凝析气井（精选5篇）
凝析气井 篇1
1 前言
当井底压力降到露点压力以下时, 凝析气藏流体形成。凝析油在井筒的聚集引起了堵塞效应, 并降低了有效渗透率, 同时也引起了表面组分的流失, 这些影响取决于油藏和井的一些参数。
由凝析油压力恢复所引起的产能的下降是很严重的。在一些实例中, 这种降低可高达2～4个因数的影响, 按照Afidick和Barnum等人的实例研究, 甚至在一些较为贫乏的凝析油藏中当最大液量降低1%时, 产能降低就相当于压力降低到露点压力时的2倍。为了预测井的产能和计算油气采收率, 有必要了解凝析气田流体带的详细情况。
Fevang和Whitson在他们的凝析油模拟中, 阐述了产油井的产能问题。在该模拟中他们观察到, 由于近井眼凝析油的堵塞而引起的油井产能的减少取决于PVT相图、绝对和相对渗透率以及油井的生产方式。
在油田观测中已经就相对渗透率的影响进行了报道。在已发现的条件下, 对油藏流体PVT性质的变化进行了观测, 并且在世界范围内就许多油藏进行了讨论。Lee还举例来证明组分和凝析气系统的饱和度变化取决于毛管力和重力的影响。
Roussennac在数值模拟衰竭期时描述了相态变化, 按照他的观点, 在产能下降时, 井的小孔道中流体聚集, 混合物组分加重, 从而流体流动形态由凝析气藏变化到重油油藏。
井的生产计划对PVT性质有重大影响。然而, 生产计划影响PVT性质的方式还没有详述。本文旨在研究生产策略及其对产能和组分的影响。
这里进行了多组分凝析气藏系统和双组分凝析气藏系统的组分模拟。为了确定生产策略导致的组分变化, 需要进行岩心驱替实验来研究凝析气藏流体在多孔介质中的流动特性。
2 模型
2.1 多组分模拟模型
模拟的主要目的是为了弄清生产策略对凝析油带和组分变化的影响。选用半径为5 200 ft (1 ft=30.5 cm) 、渗透率为0.02 μm2×50 ft的圆柱形油藏。使用一种应用FULLIMP方法的模拟器E300来模拟不同工作状态下的生产。
表1给出了多组分流体的成分。实验性液流析出数据与相态方程有关。修正的Peng-Robinson状态方程 (EOS) 用来演示流体特征。图1表明, EOS计算得到的液体析出数据与井的测量数据十分吻合。将EOS计算值输入到模拟器中。
模型中选择小半径井以获得近井筒地带的准确压降。
在多孔介质中, PVT特性由油藏温度、压力和多孔介质特性所控制。在本文中, 不考虑温度的变化。因此, PVT特性由油藏压力和重组分积聚方式决定。为了研究生产策略如何影响凝析油堵塞和最终采收率, 建立了两套模拟系统:一个是固定的井底压力 (BHP) 策略, 采用不同的BHP设定值;另一个是随时间变化的BHP策略。
2.2 双组分模拟模型
为了研究生产策略导致的组分和饱和度变化, 在双组分凝析油系统中实施岩心驱替实验。这个模拟系统是在低温低压下进行的。这样, 实验在室温和低压下就可以轻易进行。与此同时合理凝析油析出将有望在实验中形成。
为了在不变压降下模拟岩心驱替实验, 模型采用一注一采。控制两井井底压力, 使注气井中的流体在油藏压力高于露点压力时总是保持气态, 而生产井周围的流体总是两相流态, 且BHP在露点压力以下。
模拟中应用相同的模拟器 (E300) 和FULLIMP方法。
3 实验仪器和实验过程
3.1 实验仪器
实验由四个主要部分组成:气体供给和消耗部分、岩心流动系统部分、气体取样部分以及数据采集部分。
此实验一个不寻常的方面是具有在常温常压下测量组分的能力。
上游的混合气体储存在带有水泵的圆柱胶塞筒中, 这是为了控制供气压力在凝析气露点压力以上, 因为气体消耗的总体积很小, 所以下游的气体消耗可不计。
岩心流动系统由岩心夹持器和一个高25.04 cm、直径5.06 cm的活塞组成, 岩心夹持器可以提供高达40 MPa的压力。
气体样品分别收集在7个样品袋中, 6个沿岩心夹持器排列, 1个在下游收集废气。气体样品袋与系统相连, 实验前所有样品袋是真空的, 并且采样气压力非常低, 因而不会吹掉气体包。采用HP 2880A系列气体色谱仪分析气体样品的组成, 30 ft的圆筒专门用来测量轻质组分。
不同容量的压力传感器用来测量绝对压力和气体流动过程的压降。2个2 000 psi (1 psi=6.89 kPa) 和一个3 000 psi的数字化压力测量仪安装在岩心夹持器的入口和第一个采样出口上, 用来测量系统上游的流动压力。实验表明, 在入口和第一个出口之间的压降是很小的, 因此原始混合气体进入岩心筒肯定在露点压力以上。2个1 250 psi的传感器安装在岩心夹持器的末端和最后的样品出口处。样品出口的压差由320 psi的传感器测量。
3.2 实验过程
在流动实验前, 岩心用1 860 psi的纯甲烷饱和。2 PV的甲烷及丁烷混合气体通过岩心。均衡之后的岩心系统压力为2 106.8 psi。
实验中收集了4组样品:
◇ 第一组在2 106.8 psi压力下, 流动实验前收集;
◇ 第二组在流动实验中, 最终上游压力和下游压力分别为1 625.6 psi和1 200 psi;
◇ 关掉上游供气, 压力降到663.09 psi, 收集第三组;
◇ 上游压降到61.5 psi, 在出口收集第四组。
所有的气体收集在样品袋中送至气体色谱仪做组分分析。
4 结果和讨论
4.1 实验结果
