粒沉积的区域也在向球体的后方移动;迎流面上各处壁厚减薄速率不一,应有针对性地布置球阀防冲蚀涂层,并采用动态方法核算球阀在节流工况下的使用寿命。研究结论可为配气站用球阀的设计和维护提供参考。

基于WPD-SCA-ELM模型的天然气负荷短期预测

随着天然气消耗量的不断增加,准确预测未来天然气的日负荷用量对于天然气资源的合理配置具有重要意义。针对此问题,在“分解—预测—重构”的思想上建立了基于WPD-SCA-ELM模型的天然气负荷预测模型,对影响小波包分解的小波基函数和分解层数进行优选,选取了对日负荷影响较大的因素,并针对气温因素的滞后性进行了平移修正,最后与其余模型算法进行了对比验证。结果表明,供暖期的日负荷数据是非正态分布,具有较大的波动性;Fk4阶2层分解更能反映日负荷的变化趋势和特征;日最高气温和日最低气温的相关系数均大于平均气温,通过对气温进行平移滑动操作,可提高气温与日负荷的相关性;WPD-SCA-ELM模型的MAPE、RMSE、DS分别为0.59、7321.87、0.9205,与其他模型相比评价指标最优,证明了该模型的科学性。

大功率离心式压缩机后空冷器喷雾降温数值模拟与性能提升

川渝地区骨干管网部分压缩机后空冷器在夏季高温环境中使用时出现了风扇直接降温效果不达标的情况,为此,研究了增加喷雾降温系统辅助后空冷器进行加速散热的方法进行辅助降温。采用ANSYSWorkbench软件构建后空冷器翅片管束的仿真模型,模拟了不同喷雾降温工况中翅片管束的流场变化,基于数值模拟分析结果,提出了后空冷器喷雾降温系统自动化控制方法。研究结果表明:喷雾量会直接影响后空冷器翅片管管壁换热系数及管内天然气冷却效果,可通过调节喷雾量的大小来控制出口处天然气温度;喷雾液滴直径越小,蒸发吸热效果越好,但会增加设备投资成本;增加喷雾降温装置后的翅片管束散热效果能够满足夏季天然气外输要求;采用喷雾降温系统自动控制方案能够优化设备运行过程,实现节能降耗。

大口径全焊接球阀双向密封性能研究

运输有毒或可燃性气体的管道泄漏易导致起火、爆炸等灾难性后果。大口径球阀常用于矿山通风或天然气集输管道,球阀的密封性能是设备安全稳定运行的关键指标。文章在高压密封和低压密封工况下对40英寸全焊接球阀的密封结构组件正、反向密封时的密封性能展开研究。结果表明:正、反向密封时,高应力区出现在阀座支撑圈上,最大等效应力小于屈服强度;阀座密封圈的高应力和最大变形均出现在与阀座支撑圈接触的2个尖角位置。高压密封时,阀座与球体接触区域的接触压力均大于介质压力,满足密封要求。相比于高压密封工况,低压密封时阀座与球体的接触区域明显减小,需确保介质工作压力大于设计压力,防止过低的介质压力降低其密封性能。该研究可为大口径球阀密封压力范围的确定提供参考,为大口径球阀双向密封性能分析提供研究方法。

负压波与输量平衡法技术在气田水管道泄漏监测中的应用

气田水管道泄漏会造成严重的环境问题。为了掌握负压波与输量平衡法监测技术在气田水管道泄漏监测中的有效性及应用效果,采用7种不同直径的限流孔模拟管道泄漏,并开展现场试验,对比分析在消除空管段塞流、末站阀门全开测试及首站停泵末站关阀3种工况下的现场应用效果。测试实验结果表明:负压波与输量平衡法能对ϕ2 mm及以上孔径泄漏进行监测,平均定位误差在50 m以内,平均报警响应时间为60 s;ϕ2 mm孔径以下的微小泄漏,使用两端流量计并结合相关软件算法可以对泄漏进行报警,但监控效果差且无法定位;采用调节末站阀门开启程度、进站泵排量等手段使管道内空管段塞流消失,可提高系统对泄漏点的有效定位。