摘要：非常规油气储层体积压裂中,大量支撑剂颗粒随压裂液注入地层裂缝,其在缝内的铺置形态将决定裂缝支撑效果和导流能力.准确预测缝内支撑剂铺置形态有助于优化压裂设计、提升改造效率.实验模拟和数值模拟是当前复现缝内支撑剂堆积过程和铺置形态的主要手段,但仍存在模拟尺度小、模拟耗时长和操作成本高等局限.本文以支撑剂输送数值模拟结果为数据集,提取了表征支撑剂铺置堆积的特征参数,基于级联神经网络,建立了支撑剂铺置形态预测的智能代理模型.结果表明,代理模型预测结果与数值模拟结果高度吻合,单步预测耗时仅为单步模拟耗时的0.14%.本文提出的模型和方法可实现支撑剂输送仿真加速,极大地缩短了支撑剂铺置形态的预测时间,其进一步完善后将在压裂实践中具有广泛的应用前景.

摘要：我国高含硫天然气开发已经形成规模并进入持续发展阶段,其公众安全防护问题一直受到企业、政府和社会的高度关注。为此,针对我国高含硫天然气开发中所面临的集输管道、站场和净化厂公众安全防护距离难以确定的问题,分析了我国高含硫气田开发所依据的标准和规范的现状,并提出了相关的建议。研究结果认为：①现有标准只规定了硫化氢平均含量为13%-15%的特定工况下的安全防护距离,存在规定范围的不连续性和实际操作的不确定性等问题,在含硫化氢气田和高含硫气田开发方面都需要补充相应的标准和规定条款;②涉及公众安全方面标准的制订应以安全行业标准为主,并与国家标准和石油天然气行业标准相互配合;③对于高含硫气田的采输管道,目前应以本质安全为基础,辅以降低强度设计系数、提高设计施工要求等措施;④现有的模拟计算方法得到的结果只能用于制订应急计划的参考,不能作为搬迁原住户的实际依据;⑤由于管道事故的危害后果往往大于公众安全防护距离所设定的范围,因此必须引入风险管理的理念,制订事故分析报告技术要求和程序格式方面的标准规范;⑥建议高含硫气田开发参考国外先进管理模式,在高含硫气田集中的地区完善政府属地管理。

摘要：四川盆地南部长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气开采普遍采用了体积压裂技术,单井水平井压裂液用量介于4×104~5×104 m3、支撑剂(石英砂和陶粒)用量介于2.5×103~3.0×103 t,在压裂施工结束后的页岩气排采和生产过程中,压裂返排液对地面排采流程和地面集输系统带来了不同程度的腐蚀,有可能致使设备和管线穿孔失效,进而影响生产系统的安全运行。为了提高页岩气集输系统的安全运行水平,基于中国石油西南油气田公司天然气腐蚀控制技术支撑平台,借助于腐蚀环境和生产工况分析、材料失效评价及优选、杀菌缓蚀剂应用和生产工艺参数控制优化等方法和手段,开展了川南页岩气集输系统腐蚀行为和控制措施研究。研究结果表明:①川南页岩气集输系统主要表现为冲刷腐蚀和电化学腐蚀;②冲刷腐蚀主要集中在页岩气站内工艺流程,体现在砂粒对弯头、三通、阀门等部位持续的机械磨损;③电化学腐蚀主要集中在页岩气站外集气管线,体现在积液环境中二氧化碳与硫酸盐还原菌的共同腐蚀作用;④采用提高除砂效率、优化流程设计等手段,可以有效控制冲刷腐蚀;⑤加注杀菌缓蚀剂并配套生产管理措施,可以有效控制电化学腐蚀;⑥页岩气集输系统腐蚀评价与控制工作应从设计阶段就开始考虑。结论认为,所形成的集材料优选、设备结构优化、腐蚀介质处理和运行工艺参数优化控制等为一体的页岩气集输系统整体腐蚀控制技术,有效地减缓了川南页岩气集输系统的腐蚀失效、提升了安全运行水平。