图2给出的是所有气体样品的色谱测量结果。注意, 在流动测试之前收集到的第一组样品在不同的样品出口处显示出不同的组分, 并且也不同于最初的组分。在2、6样品出口处取的样是唯一的两个与最初的组分完全相同的样品。样品1、3、4显示出高的C4百分数。样品5显示出较低的C4百分数, 最初的C4百分数为19%。这与岩心在1 800 psi压力下用纯甲烷饱和有关。当上游压力下降, 更多的凝析气进入岩心, 重组分多一些的凝析液不能流动, 直到凝析油饱和度达到临界饱和度值。因此流动相由轻组分组成。在第二、三次流动测试中证明了组分中的C4。
当岩心系统压力降低到与最大液体析出量对应的压力时, 凝析油开始再汽化。在这个阶段重质成分的百分数更高。第四组样品的组分证实了这一点, 样品压力只有61.5 psi, C4高达57.5%。在这个实验点, 累积的重组分重新汽化并采收。
4.2 多组分模拟结果
在油田规模模拟结果中, 随着生产时间的增加, 不同半径处凝析油的饱和度都下降。这里感兴趣的是两相区。正如希望的那样, 生产过程中, 压降延伸至远离生产井地带。一旦压力降到油层的露点压力以下, 凝析油进入油藏并累积, 直到累积的液体饱和度达到临界相对渗透率。
4.2.1 BHP不变的策略
在一个PVT室中, 如果降低或升高BHP, 凝析气体中的析出液体能够再汽化。然而在一个多孔介质中, 析出液体是不能移动的, 除非液体积累到相对渗透率曲线上的凝析油饱和度临界值。累积的凝析油一般由重组分组成, 因此可改变油层中的相组分。凝析油能否二次汽化取决于油层中液体组分。当BHP降低时液相饱和度增加, 对于这种特别的流体系统没有二次汽化的发生。
随着BHP降低, 更多的C7变为液态, 虽然总的气产量随BHP的降低而在上升, 但当液体饱和度恢复时, 井的产量急剧下降。
随着BHP降低, 两相区扩展, 更多的重组分滞留在油藏中。
在这种情况下, 可以减小BHP来获得更大的压差, 因而可以暂时提高气井产量。但是减小BHP将会导致两相区的膨胀, 并且会在气藏中累积更多的重组分。因此, 通过降低BHP来提高总的液体采收率可能不是一个好的策略。
4.2.2 BHP随时间变化的策略
BHP不设定为一个固定值, 它可以是生产时间的函数。为了在这种情况下的所有模拟实验, 原始地层压力和最终井底压力要相同。
提高渐变时间, 虽然由于较小的压差会使初始生产速率较低, 但是产气能力在后期将有所增加。当渐变时间增加时, 气井产量减少。但是气井产能指数的降低从单相流的高产能推迟到两相流的低产能。饱和凝析油和重组分的聚积也延迟。
随着渐变时间的增加, 两相区能够有效地缩小, 并且更少的重组分滞留在气藏中。这在长期的油气田开发过程中有着深远的意义, 因为很多现场资料表明, 重组分一旦滞留在气藏中就很难再开发出来。
4.3 双组分模拟结果
研究了甲烷和丁烷体系的双组分模拟结果。对多组分和双组分系统, BHP策略结论是相同的。简而言之, 地层和气井之间较大压差的结果是使总的气体产量增加, 但是同时, 较低的BHP使更多的重组分滞留在地层中并且形成了更大的两相区。因为特有的C1和C4的双组分组合, 饱和度分布图显示积聚的凝析油饱和度达到一个极值后会有所降低。需要指出的是, 从相对渗透率曲线可以看出凝析油饱和度的最大值 (Scam=0.53) 大于临界凝析油的饱和度 (Sac=0.25) 。随着气井的持续生产, 液体中C4的摩尔分数也降低。原因是一些地层流体的再汽化, 因而随着井的生产, 两相带也发生了变化。
气井产能降低主要是从单相流变为两相流, 并且BHP越小, 降低越多。
从模拟结果可以得出, 生产策略优化没有标准的方法。使用较低的BHP或较快的渐变时间, 可以暂时实现气井高产, 但是为了将凝析油的堵塞影响降到最小以及提高气液的最终采收率, 更高的BHP或更长的渐变时间才是更好的策略。最佳的方法取决于原始组分。
5 结论
(1) 在凝析气流中, 局部组分的改变受相对渗透率的影响。
(2) 组分和凝析油饱和度的改变主要与生产过程有关。BHP越高, 凝析油带越小, 滞留在地层中的重组分就越少;提高BHP的渐变时间, 也有助于减小凝析油带和重组分的残留。
(3) 使用适当的生产策略可以使产气量最优化。总的产气量可以通过降低BHP或者迅速而不是逐渐降低BHP达到设定的BHP值。
(4) 可以通过优化生产过程来降低产能损失。
(5) 由于相对渗透率的影响, 凝析油析出会影响流动能力。
凝析气井 篇2
雅克拉凝析气田 (简称雅克拉气田) 是我国西部一个高含凝析油的整装气田。该气田2005年11月全面投入开发, 主要实行无人值守、定期人工巡检生产方式。气田单井具有高温、高压、高CO2腐蚀等特点, 尤其采油管线和集输管线CO2腐蚀最尖锐突出。2007年3月22日、23日, 连续发生井口采气管线因腐蚀爆管事件, 腐蚀趋势日趋严重。为保障气井安全生产和下游天然气处理站安全, 防止事故扩大, 避免环境污染, 建立完善井口安全控制和保障系统 (简称控保系统) 具有重要的意义。
井口安全系统起源于海上平台安全控制, 最初由简单的井口截断阀和传感器构成, 主要为了防止天然气泄漏。20世纪70年代, 美国制定了API-RP-14C规则 (海上生产平台地面安全系统的分析、设计、安装和测试推荐方法) 并在全美强制实施, 之后逐步成为国际石油公司通用标准, 并推广到陆上天然气井, 系统逐步发展为由采气树地面安全阀 (SSV) 、井下安全阀 (SCSSV) 和配套液压控制柜构成的完善可靠的安全控制装置, 目前在西方主要石油公司应用很普遍。我国在2000年以前地面井口安全系统应用比较少, 2005年颁布《天然气集输设计规范》 (GB 50350—2005) , 井口安全控制系统应用逐步推开。目前国内能够设计生产成撬系统, 但主要控制部件仍然依靠进口。伴随着SCADA技术的发展和在油田的应用, 井口安全系统应用也进入了智能化信息化的新阶段。
