延安气田多起伏地面管道临界携液流速计算模型

延安气田所处地形复杂,管道起伏多且高程较大,管道积液是气田集输系统生产过程中常见的问题之一,极易引发段塞流,甚至影响气田正常生产。基于液膜模型,考虑运行压力、井口温度、摩尔含水率、管道公称直径及管道倾角5个因素,建立上倾管段临界携液流速计算模型。进而结合延安气田现场运行数据,研究多起伏地面管道的最大倾角、总起伏高程、起伏次数对临界携液流速的影响规律,对已建立的上倾管段临界携液流速计算模型进行修正,结果表明：修正后的多起伏管道临界携液流速模型计算结果与现场数据吻合度高,修正后的模型计算结果准确率达90%,对于多起伏地面集输管道具有较强的适用性,可为延安气田多起伏管道积液预测提供理论支撑。（图8,表3,参35）     

苏75井区排水采气工艺研究与应用

苏75井区属于典型"三低"气藏,储层普遍含气,气层普遍有水。气井投产后,普遍产水,产量低,递减快。井区平均单井产量1.0×10~4 m~3/d,产量低导致产水气井携液能力减弱,易造成气井普遍出水,井筒普遍积液。结合苏75井区积液井生产特征,研究、摸索泡沫排水采气、气举排水采气、柱塞气举排水采气等工艺及其适应性,形成了排水采气工艺技术系列。各项排水采气工艺措施的实施,确保了井区产水井的连续稳定生产。     

苏里格气田井口电磁阀技术应用研究

苏里格气田地处大漠戈壁,自然条件恶劣,随着开发年限的延长,苏6、苏36—11区块单井数量多,管理任务重,为此采用井口电磁阀技术以提高单井生产的管理效率。介绍了电磁阀的结构和工作原理,分析了电磁阀的应用现状,指出电磁阀在实际应用中存在的问题并提出了相应改进措施,为天然气井的生产提供参考。     

苏54区块采气管网设计思路

目前,苏里格气田已进入快速发展的新时期,经勘探开发评价,该气田属低渗、低压、低丰度的“三低”岩性气藏,有效开发难度大。根据苏里格气田集输工艺的特点,结合苏54区块采气管网布局现状和地理位置的局限性,将已建采气管网与苏里格气田较成熟的采气管网模式进行对比分析,制定了适应苏里格气田集中增压的“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案缩短了采气管道长度,降低了征地和占压公路的费用,加快了区块开发建产的速度,实现了苏里格气田低成本滚动开发的目标,可为类似“三低”气田的开发和建设提供参考。     

增压开采技术在大牛地气田的应用

随着气田开采的不断深入,气井压力和产能逐渐降低,为了充分发挥气井产能,满足气田开发需要,需要进行增压开采。通过软件模拟和增压前后气井生产数据分析,明确了单井压力下降规律和产量递减规律,确定了增压开采期合理配产原则、废弃压力和采收率。通过软件模拟分析管网的集输气能力,确定管网的增压时机,制定了增压运行方案。     

大涝坝凝析气田单井采气管道预防水合物工艺

大涝坝凝析气田在冬季生产过程中,受环境温度影响,单井井口采气管道因水合物堵塞严重影响安全生产.针对大涝坝凝析气田单井采气管道水合物堵塞管道及防治工艺现状,采用HydrateVersion 5.3软件对水合物形成温度进行预测,对防治水合物工艺措施进行优化.研究结果表明：在6 MPa运行压力下,冬季实际温度低于预测水合物形成温度16.715℃,采气树井口立管及采气管道弯头部位易形成水合物.加注质量分数10％～15％的甲醇,预测水合物形成温度为10.11～12.68℃.通过在DLK6井采用中频感应加热技术,当输入电流为20 A时,监测到加热管段末端流动介质温度为18.7℃,高于预测水合物形成温度16.715℃.通过加注甲醇和采用中频感应技术均可以有效地预防水合物的形成.     

