普光气田加热炉两级节流自动控制改造

普光气田原加热炉控制系统不能使流量、压力、温度参数处于最佳的范围,甚至出现调整过程中因为酸气压力超出安全值引发停炉,针对以上问题,采取节流阀开度流量关系曲线线性优化、偏差e（t）-控制量u（t）关系优化、偏差积分i（t）-控制量u（t）优化、流量压力延时控制优化等多项优化措施,实现了产出酸气流量、压力的稳定控制,为气田的安全生产开发提供了技术保障。     

集气站单井进站压力与外输压力耦合模型的建立

集气站外输压力的调整对单井产量的影响是气田调峰管理中备受关注的问题,而集气站内部压力降的定量计算是天然气集输系统压力优化的关键。阐述了集气站的工艺流程,以及站内天然气压力降的构成,即,气嘴节流后至外输阀压降、气嘴节流压降和加热炉压降,其中,气嘴节流压降和加热炉压降对进站压力计算模型的影响较大。论述了气嘴节流压降和加热炉压降的计算模型,通过实例分析,单井进站压力的计算值与实际数据的误差较小。通过该模型的应用,可得到单井进站压力随外输压力变化的关系,从而预测不同外输压力下的单井产量变化,可用于指导因气田下游需求变化对单井重新配产。     

全厂一体化监控系统在天然气净化厂的应用

长庆油田第二天然气净化厂包括脱硫、脱水、酸气焚烧、硫磺、火炬及放空、集配气总站、甲醇站、锅炉房和供水站等主要生产系统,日处理天然气800×10~4m~3。监控系统由长庆勘察设计研究院设计,该系统将全厂管理信息系统、厂内生产过程集散控制系统(DCS)和一套小型SCADA系统集成为一体化的监控系统,建成了从控制层到管理层的完整自动化系统。其中DCS系统采用了美国Fisher-Rosemount的Delta V控制系统,该系统具有的集成一体化特性,方便了全厂管理信息系统的建立和与气田生产调度中心的连接。     

紧急停车-集散控制系统(ESD/DCS)在阿姆河处理厂的应用

在天然气处理领域中,紧急停车-集散控制系统(ESD/DCS)是一种安全、可靠、先进的生产管理与控制技术。土库曼斯坦阿姆河右岸"巴格德雷合同区"主力气田——萨曼杰佩气田为高含硫高产凝析油气田,年产天然气50×108 m3～60×108 m3。针对该气田原料气组分复杂、生产装置众多、工艺齐全、处理量大等特点,第一天然气处理厂天然气净化工艺控制过程采用集散控制系统(DCS-Distributed Control System)和紧急停车系统(ESD-Emergency Shutdown Device),实现了天然气净化装置的安全、可靠生产,符合节能及环保设计要求,其设计思路与工艺控制过程具有先进性。     

长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术

气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下,已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时,可以从气藏中流出的天然气总量。开展气藏可动储量评价,落实开发基础,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气区储层渗透率低、非均质性强,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产等因素,导致利用常规方法评价气井可动储量存在地层压力测试点少、气井工作制度不稳定等难点。针对上述问题,充分应用气藏生产动态资料,通过重整压力和流量将气井变压力、变流量生产数据转换为等效恒压力或恒流量数据等途径,在常规压降法评价的基础上,形成了产量不稳定分析法、流动物质平衡法、优化拟合法等气井可动储量评价方法。应用上述方法全面追踪评价了长庆气区靖边、榆林等气田单井可动储量及其变化,为气田加密井部署、工作制度优化、储层二次改造井优选等提供了依据,进一步提高了气田储量动用程度。     

重庆气矿年产天然气突破40亿立方米

8月17日的生产日报显示:重庆气矿今年的天然气产量已累计达到40.13亿立方米,气田生产组织处于安全平稳运行的良好态势。今年以来,气矿面对天然气产销矛盾突出、新增储量缓慢等严峻形势,以稳定并提高单井产量为核心,以精细管理遏制气田快速递减为手段,积极调整优化气田开发思路,切实有效提升了气田生产开发系统的保障能力。     

100×10~4m~3/d天然气集气一体化集成装置

为解决长庆气田建设面临的有效建设时间短、投资控制难度大、管理区域广等问题,研发了天然气集气一体化集成装置。研发中对苏里格气田数字化集气站的流程和运行管理进行分析,将数字化集气站的工艺区域的功能进行组合优化,研制新的三通阀及压力容器,并将各类管件、工艺设备、压力容器、仪表智能控制系统、电气设备等集成组合成橇。装置主要功能为气液分离、流程切换、闪蒸、自动排液、计量、清管、自用气供给,适用于中低压、非酸性集气站场,能够代替气田常规非增压集气站。应用后集气站施工周期缩短12d以上,征地面积较数字化集气站减少35%以上,实现了无人值守减少了生产定员,单座集气站可降低工程投资100余万元。     

