苏里格气田上、下古生界气藏合采气井的集输工艺

随着苏里格气田下古生界气藏的不断开发,现有的集输工艺及场站建设已不能满足生产需要。为此,在综合分析该气田现有上古生界气藏气井的集输工艺和靖边气田下古生界气藏气井的集输工艺的基础上,根据苏里格气田目前完钻井的情况,选择了“小站脱水、天然气净化厂集中脱硫”的上、下古生界气藏合采气井集输工艺,确定了其主要工艺路线为：井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理。在对集输场站的流程、平面布置、设备选型进行分析后,确定了新的集气站流程：排污和放空共用一套系统,其余均分开设置,充分利用公用系统,减少下游处理装置负担;统筹考虑上古生界气藏气井的集输系统与上、下古生界气藏合采气井的集输系统,按照同类系统靠近布置的原则,重新进行集气站的平面部署;还对站内设备重新进行了选型,确定了中压系统下的抗硫生产设备。最后讨论了新集输工艺存在的问题及下一步研究方向。新的上、下古生界气藏合采气井的集输工艺和场站建设满足了气藏合采气井的开发要求,经济合理地解决了下古生界气藏含硫气的处理难题,为规模开发上、下古生界气藏奠定了基础。     

苏里格气田西南部致密砂岩气藏资源评价方法及评价参数的影响因素

对储层特征及其对资源评价影响的认识,是致密砂岩气藏资源评价、生产和高效开发的基础之一。通过测井分析、薄片观察、生烃条件和生产数据分析,研究苏里格气田西南部石盒子组8段和山西组1段储层特征、砂体展布、砂体厚度、砂体叠置模式,明确储层特征和适用的评价方法,探讨储层特征对资源评价参数的影响。研究表明：苏里格气田储层具有典型的低孔低渗、强非均质性特征,适用容积法进行资源评价;储层厚度和面积受控于砂体展布和叠置模式,一般砂体厚度大,展布面积广的分流河道和复合砂体的资源量较大,产气量较高;储层孔渗受控于碎屑组分和微观孔隙类型,并受后期成岩作用强烈改造,压实作用和胶结作用破坏孔隙,溶蚀作用有力地改善了孔隙;生烃强度在根本上控制了产水区和产气区的分布,而致密气富集的甜点区主要分布于有利储层的相对高孔渗部位。在致密砂岩气资源评价中,沉积作用控制了砂体展布和叠置模式,塑造了不同类型的复合砂体,决定了储层面积、厚度,进而控制了油气赋存规模和产能。成岩作用改变储层储集和渗滤性能,主要以微观形式来对整个油气开采区的油气储量带来影响。     

超低渗油藏在线分流酸化增注技术研究与应用

酸化是超低渗油藏最有效的增注措施之一，但由于储层物性差、非均质性强等问题，造成目前常规酸化措施普遍具有施工周期长、有效率低、有效作用距离短等不足，且酸化过程中存在指进现象和储层二次伤害。针对这一问题，选取鄂尔多斯盆地环江油田三叠系超低渗油藏为研究对象，提出了在线分流酸化技术，并配套研制了一种多元缓速螯合酸COA-1S和一种新型的水溶性分流剂COA-1P。通过室内评价实验和在线分流酸化模拟实验，发现该技术在缓速性、配伍性、水溶性、螯合能力和暂堵功能等方面均显著优于常规酸化；现场先导性实验结果表明，酸化后剖面吸水均匀程度从28.5%上升至50.9%，视吸水指数增加2倍左右，降压增注效果显著；同时，该技术还具有“不停井、不泄压、不动管柱、不返排”的特点，简化了常规分流酸化工序、降低了安全环保风险，是一种能够很好地适应超低渗油藏特征的酸化增注技术。     

照明分析中面向目标的波场延拓算法

利用照明分析设计观测系统,可以避免常规观测系统设计中因地下介质均匀假设带来的误差。对波动方程正演算法中的单程波方法进行了近似,提出了一种适合三维复杂介质且面向目标区域的快速波场延拓算法,可以直接对目标区域进行照明分析,无需从地表逐层延拓,计算精度与常规单程波方法相当。通过三维模型进行检验,证明了该方法的可行性。     

反渗透水处理工艺在米脂天然气处理厂的应用

反渗透已经广泛应用在各个领域,本厂利用反渗透水处理装置来提供米脂倒班点的生活饮用水。对于反渗透的研究也就有很重要的现实意义。本文主要从本厂反渗透的工艺流程的介绍对反渗透装置有足够认识,在通过生产现状的描述记录,找出反渗透装置的运行不足之处。并且测得实际本厂反渗透水回收率,找到了影响本厂节能节耗的主要因素。最后分析反渗透装置在生产中常见的事故。以便日常生产维修。     