1 安全风险因素分析
1.1 CO2腐蚀风险
雅克拉气田天然气CO2含量为1.27%-3.55%, 个别高达6.63%, 属于典型的含CO2凝析气田, CO2分压为0.191-0.237MPa, 运行温度在35℃-60℃, 含水在0.5%-1%, 因CO2腐蚀, 16Mn材质的集输管线爆管、刺漏时事故有发生。图1 (上) 为气井Y5H井爆管后集输管线横截面, 因腐蚀造成采气管线被截断, 爆管管段使用时间为16个月。图1 (下) 为Y1井埋地弯管爆管现状, 采气管线腐蚀后被油气撕裂的豁口, 同时把填埋土壤冲出了大坑。对爆管管段实验测得平均腐蚀速率为2.88mm/a, 点蚀速率达到5.79mm/a。根据按照NACE标准, 为极严重腐蚀[1]。
1.2 油气物理特性风险
雅克拉气田各井具有井深深 (井深普遍在5500m左右) 、高温 (井口温度最高达85度) 、高压 (井口压力最高达35MPa, 最高关井压力达70MPa) 、高产 (单井天然气日产最高达60万立方米, 凝析油日产最高达120吨) 等特性。该气田单井集输管道流速在3.32-7.99m/s, 气液两相流中气体流速大, 波浪急促, 形成段塞流, 加速金属管道腐蚀[2], 一旦管壁腐蚀爆裂, 在油气极端物理特性作用下, 将造成井喷失控、环境严重污染, 甚至引发火灾爆炸 (天然气爆炸极限为体积浓度5%-15%) 。
1.3 装置安全风险
雅克拉气田开发设计为井站一体化生产模式, 井口下游集气处理站采取一级布站结构, 单井油气均通过集输管线直接进入站内, 实现油气计量、分离、净化、深冷、外输一体化。
由于装置进站集输压力高 (高达8MPa) 、流程高度集成, 对工艺操作安全性要求高。一旦井口发生压力异常、腐蚀爆管、井喷失控等危险状况, 引起装置超压、超负荷、设备损坏、泄露污染、产品不合格等严重问题, 极大冲击处理站;同时, 如果站内装置发生异常情况, 也需要切断井口油气防止事故进一步扩大。
1.4 事故处置时效性影响
受区块面积大、单井数量多、道路交通、人员配置等因素影响, 传统无人值守定期巡检的方式存在较大安全漏洞, 一是不易发现井口危险趋势, 二是对异常情况不能及时处置, 可能造成井喷失控、火灾爆炸、人身伤害等不可估量的损失, 如果能够通过参数监测或者视频监控, 做到征兆预测, 及时发现事故, 防患于未然, 也能为事故分析提供第一手资料[3], 可有效提升安全生产水平, 保护员工生命和企业财产安全。
2 消减安全风险措施
为消除影响气田安全生产的各类风险, 杜绝安全环保事故发生, 基于源头控保安全机制, 从气井源头起始直到天然气处理装置入口结尾, 对各项安全风险提出防范和控制策略, 配置可靠先进稳定的自动化装置, 并整合为分散控制、集中调度管理的智能控制系统, 达到控制风险, 保障井控安全、工艺流程安全、作业人员安全的目标。
2.1 安全控保装置基本结构
雅克拉气田安全控制保障系统由现场设备级、过程控制级和企业管理级三级控制模式构成, 具备源头控制, 覆盖全面, 智能化自动化的特征, 其基本构成和工作原理如图2所示。
2.1.1 现场设备级
井口采气树配置地面安全阀 (SSV) /井下安全阀 (SCSSV) 和液控柜用于开关井[4];在井场设施关键点安装温度压力变送器, 配置可燃气体探测器, 测量信号传入RTU;井场配置监控摄像机, 信号传入数据视频一体化光端机 (简称光端机) , 同时RTU采集处理的各种信号也传入光端机, 通过光纤统一传入控制室。
2.1.2 过程控制级
井口数字、视频信号通过光纤传入中控室, 光端机将数字信号和视频信号分别解析出来, 视频信号进入硬盘录像机存储, 最终显示在监控画面上, 控制室可控制摄像机转动和变焦, 监视井场情况;数字信号通过RS232集线器上传监控主机。监控主机24小时实时监控现场参数, 还可启动关井信号, 控制井口液控柜, 实现井口远程关断。同时井场可燃气体探测器实时检测井口气体泄漏情况, 发生报警可立即处置。
2.1.3 企业管理级
企业管理层级也就是全厂调度指挥中心。控制室通过远距离光缆、交换机跟企业调度指挥中心连成更广阔的局域网。各区块控制室参数、视频信号均通过局域网实时传入厂调度指挥中心, 调度中心有参数查阅实时历史参数、打印、视频监视等权限, 为安全监控再加一道防护网。
2.2 井口液压控保装置
在评估井口安全风险的条件下, 设置了井口安全的第一道屏———液压控保装置, 如图3。该系统主要由SSV/SCSSV、液控柜和金属液压毛细管路组成, 安全功能有:维持稳定液压供给, 确保SSV/SCSSV正常开启;手动自动有步骤的控制开关井;在设定的紧急情况下自动关井;通过中控室控制远程关井。液控柜 (压力等级10000psi) 具备逻辑严密、可靠性高、自持力强等特性, SSV安装于采气树小四通处, 维持开启压力2000-2500psi (1MPa=145psi) , SCSSV安装于井下油管约100m处, 维持开启压力6500-7500psi, 液控柜通过毛细管线跟SSV/SCSSV连通, 可将液压压力输送至阀门本体实现阀门开启关闭, 系统液压高压 (7500psi) 控制SC-SSV, 中压 (2500psi) 控制SSV, 低压 (90psi) 称为逻辑压力, 用来控制液控柜内中各类控制阀的动作。
