天然气场站自动控制系统防雷接地技术研究

智能仪表设备绝缘强度低易受到雷击的影响,采取合理防雷接地保护措施有助于保障天然气场站安全生产。分析了雷击对天然气场站自动控制系统的危害原理,提出了自动控制系统具体的防雷保护措施。结果表明,雷击对自动控制系统的危害原理主要分为直击雷电、雷电感应、反击电流、过电压侵入及其他危害因素,雷电感应分为静电感应和脉冲电磁辐射。危害原理主要与雷电电流和电流产生的强大电磁场干扰有关。自动控制系统防雷保护措施主要有直击雷保护技术、接地保护技术、反击电流保护技术、浪涌保护技术等。防雷保护原理主要为引雷入地、设备连接等电位、电流分流等。     

2022年第1期导读

<正>论文广场栏目刊登的[钢制容器椭圆形封头接管开孔技术研究]一文,基于空间解析几何及坐标变换的基本原理,在原始坐标系下建立相贯线及坡口线的数学模型并在新坐系内投影,进而得到该相贯线及坡口线的近似展开数学模型。使用AutoCAD二次开发工具VBA编制程序,从而实现了椭圆形封头接管开孔展开曲线的计算机自动绘制,并且用户可以在该程序的对话框内输入不同的参数值,即可得到不同的展开曲线。技术交流栏目刊登的[天然气场站自动控制系统防雷接地技术研究]一文,分析了雷击对天然气场站自动控制系统的危害原理,提出了自动控制系统具体的防雷保护措施。结果表明,雷击对自动控制系统的危害原理主要分为直击雷电、雷电感应、     

天然气计量站计量系统的雷电防护技术

目前使用的天然气计量器具均采用了微电子技术,使得计量系统容易遭受雷电的危害。文章针对湖田计量站天然气计量系统遭受雷击破坏的情况,分析了问题产生的原因,根据天然气计量系统的特点,综合考虑多方面的影响因素,提出了整体设计、综合治理、系统实施原则和有效拦截、良好屏蔽、均衡连接、合理接地、堵截通道、全面防御的防雷技术方法。通过一系列整改措施的实施,计量系统得到了很好的保护,安全运行一年多未受到雷击的影响,能够在雷雨天气正常、稳定运行。     

天然气场站自动化设备的可靠性研究

本文主要分析了天然气场站自动化设备的发展现状,针对如何提高天然气场站自动化设备可靠性,提出了具体的建议和意见。     

浅谈天然气管线防雷措施

通过对每次雷击事件原因分析,发现了现场存在的主要问题和原因,制订出了完整的防雷整改方案,对管线站场和阀室进行了内部和外部两方面持续不断的防雷整改工作,包括直击雷、感应雷防护,电源和信号浪涌保护器整改,对电气仪表系统原不合理的设计进行改造等,取得了很好的防雷效果,供其他天然气管线项目借鉴。     

仪表设备的防雷击保护措施

简述了石油化工行业及仪表设备的相关特点；分析了典型的雷击损坏设备的过程、原理和危害性，并对雷击损坏仪表设备的方式和渠道进行了详细说明。通过分析炼油厂的几起典型仪表设备的雷击受损事故，查找仪表设备在防雷方面普遍存在的问题；对比几种有效的防雷措施，重点阐述了系统整体防雷方案的重要性；对现有仪表设备的防雷工作提出有效的完善和改进措施。     

石化生产装置集控室建筑和设备的防雷技术

文章分析了雷电对石化生产装置集控室建筑和设备产生的雷击形式和危害,提出了集控室建筑和设备的防雷措施及注意事项,强调要从整体的、综合的角度考虑防雷系统的设置,相关专业部门分别采取有效的防雷措施,相互配合,共同做好集控室防雷保护系统的设防工作。     

天然气集输站场自动化仪表系统防雷分析

对于天然气集输站场中,拥有高智能化的仪表易受到雷击的问题进行了简要论述,探讨了雷击给自动化仪表系统造成的危害方式,最后再结出一些针对性的防雷措施,以供相关从业人员进行参考、借鉴。     

油田站(库)仪表系统的防雷问题

通过分析雷击原因,结合相关防雷措施,油田站(库)综合防雷工程应该包含完善的外部防直击雷系统、良好的等电位连接以及合理配置过电压保护装置三个关键部分,三者构成一个有效的防雷体系。针对仪表系统雷击情况,在油田站(库)安装电源、信号防雷模块以及接地装置等防雷设备,使仪表系统安全、准确、平稳地运行,确保油田生产正常有序进行。     

