彩南油田彩521气井进原油集输系统探讨

针对彩521井井口压力低导致原料气无法进入天然气集输系统的难题,提出井口→计量站→原油集中处理站→伴生气处理站气液混输的集输工艺。通过利用PIPEPHASE建立彩南作业区集输系统数学模型,经模拟计算确定彩521井出站压力为0.647 MPa,满足井口回压要求。对已有计量分离器和加热炉进行核算,设备均满足要求,气液混输集输工艺可行。     

桥古集中处理站工艺系统调整改造

桥古集中处理站天然气处理采用"辅助制冷+超音速涡旋管分离"工艺,该处理站为试采期简易建设,存在天然气处理能力不足、外输气质量不达标、凝析油蒸发损失大等问题。针对该处理站存在问题,结合本区块气藏特点、产能规模,合理制定产品方案,提出工艺调整改造方案。改造后,天然气经过干法脱硫、脱水、脱烃处理,达到国标二级管输气质量指标和CNG含H_2S指标,部分达标气(13×10~4m~3/d)进入现有外输系统,部分气(7×10~4m~3/d)就地生产CNG;凝析油经稳定处理后,减少了蒸发损失。桥古集中处理站的改造可为相似系统的改造提供借鉴。     

三相分离器进口流体配管改造

苏丹 UNITY 集油接转站的 5 台三相分离器进口配管安装设计采用不对称型式,由于阀组进入三相分离器的液流为气液两相流,导致油气分离系统无法进行正常操作。通过分析 5 台并联三相分离器操作运行不正常的原因,提出了满足工艺要求的改造实施方案。改造后,每台三相分离器的操作压力都趋于一致,油液位控制稳定,完全达到了工艺设计要求。同时,对今后气液两相流的配管设计提出了一些建议。     

注水管网系统改造设计方法研究

1·引言随着油田进入高含水期开发阶段,注水量大幅度增加,注水范围亦不断扩大,现有注水管网系统愈来愈不能满足油田生产的需要,改建并扩建现有管网系统已成为油田产能建设的一项重要工作。对系统改造设计问题进行分析可以发现,该项设计实际上包含三个方面的设计内容,即管网布局     

气液两相生产分离器改造

伊拉克某油田现有的C列第3级生产分离器由于原设计缺陷,造成原油处理C列处理能力严重不足,出现气液夹带、液位超高等问题。对分离器进行技术评估后认为,由于该分离器本来直径就小,再加上气出口位置偏低,分离缓冲空间小,造成气液分离不充分,液相波动时液体冲入气管线,形成气液夹带。另外,由于设备内部没有任何辅助分离结构,气体中的液滴无法聚集沉降,气体含液率高。技术改造方案为:将气管线出口由侧面改到罐顶,利用直径500mm人孔作为气体出口;设置集气包,在内部安装叶片式捕雾芯;将现有气管线出口用盲板封堵,作为通风孔。根据改造方案进行工艺计算,以液相分离计算的结果以及控制时间的要求来确定液位设置,结合分离器的内部结构及气液分离情况来确定桑德-布朗系数,计算最大气体流速和气体停留时间。改造完成后,分离器能够满足气液分离的要求,C列产量增加,液位控制稳定,达到了生产去瓶颈的目的。     

关于油气集输工程管网布局设计研究

油气集输工程管网布局设计,具有控制造价、影响产能等属性,亟需在布局设计中加以优化完善。借助油气集输管网设计原则,综合考虑地理、湿度、气候等因素,在操作上依赖降耗增效原则,设计和完善油气集输管网布局优化方案。以油气集输工程节能设计为原则,应用地面集输管网优化、井组优化、系统布局优化、集中处理站选址优化等模式,实现油气集输工程管网布局设计优化,以保证管网节能设计高效落实。在油气集输工程管网布局改造后,管效由88.19%提升至90%,实现总节能646.2 MJ/h,节气15.01 m³/h,年节气总量达13×10⁴m³,达到了良好的节能降耗效果。因此,针对当前管网布局优化要求,制定以多元化设计保障策略,对于了解未来管网布局设计具有极大辅助作用,展现出较为积极的探索价值。     

酸性气藏深井产能试井方法

针对酸性气藏深井产能试井测试风险大、测试时间短难以达到稳定流动影响测试结果准确性的难题,考虑关井后续流造成的压降,建立了耦合井筒流动与地层渗流的酸性气藏深井产能试井模型,通过Laplace变换和数值反演进行求解,根据压力恢复试井解释结果设计4个生产制度,模拟压力变化直到达到稳定流动,利用稳定流动对应的产量和压力点回归产能方程,形成产能试井新方法。结果表明,渗透率为0.21×10~(-3)μm~2的储层,气井达到稳定流动需要近1 000 h,而采用该方法仅依靠1次压力恢复测试数据,通过模拟4个生产制度下的流动即可求取具有较高精度的气井产能方程和无阻流量。该方法对缩短酸性气藏深井产能试井测试周期,降低复杂事故,提高产能试井的准确性具有重要作用。     