大牛地气田管网系统仿真模拟及优化

随着大牛地气田的开发,气井压力逐渐降低,分析气田管网的运行状况,优化存在问题的管道对保证天然气正常输送具有重要意义。采用TGNET软件建立大牛地气田管网系统仿真模型,以单位长度压降为指标对管网运行现状进行分析,针对单位长度压降较大的管道,采用敷设副管的方法进行优化。基于TGNET软件对优化后管网进行模拟,优化后管道的单位长度压降降幅平均值为79．4％,3-阀室2、5—2、21-阀室B管道集气站最低出站压力分别降低0．09MPa、0．21MPa、0．06MPa。结果表明：敷设副管能够降低管道压力损失和集气站出站压力,起到延缓气田增压时机的作用。（图6,表3,参7）     

昌吉油田冷采稠油回掺热水集输特性

为适应注水冷采稠油地面集输要求,昌吉油田下设吉7井区采用了回掺热水集输工艺。随着产能建设规模的不断扩大,吉7井区出现了油井掺水温度和压力较低、掺水量过大等问题。通过统计现场相关生产数据,分析了油井掺水量的主要影响因素,计算了回掺热水集输过程中的热力损失,并进行了部分油井的停掺热水试验。结果表明:油井回掺水量主要受油井集输管长影响;掺水集输管道的保温效果较差,热力损失较为严重;在停掺热水集输过程中,井口采出液存在较明显的段塞流,极易造成油井采出液集输困难。研究成果可为昌吉油田冷采稠油的现场管理和工艺优化提供理论指导。(图7,表1,参20)     

树枝状输气管网可靠性评估

基于天然气管网可靠度的概念,将图论中的最大流可靠度和基于阈级的单元重要度引入树枝状输气管网系统可靠性的分析,得到了求解输气管网系统可靠性指标——可靠度的数学模型,并将之用于对输气管网系统进行可靠性评估。结合苏里格气田苏10井区集输管网实例,阐述了该方法的具体应用步骤。分析了影响管网系统可靠度的主要因素,指出：管网系统可靠度计算正确与否严重依赖于组成系统各单元可靠度数据的准确性;管网的拓扑结构和管段单元重要度对管网系统可靠度的影响较大,愈是靠近汇点的管段,其单元重要度愈高;基于阈级的单元重要度对管网系统可靠度的反映并不完美,尚须引入其他可靠性指标;在选择气田集输管网方案时,必须综合考虑工艺可行、经济节约和方案可靠等多方面因素。     

川气东送管道首站压缩机启用影响模拟

对天然气管道首站单台压缩机故障停机时上游集输管网系统压力与流量的波动情况进行研究,有利于保障集输管网的安全运行。基于川气东送管网系统上下游集输管网概况,采用SPS软件模拟了首站单台压缩机故障停机对上游系统产生的影响。根据模拟结果,当首站一台在用压缩机紧急故障停机时,将影响净化厂及集输管网的压力和流量,并引起另一台压缩机流量增大、压力降低,从而影响整个川气东送管网的正常运行;同时,可能引起净化厂的净化装置系统压力波动,造成整个气田关断停车。据此,提出在首站增加放空设施,通过安全联锁泄放的方法保证管网压力平衡,降低对另一台压缩机的影响,从而保障整个川气东送上下游管网安全运行。     

复杂湿气集输管网清管时机的确定

在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100％或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。（表1,参6）     

顺北油气田集输管网气液混输特性模拟

顺北油气田集输管网集输半径大、气油比高、地形起伏大、流态复杂,时常引起管道低洼处积液量大、段塞流等多种复杂工艺问题。为此,建立气液混输管网水力仿真计算模型,并利用顺北油气田现场数据对模型进行修正,进而开发油气混输管网仿真计算程序,对顺北1区集输管网气液混输特性进行仿真及参数预测。结果表明：建立的水力计算模型仿真结果与实测数据的误差基本在±6%以内,满足运行需求;管网各管道的持液率均较低,流型以分层流和环状流为主;针对管网中压降与温降较大、管输效率较低、积液量较大的管道分别提出了优化及保护建议。研究成果可为气液混输管网设计及安全运行提供技术依据。（图3,表7,参30）     

高含水期高凝高黏原油低温集输特性

随着中国大多数油田已进入高含水期,原油流动特性发生了较大变化,传统的双管掺热水工艺流程能耗较高,为降低集输能耗,优化工艺流程,急需对管道低温集输特性开展研究.在华北油田某区块搭建了可视化试验管道,开展长期的低温集输试验,持续研究低温集输过程中高含水原油管输井口压力的变化规律和流型变化趋势.结果表明:不可低温集输油井的井...     

