摘要：液驱往复式天然气增压器是智能气液混输一体化集成装置重要的增压设备,对其进行恒压控制应用研究,有利于装置可靠平稳运行。基于液驱往复式天然气增压器工作原理,建立了模糊PID算法,并进行仿真和应用。仿真结果表明,液驱往复式天然气增压器的模糊PID算法较普通PID算法具有响应速度更快、误差更小的特点。对液驱往复式天然气增压器模糊PID算法进行现场应用,可以提升效率,保持天然气出口压力稳定在一定范围内。

摘要：我国煤层气已经进入低成本、大规模开发阶段,要满足其建设质量、建设速度、建设规模的三重需要,煤层气田地面建设必须进行"标准化设计、模块化建设"的集成创新。为此,提出了煤层气田标准化设计理念:以工艺技术优化简化和定型为核心,以模块设计为关键手段,对批量性、通用性、重复性的产能建设内容进行标准化设计。标准化设计核心技术包括"工艺流程通用化、井站平面标准化、工艺设备定型化、设计安装模块化、管阀配件规范化、建设标准统一化、安全设计人性化、设备材料国产化、生产管理数字化",涵盖井场和集气站等地面建设内容。煤层气田应用该标准化成果后(以沁水盆地郑庄区块为例),建设时间缩短30%,焊口一次合格率超过90%,综合经济效益提升0.44亿元/108 m3,提高了气田地面建设水平,规范了地面建设标准,方便了施工的预制和组配,确保了工程建设的优质、高效和安全。

摘要：长北气田由中石油与壳牌石油公司合作开发,其地面工程技术充分吸收了国内外的成熟做法,并遵循壳牌公司的《设计和工程实施规范》(DEP)标准,形成了独特的开发模式。通过对长北气田井丛生产系统、干线集输系统、低温分离脱水脱烃系统、甲醇回收系统、凝析油稳定系统及外输计量系统的介绍和分析,总结出以"丛式水平井开发、气液混合输送、天然气集中处理、各套装置相对独立、重要设备留有备用、设备选型先进"为主的适合长北气田的地面工程技术特点。该地面工程技术具有6个优点:流程简化,节约成本;远程监控,统一管理;多重控制,确保安全;双回路供电,万无一失;气田防腐,多重保护;分区清管,统一收球。实际运行表明,脱水脱烃、凝析油稳定、甲醇回收等装置系统运行稳定,各项参数基本符合设计要求。

摘要：长北气田由中国石油与壳牌石油公司合作开发。在该合作项目实施过程中,合作双方始终将HSE"零事故"作为首要目标,并为此制定了相应的程序和管理制度,尤其是在生产系统本质安全化管理方面有独特之处。为此,对比了中国石油与壳牌石油公司在生产工艺系统本质安全化方面的差异,总结出长北项目生产工艺系统本质安全化有以下特点:①本质安全化贯穿于整个项目的设计、施工以及生产运行和维护全过程,且有相应的控制和管理方法;②本质安全化的费用投入最低、合理、可行;③安全仪表系统性能稳定,故障率低,能够实现对生产工艺系统的联锁保护;④生产工艺系统建成后按照设计要求进行严格试车,确保后期操作安全平稳;⑤利用先进的SAP系统对工艺设备进行维护管理,保证工艺系统安全可靠。

摘要：由于不同完井方式下水平井井筒气水的流动规律存在差异,在完井设计中需考虑选择更利于气井排液生产的完井方式。为了明确完井方式对水平井井筒流动规律的影响,搭建了全井筒多相流可视化模拟实验平台,对不同完井形式的水平井井筒整体流动规律进行实验模拟,并分析了各井段在不同气水流量下的流型、压降损失及井筒排液能力的差异。实验结果表明,套管固井完井和套管不固井完井方式下,斜井段和直井段的流动规律相似,其中斜井段气液扰动程度大,气液滑脱现象明显,是水平井最易形成积液的井段;水平段的流动规律差异较大,套管不固井完井方式在油套环空容易形成液体滞留,整体流动性较差,且压降梯度较大,井筒排液能力差。因此,从提高水平井井筒整体流动性和排液能力方面考虑,长庆气田水平气井在水平段宜采用套管固井完井方式生产,该研究为气田水平井完井生产设计及排水采气工艺提供指导依据。