2.2.1 开井和保压
启动液控柜内液压油充压泵 (电动泵380VAC) , 液压分别到达高中低三回路, 低压回路控制高、中压回路动作, 液压被输往SSV/SCSSV, 实现正常开井。液控柜设置手动/自动打压泵, 若因故电动泵未启, 可用手动泵人工充压。
正常生产状态, 需要保持SSV/SCSSV开启, 必须保持液压控保系统压力正常, 采取四项措施: (1) 液压管路和连接接口采用高可靠低泄漏特殊材质产品; (2) 液压油采用耐极端温度, 不易变性航空液压油[5]; (3) 系统设置液压安全阀, 设定压力高于8500psi自动泄放多余液压, 防止超压损坏设备; (4) 设置保压装置。电动泵自动启停打压可实现系统保压。电动泵控制盘设有手动/自动模式旋钮。自动状态下, 电动泵启停由压力开关控制实现。压力开关高压设定8000psi, 低压设定6500psi, 当系统压力低于6500psi时泵自动补压, 达到8000psi自动停止。在去SSV/SCSSV液压管路上安装压力变送器, 数据经RTU远传至中控室, 观察压力曲线, 技术人员随时掌握控制柜运行状况, 保障液压控保自身安全。
2.2.2 关井
井口液压控保装置具有多重关井控制模式, 可应对异常高低压、管线爆裂、油气泄漏、设备故障、电网停电等多环节突发事故。关井分为手动关井、易熔塞关井、远程关井和高/低压自动关井。
手动关井:遇到紧急情况下, 如果有人员在现场, 可立即实施手动关井。可单独关闭SSV或同时关闭SSV/SCSSV。当手动推下低压回路推拉按钮 (抵消预顶力) , SSV泄压关闭。当手动推下高压回路推拉按钮, 为了保护井下安全阀不被损坏, SSV和SCSSV有序关断。
易熔塞关井:易熔塞安装于采气树旁, 当井口发生火灾时, 易熔塞自动熔化 (温度超过120℃) [6], 逻辑回路失压, 各控制阀失效, SSV和SCSSV有序关断。
远程关井:液控柜内设置高压三通电磁阀 (供电24V DC) , 当通过视频或者井口智能仪表检测到异常状况, 将会显示在中控室监控主机, 中控室发出关井指令, 现场RTU柜DO模块动作, 电磁阀供电回路失电, 泄压口打开, 阀前压力保持而阀后压力泄去, 推拉按钮自锁压力撤销, 地面安全阀控制器出口泄压, SSV关闭。
高/低压自动关井:在采气树油气集输管线安装压力变送器, 信号输送至RTU柜报警设定器。当管线压力达到高压或低压设定点, 报警设定器动作, 电磁阀失电, SSV关闭。高低压自动关井是又一道安全保障措施, 当管道压力异常超高或者过低时, 即使其他三种关井方式失效, 同样可以关井确保安全。
2.3 数据监控系统
雅克拉气田数据监控系统采用典型的SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) 系统, 即监视控制与数据采集系统, 他以计算机为基础的生产过程控制与调度管理系统, 实现对测控点分散的各种过程或设备的实时数据采集、设备控制等各项功能[7]。SCADA系统由监控中心 (又称MTU:Master Terminal Unit或主端RTU) 、若干个分散的远程终端单元RTU (Remote Terminal Unit) 和通信介质三部分组成[8]。在通信介质选择方面, 实践过双绞线电缆及无线数传电台等方式, 综合成本投入和性能多种因素, 改造采用光纤通信[9]。
数据监控系统主要完成对气井参数监视和控制功能。井口采气树、液控柜、单井流程关键点安装温度、压力变送器, 变送器将测量参数转换为4-20m A标准HART信号传入RTU, RTU对模拟信号进行转换、处理, 通过RS232接口传入数字视频一体化光端机转换为光信号, 再通过光缆传入中控室, 光端机解析光信号为多路电信号, 通过RS232集线器分散上传监控主机。SCADA监控主机配置UPS电源, 用于突然断电时系统自持。监控主机采用三维力控科技的Forcecontrol6.1组态软件, 该软件是基于windows平台的大型应用软件, 具有实时数据和画面显示、历史数据和趋势查询、报警管理、报表记录打印等功能, 为人机交互提供了强大支持。同时在中控室组态画面发出远程关井指令, 通过RTU柜内配置DO模块, 可立即实现关井。为避免误操作, 关井指令需最高权限, 且发出前需要确认。
数据监控系统主要安全保障功能有: (1) 监控人员可随时查阅井口参数实时、历史数据和变化趋势, 为合理高效开发提供支撑, 同时参数异常还可报警, 便于及时作出反应; (2) 下游处理装置和上游井口发生异常, 无需人员到井口, 第一时间实现远程井口关断, 防止事故扩大; (3) 集中管理分散测控的模式, 让监控人员随时掌握现场安全状况, 同时各单井设备又不会互相影响, 实现系统安全风险分散和消减[10]。
2.4 视频监控系统
