海底输气管道投产氮气用量计算方法研究

国内海底输气管道投产氮气置换所需氮气量主要依据经验确定,存在较大的盲目性。采用FLUENT软件对海底输气管道氮气置换过程中氮气在管道内空气中的湍流扩散情况进行数值模拟,基于模拟结果拟合了混气长度的计算公式,进而得到了海底输气管道氮气置换氮气用量的计算公式。利用本文公式计算得到的平湖和乐东2条海底输气管道投产氮气置换的氮气用量与这2条管道的实际注氮气量基本吻合,说明所推导的氮气用量计算公式具有较好的预测准确性。     

输气管道投产置换过程气体混合规律研究

目前国内输气管道置换工艺主要依据人工经验进行，存在较大的盲目性，导致天然气管道投产成本较高，安全风险较大，有必要对输气管线安全投产工艺进行科学、系统的研究，实现输气管道的安全、高效、经济投产模式。文章讨论了现有置换工艺中不同的置换方式，认为不加隔离器的置换方法具有置换效率高、费用低以及安全可靠等优点，是一种有前途的新工艺、新方法。同时，为确保置换过程的安全性，针对置换过程中注氮量确定的盲目性问题，采用模拟试验方法，研究了天然气与氮气、氮气与空气混合段在不同流速和背压下长度的变化规律，从而为确定合理的用氮量提供了理论依据。     

输气管道投产置换注氮量计算方法

目前，国内管道投产置换过程中所需氮气量主要根据经验确定，存在较大的盲目性，导致天然气管道投产成本较高，安全风险较大。为此, 以长呼管道(长庆气田至呼和浩特市)为背景，对其投产置换过程中管道内空气段、氮气段和天然气段的紊流扩散情况进行了多工况数值模拟，并对模拟计算结果进行多参数拟合，从而推导出投产置换过程中气体混合段长度以及注氮量的计算公式。将计算结果与现场试验数据对比可以看出：提出的混合段长度和注氮量计算公式具有较好的预测准确性。     

安济天然气长输管道置换投产方案优选及实施

在天然气常用置换方案的基础上,通过对是否采用氮气置换、是否采用清管器隔离进行了论证,认为采用氮气置换可提高管道置换施工的安全性,而加清管器隔离并不是减少混气段的决定因素,因此确定安济天然气长输管道的置换投产方案为天然气—氮气—空气。并从注氮方案、注氮工艺参数、注氮总量、注氮安全措施等方面,重点介绍了安济天然气长输管道的注氮施工方法。实践证明,天然气—氮气—空气置换方案是经济可行、安全可靠的方法。     

输气管道投产安全的探讨

对输气管道投产置换方式进行了探讨,比较了直接用天然气置换空气和用惰性气体置换空气两种置换方式的缺点,在置换隔离方式上论述了不加隔离清管器方案的可行性,总结了输气管道安全投产的一般性规律。     

天然气管道工程气推气置换投产应用研究

天然气管道置换方案的确定,根据是否采用氮气（惰性气体）隔离置换与是否采用清管器隔离器,组合衍生出四种置换方案.本文以安平-济南天然气管道工程置换投产方案的选择,通过对各种方案优缺点的比较分析,确定采用无清管器有氮气方案,并对注氮技术方案进行了分析论证.     

中俄东线大口径输气管道的投产气体运移规律及注氮量优化

中俄东线天然气管道是外径1 422 mm超大口径天然气管道在国内的首次应用，投产采用氮气作隔离、后续天然气置换的方式。为了进一步明确中俄东线天然气管道在投产过程中各气体的运移规律以及确定合理的注氮量，采用计算数值模拟的方法，建立了基于外径1 422 mm管道的组分输运模型，进行了基于投产实测数据的模型可靠性验证，分析了不同管径、不同初始氮气封存管容比、不同置换速度条件下的气体运移规律，得到了理论最优注氮管容比值。研究结果表明：①天然气置换时，重力因素不可忽略，与小口径管道天然气沿着管道中心线“锥进”不同，中俄东线天然气沿着管段的顶部突进；②天然气置换速度是影响气体运移规律的主要因素，置换速度越快，纯氮气管容比值越大，最终将趋于一个极大值，投产时应适当提高天然气置换速度；③在氮气封存压力为0.02 MPa的条件下，5 m/s、7 m/s、9 m/s、15 m/s、30 m/s的天然气置换速度对应的理论最优注氮管容比值分别为7.60%、5.00%、4.50%、4.00%、4.00%。结论认为，该研究成果可为大口径天然气管道的安全、经济投产提供借鉴。     

