基于序贯模块法的天然气处理全流程模拟软件

天然气处理系统是一个统一、密闭的水动力系统,仅通过单独改变某一个或多个设备的运行参数很难达到全流程最优处理效果。针对这种情况,在完成各单体设备处理流程模拟的基础上,提出了运用序贯模块法完成各单体设备之间输入输出的连接,实现了天然气处理全流程模拟,可达到全流程操作参数优化的目的。应用该方法开发出的牙哈凝析气田集中处理站全流程模拟软件能够有效地实现全流程模拟,并就此提出了全流程优化方案。实践证明该优化方案可有效指导生产。     

序贯模块法在天然气加工系统模拟中的应用

天然气加工系统本身比较庞大和复杂,其过程模拟涉及面广,难度较大,无论是在过程模拟的理论基础上,还是在模拟技术的运用上,都有许多值得发展的地方。我国天然气加工工业采用先进的控制方案和先进的模拟模型尚在起步开发之中。本文建立了天然气加工系统的抽象模拟模型,并将过程系统模拟方法中的序贯模块法引入到天然气加工系统的操作型模拟中,编制计算机程序,对实际的某天然气加工厂进行了模拟计算,取得较为准确的模拟计算结果。     

序贯法模拟换热器网络

对换热网络作模拟计算是检查网络对工艺条件变动的适应性和当前运行状态的有效手段。与以前的模拟方法不同,本文采用序贯模拟策略,因此可以模拟包含分流、混流和回路的复杂网络。对几个炼油厂换热器网络的模拟结果表明,该软件占用存储少,收敛稳定性好,计算速度快,模拟结果与实测数据符合得很好,为及时调整网络结构,提高其经济效益提供了可靠的依据。     

基于序贯模块法的天然气乙烷回收工艺参数优化

随着乙烷产品价值的进一步提升,国内各大油田正大力开展天然气乙烷回收,以提高油田的综合收益。以克拉美丽气田天然气乙烷回收工艺为例,基于序贯模块法建立了天然气乙烷回收系统模型;求解得到该系统的模拟顺序后,采用HYSYS软件建立了计算模型,分析了乙烷回收工艺中各关键参数的影响,并基于?分析方法对该乙烷回收系统进行了评价;最后,以乙烷产品最小比功耗为目标函数,采用序列二次规划(SQP)优化方法对乙烷回收工艺参数进行了优化。结果表明:采用序贯模块法模拟天然气乙烷回收系统具有较好的适用性;经参数优化后,乙烷收率由92.62%提高到97.01%,乙烷产品比功耗降低了约5.4%。     

原油常压蒸馏过程模拟系统的开发(下)——过程模拟

本文引用序贯模块模拟方法对常压蒸馏过程进行模拟运算,给出了计算实例。设计变量选择为中段循环回流比。与计算实例比较,常压塔操作温度模拟误差<6％。整个模拟计算时间<2min(IBM PC/XT),常压塔各物流抽出温度迭代初始值的合理假设可使模拟时间进一步减少。合理的模拟精度和快速的模拟速度说明以油品蒸馏数据、经验图表和经验关联式开发快速简捷又具有较好精度的原油常压蒸馏过程模拟系统的设想是可行的,并能适应于原油常压蒸馏过程中短期计划实时优化决策问题的需要。     

基于序贯检验的管道泄漏检测方法

利用序贯概率比检验法检测油气管道泄漏是一种较新的方法.针对原始压力信号噪声的非高斯性,采用卡尔曼滤波器进行预处理,提高了序贯法判断泄漏的准确性.分析了传统压力梯度法的不足,借鉴负压波定位中的时间差法定位泄漏点,提高了定位的精度.实验结果表明,这种管道泄漏检测方法值得推广.     

基于自编反应器模块的间二甲苯氧化工艺流程模拟与优化

采用基于自编反应器模块的Aspen plus模拟软件对间二甲苯(MX)氧化工艺进行了流程模拟和工艺条件优化.首先通过Fortran编译器对包含自由基链式反应机理动力学的全混流反应器模块进行编译,并结合Aspen plus软件内部丰富的单元模块,建立了MX氧化模拟流程.模型验证结果显示,模拟计算与工业数据吻合良好,相对误...     