气田视频监控采用了先进的嵌入式数字化智能闭路监控系统。在各单井配置高性能日夜一体红外摄像头和360度云台, 机身红外辅助光源能够在夜间提供一定的监视功能。摄像机信号通过同轴电缆输入光端机, 利用光纤传入中控室, 中控室光端机将光信号解析输入视频录像监控主机, 实现视频图像记录、多画面图像显示、实时监视报警。同时监控主机可对各井摄像头进行云台方位调整和镜头调焦。视频监控系统实现的主要安全保障功能有: (1) 24小时对采气树、集输管线、泵类设备运行情况进行总体监控, 及时发现异常情况; (2) 监控井场安全保卫情况, 视频录像, 监视和防止设施设备被盗、被破坏; (3) 无人值守, 减员增效, 保护员工安全。
2.5 火灾报警系统
井场采气树和油气集输管线可能泄露点合理配置可燃气体探测器和有毒 (硫化氢) 气体探测器, 探测器具备防雨防风沙全天候监测能力, 监测信号接入SCADA系统, 并在主机设定高低限报警, 根据不同报警类型, 指挥人员启动不同的应急预案进行应对和处理。实现的主要安全保障功能有: (1) 24小时对采气树、集输管线、泵类设备泄漏情况进行监测, 方便及时查找泄漏点并抢维护, 避免设备损坏和环境污染; (2) 中控室发现报警后可立即通知井场作业、维护或巡检人员及时撤离, 有效避免人身伤害。
3 结论
(1) 雅克拉气田气井安全控保系统以SCADA为基础, 整合了远程测控、视频监视、液压控制等技术, 可靠性高, 功能完善, 是运用自动化信息化手段保障安全生产的良好范例。
(2) 该系统具有井口设备参数监测、井场画面监视、井口紧急关断、火灾报警等先进的安全保障功能;经实际应用, 可先期发现异常状况, 快速紧急响应, 自动判断处理, 有效提升高压气井安全运行水平。
(3) 该系统的建立使单井生产模式由人工定时巡检转变为信息化监控方式, 实现减员增效。
摘要：雅克拉气田单井具有高温、高压、高CO2腐蚀等特点, 安全生产风险大。为将天然气生产控制在安全状态, 预防安全环保伤害事故发生, 必须对各种风险加以控制。分析了影响雅克拉气田安全生产的主要风险, 提出消减风险的安全控制保障系统三级控制模式, 论述了系统结构及各子系统技术原理, 阐述了系统消减风险的方法和手段, 对系统的新颖功能、特性、优点进行了总结。
关键词：雅克拉,CO2腐蚀,安全风险,井口安全,安全控保,SCADA
参考文献
[1]胡志兵.16Mn集输管线钢在含CO2凝析气田的腐蚀行为[J].腐蚀与防护, 2013, 34 (3) :269-271HU Zhi-bing.Corrosion behavior of 16Mn gathering pipeline steel in CO2containing condensate gas field[J].Corrosion and Protection, 2013, 34 (3) :269-271
[2]梁根生, 代维, 等.雅克拉凝析气田单井集输管道腐蚀因素分析及治理对策[J].中外能源, 2011, 16 (4) :66LIANG Gen-sheng, DAI Wei, et al.Analysis of single well pipeline corrosion factors and improve measures in Yakela gas condensate field[J].Sino-Global Energy, 2011, 16 (4) :66
[3]刘艳兵, 杨维, 等.煤矿井下无线视频监控系统的设计与实现[J].湖南科技大学学报, 2009, 24 (4) :16LIU Yan-bin, YANG Wei, et al.The coal mine wireless video monitoring system design and implementation[J].Journal of Hunan University of Science&Technology, 2009, 24 (4) :16
[4]赵果, 王洪松, 等.井口控制系统用于普光气田[J].油气田地面工程, 2011, 30 (12) :105ZHAO Guo, WANG Hong-song, et al.Wellhead control system used in the puguang gas field[J].Oil-Gasfield Surface Engineering, 2011, 30 (12) :105
[5]刘志荣, 余忠仁, 等.井口安全系统应用[J].天然气与石油, 2009, 27 (4) :40LIU Zhi-rong, YU Zhong-ren, et al.Wellhead safety system applications[J].Natural Gas And Oil, 2009, 27 (4) :40
[6]李瑜, 钟谨瑞, 等.国内外井口安全系统的现状及基本做法[J].天然气工业, 2008, 28 (1) :141LI Yu, ZHONG Jin-rui, et al.The wellhead safety system at home and abroad present situation and the basic approach[J].Natural Gas Industryc, 2008, 28 (1) :141
[7]张天基.长输管道SCADA系统建设实践[J].油气储运, 2008, 27 (5) :55ZHANG Tian-ji.Long-distance pipeline SCADA system construction practice[J].Oil and Gas Storage and Transportation, 2008, 27 (5) :55
