普光气田酸气加热炉智能控制系统的构建与优化

天然气加热炉广泛应用于天然气集输系统中,中国石化开发的四川盆地普光气田现有的加热炉系统无法实现流量和压力的自动控制,严重影响了该气田的生产运行效率。为此,分析了酸气加热炉的工艺流程及其特点,在此基础上构建了酸气加热炉的智能控制系统,并针对其不足进行了一系列优化：①二级节流阀开度流量关系曲线的线性优化;②偏差-控制量关系的优化;③偏差积分-控制量关系的优化;④流量压力延时控制优化;⑤采用多参数综合控制算法,使被控流量压力更快速进入稳态,达到新的设定值;⑥增加了智能识别和处理模块。优化后的酸气加热炉智能控制系统克服了原来PID控制系统的功能缺陷,实现了产出酸气流量、压力的稳定控制,为该气田的安全生产开发提供了技术保障。同时,该系统充分发挥计算机、PLC等智能化、数字化设备的优势,可以方便地通过计算机操作完成对全气田各井酸气自动调产、调压工作,为数字化气田建设提供了技术支持。     

致密砂岩储层中气体渗流规律实验研究

为了揭示苏里格气田致密砂岩中气体渗流规律,采用物理模拟方法测试了不同含水条件下不同气驱压力时气体流量,在考虑气体偏差因子、黏度和压力关系基础上,研究了压力、气体偏差因子、黏度与流量的关系。结果表明:致密气藏中气体需要突破一定门槛压力,才能在砂岩孔隙内产生有效流动,岩心渗透率越低、含水饱和度越高,门槛压力越大,当气驱压力突破门槛压力后,气体在砂岩中渗流时表现出黏性流特征;随气驱压力增加,压力/气体偏差因子/黏度与流量的关系会由非线性关系转变为线性关系;岩心渗透率≥1×10~(-3)μm~2时,气体以线性渗流为主;岩心渗透率为(0.1～1)×10~(-3)μm~2时,当气驱压差1 MPa,气体以线性渗流为主;岩心渗透率≤0.1×10~(-3)μm~2时,当含水饱和度为20%,出现气相渗流门槛,当气驱压差3 MPa,气体才能达到线性渗流;渗透率0.345×10~(-3)μm~2时,随渗透率增加,配产界限值先快速增加,之后增速变缓;在渗透率相同条件下,储层含气饱和度愈高,则配产界限值愈高。     

长庆油田苏里格气田凝析油稳定装置HAZOP分析

苏里格气田凝析油稳定装置运行一年来,装置在运行过程中流量、温度、压力、液位与设计值出现偏差,使得装置未能100％满负荷运行。系统地将投入运行的凝析油稳定装置进行危险和可操作性HAZOP分析,通过将凝析油稳定装置划分5个节点,对影响装置的偏差（流量、温度、压力、液位）进行具体分析,找出了影响装置正常操作的客观因素,排查了安全隐患,并有针对性地提出解决方案。该分析方法在苏里格气田凝析油稳定装置中的应用结果表明：HAZOP分析后所采取的措施,不但解决了装置中存在的问题,使得运行参数与设计参数相吻合,起到了“纠偏”效果,而且优化了运行参数,确保了装置安全、平稳、高效运行。     

雅克拉-大涝坝凝析气田的相态特征

雅克拉-大涝坝凝析气田自投产以来，表现出流体特性复杂多变，生产井普遍产水，产量递减快的特点。通过对雅克拉-大涝坝凝析气田地层流体开展三相（油-气-地层水）相态全分析实验，并结合PVT实验过程的相态数值模拟计算，分析了该区深层高温高压凝析气藏富含气态可凝析液（凝析油和凝析水）的PVT相态特征，研究了地层流体降压过程中析出液量与压力的变化关系，确定了初始凝析压力、最大凝析压力、最大反凝析油、凝析水量、富含气态凝析水凝析油气体系的临界温度和临界凝析温度等特征参数，从而为减少地层污染、进行开发方案的调整提供了依据。     

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田，但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期，面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率，以普光高含硫碳酸岩盐气田为例（以下简称普光气田），对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究，梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明：(1)揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征，形成了“相控+震控”储层精细建模技术，精细表征了储层非均质性空间展布；(2)建立了普光气田5种类型剩余气分布模式，确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布，受井网完善程度和高渗条带分布控制，水侵区剩余气分布呈现小零散特征，形成了不同类型剩余气挖潜技术；(3)提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策，实现水侵前缘均匀推进；(4)明确了储层硫沉积主要发生在近井地带（小于6 m），可导致渗透率最大下降70%～80%（表皮增大6.5～12倍），实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂；(5)建立了考虑...     

高含硫气田酸气回注与硫回收经济性对比

随着高酸性天然气气田的大规模开发,酸气(H2S和CO2)处理的压力日益增大.国内采用的硫回收工艺面临投资高、环保要求高、对高碳硫比及潜硫量不大的气田适用性差及成品硫磺的运输费与价格波动等问题.介绍了国外已开展的酸气回注工艺项目,并以川东北的普光气田为例,通过计算酸气回注工艺在固定投资及年操作费用的上下限区间,对硫回收工艺与酸气回注工艺进行了经济性对比.结果显示,酸气回注的经济成本仅为硫回收成本的60％左右,定量地说明了在一定条件下酸气回注工艺的经济效益要好于硫回收工艺.     