摘要：含硫气田水闪蒸气中含有H_2S等恶臭气体,需进行安全有效处置后才能排放,对于现有的几种处理工艺(碱液吸收、胺液吸收、液相氧化还原脱硫及干法脱硫技术)尚缺乏系统的对比分析,因而在一定程度上限制了技术的进步和推广。为此,对含硫气田水闪蒸气的来源、组成、排放特点及其控制工艺等进行了分析,探究含硫气田水闪蒸气处理的可行途径,重点从工艺原理、技术路线和适用性等方面针对当前主要的闪蒸气脱硫工艺展开评述,分析、对比了各种技术的特点和适用范围,根据潜硫量的大小对处理工艺进行了推荐,提出了技术发展的方向和建议。研究结果表明:(1)气田水闪蒸气具有含硫化氢浓度高、瞬时流量大、日均潜硫量低和压力低等特性,对其处理应满足国家标准GB/T 14554—1993中H_2S的排放要求;(2)上述几种闪蒸气处理技术各有优缺点:非再生胺液吸收工艺简单、投资较低、运行成本高、净化度低,干法脱硫工艺较简单、生产稳定、投资较高,液相氧化还原脱硫工艺适应潜硫量范围广、净化度高,但工艺复杂、投资高、稳定性较差;(3)含硫气田水闪蒸气处理应首选有组织达标排放,潜硫量在10 kg/d以内建议采用干法或胺液吸收工艺,潜硫量超过10 kg/d建议采用液相氧化还原吸收工艺。结论认为,应进一步探索气田水闪蒸气气质、气量和气速的准确变化规律,以支撑工业设计,并使装置向橇装化、标准化、模块化和自动化方向发展;同时引进增压回收和其他行业低压气体处理新技术,以完善技术体系。

摘要：中国深层页岩气资源丰富,是未来天然气产量增长的现实领域,实现其规模效益开发对于保障国家能源安全具有重要的战略意义。为此,在剖析深层页岩气资源规模效益开发进展与成效的基础上,分析总结了其规模效益开发面临的4大机遇和5大挑战。4大机遇是:①中国天然气市场空间巨大,页岩气发展前景广阔;②国家和地方政府重视并支持页岩气勘探开发;③深层页岩气具备上产和稳产的资源基础;④技术进步将加快深层气规模效益开发步伐。5大挑战是:①深层页岩气勘探开发难度较浅层更大;②勘探开发技术和装备的能力不足;③勘探开发成本较高,降本增效难度大;④生产运行管理体制机制需要进一步优化;⑤企地协调面临新的挑战。结论认为,必须坚持顶层设计、共建共赢、市场运行、继承创新等基本原则,在借鉴国内外典型页岩气区块规模效益开发经验的基础上,优化完善我国深层页岩气规模效益开发推进措施:①完善生产组织模式,实现协同效应最大化;②加强技术攻关,推进科技引领;③建立市场化工程技术服务机制,激发页岩气开发活力;④深化企地合作,推进共建共赢;⑤加快培育天然气利用产业集群,推动页岩气就地利用;⑥积极争取政府产业支持,优化政策环境。

摘要：2023年6月,中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)自主开发的首个特高含硫气田——TSP气田全面达产,开启了中国特高含硫气田跨越式发展的崭新里程碑,DKH—QLB特高含硫气田正处于全面建设阶段,至此四川盆地特高含硫气田勘探开发步入全新阶段。为实现特高含硫气藏的安全清洁高效开发,中国石油西南油气田公司坚持自主创新,以TSP气田、DKH—QLB气田产能建设为依托,在特高含硫气田高效高产开发、地面集输、天然气净化、腐蚀防护、安全环保、数智化建设等方面持续探索和实践,取得中国特高含硫气田开发关键核心技术的新突破。研究结果表明:①高陡构造高精度地震成像及地层模型重构技术,实现了60°陡倾角地层构造样式恢复,进一步建立高产井部署模式,开发井均获百万立方米天然气高产;②“评价—设计—管控”三位一体井控技术、复杂地质环境优快钻完井技术、高产高效益建井关键配套技术和全生命周期井完整性保障技术,保障了特高含硫气田井工程的安全高效建设;③形成包括气液混/分输工艺、材质评选及缓蚀剂防腐、有机硫深度脱除及尾气超低排放、全面施工质量控制、多重联锁保护和多级紧急截断的特高含硫气田地面工程技术体系,支撑了地面系统安全高效平稳运行和清洁生产;④建立了中国特高含硫气田最严格的安全防护距离及应急管控系统,形成含硫气田水闪蒸气增压回收技术,实现站场闪蒸气零排放,保障了特高含硫气田的安全清洁高效开发;⑤储层—井筒—地面元素硫沉积预测及防治技术,实现储层—井筒—地面元素硫沉积的有效预测,解决了元素硫沉积堵塞的难题,支撑特高含硫气田长期稳产;⑥优化了数字化交付标准,打造了生产全系统的数字孪生体,建立了融合开发生产上下游一体化模型和多场景智能工作流,构建了智能管理平台,提升了特高含硫气田开发生产管控水平和工作效率。结论认为,特高含硫整装气田取得的关键技术创新,支撑了四川盆地TSP气田、DKH—QLB气田等特高含硫气田的产能建设,为中国特高含硫气藏安全清洁高效开发提供了借鉴,为保障国家能源安全作出了重要贡献。