黄16井区水气交替注氮参数和注氮方案优化研究

通过组分数值模拟方法针对黄场油田黄16井区开展了水气交替方式氮气非混相驱的注入方式、注入周期、注氮量和注入气水比等注入参数优化研究。优化结果为：注气方式为水气交替注入．注气周期为30d,单井注入量为目前注水量的1．2倍。气水比为1.2：1。并进一步研究了黄16井区水气交替方式氮气非混相驱方案．推荐黄新33井水气交替方式注氮气方案为现场实施方案。     

天然气管道氮气置换工艺参数的确定

对天然气管道氮气置换工艺参数的确定及控制方法进行了研究。根据气体状态方程及相关推导和计算,导出了注氮温度、注氮压力、注氮量、注氮施工时间以及氮气和天然气的推进速度等参数的定量计算式,并分析了这些参数的最优值。结果表明:通过预计算天然气管道氮气置换工艺参数及确定其控制方法,可以提高管道的运行效率及安全性。     

输气管道氮气置换过程气体混合规律数值模拟

目前,国内输气管道投产置换时,注入氮气用量主要依据人工经验确定,存在一定的盲目性。文章以长呼天然气输送管道投产为背景,对该管道投产置换过程进行了计算机数值模拟,获得了气体置换速度对混合段长度的影响规律,即气体的置换速度在2.81~6.50 m/s范围内,混合长度随着流速的增加而增大,但混合长度的增长率随流速的增加而降低。     

低渗透气藏开发经济临界产量分析方法及其应用

为经济、有效开发低渗透气藏,针对低渗透气藏的开发特点,通过引进年产量计算系数、产能建设边界指标,运用动态盈亏平衡分析,推导出综合考虑当年建成产能贡献率、产能到位率、产量递减情况和资金时间价值等因素的低渗透气藏开发经济临界产量计算公式。该公式克服了现有经济临界产量计算公式考虑影响因素不全面的不足,分析内容更加全面、计算结果更加符合低渗透气藏的开发实际。利用该公式不仅可以计算低渗透气藏开发的经济临界产量、亿立方米产能建设投资边界,而且还可以分析经济临界产量对天然气价格、操作成本、基准收益率等技术经济参数的敏感性,其分析和计算结果对低渗透气藏开发的投资决策和组织生产具有参考意义     

压后水平气井生产动态预测模型

通常压裂后气井产能的计算模型都是针对稳态渗流过程的,倾向于计算无阻流量和稳态产量,而对于整个动态生产过程的模拟则较少被提及。为此,根据复位势理论和势的叠加原理,再结合压裂后水平气井的裂缝形态和气体的流动过程,用严格的渗流力学方法推导出了具有较广泛适应性的压裂水平气井生产动态预测公式。该预测公式既能用于存在缝间干扰的情况,又能够在压裂水平气井裂缝两翼非对称、间距不相等、方位角任意的情况下使用。应用该公式对吉林油田某水平气井进行了实例计算,计算值和实际值的误差为2.6％,并且通过预测公式能够很好地模拟分析裂缝方位、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距等裂缝参数对压裂水平气井的产量影响,能够满足现场预测产量的需求。     

中国新版《石油可采储量计算方法》标准中 存在的主要问题及建议

新版《石油可采储量计算方法》是由国家能源局于2010年12月15日发布实施的行业标准,至今已3 a有余,它是评估石油可采储量的重要规范。石油可采储量计算方法是该标准的核心部分,它将影响到评估结果的可靠性、可利用性和投资的风险性,因此,应当重视标准中计算方法的选用。新版标准的石油可采储量计算方法包括:类比法、经验公式法、驱油效率法、产量递减法和水驱曲线法,对于这些计算方法存在的若干不确定性和不可靠性问题进行了评论,并提出了有关的具体建议。建议删除可信度较低的经验公式,引用通过实际应用证明有效的国外经验公式,修正部分经验公式和产量递减法的公式,在判断递减类型和确定递减参数时,不要忽略线性试差法、曲线位移法和典型曲线拟合法的应用,删除由甲型和乙型水驱特征曲线派生的水驱曲线,增加预测模型法等内容。     

关于广义水驱特征曲线

回顾水驱特征曲线研究的历史,迄今为止的研究基本上是两个方面:①研究累积产油量、累积产水量、累积产液量之间的关系,即水驱特征曲线;②研究含水率与采出程度的关系,这一关系认为在纵座标为含水率、横座标为采出程度的图上存在凸形、S形、凹形等个同类型的曲线,以反映油田不同的含水变化规律。水驱特征曲线与含水率一采出程度关系存在联系,但前黄往往只能反映后含其中的一条曲线。一种水驱特征曲线表达式同时又能反映含水率一采出程度关系的多条曲线,我们将其称为广义水驱特征曲线。本文提出了一种文义水驱特征曲线表达式,对它的形状和性质作了一些研究,指出今后水驱特征曲线的研究方向是找出更简单、准确、实用的广义水驱特征曲线。     