天然气场站电气自动化设备安全运行的对策

天然气场站电气自动化设备在整个天然气场站中发挥着重要作用,其能否安全、稳定地工作将会极大地影响到天然气场站的日常运转,对此就要明确自动化设备安全运行的影响因素,并采取措施来维护其安全高效运转。本文分析了电气自动化设备安全运行的影响因素以及科学对策。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区气藏凝析油产出规律

鄂尔多斯盆地苏里格气田东南区二叠系气藏为煤系烃源岩形成的湿气气藏.开发过程中地层内无凝析油生成,但天然气进入井筒后,随着温度和压力低于临界凝析温度和临界凝析压力,会析出凝析油.为提高天然气开发过程中伴生的凝析油产量,根据天然气全组分分析结果及生产数据,分析成藏地质条件及开发过程中温度、压力、产气量等因素,明确凝析油产出...     

平衡油-平衡气混合相态研究

凝析气藏衰竭开发过程中,压力低于露点压力时,会发生反凝析现象,凝析油在近井地带迅速聚 集,严重损害气井生产能力。通过混合不同比例的平衡油气流体,测定混合后的油气体积变化来研究生 产过程中近井地带平衡凝析油气渗流时反凝析液饱和廑变化。研究结果表明,平衡油相体积随加入平衡 气量的体积比例增大而减少,两相混合后体积要收缩。同时也说明当在井底附近凝析油析出后,随着流 经的近井地带平衡凝析气量的增加,对凝析油的蒸发怍用是很强的。     

四川盆地东部页岩气甜点评价体系与富集高产影响因素

四川盆地东部南川地区处于高压—常压过渡带,页岩气储层埋藏以深层、中深层为主,地质条件复杂,单井产气量差异大。为了揭示该区页岩气富集高产的影响因素,基于典型井钻井资料及试气成果,分析了该区页岩气地质特点,建立了页岩气甜点目标评价体系,划分了甜点区,明确了不同甜点区页岩气生产特征,探讨了页岩气富集高产的影响因素。研究结果表明:①南川地区沉积及地球化学特征基本一致,但受多期构造改造作用的影响,由北向南、自西向东,具有孔隙度增加、压力系数变小、含气性变差、地应力变小的特征;②基于分形理论,建立了包含总有机碳含量在内共计6项参数的储层分级评价标准,明确①—③小层为Ⅰ类储层,是页岩气勘探甜点段;③建立了以"物质基础、保存条件和体积改造"3大类13项为评价参数的定量化页岩气甜点目标评价体系及标准,优选出平桥背斜为Ⅰ类甜点区,东胜南斜坡、东胜背斜、平桥南斜坡为Ⅱ类甜点区;④页岩气生产特征具有分区性,Ⅰ类区具有高产气、低产液、稳产期长且产量递减慢的特征,单井测试页岩气产量和估算最终可采储量较高;⑤页岩气水平井产能主要受控于沉积相带、保存条件和体积改造程度。结论认为,该研究成果可以为四川盆地盆缘区页岩气高质量勘探和规模效益开发提供指导和参考。     

苏里格气田东区气井产量递减规律

以苏里格气田东区为例,采用Arps分析方法计算产量递减,详细解释了指数、双曲和调和3种产能递减方式。研究认为,苏里格气田东区低产、低渗、低丰度,气井压降快,稳产期短或无稳产期,Arps分析结果为双曲递减;递减率受初期配产影响大,可通过调整初期配产来控制递减率;研究区2008年投产井平均在2 a后进入递减期,月递减率为1.7%~2.4%;苏里格气田东区Ⅰ类井、Ⅱ类井和Ⅲ类井配产都在合理范围之内,分析方法准确可靠。依据衰竭式递减公式,研究区已投产井的有效开采时间为15~30 a     

低渗透致密气藏压裂气井动态储量预测新方法——以苏里格气田为例

由于地质条件及工艺措施的影响,低渗透致密储层压裂气井的生产动态与常规气井有明显不同,存在不稳定渗流时间很长等问题,致使气井的单位压降采气量、井控动态储量、泄流面积随生产时间出现动态变化。因此在试采期间难以准确求得气井的井控动态储量和泄流面积,给气田开发方案的合理编制带来很大困难。为此,以苏里格气田为例,在准确把握低渗透压裂气井生产特征的基础上,结合现代气井动态分析方法,根据先期投产区块内多口典型气井的生产数据建立了井控动态储量预测图版,能够依据气井早期的生产数据有效预测井控储量、泄流面积随生产时间的动态变化规律,对气田的建产规模和井网加密方式具有指导作用,从而降低了测试成本,避免了资源浪费。     