模拟常减压蒸馏装置的物性计算方法和模型结构

不同物性计算方法对常减压蒸馏装置的模拟,尤其对减压塔模拟的准确性影响较大。实践中常遇到模拟计算的减压渣油流量值低于现场实际数据。采用Aspen Plus软件,结合某炼油厂常减压蒸馏装置的标定数据,建立了联立方程法（EO）模型。在数据整定（Reconciliation）模式下,通过选用不同的物性计算方法和建立特殊的减压部分模型结构,给出了在Aspen Plus软件中模拟常减压蒸馏装置误差最小的物性计算方法,并从理论上解释了不同物性计算方法对常减压蒸馏装置模拟计算结果的影响。     

基于体位错理论模拟水力压裂过程的数值方法

提出了一种新的基于体位错理论模拟水力压裂过程的数值算法.将体位错理论与滤失方程、流体动量平衡方程、流体质量平衡方程和系统质量平衡方程耦合,全面地模拟了水力压裂过程.并运用邻近观测井,包括压裂注入井的水压数据,相互验证了围岩物理水力学参数和裂缝几何参数.对加州中部San Joapuin河谷的油井压裂过程进行了模拟,计算结果与实测压力数据吻合良好.     

基于包裹体PVTx数值模拟恢复油藏古温压——存在的问题、对策及应用实例

包裹体PVTx数值模拟是恢复油藏古温压的重要手段。由于无法精确地确定油包裹体的组成,以及油包裹体成分在地质演化过程中可能发生不可逆的次生变化,现有方法恢复的古温压存在不确定性。一般而言,与油包裹体伴生的盐水包裹体成分相对简单,且遭受次生蚀变影响的概率较低。因此,尝试将伴生的盐水包裹体作为独立的地质压力计在塔里木盆地顺南地区SN1井进行了应用研究。包裹体岩相学研究显示,SN1井高角度裂缝充填的方解石中,发育大量遭受过次生蚀变的含沥青烃包裹体及伴生的盐水包裹体。包裹体古温压恢复显示,伴生的盐水包裹体呈现异常高的均一温度（超过170℃）,均一压力波动范围大,且存在异常高压（39.1 MPa起,甚至超过165.8 MPa）。上述现象可能与热流体活动和原油充注后所经历的裂解增压过程有关。基于盐水包裹体均一压力的最低值,结合该地区埋藏史和热演化史分析,推测热液活动时间为海西期。上述认识与该地区NE向走滑断裂活动具有较好的时空匹配关系。综上所述,油包裹体伴生的盐水包裹体作为独立的地质压力计,可以用来恢复油藏古温压的演化轨迹,并限定古流体活动的时间,能够在一定程度上弥补现有方法的不足。     

川渝地区居民用气推行阶梯价格探析

为了缓解天然气供需矛盾,体现效率与公平,在城市燃气领域逐步建立能客观反映资源稀缺性和供需关系的价格机制, 对促进资源的优化配置和环境的协调发展具有重大意义。为此, 从川渝地区城市燃气市场严重供不应求的现状以及区域内居民消费水平出发,借鉴居民用水、用电实施阶梯价格的经验,分析了在川渝地区实施阶梯气价的可能性;提出了川渝地区推行居民用气阶梯价格需遵循以民生优先、兼顾环保、公开公平公正的原则,通过科学编制基本生活需求用气、正常家庭生活用气和奢侈型用气3个档次用气定额和气价标准,强化关键技术支撑等措施,充分考虑区域经济与地理环境的差别、天然气供应峰谷成本以及利润分配等因素,积极稳妥推行居民阶梯气价,从而促进国家能源价格改革,合理配置天然气资源,激励全民节能减排意识,保护环境,对构建节约型和谐社会起到积极作用。     

