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长输天然气管道在生产运行过程中由于改造或检修作业的需求,对干线管道进行放空是其服役期间的重要环节。通过对比国内外输气管道的3种放空降压方式,并经过西气东输二线、三线管网集中动火工艺处置实践的验证,总结了一种利用输气管道压缩机进行多管段连续降压后放空的阶梯式降压方法。实践证明:与传统直接放空方法或外接压缩机降压放空方法相比,阶梯式降压法能够大幅减少天然气放空损耗量和缩短放空时间,降低放空噪音对周边生产、经济活动的影响,具有高效、经济、安全、环保的特点,特别适用于长距离输气管道多管段连续集中检修作业时的降压放空操作。 相似文献
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元坝气田高产气井在生产过程中经常出现油管堵塞,有的井甚至需要频繁解堵,不仅增加作业成本,而且严重影响气井安全生产,因此正确分析堵塞物成分,找准气井堵塞原因,成为元坝气田井筒解堵的关键.通过Stereo Discovery V2.0体视显微镜分析、扫描电镜(SEM)分析、X射线衍射(XRD)分析、红外光谱(IR)分析、热重(TGA)分析等室内测试,对堵塞物形貌、成分及含量进行了分析.结果表明,堵塞物颗粒直径主要分布在120～220μm;堵塞物中有机组分质量分数约为53.64％,主要为酰胺类缓蚀剂、沥青质类重烃组分和磺化类水基钻井液添加剂;无机组分质量分数约为46.36％,主要为FeS2和BaSO4,其相对质量分数分别为86.53％和13.47％.在详细分析X1井堵塞物组分基础上,采用连续油管冲洗+无机酸+有机解堵剂的方式成功解除井筒堵塞.X1井解堵后井口油管压力由26MPa升至40.8MPa,气量由32×104m3/d增加至35×104m3/d.该研究结论为元坝气田采取针对性解堵措施提供了理论依据,同时也为我国油气开采作业中如何有效解除井筒堵塞提供了研究思路. 相似文献
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有效排出积液对低压低产气井的稳产保产具有重要意义。针对目前大牛地气田直井积液状态无动态监测手段、排液方法相对粗糙的缺陷进行排积液方法研究。首先基于两相流的形成与转换机理,结合环状流、过渡流、段塞流、泡状流4种流态的特征,定义了无积液、井壁积液、井筒积液、井底积液4种积液状态;其次,通过对比实际产量与各流态的形成边界以及临界携泡流量的大小关系,将4种积液状态的气井进一步细分为8类,并将泡沫排水、提产带液、降压带液等排水方法进行组合,制定了针对性的8类排积液方法;最后,实例分析证明该方法在现场应用中取得了良好的效果。 相似文献
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针对苏里格气田部分下古气井产气因含有硫化氢而导致气井开发受限的现状,通过调研国内外脱硫工艺,根据苏里格气田含硫单井分布、分散脱硫和低投资成本等特点,优选氧化铁干法脱硫工艺进行橇装化设计,并采用市场委托服务模式进行现场试验,对试验结果及经济效益进行分析和评价。结果表明:井口含硫天然气经橇装化设备脱硫后含硫量低于20mg/m3,达到净化要求。脱硫剂平均更换周期为34d,现场各项试验参数达到设计要求,橇装化工艺流程设计合理,脱硫效果显著,试验井由关井状态转变为脱硫净化生产状态,经济效益显著。(表2,图1,参5) 相似文献
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水源识别是认识气藏气水活动规律、调整合理生产制度、制定相应治水措施的关键。苏里格特低渗气田实施整体压裂改造,裂缝交错分布,出水气井数量大,气井产水异常。在缺乏生产测井资料条件下,应用传统方法难以准确、快速地判断水源类型,造成治水措施选择不准、大量气井暴性出水甚至停产。通过对大量气井的生产动态数据进行挖掘,优选出多个典型井组的气井进行水体能量、水侵量及水体活跃程度综合性评价,并对不同出水类型气井的日产曲线、水气比等7项参数进行筛选、分类、统计,结合现场专家意见,制定了针对苏东气田的水源识别标准,建立了一套快速水源识别方法。现场应用表明,在缺乏生产测井资料的情况下,利用该标准能够方便、快捷、有效地指导识别苏东气井的水源类型。 相似文献