[8]廉斯R I.油气工业监控与数据采集 (SCADA) 系统[M].北京:石油工业出版社, 1995
[9]李文杰.浅谈数字化原油长输管道SCADA系统的构建[J].石油石化管线与技术, 2009, 3 (3) :33LI Wen-jie.Introduction to digital construction of crude oil long-distance pipeline SCADA system[J].Petroleum petrochemical pipelines and technology, 2009, 3 (3) :33
凝析气井 篇3
1 凝析气井井筒温度分布预测
据热力学原理, 可推出凝析气井井筒温度分布的计算公式[2]:
式中:A为油管截面积, m2;a为地温梯度, K/m;b为折算地表温度, K;C为油管内流体比热, J/ (kg·K) ;d为油管内径, m;h为气藏深度, m;T、Tw为油管内壁温度、气藏温度, K;λb为地层传热系数, W/ (m·K) ;y为井筒某位置离井口的距离, m;μ为从油管内壁到套管外壁的传热系数, W/ (m·K) 。
2 低凝析气井井筒压力计算预测
当井筒内气液比低于1 400 m3/m3时, 井筒内流体不再是雾状, 此时采用Hagedown-Brown方法预测凝析气井井筒压力分布。
2.1 Hagedown-Brown计算公式[3—7]
式 (3) 中:ΔH为垂直管深度增量, m;ρm为混合物密度, kg/m3;qL为地面产液量, m3/d;fm为两相摩阻系数;Mt为地面标准条件下, 每生产1 m3气体伴生油、气、水的总质量, kg/m3;ρo为凝析油密度, kg/m3。
2.2 各参数的求法
(1) 体积流量。
凝析气井中, 井筒压力低于露点压力时, 会出现反凝析现象, 有部分气体凝析成凝析油, 此时井筒中气液产量发生变化。本文对英买力气田YT1区块在2008年, YT1-6、YT1-8、YT1-12和YT1T井的反凝析液量与压力进行拟合, 数据见表1。
YT1-6、YT1-8、YT1-12和YT1T井的反凝析液量与压力的关系图, 如图1。
经过拟合, 得到YT1区块反凝析液量与压力的关系图, 如图2。
该区块, 当压力低于露点压力时, 反凝析量与压力的关系式:
因此气体的体积流量 (m3/s) :
液体的体积流量 (m3/s) :
混合物的体积流量 (m3/s) :
2.2 无滑脱持液率 (无因次)
2.3 质量流量
气体的质量流量 (kg/s) :
液体的质量流量 (kg/s) :
混合物的质量流量 (kg/s) :
2.4 密度
两相密度 (kg/m3) [8]:
2.5 混合物的黏度
液体混合物黏度 (m Pa·s) :
混合物黏度 (m Pa·s) :
3 实例计算
已知YT1-5井井深5 350 m, 井口温度42℃, 井口压力为21.825 MPa, 产气32 709 m3/d, 产油12.22 t/d, 产水60 t/d;油相对密度为0.796 2, 气相对密度0.623、水密度为1 030 kg/m3。地温梯度1.3℃/100 m。实测井底压力为50.605 MPa, 计算该井井底压力及井筒压力分布。计算结果见表2和图3。
从表中的数据可以看出, 实际测得的井底压力为50.605 MPa, 原方法计算出来的井底压力为50.7931 MPa, 经过本文改进后的方法计算出来的井底压力为50.783 2 MPa, 原方法和本文提出的考虑反凝析液析出的方法计算出来的井筒压力与实际测得的井筒压力都比较相近, 从图中可以看出两种方法与实际测量的几乎重合, 因此这两种方法预测井筒压力分布都比较可靠, 但是后者更接近实际测得的井筒压力。因此, 本文经过考虑反凝析液析出的方法计算井筒压力分布更精确, 更能反映井底压力和井筒压力分布情况。
4 结论
(1) 考虑井筒温度变化的基础上, 根据拟合反凝析液量与压力的关系, 求得不同压力下反凝析液量, 将反凝析量对井筒压力的影响考虑在内, 利用垂直管流计算公式提出了垂直管流方法预测井筒压力分布的方法。
(2) 通过本文改进的方法与未考虑井筒中凝析液析出的方法对比, 该方法更接近实际测得的井筒压力, 利用该方法能够更好地指导产水凝析气井的生产。
摘要：凝析气井在生产过程中, 随着产气量、产油量、产水量的变化, 井筒中不同位置处的压力也随之变化, 当压力降低到露点压力以下时, 会出现反凝析现象。在考虑井筒温度变化的基础上, 综合利用Hagedorn-Brown方法, 提出了低气液比凝析气井井筒压力预测方法;该方法主要拟合反凝析液量与压力的关系, 求得不同压力下反凝析液量, 将反凝析量对井筒压力的影响考虑在内, 可准确预测不同生产时期低气液比凝析气井井筒中不同位置处的压力, 能更好地指导低气液比凝析气井的生产。
关键词：凝析气井,反凝析,低气液比,井筒压力
参考文献
[1] 常志强, 孙雷, 康征, 等.高温、高压凝析气井井筒动态分析新方法.断块油气田, 2006;13 (2) :48—49, 61Chang Zhiqiang, Sun Lei, Kang Zheng, et al.Dynamic analysis method of condensate gas well under high temperature and high pressure.Fault Block Oil and Gas Field, 2006;13 (2) :48—49, 61