摘要：为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键。在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法。为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209井区的页岩气开发井距进行了综合评价。研究结果表明:①宁209井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8%;②井距控制在330~380 m时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益。结论认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础。

摘要：熔融金属法甲烷裂解技术作为近年来新兴的制氢技术,有效地解决了传统甲烷热裂解或催化裂解高能耗、低转化率以及催化剂失活等问题,避免了甲烷蒸汽重整制氢工艺高碳排放。在制氢的同时还能生产出具有附加值的碳产品,因而受到各方广泛关注。本文总结了熔融金属法甲烷裂解技术研究进展,并围绕工艺流程、反应机理、熔融介质的选择以及反应器设计等方面展开,给出了液相介质是否起催化作用的两类甲烷裂解反应机理,并详细阐述了熔融介质选择原则、发展趋势以及不同类型熔融介质的优缺点。再者,技术经济性以及温室气体减排量也在文中详细体现,进一步论证了该工艺的可行性和潜在效益。此外,文中还给出了未来技术发展趋势和建议,指出调控碳材料形貌,使之向高附加值碳材料转变应是未来重点发展方向之一。

摘要：新版ISO 15403-1—2006和ISO/TR 15403-2—2006对车用压缩天然气(CNG)的质量要求和质量规范作了全面修订。为此,参照新版ISO文件的规定,通过对标准制订原则、标准适用范围、CNG中的水露点指标、潜在的腐蚀性化合物指标、液态重烃含量指标、油分含量指标的分析与比较,对GB 18047—2000《车用压缩天然气》的修订提出了以下建议:①制订CNG质量指标首先应考虑社会效益;②应说明此标准的适用对象是包括加气站设计、操作人员在内的整个CNGV产业的有关人员,同时还要说明制订质量指标的3个主要目的;③将水含量(而不是水露点)指标修订为"在最高操作压力为25MPa,环境温度不低于-13℃的工况下,CNG中的水含量应低于30mg/m3",并按GB/T 22634—2008规定的方法来关联天然气水含量与水露点之间的关系;④将硫化氢含量指标修订为不大于6mg/m3;⑤对GB 18047—2000中5.2的表述改为"在可能出现的最低温度下,压缩天然气中的液态烃含量应不大于1%(摩尔分数)",并考虑按"天然气中潜在烃含量测定"(ISO 6570—2004)的规定进行测定;⑥对CNG中油分含量指标加以说明,尽快建立天然气中油分的检测方法,并在加气站深度脱水装置与贮气钢瓶之间设置取样点。

摘要：酸性气体在溶液中的气液平衡数据是天然气净化技术领域的重要基础资料。为此,在实验室利用容积为2L的气液平衡测定装置,测定了不同温度和溶液配比条件下硫化氢、二氧化碳、甲硫醇、硫氧碳在甲基二乙醇胺(Meth-yldiethanolamine,MDEA)、环丁砜(Tetramethylene sulfone,TMS)水溶液中的平衡溶解度,并根据气液两相平衡状态方程,结合国外研究成果,利用测定的平衡溶解度数据关联出相关参数,建立了相应的热力学计算模型,用于预测该复杂体系中酸气分压与溶液负荷的气液平衡关系。所建模型准确可靠,误差不大于5%。该研究成果可用于天然气处理新装置的设计和对现有天然气处理装置操作参数的优化,对我国自主开发处理高含有机硫酸性天然气净化技术具有重要意义。