普光水平井投产一体化管柱及参数优化

普光气田水平井具有井深、射孔井段跨度大、射孔厚度大的特点,储层层间非均质性非常严重,Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层交错分布,部分井存在边底水。为了实现水平井段均匀布酸、提高酸化效果、稳气控水等目的,通过对水平段注酸井筒流动压力分布、吸液强度分析,确定出普光水平井投产一体化管柱的封隔器卡封段级数、滑套下入位置、滑套孔径、孔数、尾管下入深度等参数。通过理论分析和数值模拟计算,研究了普光高含硫水平井不同完井方式下的酸压（化）投产一体化管住的结构及参数优化方法,为高含硫气田水平井分段酸压（化）管柱设计提供了技术思路,提高了普光水平井的酸压（化）效果。     

塔河油田雅开气田特殊类型气藏地质特征研究

雅开气田为低孔、低渗,受构造-岩性控制的复合型砂岩气藏,具有气-水倒置、地层压力异常等特殊的地质特征。综合研究认为,该类气藏的气-水关系因受到构造、砂体尖灭以及储层物性变化的影响,形成了流体系统较为复杂的特殊类型气藏。分析认为该气藏存在2 种异常的气-水关系,通过研究这2 种气-水关系的形成原因及分布区域,认为在该气藏西北部区域存在有利的地层-岩性圈闭。在雅开气田西北部区域所部署的2 口井均获得了工业油气流,同时确定了该气田下一步滚动扩边的方向。     

长庆气田执行计量新标准后的改进措施

长庆气田的显著特点是低渗透、低丰度、中低产、地域跨度大、计量点多、单管输送量大。该气田所采用的天然气流量测量方法为体积计量法，天然气计量依据的主要行业标准为SY/T6143 -1996（《天然气流量的标准孔板计量方法》），但随着新行业标准SY/T6143 -2004（《用标准孔板流量计测量天然气流量》）的发布实施，对于长庆气田已建成的天然气贸易计量站无疑会造成一定冲击或带来不同程度的影响。为此，为满足长庆气田天然气计量技术发展与新标准接轨的实际需要，抓住新、旧标准的主要变化点，对加快SY/T6143-2004标准的执行和推广提出了改进建议和实施措施。     

不关井稳定测试求地层压力和绝对无阻流量

原始地层压力和绝对无阻流量是计算气田储量和编制开发方案的两个至关重要的参数。通常，这两个参数是通过关井测量求取，而低渗气藏，由于压力恢复时间较长，关井的时间相对也长一些，这对于气田开发和成本管理十分不利，研究表明，以二项式方程为推导依据。建立原始地层压力。绝对无阻流量与井底流压力和地面气产量之间的关系。可以实现不关井条件下计算求取地层压力和绝对无阻流量。对多个实例的理论计算结果和实际测量结果表明，文中介绍的计算方法具有偏差小，精度高的特点，完全可用于储量的计算和开发方案的编制。     

利用图版判别凝析气藏气窜的方法探讨

采气井气窜与否及气窜量的多少是牙哈凝析气田动态监测的难点。利用相态软件包和数值模拟技术制作出了该气田的气油比与压力、C1含量与压力以及C7^ 含量与压力的关系曲线图版，为采气井的动态监测提供了一种行之有效的方法。该图版法对其他注气开发的凝析气田具有借鉴意义。     

用元素平衡法计算硫收率

介绍了更为简便的计算空气／酸气流量比的公式。不用测定酸气,空气和尾气的含水量,只用酸气和尾气的全分析数据（干基）即可计算流量比,用元素平衡法计算硫收率     

气井A环空压力恢复与泄压实验

国内外多个气田生产气井出现了不同程度的环空带压现象,尤以A环空最为严重,严重影响气井正常生产。针对气井A环空带压开展了压力恢复与泄压实验测试,分析了采气过程中不同初始气窜流量和气顶体积对稳定后的环空压力值及环空压力恢复时间的影响规律。研究结果表明,稳定后的环空压力值随气顶体积增加而增大,且环空压力恢复时间也随之增长;而初始气窜流量对稳定后的环空压力值影响甚微,但气窜流量的增加会减小环空压力恢复时间;泄压时长与泄压前的气体总量和环空压力有关,气体总量越大或环空压力越小,泄压时长越长。基于量纲分析理论,利用数学优化软件1stOpt（First Optimization）拟合了环空压力恢复时间与初始气窜流量、气顶高度、油管外径、液体密度等参数的经验公式,为实际气井A环空带压管理与控制提供参考。     