[2] 朱德武, 何汉平.凝析气井井筒温度分布计算.天然气工业, 1998;18 (1) :60—62Zhu Dewu, He Hanping.The wellbore temperature distribution calculation of condensate gas well.Natural Gas Industry, 1998;18 (1) :60—62
[3] 何志雄, 孙雷, 王雷, 等.凝析气井井筒动态预测方法.新疆石油地质, 2009;30 (2) :232—234He Zhixiong, Sun Lei, Wang Lei, et al.Well-bore dynamic forecasting method of the condensate gas well.Xinjiang Petroleum Geology, 2009;30 (2) :232—234
[4] 李士伦.天然气工程.北京:石油工业出版社, 2000:117—124Li Shilun, Natural gas project.Beijing:Petroleum Industry Press, 2000:117—124
[5] 杨继盛.采气工艺基础.北京:石油工业出版社, 1992:112—116, 133—142Yang Jisheng.Gas recovery craft basis.Beijing:Petroleum Industry Press, 1992:112—116, 133—142
[6] 伊克库C U.天然气开采工程.冈秦麟, 译.北京:石油工业出版社, 1990Yikeku C U.Natural gas mining engineering Gang Qinlined.Beijing:Petroleum Industry Press, 1990
[7] 何志雄, 杜竞, 孙雷, 等.低气液比凝析气井井筒动态预测.天然气勘探与开发, 2009;32 (3) :29—31, 73He Zhixiong, Du Jing, Sun Lei, et al.Dynamic prediction of the ratio of liquid to gas condensate gas well.Natural Gas Exploration and Development, 2009;32 (3) :29—31, 73
高含蜡凝析气井化学清蜡方法研究 篇4
研究区块凝析气藏储层中深6 010. 0 m,地层压力110. 0 MPa,地层温度126. 0 ℃。其凝析油黏度低、含蜡量高、析蜡点高,距井口100 m左右出现结蜡现象。针对该区块现场蜡样,开展蜡样结构分析, 并选择三类不同类型的清防蜡剂进行不同温度、不同浓度等条件下的溶蜡实验,分析其溶蜡机理,筛选出适用于该凝析气井清蜡的化学清防蜡剂,为该类区块的清防蜡提供理论和实验依据。
1实验材料与仪器
实验材料包括凝析油蜡样A和B,清蜡剂包括油基清防蜡剂( QFL-1、QFL-2、QFL-5、QL-2) 、乳液型清防蜡剂( QFL-3和QFL-4) 、水基清防蜡剂( QL-1、 QL-3) 等。
实验仪器有恒温水浴、秒表、具塞试管、电子天平等。
2实验方法
2.1蜡样全烃气相色谱分析
按照标准[13]分别对现场取得的两种凝析油蜡样进行全烃气相色谱分析,得到蜡样A和B的碳数分布图。
2.2清蜡剂的筛选评价
采用静态溶蜡法,在一定条件下测定不同清蜡剂的溶蜡速率[14]。
3实验结果与讨论
3.1蜡样分析结果
蜡样A和B的碳数分布图如图1和图2所示。 由图可见,蜡样A碳数分布在C10~ C46之间,碳数峰值为C40,粗晶蜡( C16~ C30) 含量17. 10% ,微晶蜡 ( C30以上) 含量80. 97% ; 蜡样B碳数分布在C11~ C45之间,碳数峰值为C31,粗晶蜡含量34. 07% ,微晶蜡含量63. 91% 。
两种蜡样中正构烷烃含量均高于异构烷烃含量。正构烷烃能够形成大晶块蜡,为针状结构,是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因[15]。同时,蜡样A中正构烷烃主要分布在C38~ C45之间,而蜡样B中正构烷烃主要分布在C27~ C36之间。蜡样A中微晶蜡含量高于蜡样B,碳数峰值也高,即长碳链数量多。由此可见,蜡样A黏度大、硬度大,其清蜡难度也要大。
3.2溶蜡速率分析
图3和图4给出了不同温度下不同种类清蜡剂的溶蜡速率曲线。
3.2.1温度对溶蜡速率的影响
由图3和图4可知,在不同清蜡剂作用下两种蜡样的溶蜡速率都随温度的升高而增大,并且在低温段曲线增加平缓,当温度达50 ℃ 以上时,溶蜡速率急剧增加。对于蜡样A,当温度小于45 ℃ 时, QFL-2溶蜡速率较高; 当温度大于45 ℃ 时,QFL-5和QL-2的溶蜡速率快速增加,明显高于其他。而对于蜡样B,当温度小于45 ℃ 时,QFL-1溶蜡速率较高; 当温度大于45 ℃时,仍是QFL-5和QL-2的溶蜡速率高于其他清防蜡剂。充分说明温度对不同清防蜡剂的溶蜡速率有很大影响,并且QFL-5和QL-2对温度变化比其他更敏感,适用于高温条件溶蜡; 而温度较低时则分别选择QFL-2和QFL-1更适合。
3.2.2清蜡剂类型对溶蜡速率的影响