冀东油田天然气集输管网系统的优化

冀东油田天然气集输管网系统通过优化措施,提高了天然气集输系统的处理能力。先导试验站的设计处理能力由80×104m3/d提高至110×104m3/d(陆岸终端联合站的设计处理能力)：增大了天然气管网下游用户使用量,建设了20×104m3/d的DNG加气站;增加了天然气外输增压设备,及时协调下游天然气使用单位,保证气相压力平稳,保证了三相分离器压力操作压力控制在0.4 Mpa左右,从而保证了各采油队外输汇管压力在05～0.6 MPa之间,实现了降级井口回压的目的。     

浅谈崖城气田降压后生产水工艺系统改造

针对崖城气田生产后期气井压力和生产分离器的控制压力下降导致生产水在生产分离器内沉降时间变短使排海生产水中含油质量浓度升高的问题,通过增加1台撇油罐并对工艺系统进行改造,配合现有的污水处理设施,将排海生产水中含油质量浓度降至15 mg/L以下,达到了GB 9414—2008《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》中的三级海域排放标准,效果较好。     

一种先旋流后膨胀型超声速分离器脱水性能实验

根据角动量守恒原理,设计加工了一套包含中心体的先旋流后膨胀型超声速旋流分离装置,并搭建室内实验系统对该分离装置的脱水性能进行研究,主要分析了压力恢复系数对露点降的影响和旋流对分离器过流能力的影响。结果表明：经先旋流后膨胀型超声速旋流分离器分离后,分离器干气出口的水露点可达到−2.8℃,露点降可达34.9℃,且露点降随着压力恢复系数的增加而减小;保持分离器的压力恢复系数小于70%时,干气出口的水露点降最少达18℃,分离器可正常工作;在不同入口压力条件下,分离器的水露点降基本相同,分离器的流量适应能力较强,脱水性能稳定;旋流强度增加将减小通过分离器的流体质量流量,只有来流的质量流量达到设计的临界流量时,分离器才可正常工作。     

轻烃回收装置自控系统改造方案分析与设计

针对宝浪油田联合站轻烃回收装置上的自动控制系统存在的问题，进行了分析与实践。通过改造硬件设备，增加天然气外输自动控制方案，修改快速切断阀的控制策略，改变低温分离器控制阀的安装位置．采取电源工作地与系统屏蕺接地技术以及UPS电源冗余等技术措施，使得改造后的控制系统达到很好的运行效果。     

韩一站煤层气管网节点压力仿真模拟分析

通过分析管网仿真的理论方法,以韩城韩一站煤层气集输管线为例,运用PNS软件画出韩一站集输管网仿真模型图,进行节点压力分析,改变入口压力等不同集输条件下分析管网的输送能力,比较模拟值与实测值,分析和评价不同时期、不同集输方案的影响,及时调整和修正管网模型,优化管网系统,从而更加准确地反映客观情况。     

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。     

川西中浅层气田地面管网增压集输模拟

对进入低压低产阶段的气田进行增压开采能够大幅提高气田的开发效果,其集输方案的制定主要根据少投入、多产出的原则。根据气井压力分区和地面管网状况,分别在川西某地区各作业区不同井区建立增压站,对气田进行增压开采及管网调整。对10个不同方案的地面工程改造技术指标和财务指标进行预测,形成了包括管线沿程压力损失、增压规模、增压机工况参数和管线输气压力等在内的系列评价指标。其中方案6的财务内部效益率和投资利润率最高,分别为48.66%和41.08%,因此推荐方案6为M气田的最优增压方案。     

油田一体化生产系统产能评价方法

为了改进一体化生产系统的设计和管理，将守恒定律与多相流体模型、节流模型相结合，开发了用于评估一体化生产系统稳态条件下产能的数学模型和工作流程，通过求解数学模型来表征储集层、油井、油嘴、管汇、分离器一体化生产系统在稳定状态下的水力特征，将井数、油嘴尺寸和分离器压力视为可控变量，通过调控这些变量来优化某一时刻的一体化生产系统动态。研究发现：增加井数可以增大等效油管和等效管线的流量，但井数过高会使管汇压力升高，导致单井产量下降；增加油嘴尺寸可以提高一体化生产系统的产能；一体化生产系统的产量与分离器压力负相关，随着分离器压力的增加和油嘴尺寸的减小，井数增加带来的总产液量（一体化生产系统产能）增量将减少。现场实例验证结果显示，模型最大相对偏差为1.5%，证明了提出的数学模型和工作流程的正确性和有效性。     