长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术

气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下,已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时,可以从气藏中流出的天然气总量。开展气藏可动储量评价,落实开发基础,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气区储层渗透率低、非均质性强,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产等因素,导致利用常规方法评价气井可动储量存在地层压力测试点少、气井工作制度不稳定等难点。针对上述问题,充分应用气藏生产动态资料,通过重整压力和流量将气井变压力、变流量生产数据转换为等效恒压力或恒流量数据等途径,在常规压降法评价的基础上,形成了产量不稳定分析法、流动物质平衡法、优化拟合法等气井可动储量评价方法。应用上述方法全面追踪评价了长庆气区靖边、榆林等气田单井可动储量及其变化,为气田加密井部署、工作制度优化、储层二次改造井优选等提供了依据,进一步提高了气田储量动用程度。     

川东北高含硫气田天然气偏差系数变化规律

为解决高含硫气田气体偏差系数计算公式所需基础数据较多、计算过程复杂、可靠性差等问题,对川东北地区高含硫气田具有代表性的5 口气井共9 个层段的实际气样进行了高压物性测试,得到了不同温度和压力下的偏差系数,并对实验结果进行了分析;选用常用的偏差系数经验公式进行了对比计算,评价了经验公式对川东北高含硫气田的适应程度。结果表明:川东北高含硫气田原始条件下的气体偏差系数与气井深度正相关;当压力大于30 MPa 时,高含硫气田偏差系数与压力成线性关系;与实验结果对比,DAK 计算模型平均相对误差最小,HY 计算模型平均相对误差最大。     

Cameron 井口控制柜和 FST 井口控制柜在普光气田的应用

普光气田使用两个厂家的井口控制柜,分别是弗赛特（FST）井口控制柜和喀麦隆（Cameron）井口控制柜。其中弗赛特（FST）使用气控液型和液控液型2种类型控制柜,喀麦隆（Cameron）使用液控液型控制柜。在气田发生火灾爆炸、酸气泄漏等异常情况下,可触发井口控制柜逻辑关断,关闭采气树地面安全阀或井下安全阀,从源头切断气源,保证气田安全。分别对上述三种井口控制柜的结构和控制原理进行剖析,结合现场实际检修情况,制定出详细的检修标准,保证在紧急情况下,实现井口安全阀ESD关断,达到关断响应快,关井控制顺序准确可靠的目的。     

CQ凝析气田注采井生产动态监测及平面调整研究

CQ凝析气田应用循环注气保压方式开发,受储层物性非均质及西气东输供气需要的影响,气田注气量的降低导致地层压力下降,部分井受反凝析影响油气产量递减加速,局部区块采气井气窜严重,产量大幅下降。为了更加合理高效的开发CQ凝析气田,解决在注气开发后期过程中出现的问题,在国内循环注气开发气田中首次对注气井进行了注气启动压力、指示曲线的测试,通过平面调整有效缓解了注气平面的矛盾,地层压力下降速度得到了有效控制,延长了气田的开采期。     

多室内环流反应器中液体循环量的试验验证与模拟

目的 对液相氧化脱硫多室内环流反应器液体循环量的影响因素进行模拟和验证。方法 采用CFD数值模拟,基于欧拉-欧拉多相流模型,对液相氧化脱硫多室内环流反应器进行气液两相流模拟,考查了酸气流量和空气流量对液体循环量的影响。结果 利用数值模拟得到的液体循环量与利用靶式流量计测得的液体循环量误差小于10%。当酸气中H₂S体积分数不超过3%时,液体循环量(z)与酸气流量(x)、空气流量(y)之间的关系式为：z=-474.996+0.358x+0.487 3y。结论 欧拉-欧拉两相流模型能够准确地预测液相氧化脱硫反应器内液体循环量。     

酸性气田碳酸盐岩储层抗盐抗酸性气钻井液技术

为预测酸性气田钻井作业所用钻井液中酸性气的侵入量,根据地质参数和钻井参数计算了现场酸性气侵入量和除硫剂碱式碳酸锌与二氧化碳清除剂氧化钙的加量。为评价酸性气污染对钻井液性能的影响,设计了一套酸性气对钻井液污染的室内评价方法——气瓶压力控制灌注法,并根据理想气体状态方程,推导了灌注不同浓度酸性气体所需要的灌注压力计算公式。室内采用此方法评价了H2S、CO2对适合于南帕斯气田碳酸盐岩储层无黏土相NaCl盐水钻井液和无固相甲酸钾有机盐钻井液体系性能的影响,实验表明两套钻井液体系具有能够抗200 mg/L H2S、1000 mg/L CO2酸性气污染的能力,以及抗灰岩钻屑、地层盐水和各种盐相污染能力,且具有优越的流变性能、润滑性能、防腐蚀性能和储层保护效果,能够满足南帕斯酸性气田碳酸岩储层安全、快速、高效钻井。     

文23气田气井无阻流量确定方法研究

针对文23气田开发中后期现场多采用一点法简易试气方法确定井（层）产能的实际情况，统计分析了44井次多点产能试井资料数据，利用二项式基本关系式和无因次压力和无因次产量的相关性分析，推导出了适合文23气田应用的一点法计算无阻流量的经验公式。生产应用表明，本文方法获得的无阻流量更为合理，对实际应用具有重要的指导意义。