长庆榆林气田多井加热炉自控系统的改造与应用

长庆气田集气站均采用多井加热炉,各单井来气经多井加热炉加热后,再经节流阀节流膨胀制冷,以获得低温分离运行温度。为确保单井节流后温度0--18℃、各单井节流后混合气温度-8--15℃,主要是通过气路控制系统来实现水浴温度的自动调节,以控制单井天然气加热后温度的。为了更充分利用集气站现有的SCADA系统控制功能,现场通过对多井加热炉自控系统进行了改造,增加了电路控制系统,实现了电路控制系统和气路控制系统相互切换,可直接在计算机上选定所要控制的温度范围,不仅方便了员工操作、减少了员工实际的工作量,而且提高了多井加热炉自控控制水平。     

调压橇仿人压力智能控制系统设计

针对用气量大幅度波动以及调节阀死区引起的天然气调压橇压力控制不平稳的问题,依据仿人智能控制思想设计了调压橇仿人压力智能控制系统,该控制系统包括干扰控制器、PI控制器和仿人智能控制器3种控制器。干扰控制器采用前馈控制算法对流量干扰进行补偿;PI控制器对压力进行调节;仿人智能控制器根据系统运行状态实现动态的切换控制,并且设计了不等幅开关策略,克服了调节阀死区影响,提高了控制的实时性。仿真实验表明:调压橇仿人压力智能控制系统可以有效抑制流量干扰和克服调节阀死区影响,不仅能够提高压力控制精度而且有效降低了调节阀的开关频率。     

长庆榆林气田多井加热炉自控系统的改造与应用

长庆气田集气站均采用多井加热炉，各单井来气经多井加热炉加热后，再经节流阀节流膨胀制冷，以获得低温分离运行温度。为确保单井节流后温度0～-18℃、各单井节流后混合气温度-8 - -5 ℃，主要是通过气路控制系统束实现水浴温度的自动调节，以控制单井天然气加热后温度的。为了更充分利用集气站现有的SCADA系统控制功能。现场通过对多井加热炉自控系统进行了改造，增加了电路控制系统，实现了电路控制系统和气路控制系统相互切换．可直接在计算机上选定所要控制的温度范围，不仅方便了员工操作、减少了员工实际的工作量，而且提高了多井加热炉自控控制水平。     

天然气管输调节控制仿真模型

天然气管输系统由于安全和工艺的要求，经常需要调节和控制管道内天然气的流量和压力，系统的调节质量直接影响着管输系统的正常运行。通过分析调节系统的调节方法，建立了天然气管输调节系统仿真模型，该数学模型由管道压力降方程、PID算法方程、调节阀方程以及调节阀特性方程、控制器方程组成。仿真算例结果表明，该模型可以模拟简单管输调节系统的调节过程；采用在调解过程中整定PID参数的调节方案可以降低系统的超调，加快调节系统的调解过程。     

加热炉燃烧系统改造效果分析

目前作业三区集气站安装的加热炉为630kW8井式天然气负压加热炉,本加热炉为快装水套式加热炉,可同时加热8井气体盘管,产量可达50万m3/d。它在常压下运行,以天然气为燃料,配备先进的负压型火嘴、进口的温度控制器及控制气阀,可实现温度自动调节和母火熄灭保护功能。系统坚固耐用,可在无电条件下正常运行,热效率达84%。在生产运行过程中由于榆X站1#加热炉出现燃烧功率低、水蒸汽无法排出而造成加热炉炉膛结垢严重,水蒸汽冷凝结冰严重的现象,对此进行加热炉燃烧器的改造,排除了故障,提高了加热炉的使用效率。     

智能完井井下流量阀液压控制系统设计

智能完井系统通过对井下产层流体参数的监测和控制,可以实现多层合采、层间优化、单采等多生产模式的任意切换。目前提供智能完井服务的公司都推出了以液压驱动为主要控制形式的井下流量阀控制系统,并在油田生产中成功应用。结合智能完井的技术要求,提出了一套井下流量控制液压系统的设计方案,可实现井下多目的层的分层选择和控制,利用3条控制管线,即可实现目前油田生产所需的2～6层的开发需要,可以减少安装过程中连接穿越管线的繁琐工作,为智能完井配套工具的标准化提供了支持。     

智能完井技术与装备的研究和现场试验

智能完井技术是一项集动态监测、实时控制与生产优化为一体的系统技术,在复杂结构井、油气藏复杂井和海上油气井的优化生产、控制开采、减少修井作业及提高采收率等方面具有显著的优势。在介绍智能完井技术的工作原理、装备结构和特点基础上,重点就研制的关键技术装备,包括井下多级液控遥控阀、穿越式封隔器、动态监测系统等进行了阐述。现场试验结果表明,研制的智能完井系统可以实现井下动态实时监测及各层段流量控制,井下液控阀可以实现遥控功能,多级调节流量的效果明显;光纤动态监测系统读取数据准确、稳定、可靠,满足现场要求;智能完井管柱顺利下井并投产,完井工艺通过了现场检验。     