苏里格气田柱塞气举排水采气工艺技术研究

苏里格气田为典型的“三低”气藏，气井生产中后期携液能力降低，导致井筒积液，影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，开展了柱塞气举排水采气工艺试验。介绍了柱塞气举工艺原理及柱塞组成，通过柱塞气举参数设计、柱塞类型及优化方式优选，总结了柱塞气举现场试验开展情况及试验效果评价。柱塞气举工艺利于排出井筒积液，确保了气井产能的有效发挥，经济效益可观，取得了良好的应用效果，为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺的推广应用提供了的借鉴。     

胡154区块富县组油藏高效开发技术政策研究

胡154区块富县组油藏位于胡尖山油田中西部,目前1口井试注,需要进行高效开采技术政策研究。应用油藏工程理论分析、矿场数理学统计和数值模拟方法,系统对油藏进行评价和分析,论证油藏注水开发合理技术政策,建议采用菱形反九点井网+边部不规则井网部署井网、200~300m井距、单井产能1.49~2t/d、合理生产压力5~7MPa、单井日配注量18m3、合理注采比0.9~1.0等技术政策界限进行开发。设计注水开发方案3套,推荐按合理技术政策指导注水方案进行开发,根据实际油水运动调整单井配注。     

单通道井开发海上边际气田可行性研究与实践

由于储量规模小、丰度低,单井产量不高的气田,利用常规方法开采,气田开发建设的投资规模大,生产成本高,经济效益差或无经济效益。从地质油藏角度开展单通道(小井眼)井在边际气田的应用的可行性分析,并结合海上油气田单通道井先导性试验,认为采用单通道钻完井技术可以降低钻井成本,通过用钻小井眼井节省的钻完井费用,多钻开发井,可以有效控制储量动用程度,提高采收率。该项技术适合在储量丰度较小的边际油气田或开发中后期调整井中推广应用。     

凝析气藏地下储气库单井注采能力分析

凝析气藏地下储气库单井的注采能力主要受储层渗流能力和井筒性质的影响,通过气井的产气方程及节点压力分析法的计算,确定出注采井的流入流出动态关系曲线,在考虑最小携液流量和冲蚀安全流量的约束条件下,计算了储气库内单井的注采能力,并对其主要影响因素进行了分析,为储库的优化运行提供科学依据。     

金坛盐穴储气库JZ井注采运行优化

JZ井是金坛盐穴储气库第一口先导性试验井,目前已投产5年。基于最新声呐测腔及力学特征分析,JZ井目前注采运行方式无法满足腔体稳定性要求,腔顶曾发生部分垮塌。利用有限元数值模拟软件对JZ井最新腔体形状进行注采运行方式优化和力学稳定性评价分析,结果表明:注采运行压力由原来的7~17 MPa优化至10~17 MPa;最低运行压力的停留时间实现量化表征,不超过10天;每年进行6次调峰可以保证腔体运行安全;腔体运行单日压降控制在0.5 MPa以内,采气速率控制在50×10~4 m~3/d。针对不同腔体形状优化相应运行压力范围及条件,对于保证金坛盐穴储气库安全运行及精细化管理具有重要意义。     

气田井口锥形孔板气液两相流量计的研制

为解决苏里格气田井间串接、井口带液计量模式下无法计量单井产液量的问题,在孔板差压噪音测量气液两相流理论的基础上,建立了计量模型中经验常数关系数据库,结合锥形孔板及整流器的应用情况,研制了锥形孔板气液两相流量计。流量计由锥形孔板、整流器、一体化仪表、温度传感器、计量直管段等组成,通过测量50次/s差压波动信号的相对方差,利用差压噪音测量模型及经验常数关系数据库,得出气液两相流量。石油工业计量测试研究所实流测试与气田现场比对试验结果表明:该流量计气相计量误差小于5%,液相计量误差小于20%,计量精度满足现场生产需求,已在长庆气田应用150余套。     

苏里格低渗气藏水平井压参数优化分析

为了保证水平井开发效果，达到提高气藏产能和采收率的目的，以区域地质特征为基础，通过数值模拟的手段，建立单井数值模型，对苏里格气田苏6井区压裂水平井裂缝参数，包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等影响因素进行了优化研究。研究结果表明，总体而言，产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大干120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50-60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求不小于设计缝长。