川渝气区“三高”气井固井技术研究

为解决川渝气区"三高"(高压、高含硫、高危)气井固井难题,在分析其固井技术难点的基础上,通过对水泥腐蚀机理的分析,提出采用水泥浆不同配料组分的颗粒粒径合理级配来优化设计水泥浆的方法。据此,经过实验筛选出漂珠低密度水泥和纤维—胶乳—微膨胀水泥两套具有高强度、良好流变性并能形成低渗透致密水泥石的防腐水泥浆体系。从井眼准备、固井井下工具、提高注替效率、固井漏失补救、压稳等方面研究了提高固井质量的措施。现场应用结果表明,该固井技术的固井合格率和优质率都得到了明显提高。形成了一套川渝气区"三高"气井各层段套管固井技术和配套工艺技术,可用于指导生产,能够保证"三高"气井的固井质量。     

川渝地区油气钻井井场土地复垦技术探讨

川渝地区是我国石油天然气的主产区,油气资源丰富。在油气资源开采的同时,对该地区紧缺的耕地资源保护也不可忽视。因此,推进钻井井场土地复垦工作意义重大。分析了川渝地区钻井井场土地损毁特点,从工程、化学和生物等方面论述了相应的复垦措施与技术。并针对复垦工作中存在的典型问题提出了建议。     

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。     

渝东南南川地区东胜构造带常压页岩气勘探开发实践

渝东南南川地区东胜构造带位于四川盆地东南缘的盆缘过渡带,经历多期构造改造,具有构造复杂、保存条件复杂、地应力场复杂的典型地质特征,导致常压页岩气单井产量差异较大。为提高东胜复杂构造带常压页岩气单井产量、实现效益开发,通过开展地震资料目标处理、构造特征分析、成藏富集规律研究及生产动态分析等,以及加强基础研究和勘探开发实践,明确了东胜复杂构造带实现常压页岩气效益开发的四项关键技术对策：①提高浅层速度模型精度,提升构造解释准确度;②优化井网部署,提高井控储量;③地质工程一体化,钻定导协同导向提高甜点钻遇率;④建立分区差异化压裂方案,提高裂缝复杂度。东胜常压页岩气效益开发关键技术对策为复杂构造带常压页岩气的效益开发提供了技术支撑,同时也可为盆缘其他类似地区的勘探开发提供借鉴。     

川渝地区天然气储运科技创新体系构建

构建和完善我国天然气产业创新体系、实现油气体制改革,离不开一个高效的天然气储运科技创新体系。为此,以拥有目前我国最完整天然气产业链和最具代表性天然气储运系统的川渝地区为例,探讨了我国天然气储运科技创新体系的发展现状及进一步构建的方法。结果表明:川渝地区拥有国内最为完善的区域性天然气储运系统和国内最为完整的天然气产业链,并形成了较为完整的产业科技体系,在先一步构建完整、高效储运科技创新体系方面拥有巨大的优势。进而提出了构建川渝天然气储运科技创新体系的思路:1统筹考虑川渝地区储运研发业务需求和研发资源分布;2建立适应国家科技体制改革、天然气市场化改革和管网独立开放的综合性天然气储运专业研发机构;3合理规划各组织的业务方向及资源配置。     

川渝地区含硫气井H2S释放速率的概率分布模型

利用川渝地区含硫气井H₂S释放速率数据,根据其累积概率分布函数建立概率分布模型.分别用极大似然法和Kolmogor-ove-Smirnov检验方法估计该模型的标度指数和幂律分布区间的下限,并用Monte-Carlo方法随机生成检验样本,进行拟合优度检验.结果表明,川渝地区含硫气井H₂S释放速率的概率分布是非高斯的厚尾分布,一级高危险和二级较高危险含硫气井的累积分布概率远大于高斯分布.若含硫气井H₂S释放速率大于0.0067m³/s,则其服从标度指数为1.539 5的幂律分布,尾部对应一级高危险和二级较高危险含硫气井的概率,主要集中在川东北气矿、川西北气矿、重庆气矿和普光气田等.该模型较合理地描述了川渝地区H₂S释放速率的概率分布.     