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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。 相似文献
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《油气储运》2019,(12)
苏里格气田在井间串接、井口带液计量模式下,存在单井产液量无法准确计量的问题。基于孔板流量计、涡街流量计流体测量理论,将两种流量计串联组合,开展了不同液气比条件下的空气-水两相流室内实验,并将不同液气比情况下孔板流量计、质量流量计与组合测量装置空气、水的计量误差进行对比。结果表明:当液气比为0～100 m~3/(10~4 m~3)时,气相测量误差均低于5%;当液气比为3～86 m~3/(10~4 m~3)时,液相测量误差基本低于10%。孔板与涡街流量计组合测量装置的液相测量范围广,可以为苏里格气田排水采气井的气液两相计量提供技术支持。(图3,表2,参20) 相似文献
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《油气储运》2021,(4)
针对苏里格气田井间串接、井口湿气计量工艺模式下单井无液相计量的问题,提出了节流式流量计与涡街式流量计组合测量湿气气液两相流量的方法。通过将两种流量计测量管集成,再加上差压静压、频率温度集成式传感器,简化了流量计整体结构。采用室内空气-水两相流实验平台对该组合式湿气流量计的计量精度进行测试表明:当瞬时液量为0.05～4 m~3/h时,组合式湿气流量计气相、液相测量误差分别在5%、20%以内。采用分离计量装置在气井井口对组合式湿气流量计计量精度进行测试表明:泡排气井气相、液相测量平均误差分别在5%、20%以内,能够准确反映气井出液规律,可为泡排加注制度优化提供指导;柱塞气举井气相测量误差在8%以内,液相测量误差较大,但能够准确反映柱塞气井出液特征,测试结果可为柱塞气井工况诊断及生产制度优化提供依据。 相似文献
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长输天然气管道输损是天然气管道输入总量和管存量与输出总量之差,通常采用输损率进行表征.结合西气东输管道的管理实践,从提高计量系统准确性、管存量计算准确性和放空作业管理水平等3个方面对长输天然气管道的输损管理进行了探讨.提出选用高精度等级的计量仪表、在大流量计量站配备管输天然气组分在线分析仪、完善计量仪表的运行管理、提高自用气计量和放空量计算的准确性、加强对方贸易交接计量仪表的日常监督管理等方面来提高计量系统的准确性;选用合适的管存计算方法、保证压缩因子计算和动态计量数据的准确性、合理划分和合并管存量计算管段,以提高管存量计算结果的准确性;通过加强站场和管道的巡检管理、减少压缩机组启停次数和设备维护放空量、完善开孔作业管理等措施,达到降低管道天然气放空量的目的. 相似文献
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LNG接收站不同运行参数下最小外输量的计算 总被引：1，自引：0，他引：1
投产初期LNG接收站的外输量较小,需要在最小外输量下运行;接收站主要起调峰作用,天然气外输需求不稳定,随时可能在最小外输量下运行,因而影响接收站的安全运行。分析了影响最小外输量的主要因素,由BWRS方程和能量、质量守恒定律,确定再冷凝器回收BOG所需的最小LNG流量,同时采用二分法确定运行SCV时的最小外输量。据此,以Force Control V7.0为平台,设计出LNG接收站不同参数下最小外输量的计算软件,并以大连LNG接收站实际运行参数验证其可靠性,计算结果表明:大连LNG接收站正常运行ORV的最小外输量为375.65×104 m3/d,运行SCV的最小外输量为322.82×104 m3/d,与实际运行数据380×104 m3/d和320×104 m3/d非常接近。 相似文献
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为了对乙草胺降解菌株枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)L3的产芽孢条件进行优化,以发酵液中芽孢形成率与总生物量为检测指标,首先通过单因素试验考察不同碳源、氮源、无机盐对菌株L3芽孢形成的影响,然后利用2个L16(43)正交试验分别得到菌株L3产芽孢的最佳培养基组合及最优发酵条件。结果表明,菌株L3产芽孢的最优培养基组成为:1%乳糖、3%玉米浆和0.1%Na H2PO4·2H2O;最优发酵条件为:培养基起始p H值7.5、种龄20 h、装液量30 m L(250 m L容器)。优化后,该菌株的芽孢形成率可达97.1%,总生物量达6.5×109cfu/m L。 相似文献