摘要：鉴于现有去除面波方法会损害有效信号,本文提出了一种基于第二代曲波变换压制面波的方法。该方法将地震数据分为多个尺度和方向,根据有效波和面波在不同尺度不同方向特征的差异,设计了多级曲波变换压制面波的流程,该方法充分利用有效波和面波在曲波域不重叠的特性,仅对含面波的尺度和方向上的曲波系数进行处理,最终获得压制面波后的地震数据。模型及实际资料处理结果表明,该方法能够在压制面波的同时最大限度地保护有效信号,是一种有效的相对保幅去噪的方法。

摘要：神木气田属典型的致密气藏,气井普遍具有“低压、低产、井筒易积液”的特征,柱塞气举工艺是神木气田主要的排水采气技术,但存在柱塞气举气井分布散、管理难、规模小和效果评价方法单一的问题。为了便于柱塞气举气井管理,提高运行效率和综合评价,提出了柱塞气举示范推广的思路,通过分析神木气田气井生产现状,对比优选排水采气工艺,研究适用的工艺及应用时机、设计柱塞气举参数、选取柱塞气举示范区和优化运行制度。应用结果表明,柱塞气举示范区提高了区域产气量、产水量,降低了产量递减率,对高效开发致密气藏具有重要意义,可在神木气田或类似气区推广应用,分析认为在推广柱塞气举工艺时应优先考虑集中建设,有利于准确评价柱塞气举工艺和提高气田最终采收率。

摘要：长7段油藏作为鄂尔多斯盆地姬塬油田重要生产层段,具有埋藏深、油水关系复杂、储层非均质性强等特点,地质工程一体化技术是提高其注水开发效果的必然手段。以地质工程一体化为指导,采用室内实验建立的修正岩石力学参数计算模型进行参数修正,利用岩心、测井等计算得到单井岩石力学参数和地应力参数,采用随机建模方法建立区块三维力学模型和三维地应力场模型,根据地应力分布刻画压裂裂缝展布方向。根据渗透率和地应力展布等优化设计开发井网,利用数值模拟技术优化井网及开发技术政策,以提高采收率为目标,建立并持续更新模型,形成了地应力分析—地质建模—油藏工程设计—数值模拟一体化技术方法。研究表明:采用扁平化管理结构,多学科协同能更高效开发油藏。精细地质描述与动态分析相结合可以持续更新地质模型,建立更加逼近真实的地质模型。岩心力学实验、测井曲线计算与压裂施工等相结合,采用随机建模方法构建的地应力场模型与动态具有很好的吻合性,为动态分析、井网完善与部署提供了基础。动态井网优化与开发技术政策有效地指导了安83井区长7段储层开发,该区重复改造时建议裂缝半长为120m、缝宽为30m、主裂缝导流能力为15D·cm、次裂缝导流能力为1D·cm,优化后的5口井施工后均取得较好效果,增油倍数明显高于邻井,优化设计井较邻井能增产30.46%。

摘要：为了确定多梯度动态钻井过程中的关键控制参数,优化钻井效率,建立多梯度钻井动态参数优化模型。以每次调整控制参数后的最大钻进深度和同一井身结构条件下的最大钻进深度为优化目标,以旋流分离器位置和钻井液密度为优化参数,以钻井液循环当量密度与安全密度窗口之间的约束关系以及钻头预期寿命为约束条件,并利用粒子群优化算法对该优化模型进行求解。结果表明:每次调整控制参数后都存在同一组最优的旋流分离器位置和钻井液密度值使单趟钻进深度最大;随着调整次数的增加,旋流分离器距钻头的最优距离和钻井液的最优密度均逐渐增大,但单趟最大钻进深度逐渐减小;旋流分离器和钻头预期寿命的设计应协调,避免起下钻浪费。

摘要：鄂尔多斯盆地长北气田在国内首次使用了壳牌石油公司的专利技术——SMSM低温分离器。该分离器同时具有过滤式分离器、涡流管除沫器和垂直分离器的优点,但投产后发现天然气处理量达不到设计要求且外输天然气露点不合格。为此,通过对该低温分离器的参数进行倒推计算,找到了原因之所在:SMSM式低温分离器内件结构存在问题,涡流管、二级出口的数量不够。因此,对其进行了改造,割开了被封闭的涡流管进出口的盖片。经考核,改造后的SMSM低温分离器处理量最大可达669×104m3/d且外输产品气露点合格。该低温分离器的成功优化改造,对国内相关设计单位有借鉴作用。