某海洋平台天然气水露点控制及用能优化研究

为优化某海洋平台的天然气露点控制系统能耗,通过HYSYS软件搭建天然气脱水工艺流程,结合变量控制法,研究不同工艺参数对水露点和用能的影响,通过敏感性分析确定决策变量,并利用软件自带的优化器实现最低比功耗求解。结果表明：原料气进塔温度、TEG贫液进塔温度与干气露点呈正相关,TEG富液进塔温度、再沸器温度和汽提气流量与干气露点呈负相关;原料气进塔温度、TEG贫液循环量、再沸器温度和汽提气流量与比功耗呈正相关,TEG贫液进塔温度、TEG富液进塔温度与比功耗呈负相关;BOX方法的优化效果最好,在再沸器温度180℃、TEG贫液循环量1.11 m³/h、TEG富液进塔温度110℃的条件下,干气露点为-10.03℃,比功耗为2.215×10^-3kWh/kg,较原现场工艺降低了0.521×10^-3kWh/kg,降幅19.04%,节能效果明显。     

三甘醇脱水技术在元坝气田净化装置中的应用

针对水摩尔分数约为0.09%、体积流量为9.6×10⁴~10.6×10⁴ m³/h的湿净化气,三甘醇(TEG)循环量为2.50~2.85 t/h,外输产品气水露点在-19℃以下,满足水露点要求。当TEG重沸器蒸汽用量为529~549 kg/h时,再生后TEG质量分数从96.9%升至99.7%。为了避免TEG再生热源不稳定、贫溶剂后冷管式换热器结垢严重等工艺缺陷,对脱水工艺进行了优化:①以自产表压为3.8 MPa的中压蒸汽为热源,确保TEG再生温度稳定,并使其易于调节,拟合蒸汽用量与TEG重沸器温度关系曲线;②采用富TEG未预热直接闪蒸工艺,减少富液预热过程,去除富TEG中大部分轻烃组分,在满足脱水单元要求的同时,减小能耗和节约成本;③将TEG贫液后冷器由管壳式换热器更换为不锈钢材质的波纹板式换热器,更换后换热器长时间运行平稳,减少了换热器配件的更换频次。     

海上气田天然气露点控制工艺参数优化研究

在满足交接点处的露点要求下,为优化天然气露点控制系统能耗,采用HYSYS建立稳态模型,对影响露点的关键参数,包括原料气压力和温度、三甘醇循环量、重沸器温度、汽提气流量、J-T阀前温度进行敏感性分析,通过敏感性分析确定关键参数的取值范围.在此基础上,利用HYSYS优化器模块优化工艺参数,得到最优的工艺参数组合.考虑到天然...     

HYSYS软件在某海上气田三甘醇脱水工艺中的应用

为了优化某海上气田三甘醇脱水工艺,确定合理参数,实现最优处理效果,采用HYSYS软件建立模型,在天然气处理量为200×10~4 m~3/d、吸收塔操作压力(表压)为10 600 kPa、贫甘醇循环量为1.17 m~3/h的工况下,对天然气入口温度、贫甘醇入口温度、贫甘醇质量分数、再沸器温度、汽提气流量进行模拟优化,得到各自变量与因变量之间的变化关系。在此基础上,得出最优运行参数,从而指导现场实际。经验证,在天然气入口温度为33℃、贫甘醇入口温度为40℃、贫甘醇质量分数为99.30%的工况下优化参数,天然气脱水系统运行正常,外输干气水露点达到平台外输标准,表明HYSYS软件可根据实际工况对现场工艺参数模拟优化,结果较准确,可在其他海上气田推广应用。     

MDEA吸收塔操作参数的优化

吸收塔作为脱碳装置中的核心设备,其设计选型是设计中的重点与难点。固定其他操作参数,分别研究贫液进吸收塔温度、MDEA循环量及再生塔底温度(贫液浓度)各单因素对吸收塔顶CO2含量及脱碳装置运行费用的影响,结果发现运行费用对三个因素均较敏感,尤其是贫液循环量及再生塔底温度的微小变化即会引起运行费用的大幅变化。将Box-Behnken响应曲面法应用于MDEA脱碳操作参数的优化,在净化天然气的同时可节省装置运行费用,优化后年运行费用可减少450万元。该方法可推广至同类项目的优化过程,为获取最优设计参数提供借鉴。     

基于NSGA-II算法的TEG脱水工艺能耗分析及参数优化

为满足天然气脱水工艺中干气露点达标和能耗优化要求,以某气田集气站为例,采用ASPEN Hysys软件搭建天然气脱水工艺流程,根据实际运行参数筛选影响脱水系统能耗的工艺参数,利用BBD实验设计建立多目标回归函数,并采用第二代自适应非支配遗传算法（NSGA-Ⅱ）对函数进行求解,最后与Hysys自带的优化器求解算法进行了对比。结果表明：TEG循环量、重沸器温度和汽提气量对能耗的敏感性较强;通过分析Pareto前沿,当优化前后水露点接近的条件下,等量功比优化前降低了4.18%;当优化前后等量功接近的条件下,干气露点比优化前降低了1.92℃;当采用Hysys软件自带的优化器求解时,TEG循环量和汽提气量均有所减小,但重沸器温度未得到优化。NSGA-Ⅱ算法在能耗降低及参数优化上具有优越性,可以得到全局最优解。     