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页岩气井及时采用油管生产能够有效地保证气井的稳定递减,但油管下至哪个位置对气井稳产最有利,井身轨迹对该位置是否有影响尚无深入研究.为了确定油管的合理下入深度,通过水平井全井筒试验装置的气水流动实验,对油管下深至积液水平段、斜井段不同位置处(水平段和斜井段分别积液情况时,油管下深至斜井段上端、水平段跟端、水平段1/3处、水平段2/3处及水平段趾端)试验管段内的积液特征以及出口排液量进行了分析.结果 表明,水平段下倾时,油管下入斜井段携液气体液量最小,水平段上倾且油管下入水平段1/3处携液气体流量最小.然后利用全动态多相流模拟系统OLGA,以威204HX平台几口井的气井产能方程、气井井身结构、地层压力下降梯度作为基本参数,对不同井身轨迹时油管不同下深对应的气井生产过程的井筒积液进行了模拟.结果 表明,水平段上倾累计产气量大于水平段下倾累计产气量,水平段上倾且油管下入水平段1/3处气井的累计产气量最大.综合分析,油管下入水平段1/3附近对水平页岩气井排采最为有利. 相似文献
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涪陵页岩气田采用水平井分段压裂的方式进行开发,2013年以来已有近200口井投入生产,随着加密井的部署,邻井压裂对生产井的影响不能忽视。通过对气田近5年的生产井生产动态数据和压裂数据分析,定量识别和分析了邻井压裂对气井生产的影响。研究认为井距小于1600m且在地层主应力方向上的气井受到邻井压裂影响的概率较大;压裂的工程因素与影响程度没有相关性;生产井的生产时间和累计产量与气井受到的压裂影响呈正比关系,该研究为气田气井生产管理提供了依据。 相似文献
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《长江大学学报》2020,(1)
气井生产中后期往往不同程度地产水,为了提高采收率,需要采取优选管柱等排水采气工艺措施。海上气田完井生产管柱具有很多特殊性,不动管柱条件下陆地气田行之有效的气举、泡排等工艺措施无法实施,而动管柱作业难度大、作业费用高。针对海上气田尤其是深水水下完井的特殊性,提出了大小组合并排双油管完井方案,其?9in套管中最大可下入?3in+?2in组合双油管,最大允许产量可达到160×10~4m~3/d。大小组合并排双油管完井可实现3种管径的灵活切换、通过脐带缆与泡排、气举灵活组合,可实现气井从投产到废弃"全生命周期"的不动管柱生产,为海上气田的高效开采提供了新方案。 相似文献
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放空泄压是高压天然气管道的重要操作,放空过程属非稳定流动,不同的放空过程对管道参数与放空过程参数的影响较大。以中国某条98 km海管的实际泄压过程为例,利用SPS软件进行天然气管道放空模拟计算,对管道的放空过程进行动态模拟分析。分析放空过程中放空气量、放空口温度、管道压力、管道温度等参数的变化规律,并且对比不同泄压过程,选出更为经济有效的操作方案,以期为天然气管道的放空作业提供参考。虽然在现场实际放空泄压操作过程中,存在放空管道、火炬分液罐等设备温度过低,气体出液过多,放空气体在管口形成气阻现象等问题,但实际放空规律与模拟结果基本吻合。 相似文献
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为提高海旋菌Thalassospira sp.Fjfst-332产κ-卡拉胶酶的能力,采用单因素试验法和响应面分析法对其发酵条件进行优化.在基础产酶培养基的条件下,考察发酵培养基的初始p H、装液量、接种量、温度和转速对κ-卡拉胶酶合成的影响,再选取温度、p H和接种量3个因素进行响应面优化.结果表明,κ-卡拉胶酶在培养基初始p H 7、接种量3 m L、装液量30 m L、转速150 r·min-1、温度25℃的条件下,其酶活力最佳,为106 U·m L~(-1). 相似文献