侧钻水平井弯曲段套管抗挤强度研究

根据侧钻水平井弯曲段套管受力特点,建立了套管抗挤强度计算模型,并采用能量法推导了套管在弯曲载荷作用下轴向变形及抗挤计算公式。在公式推导过程中考虑到了弯曲载荷对套管截面不圆度的影响。对吉林油田某侧钻水平井使用的套管进行模拟计算,并通过室内试验对计算值进行验证。结果表明,推导的公式具有较高计算精度,可以满足现场工程计算需要;轴向载荷对套管抗挤强度的影响较为显著,在实际生产过程中应严格控制。     

X气田高温高压气藏开采过程束缚水变化实验评价

为了快速便捷地对开采过程束缚水变化情况进行评价,利用核磁共振在线驱替检测实验方法,选取南海X气田高温高压气藏岩心,模拟气藏衰竭开发条件,对储层束缚水饱和度进行实时监测,得到不同压力条件下岩心束缚水饱和度变化情况,并根据实验结果建立该气田衰竭开发条件下束缚水饱和度随压力变化图版。研究结果表明,随着衰竭开采的进行,X气田高温高压气藏束缚水饱和度有明显的降低趋势,实际生产水气比动态变化情况与实验结论较为吻合,进一步证明了本次研究成果的可靠性。     

固态流化采掘海洋天然气水合物藏的多相非平衡管流特征

由密闭管线将破碎的海洋天然气水合物(以下简称水合物)颗粒向上输送至海面平台,是固态流化采掘水合物藏工艺流程的核心环节,但水合物固相颗粒在上升过程中受到温度升高、压力降低的影响,至某一临界位置将会分解产生大量气体,使井筒中的流动变为复杂多相非平衡管流,进一步加剧了井控、固相输送等安全风险。为了研究水合物在上述过程中的动态分解规律,通过建立井筒温度和压力场、水合物相平衡、多相上升管流中的水合物动态分解、耦合水合物动态分解的井筒多相流动数学模型,提出了数值计算方法并予以验证。研究结果表明:(1)应用数值模型分析,得到了不同施工参数条件下的液相排量、固相输送量(日产气量)、井口回压对多相非平衡管流的影响规律;(2)提出了基于多相非平衡管流特征的现场施工措施,适当提高固相输送量可以提高天然气产量,应同时增大液相排量、施加井口回压来保障井控安全。结论认为,该项研究成果为施工参数优化和井控安全提供了技术支撑,也为其他海区水合物藏固态流化采掘多相非平衡管流预测提供了手段。     

天然气产能负荷因子计算方法

我国天然气工业快速发展起步较晚,因储备设施不健全,季节性调峰和应急均以上游气田的提产为主。从气田科学开发角度考虑,上游气田应建设调峰和应急备用能力,实际产量安排和产能的比值（即生产负荷因子）,是衡量生产系统安全平稳运行的一个关键参数,对于天然气工业的有序发展、最大限度地节约资金有着非常重要的意义。调研结果表明,目前国内尚无该方面的系统研究。为此,通过研究产能负荷因子的影响因素及其特点,建立了产能负荷因子的计算公式,分析了其存在的前提条件,并利用该公式进行了举例测算。在近期的天然气发展规划和战略研究中,已应用该计算方法对各气区的产能负荷因子进行了计算,计算结果符合历史供气特点和规律,能够指导气田的科学开发、保障安全平稳供气。     

垂直裂缝气井不稳定产能预测新模型

利用地下油气渗流理论研究了垂直裂缝气井中气体的流动过程和渗流方程,并对各个流动过程建立了相应的数学计算模型,在此基础上,推导出了垂直裂缝井的不稳定渗流产能预测公式。应用该公式对吉林油田某垂直裂缝气井进行了例证分析,得出的计算值和实际值的误差为3.4％,并且通过预测公式分析了地层渗透率、地层压力、气藏厚度、裂缝长度、裂缝导流能力等参数对垂直裂缝气井产能的影响情况。该不稳定渗流产能预测公式的提出解决了常规汇源函数计算过程复杂和计算速度慢的问题,实现了垂直裂缝气井渗流方程的快速求解。