页岩气三甘醇脱水装置脱水效果评价研究

页岩气井的开发具有生产初期产气量大、中后期衰减快的生产特征。三甘醇脱水装置处理量过大会导致脱水负荷超过最佳工况的允许范围,脱水效果不理想。鉴于此,采用HYSYS软件对三甘醇(TEG)脱水装置进行了流程模拟,定量分析了三甘醇贫液质量分数、三甘醇循环量对三甘醇脱水装置脱水效果的影响,并根据脱水装置在不同处理量下的现场实际考核数据,与模拟结果进行对比验证,从而验证了模拟结果的准确性。研究结果表明,为满足三甘醇贫液质量分数在99%以上的生产控制指标,可在确保再生温度不超过热降解温度204 ℃的前提下,适当提高重沸器温度,并在15～25 m³/h的范围内合理提高汽提气量。当贫液质量分数高于99%、水露点远低于设计值时,建议在保证产品气水露点达标的前提下,适当降低三甘醇贫液的总循环量,从而降低重沸器燃料气耗量,降低能耗。      

三甘醇脱水的计算机模拟分析

为了提高三甘醇脱水效果,有必要考察各种因素对脱水效果的影响。采用HYSYS软件对处理量为15×104m3/d的三甘醇处理装置进行定量分析。通过计算可知,一定范围内,降低湿天然气和贫甘醇进塔温度,提高贫甘醇浓度、TEG循环量、操作压力或者增加塔板数,脱水效果加强。在本装置中,湿天然气和贫TEG溶液的最佳进塔温度分别为30℃和36℃。理论塔板数为2,操作压力为6.4MPa,贫TEG溶液浓度为98.8%,循环量为0.3 m3/h时,天然气水露点从32℃降至-8.647℃。同时,引入少量汽提气可以大幅度降低脱水后干气的水含量,增强脱水效果。     

伊朗雅达油田伴生气三甘醇脱水工艺影响因素分析

伊朗雅达油田开发周期较长,各类生产工艺参数变化范围大。对油田伴生气三甘醇脱水工艺各运行参数的相互影响因素进行分析,有利于三甘醇脱水工艺的生产优化。采用HYSYS(石油化工工艺流程模拟软件)构建计算模型,考虑三甘醇循环量、进塔温度、浓度、湿气温度、气提气量和再沸器温度等参数对脱水效果和工艺能耗的影响,分析结果显示:提高三甘醇循环量和浓度、降低湿气温度均有助于提升脱水效果,而三甘醇进塔温度对露点降影响较小;提高气提气量和再沸器温度有助于提高甘醇贫液浓度。另外,脱水工艺参数的改变均会影响装置能耗和运行成本,实际生产中应多方位统筹考虑各相关因素,对运行参数的取值进行优选。     

基于HYSYS的三甘醇脱水工艺分析及优化调节研究

随着气田的不断开发，三甘醇脱水工艺的运行工况可能会偏离最佳工作区间，造成脱水效果不达标。为提高脱水效果，以某气田区块集中处理厂TEG脱水装置为例，采用HYSYS软件建立脱水工艺模拟流程，引入单因素分析和灵敏度分析考察不同因素下干气露点的变化程度，并根据灵敏度大小提出优化调节方法。结果表明：HYSYS软件模拟结果与现场实际运行数据相比，吻合性较好；TEG循环量和汽提气量的绝对灵敏度存在极值；当原料气入塔温度较高、原料气入塔压力较低和再沸器温度较低时，对干气露点的影响较大；在适当步长条件下，操作参数可根据灵敏度大小依次完成调节，可用最少的调节次数完成脱水工艺的达标工作。     

进口天然气盈亏平衡定价对市场的影响——以广州市中亚天然气为例

2011年11月底土库曼斯坦天然气经过中亚—中国天然气管道和西气东输二线管道正式向位处华南的广州市供气。然而,由于中国天然气价格与国际气价脱节,天然气进口业务陷入进口越多亏损越多的尴尬境地,提高进口气入关后的价格将有助于缓解长期以来的进口气购销价格倒挂问题。为此,以广州市为例,测算了中亚天然气盈亏平衡时不同天然气用户的气价;采用天然气与可替代能源等热值直接成本对比法,按各类天然气用户实际支付可替代能源的现有价格等热值折算分析了对应的中亚天然气价格可承受能力。结果表明:从价格承受能力来看,居民用户和公共福利用户基本上是可以承受中亚天然气盈亏平衡定价;工商业用户也有一部分可以承受上述定价,但对燃料成本占总成本比重较大的用户,承受能力则较弱;天然气发电用户无法承受上述定价,中亚天然气发电只能扮演调峰角色。考虑到西气东输管道输送的既有国产气,也有进口气,为此提出:可以将国产气的出厂价与进口气的成本价加权平均,作为西气东输天然气的"出厂价"。     

稠油热采储层精细油藏描述研究进展

就稠油热采储层精细油藏描述的技术现状看:国外已经形成了完整的研究方法和技术体系,特别是在利用地震技术对油藏开发过程监测及剩余油分布规律的精细刻画等方面,具有相当高的研究水平;国内在储层单砂体的精细刻画、隔夹层研究以及储层在热采过程中的变化规律等方面,进行了大量的研究工作,取得了一定进步。稠油热采储层研究的关键问题为地层精细划分与对比、沉积微相研究、隔夹层发育规律描述、储层综合分类评价和地质建模研究等。在此基础上认为,稠油热采储层精细油藏描述研究的主要发展方向为井震结合断裂系统的精细刻画、地质体分类评价、稠油热采储层变化规律研究、剩余油分布规律的四维地震监测和隔夹层封隔能力的物理模拟与数值模拟验证等五大方面。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。