智能控制技术在苏里格气田低效井中的应用

苏里格气田低产低效井逐年快速增加,如何平衡单井间歇生产与控制用工总量之间的关系成为难点问题。为此,利用组态软件进行智能程序设定,开发了单井智能控制程序,包括套压控制、时序控制、流量套压复合控制3种控制类型,以期实现对不同类型气井后期生产的精细化管理：①时序控制对压力下降较快、流量较小的间歇井按照程序设定时间间隔自动执行开关操作;②套压控制对套压较低间歇井的套压值低于程序设定值时自动关井,高于设定值时自动开井;③流量套压复合控制对套压较低、流量稳定的间歇井流量低于程序设定值自动关井,套压高于程序设定值自动开井操作。应用结果表明,智能控制技术运行稳定,开关操作有效率达到99%,能有效解决间歇井人工频繁开关井作业问题,工作效率提高了8倍,同时降低了生产运行成本,为苏里格气田后期数字化、智能化管理提供了技术支撑。     

延迟焦化加热炉的建模与分析

以国内某石化企业延迟焦化装置加热炉为例，采用减压渣油为原料，在计算机模拟与分析的基础上，探讨焦化加热炉的动力学、物性及反应器模型等的模拟策略，建立加热炉的数学模型，经过现场模型验证和工况分析，可得到沿加热炉炉管轴向的温度、压力、流速及气液组成的分布。结果表明，模拟结果与现场值偏差较小，温度、压力等参数的分布趋势与宏观认识一致。建立的数学模型可用于现场加热炉的工况分析，为延迟焦化加热炉的设计、操作与优化提供理论支持。     

多级节流井控系统的研究

多级节流智能控制系统是一套复杂的机、电、液一体化系统,涉及多项技术,其关键技术是对井控节流阀压降的实时控制。系统采用计算机电液比例闭环控制,建立了系统的数学模型,并结合石油天然气井控的相关知识采用PID控制算法,对液动节流阀的阀芯位移和阀压降进行比较准确的控制。通过现场试验表明,该系统工作平稳,控制精度高,其安全性、可靠性和可操作性完全能够满足现场压井作业的需要。     

中压加氢裂化装置分馏塔的控制及流程优化方法

中压加氢裂化装置采用中压加氢裂化技术（RMC）,该技术流程简单、工艺技术先进、操作灵活,可最大限度生产尾油和中间馏分油。介绍了该装置分馏塔的工艺流程模拟与优化,控制方案的设计与论证,仪表的选型（包括控制器、控制阀、检测仪表）等。探讨了如何运用CS-3000分散型控制系统进行系统的生成与控制站、操作站的组态。实践证明,装置优化后的生产运行效果比传统控制方案有了显著提高。     

大庆油田缆控智能分注技术工艺优化

缆控智能分注工艺实现了井下参数的连续监测和实时测调,为油藏分析提供充足数据,但由于井下工具涉及多学科应用且工艺复杂,前期现场试验过程中发现,缆控智能分注井运行2年以上井数占比仅为51.9%,无法满足规模应用需求。通过对前期试验井进行故障分析,找到影响工艺可靠性的关键因素,针对主要问题对缆控智能配水器流量控制阀、电缆密封连接工艺以及过电缆封隔器洗井阀结构进行了改进和优化;实现了缆控智能配水器流量控制阀10 MPa压差下顺利开关,漏失量小于1 m3/d;电缆与缆控智能配水器连接密封可靠,电缆可从过电缆封隔器上、下接头顺利穿过。工艺技术优化与完善后截至2022年4月,现场试验223口井,运行2年以上井数占比由原来的56.1%提高到91.9%。优化后的缆控智能分注工艺,可靠性得到提升,为该技术在油田开展规模化应用奠定基础。     

变压吸附流体力学模拟

通过流体力学方法对变压吸附(PSA)系统进行模拟与优化。采用一维瞬态流体力学建立了PSA均压过程的理论模型,对PSA均压过程进行了模拟研究,得出均压时间随均压管道直径、吸附塔的体积、气体的组分等因素的变化关系,为均压管道的计算提供理论依据;采用计算流体力学对气体分布器的流场进行了模拟研究,并根据流场的特点开发了新型气体分布器,且计算结果显示流场分布较好;另外,对程控阀的流道进行了模拟研究,并根据模拟结果对流道进行了优化,结果显示,优化后的流道克服了原流道的弊端。