川渝气区排水采气工具研制新进展

近年来,川渝地区排水采气工艺已从老探区中浅层气藏逐步向深井、酸性、油水气三相共存的气藏拓展,由单一工艺发展为组合工艺,常规优化设计发展为软件包系统决策并引入了经济评价,这同时也对现有的排水采气工具提出了新的挑战。通过技术攻关,目前排水采气的相应配套工具、装备研发及应用也取得了长足的发展。气举工具由常规发展至高抗硫,由偏心式发展至同心投捞式,气举阀充氮压力达25 MPa,抗外压达90 MPa;自主研发了具有国内领先水平的电潜泵专用井口装置和远程监调控系统;柱塞举升工具配套实现国产化,自主创新研发了带远程远控功能的柱塞控制器和投、捞可靠方便高效的弹块式卡定器缓冲弹簧,以及测温测压柱塞等工具;连续油管悬挂器、大通径操作窗及取出连续油管堵塞器、双瓣式单流阀性能参数也达到了较高水平;高压井口驱动头和油管锚的优选大幅提升了螺杆泵应用效果和范围。上述排水采气工具及装备的集成创新,有效地扩大了排水采气工艺在川渝气区的适用范围。     

渝东南南川地区常压页岩气示范井应用评价及推广效果

渝东南南川地区常压页岩气资源丰富,是页岩气勘探开发的重要地区。该区前期钻井受地质条件复杂和工程技术配套不完善等因素影响,提速提效总体成效与常压页岩气规模效益开发要求存在差距。为此,选取该区阳春沟区块阳页54-3HF井作为首口常压页岩气示范井,攻关形成区域优快钻完井示范技术序列。在分析区域钻井技术难点的基础上,结合地层抗压特性、地层压力系统等基础研究,系统性攻关浅表层穿漏技术、井身结构优化技术、提速工具优选技术、轨迹控制与导向技术、低密度强封堵油基钻井液技术和优快完井技术等钻井关键技术,形成以浅表层工勘、大排量清水抢钻井、优化井身结构、全国产化提速工具配套、低密度强封堵油基钻井液、地质工程一体化导向、低承压井筒环境优快固井技术为核心的低成本优快钻井示范技术体系。示范井钻井周期19.96 d,刷新国内4 500 m井深最短钻井周期,机械钻速24.88 m/h,较同区相同井深最快机械钻速10.29 m/h提高141.79%,优质页岩钻遇率100%,固井质量优秀,起到了良好的示范引领作用。推广应用后,地区机械钻速、钻井周期等各项技术经济指标均得到明显提升,加快了南川地区常压页岩气勘探开发进程。南川地区常压页岩气示范井攻关形成的高效钻完井技术系列能够满足常压页岩气水平井钻井提速提效的要求,有效推动了石油工程“四提”迈上新台阶,为四川盆地周缘类似气田建设奠定了技术基础,助力国内上游稳油增气降本提效。     

渝东南常压与高压页岩气典型差异性分析及效益开发对策

渝东南地区处于四川盆地东南缘的盆缘转换带,发育常压、高压两种类型页岩气藏。为提高常压页岩气开发效益,从常压与高压页岩气典型差异性分析入手,通过开展钻井、岩心观察、实验分析、成藏条件及生产动态等研究,结合渝东南地区页岩气勘探开发实践,明确了常压页岩气具有优质页岩厚度较薄、孔隙度较低、保存条件较差、含气量中等的典型地质特点。常压页岩气富集受沉积相带、保存条件及地应力场控制,受多期构造改造及差异性抬升影响,形成机理复杂,具有初产较低、稳产期短、递减较慢、返排率高的生产特征。与高压页岩气在地质特点、富集规律、形成机理及生产规律等方面具有明显的地质特征差异性。针对渝东南地区常压页岩气资源品位较差的问题,提出了常压页岩气效益开发的4个关键对策：(1)深化基础地质研究,明确富集规律和甜点目标;(2)建立变井距、长水平段、小夹角、强改造、低高差、控压差的开发技术政策,提高单井产量;(3)加大低成本钻井和高效压裂等工程工艺创新,实现提速提效降本;(4)创新体制机制建设,打造高效组织运行模式。4个关键对策有效促进了常压页岩气由资源向储量、从储量向效益的转变,助力渝东南常压页岩气实现规模效益开发。