FAST Piper集输软件在气田管网分析计算中的应用

天然气集输管网运行状况分析和预测可为气井生产、气量调配、管网调整等提供依据。文章介绍了加拿大Fekete 公司的FAST Piper集输系统分析优化软件的功能、特点以及在气田集输管网分析中的应用步骤及过程。以靖边气田为例，利用该软件对气田生产中的集输系统节点压力预测、多方案计算优化、异常情况下管网运行状况瞬时模拟、环形管网以及配气管网等进行了分析。该软件界面直观，计算准确，基本可以处理天然气集输管网分析中的各类问题，并可有效提高工作效率。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究屈丹龙

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

PIPELINE软件在气田集输实时监控中的应用

PIPELINE软件是一种离线或者在线的集输管网仿真模拟计算软件,不但可以用来测试和评价输气管道的设计或进行实际操作参数的设置,还能与气田集输实时监控系统进行有机结合,为集输管网运行提供辅助专家诊断分析。以大牛地气田集输生产实际为例,进行管网水力、热力计算,天然气调峰正常工况分析和用户中断用气工况模拟分析,结果表明,该仿真模拟软件和实时监控系统有机结合,改变了气田根据人工计算或凭经验来预测天然气集输管网的运行情况和调峰的现状,不但降低了劳动强度,而且使预测效果得到了根本性提升,排除了管网运行管理的安全隐患。PIPELINE软件不仅方便了管网的运营管理,还避免了生产调度上的盲目性,为科学地管理气田集输管网系统提供了专家式的理论指导。     

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。     

马井气藏IPM生产一体化数值模拟研究与应用

气田开发作为一项系统性工程,涵盖了气藏动态、井筒举升和地面集输等各个生产环节。但目前气藏研究基本上是逐点分析,难以保证系统分析的准确性和及时性,已不能完全满足生产的需要。为此,结合马井蓬莱镇组气藏开发现状和系统整体研究的实际需求,开展了IPM软件生产一体化数值模拟研究。该软件主要包括地面管网优化设计、井筒动态分析、生产动态综合分析、高压物性分析、油气藏数值模拟、控制连接器等功能模块。利用该软件可进行气井生产历史拟合、气井产能递减分析、气井合理生产管柱研究、气藏稳产预测、气藏生产动态预测、气藏生产方案优化等。弥补了气藏工程软件单一分散的缺陷。     

基于自适应支持向量回归机的集输系统压力监测异常值识别

为保障气田安全开发,针对气田集输系统压力监测数据异常值识别问题,提出了一种基于自适应支持向量回归机(ASVR,Adaptive Support Vector Regression)的方法。该方法将集输系统各关键节点压力值从上游到下游组成序列,取一组正常实测信号作为训练样本,以预测值和实测值间的均方差最小化为目标函数,通过遗传算法获取最佳惩罚因子、不敏感损失函数参数和核函数参数;利用序列最小优化算法(SMO,Sequential Minimal Optimization)对各工况实测信号进行回归拟合,通过非边界支持向量拟合误差判别监测数据是否为异常值,并用回归值对异常值进行修正。对现场信号处理表明,该方法可准确地模拟集输系统各关键节点压力间的函数关系,并能准确识别压力监测数据中的异常值,为安全控制系统提供正确的信号,对气田安全、高效开发具有实用价值。     

苏里格气田开发中后期地面集输系统优化探讨

针对苏里格气田开发中后期产能建设难度大的特点,对目前的地面集输系统进行分析、优化和调整,形成了一套适用于气田开发中后期的地面集输工艺技术.文章从新老集输系统压力匹配、气井支干管串接工艺优化、水合物抑制工艺优化等方面对其进行了论述.     

老气田地面集输系统后期优化调整方案研究

四川盆地东部地区大部分气田已进入开发中后期,气田产量和井口压力持续递减,地面集输系统负荷率远低于设计工况,运行能耗高且难以适应后期低压生产的需要。介绍了四川盆地东部地区某气田3个区块地面集输系统的建设、运行及能耗现状,对在役地面集输系统后期优化调整方案进行了对比分析,推荐采用区域性集中脱水、增压机改造方案。通过优化调整增压、脱水装置的运行方式和数量,降低了生产运行能耗和成本费用,可实现气田后期的效益开发。     

气藏生产一体化模拟技术在气田开发中的应用

气田生产系统一般由气藏、采气井、地面集输等子系统构成,目前相关研究基本上都是将各个子系统单独分开研究,没有考虑它们是一个连续流动封闭系统,IPM软件为其提供了一个生产系统一体化模拟分析平台,以整个油气开发生产系统为研究对象,将气藏、井筒、管网连接起来形成生产系统一体化模型,为气井优化配产提供依据。该模拟技术在PG气田得到了成功应用,把气藏划分为4个分区,建立了37口单井模型,将其与16座集气站、1座集气总站等地面管网流程进行连接,通过历史数据拟合,建立了普光气田生产系统一体化模型,按照生产需求进行单井优化配产,为气田合理高效开发提供了依据,提高了气田开发管理水平。     

苏中气田天然气集输干线合理注醇量计算

在冬季,天然气集输干线内易生成天然气水合物,将甲醇作为抑制剂注入到管线内是有效的防治方法.本文以降低管线内注醇量为目的,分析现有HYSYS软件注醇量计算模型的不足有:无法适用于苏中气田集输干线,缺少管线内气相含水量计算.从完整模拟苏中气田集气站内天然气集输工艺流程的角度出发,基于上述软件搭建了适用于苏中气田的注醇量计算...     