电缆地层测试复合流动压力转换模型

大排量电缆地层测试器在较薄储层测试时,压力波动很快传到储层上下边界,流动形态由球形流动过渡到平面径向流动,可以借鉴常规试井或钻柱地层测试(DST)产能评价理论进行产能评价,但其不同于DST测试。DST测试的井底流压为储层厚度上的平面径向流压力,而电缆地层测试获得的探头处压力为球形流压力。因此,如果想利用常规试井方法获得储层产能,就必须将探头的压力转换成等效的平面径向流压力。针对该问题,利用渗流力学方法推导了球形流-径向流压力转换模型,可将电缆地层测试探头处的球形流压力转换成等效的径向流井底流压,进而通过不同稳定测试流量下的压差-流量数据进行产能评价,为大排量电缆地层测试实现产能评价提供了必要的理论基础,从而拓展了电缆地层测试的功能。     

基于动态规划和黄金分割法的环状天然气管网运行优化

目前中国天然气管道主干线已经相互联接,形成了环套环的大型复杂天然气管网,随着各压气站燃驱压缩机组的增加,如何实现管网的稳态优化运行已成为一个技术难题。为此,在同时考虑管网中环状结构和枝状结构对于管道流量分配的影响,以及燃驱机组耗气量对管道内流量影响的基础上,结合管网模型分割思路,将黄金分割算法与动态规划算法进行融合,形成了改进后的动态规划和黄金分割混合算法。以华北地区某环状管网为案例的计算结果表明:(1)管网运行优化数学模型比单线管道模型增加了管道内过流量、燃驱耗气量等变量,进一步加大了管网模型的求解难度;(2)混合算法能够有效地对运行燃驱和电驱压缩机机组的包含环状和枝状小型管网的稳态运行优化数学模型进行求解;(3)混合算法的优化方案能提高管网压气站的出口压力、提高机组的运行效率,降低系统的功率消耗、减少系统能耗,同时增加管网的管存量,提供了管网额外的应急资源。结论认为,混合算法有效地破解了复杂管网优化技术难题,可以为当前中国大型天然气管网稳态运行优化提供参考。     

壳程结构对换热器性能影响的数值研究

在简化模型的基础上运用CFD数值模拟方法,对比研究了螺旋折流板和弓形折流板壳程结构和流动参量的变化对换热器整体流动与传热性能的影响。结果表明,2种结构对应的壳程压力损失和换热系数均随流量的增加而增大,而螺旋折流板结构的α/Δp参数明显大于弓形折流板,体现了螺旋折流板结构的优越性。这种特点对于现有生产工艺的增容改造具有重要意义,可以在不额外增加动力设备的前提下有效满足生产需要,节省能源消耗。     

页岩气藏综合渗流模型及压力动态分析

区别于常规气藏,页岩气藏渗流主要受解吸、扩散、窜流和常规达西流动控制,机理复杂。考虑到基质和裂缝系统之间存在的压力差,在将气藏看成是双孔单渗介质的基础上,新增加了一个扩散以外的窜流流动,通过引入2个新的参数分别表征扩散和窜流2个因素的影响,建立了页岩气藏含有多条横向裂缝的压裂水平井的渗流数学模型。在此基础上,基于源函数理论,采用镜像反应和叠加原理,得到了地层中任意一点的压力表达式,通过Laplace变换和Stehfest数值反演得到水平井井底压力解,绘制了不同条件下的压力动态曲线,并与目前存在的渗流数学模型进行了对比,为页岩气藏的试井分析和不稳态产能评价提供了理论依据。     

基于有限体积法的城市燃气管网运行分析

在大力发展燃气用户的同时,要确保燃气输配管网运行的可靠性,就需要对燃气输配管网进行工程计算。目前对燃气管网工程计算的研究多集中在天然气长输管线,而与之相比,城市燃气管网结构更复杂、计算数据量更庞大。为此,建立了采用有限体积法对管网模拟方程组进行求解的燃气管网分析系统,并据此对某次高压管线进行了动态工程计算,各站点压力的计算结果与实际监控信息平均相对误差为0.02%～4.13%（与采用美国SPS软件验证计算结果基本一致）;采用燃气管网分析系统还对某城市中压管网进行了稳态工程计算,得到管网压力最低点及“瓶颈”管段,这将有助于管网改造与运行方案的制订;同时结合运营经验、监控信息对计算结果进行了综合分析。结论认为：①如果对城市燃气输配管网进行动态模拟,必须研究各燃气用户的用气规律,找出不同工况下燃气用户的小时流量估算方法;②监控点信息值选取城市全年最大小时流量发生日对应的时段值,并结合日常运营工作的经验判断计算结果的合理性。