大型致密砂岩气田采收率计算方法

大型致密砂岩气田储层物性差,含气面积大,非均质性强,气田储量与产量规模大,采收率与最终采气量是指导气田长期稳定生产、制定开发技术对策以及衡量气田开发效果的关键指标。致密砂岩气田孔喉小,渗流机理复杂,常规的实验室模拟方法难以得到准确的采收率数据。以苏里格大型致密砂岩气田为研究对象,优选中区、东区、西区、南区等典型区块进行精细解剖,根据地质特征及开发效果将投产井分成3类;以辫状河体系带为沉积相带约束,确定各类井区的面积比例;选取生产时间较长、基本达到拟稳态的井为分析样本,利用产能不稳定分析及生产曲线积分等方法,评价各类井的井均动态储量及最终累积产量;结合储层规模、结构与生产动态特征,论证单井控制范围;对各类井区以面积比例加权,模拟预测井网足够完善时区块的技术极限采气量及采收率。研究表明,气田各区技术极限采收率为26.8%~75.5%、平均为57.0%,远低于常规气藏的80%~90%。气田技术极限采气量为2.18×10¹²m³,目前经济极限采气量为1.27×10¹²m³,可通过技术进步降低开发成本,未来增产潜力大。     

致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法

现有的致密气和煤层气联合开发选区评价方法存在着方法通用性不强、储量与储层物性等参数不能反映两气联采产量差异等问题。为此,以建立致密气和煤层气两气联采通用量化评价指标体系为目的,定义了两气联采有利区综合评价系数,以两气联采产量为评价目标,采用正交设计结合数值模拟手段,确定影响联采产量的关键参数及其对产量的影响程度,建立了两气联采开发选区量化评价新方法,并将新方法应用于鄂尔多斯盆地东缘KNW矿区的两气联采开发选区评价实践中。结果表明:(1)新方法建立和确定了两气地质赋存模式、关键评价参数及正交试验方案设计、评价参数对产量的影响程度、两气联采有利区综合评价系数等;(2)采用优选出的12个关键参数对KNW矿区两气联采开发选区的量化评价结果显示,该矿区南部、北部KNW-37井区为单采煤层气有利区,矿区内的KNW-10、KNW-33、KNW-9井区为单采致密气有利区,矿区中部和西南部为两气联采有利区。结论认为,所提出的致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法具有通用性,对两气联采开发选区具有参考意义。     

大港滩海复杂断块凝析气藏开发方案研究

大港油田滩海地区断块较多,油藏类型复杂,其中张海5断块为受构造和岩性双重作用控制的带油环凝析气藏。针对这个断块的非均质性较强,平面纵向连通性较差等特点,采用数值模拟方法并结合油藏工程方法对断块凝析气基础性开发的合理井网井距、井型、水平井水平段长度进行了筛选;同时对枯竭式开采、循环注气、水驱等不同驱动方式进行了论证,对比出了最优的驱动方式。通过对先采油后采气、先采气后采油和油气同采的3种不同开采方式开发效果的对比,优选出了适合这2个凝析气藏的合理油气开采顺序。在各种机理研究及驱动方式和开发方式研究的基础上,对这个断块进行了各种预测方案的对比分析,优选出了能够高效高速开采滩海地区凝析气藏的技术方案及对策,并提出了开发建议。     

天然气产能负荷因子研究

中国石油天然气供应体系目前正处于形成和发展初期,储气库等配套设施不完善,季节性调峰以上游气田增产为主、供气不均匀性突出,用气高峰期天然气产量高于产能运行,不利于气田的科学开发。产能建设安排既要满足调峰生产和突发事件应急需要,又要考虑投资经济回报,因此科学合理产能负荷因子的研究尤为重要。通过分析国外开发历史数据及中国石油典型气区的供气特点,确定了中国石油天然气近期产能负荷因子应控制在0.8~0.9,各气区因不同的供气市场特点而有所差异。产能负荷因子作为确保生产系统安全平稳运行的一个关键指标,其研究成果在中国石油各气区的生产管理过程中已经得以推广应用。     

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物（以下简称水合物）储层降压开采的气产量和采收率，基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件，根据实际试采数据，针对单垂直井和垂直井网两种布井方式，利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟，研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征，进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明：①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中，水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大，从而使气、水产量增加；②在降压开采初始阶段，开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小，水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低，而后随着开采时间的延续，气、水渗流阻力增加，压降传播速率降低，水合物分解气产量和井口气产量不断降低，水产量则缓慢上升；③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制，井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解，井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气；④采用垂直井网进行水合物开采，每口井的控制面积减少，单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井，但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高；⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量，井间压降叠加效应加速了水合物的分解，井间区域的压力及温度显著低于单井，但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动，在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为，多井联合开采可以提高井场总的气产量，但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。