无固定连接式压缩机基础的动力特性及数值优化

合理设计天然气压缩机的地基基础可以减轻压缩机的振动影响,对保证压缩机的稳定运行和天然气的正常输送都具有重要的作用。为此,首先依托实际工程,通过现场试验对无固定连接式压缩机基础在动力作用下的特性进行了研究;然后利用ANSYS 15.0建立了无固定连接式压缩机基础的有限元模型并进行验证;最后通过该模型对地基承载力及垫层厚度进行了数值优化。研究结果表明:(1)机组底橇与基础之间的砂石垫层具有良好的减振效果,其动力作用的影响随深度的增加而减弱;(2)利用有限元模型对无固定连接式压缩机基础进行数值模拟计算的压缩机位移响应及应力响应与原位动力测试及现场压力测试数据吻合较好,说明所建立的模型较为合理;(3)在压缩机激振频率为7.3 Hz的条件下,地基承载力为80 kPa时基础自振频率最小(5.0 Hz),地基承载力为100 kPa时基础自竖向位移最小(0.092 mm),优化后的地基承载力为120 kPa;(4)机组自振频率随垫层厚度的增加而呈现出先增后减再增的变化特征,垫层厚度为200 mm和400 mm时的自振频率均为6.3 Hz,为保证垫层的减振效果,建议垫层厚度取值为400 mm。     

西气东输二线管道在罐罐岭地震断裂带的敷设

西气东输二线甘肃段输气管道与罐罐岭地震断裂带有1处相交。天然气长输管道在通过地震断裂带时,若遭遇高于该地区基本烈度的地震将会造成管道断裂、屈曲失稳及拉断等损坏。为此,阐述了地震断裂带处管道设计及施工需要注意的问题,介绍了西气东输二线管道通过罐罐岭地震断裂带时的敷设技术。通过不断调整设计,优化了线路与断裂带的交角,并对管道壁厚等参数进行了严格的计算分析,在国内首次采用了X80HD2大变形钢管,以便在遇到地震影响时避免或减少管道破坏并防止发生次生灾害。为确保管道安全运行,强化了抗震、防震设计理念及技术措施,为类似工程积累了经验。     

超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术

由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段，为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成，可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油，在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果，相比传统的面积注水井网，更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水，油藏吸水面积大幅度增加；流场形状由径向渗流转变为线性渗流；缩短注入端与采出端的距离，提高了驱替压力梯度，有效渗透率也随之增大，这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明，水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量，可在超低渗砂岩油藏规模推广。     

GB/T 9711材料屈服极限和压力使用范围的探讨

为了解决H2S、CO2以及高矿化度(60000～80000mg/L)等的复合腐蚀问题,某气田开发试验区10×108m3试采地面建设工程采用了GB/T9711.1-3中的L245和L360等强度等级的材料。由于这个标准中定义的屈服极限与GB150《钢制压力容器》和《管道材料专业培训教材——压力管道材料》中定义的内容相差很大,检验要求偏低且压力适用范围没有明确,给设计使用带来了不便。为此,对GB/T9711与GB150《钢制压力容器》中σs的定义及其对长输管道计算的影响进行了探讨,针对管道压力的使用范围,对GB/T9711、GB/T8163、GB9948、GB5310以及GB6479等进行了对比分析,提出了现阶段使用GB/T9711的建议。该讨论结果对管道、压力容器的安全使用具有现实意义。     

MDEA/DEA脱硫脱碳混合溶液在长庆气区的应用

随着长庆气区靖边等气田的不断开发,其天然气气质发生了较大变化,其中H2S含量上升到1 000 mg/m3,CO2体积分数上升到4.5%～6.0%,原天然气净化工艺采用的单一MDEA溶液已不能满足天然气脱硫脱碳需要。为此,开展了不同体积比MDEA/DEA混合醇胺溶液脱硫脱碳试验。试验结果显示：在相同的试验条件下,溶液中总胺为40%（质量分数）,DEA与MDEA体积比为1∶6配比制成的混合溶液其H2S和CO2负荷最高,溶液的脱硫脱碳性能最好。继而在4套生产装置进行了推广应用。结论表明：应用MDEA/DEA混合溶液对低含硫、高含碳的天然气进行净化处理,溶液酸气负荷较高,脱硫、脱碳性能较好,腐蚀性小,天然气净化装置运行平稳,节能效果好,经济适用。