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本文介绍了结点系统分析方法的基本概念和基本方法,通过采气工艺中的实例,具体阐述解题思路及计算步骤。提出每个气田如运用结点系统分析方法编制出采、集系统的计算程序,将有利于气田的优化开采和生产动态预测。     

低压气井井口增压开采技术

牙哈凝析气田经过10余年的开采,地层压力普遍下降,部分采气井开始出水,井口压力也呈现下降趋势,部分井井口压力低于集输管线压力,难以利用油井自身能量将油气输入集输管线。单井气液增压开采技术的成功应用,促使由于压力低而关井的YH23-1-14井恢复生产,日增油10~13 t/d,气产量4.0~5.0×104 m3/d,为该技术在同类油田的应用提供了可借鉴经验。     

含CO_2油气混输管道失效研究

以国内某高温高压凝析气田集输系统为例,针对现场失效管件,在分析其失效形貌之后,应用失效分析理论、流体动力学理论和数值模拟方法,通过ANSYS CFX流体分析软件模拟现场工况条件下管道的运行及管道内的气液分布情况,讨论了高温高压高含气油气混输管道失效机理,指出样品失效源于高温高压环境下不均匀分布的气液混合物CO2腐蚀-冲刷共同作用。研究结果对于类似油气田的开发与工程设计具有一定的参考意义。     

相图分析法在确定气田工艺参数中的应用

通过分析天然气的反凝析现象,以榆林南区、子米气田集气站分离后、处理厂集中分离后天然气相图为例,说明天然气相图分析在合理确定集气站、处理厂分离工艺参数中的重要作用,用于指导气田生产。     

页岩气集输系统的腐蚀评价与控制——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气开采普遍采用了体积压裂技术，单井水平井压裂液用量介于4×104～5×104 m3、支撑剂（石英砂和陶粒）用量介于2.5×103～3.0×103 t，在压裂施工结束后的页岩气排采和生产过程中，压裂返排液对地面排采流程和地面集输系统带来了不同程度的腐蚀，有可能致使设备和管线穿孔失效，进而影响生产系统的安全运行。为了提高页岩气集输系统的安全运行水平，基于中国石油西南油气田公司天然气腐蚀控制技术支撑平台，借助于腐蚀环境和生产工况分析、材料失效评价及优选、杀菌缓蚀剂应用和生产工艺参数控制优化等方法和手段，开展了川南页岩气集输系统腐蚀行为和控制措施研究。研究结果表明：①川南页岩气集输系统主要表现为冲刷腐蚀和电化学腐蚀；②冲刷腐蚀主要集中在页岩气站内工艺流程，体现在砂粒对弯头、三通、阀门等部位持续的机械磨损；③电化学腐蚀主要集中在页岩气站外集气管线，体现在积液环境中二氧化碳与硫酸盐还原菌的共同腐蚀作用；④采用提高除砂效率、优化流程设计等手段，可以有效控制冲刷腐蚀；⑤加注杀菌缓蚀剂并配套生产管理措施，可以有效控制电化学腐蚀；⑥页岩气集输系统腐蚀评价与控制工作应从设计阶段就开始考虑。结论认为，所形成的集材料优选、设备结构优化、腐蚀介质处理和运行工艺参数优化控制等为一体的页岩气集输系统整体腐蚀控制技术，有效地减缓了川南页岩气集输系统的腐蚀失效、提升了安全运行水平。     

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。     

苏6及苏36-11井区腐蚀因素分析与防护措施

苏里格气田属于低孔、低压、低丰度气田,气井产量低,稳产能力差。目前该气田还处于开发的中前期,与其它H_2S含量较高的气田相比,腐蚀并不严重,腐蚀所带来的问题目前还不突出。但腐蚀应是苏里格气田开发过程的一个难题。油管腐蚀将会引起管串断脱落井等井下事故,更换气井油管不仅增加修井作业成本,而且必须进行压井作业,又会对产层造成伤害,致使产气能力降低。套管腐蚀穿孔将直接导致气井报废。集输管道的腐蚀会引起火灾或爆炸等事故。因此,必须从现在开始积极进行苏里格气田开发井筒腐蚀研究,掌握苏里格气田腐蚀的规律和防腐的基础数据,为制定下一步防腐方案和措施提供依据。