溶蜡采用的三种类型清防蜡剂分别是油基清防蜡剂、水基清防蜡剂和水包油乳液型清防蜡剂。由图3和图4可知,三种类型清防蜡剂对于两种凝析油蜡样的溶蜡速率各有不同,油基清防蜡剂( QFL1、QFL-2、QFL-5、QL-2 ) 的溶蜡速率最大,乳液型清防蜡剂( QFL-3和QFL-4) 次之,水基清防蜡剂( QL1、QL-3) 最小。原因在于,油基清防蜡剂主要组分是有机溶剂和表面活性剂等,根据相似相容原理,石蜡易于溶解在有机溶剂中; 其中,表面活性剂可以提高有机溶剂对蜡的分散和渗透作用。对于水基清防蜡剂主要有水、互溶剂和表面活性剂等。表面活性剂可以降低油蜡的界面张力,自身活性剂分子能够穿进蜡分子,破坏蜡分子间的粘结力,但是,由于其分散介质为水,对蜡分子的溶解性要差得多。而水包油乳液型清防蜡剂,采用乳化技术,将溶蜡量高的有机溶剂作为内相,表面活性剂水溶液作为外相配制成水包油型乳状液。它对蜡分子具有一定的乳化作用,比水基清防蜡剂效果好,但是由于水含量较高,溶蜡速率要低于油基清防蜡剂。因此,油基清防蜡剂最适宜作为该凝析油蜡样的溶剂。
3.2.3蜡样性质对溶蜡速率的影响
图5给出QFL-5和QL-2对两种清防蜡剂对不同蜡样溶蜡速率随温度变化关系图。
由图5可见,两种清防蜡剂对蜡样B的溶蜡速率要高于蜡样A,并且这种差距随温度的升高有所增大。分析其原因,根据两种蜡样的全烃气象色谱分析,蜡样B的正构烷烃碳数分布主要集中在C27~ C36; 而蜡样A的正构烷烃碳数分布主要集中在C38~ C45,碳数峰值高,异构烷烃含量也较高,结构相对复杂,造成蜡样A黏度大、硬度大,更容易聚集,且蜡分子不容易被破坏。当温度升高,蜡样B分子迅速被分离,溶于溶剂中,而蜡样A分子碳链较长,结构相互纠缠,溶解速率较慢。因此,蜡样A的溶蜡速率较低,清防蜡难度大。
4结论
( 1) 凝析油全烃气相色谱分析发现,蜡样A的碳数峰值较高,正构烷烃主要分布在C38~ C45之间, 而蜡样B中正构烷烃主要分布在C27~ C36之间,蜡样A的结构不利于进行清防蜡。
( 2) 不同清防蜡剂的溶蜡速率随温度的增加而增大,温度小于45 ℃ 时,分别选择QFL-2和QFL-1对蜡样A和B效果更好; 温度大于45 ℃ 时,则选择QFL-5和QL-2作为溶蜡剂更合适。同时,同种溶蜡剂对不同蜡样溶蜡速率有所区别,受结构影响,蜡样A的溶蜡速率要小于蜡样B。
( 3) 清防蜡剂类型影响溶蜡速率。对于两种凝析油蜡样,油基清防蜡剂的溶蜡速率最大,乳液型清防蜡剂次之,水基清防蜡剂最小。
摘要：油井结蜡影响油田正常生产,化学清防蜡是一种有效的方法。对某油井高含蜡凝析油蜡样全烃气相色谱分析,得到其碳数分布,并分析其结构。在此基础上,选择三种类型清蜡剂进行溶蜡实验。实验发现,清防蜡剂的溶蜡速率都随温度的升高而增大,但增加幅度不同;当温度小于45℃时,分别选择QFL-2和QFL-1来溶解蜡样A和B,而温度大于45℃时,则两者都可以选择QFL-5和QL-2;油基清蜡剂的溶蜡速率最高,乳液型清蜡剂次之,水基清防蜡剂最低;由于蜡样结构不同,相同清防蜡剂对蜡样A的溶蜡速率小于蜡样B的溶蜡速率,说明蜡样A的清防蜡难度更大。
凝析气井 篇5
为使这些井恢复产能, 减少高压天然气的放空燃烧浪费。通过对积液替喷小产气井的生产特征进行分析、研究, 同时结合柯克亚凝析气田成熟的气举采油工艺, 精心优选了积液替喷小产气井间歇气举调整方案, 根据方案, 在柯331井取得间歇气举试验成功。积液替喷小产气井间歇气举的成功实施, 不仅减少了气田高压天然气的放空浪费, 同时为实现资源节约型、环境友好型企业提供了技术支持、技术依据。
1 柯克亚凝析气田高压气井生产现状
1.1 高压气井生产现状
由于地层压力较低和反凝析液的堵塞, 致使多口气井因低于最小携液气量造成井腔积液、停喷或接近和已无法进入现有的气井流程生产的困难局面。其中;14口气井进大罐或低压流程生产, 14口气井间歇替喷生产, 仅有15口气井尚能正常连续生产。
目前气田高压气井可分为两类; (1) 生产油压>7.5MPa气井; (2) 7.5MPa>生产油压>6.0MPa气井。
(1) 生产油压>7.5MPa气井:该类气井目前主要集中在采油队三、四号计量站, 现能正常进站连续生产气井共有10口井、日产气量68.74×104m3, 其中包括循环注气井 (柯30井) 和柯深102井;间歇替喷生产气井8口、日产气量19.19×104m3。
(2) 7.5 MPa>生产油压>6.0 MP a气井:该类气井目前主要集中在采油队一、二号计量站, 现能正常进站连续生产气井共有5口井、日产气量20.84万m3, 间歇替喷生产气井6口、日产气量16.14万m3。
1.2 存在问题
(1) 主力采气层系 (X 4 2-X 5 1、X 7 2) 由于采取衰竭式开采、地层压力降低, 致使反凝析现象严重, 气井产能、凝析油含量急剧下降;多数气井因低于最小携液气量, 导致井腔积液、停喷, 只能进低压流程或井口替喷生产。 (2) 井口替喷生产气井较多, 不仅造成大量高压天然气和凝析油燃烧浪费, 还存在环境污染。 (3) 油气计量偏差较大。
2 积液替喷小产气井的生产特征
(1) 地层压力低, 井口油压和生产系统压力相差不大。 (2) 油气产能偏低, 日产气量达不到最小携液气量, 导致井筒积液, 以致于进行井口或进罐间歇替喷生产。
3 复产措施研究
3.1 调整对策分析
分析1:保持或增加地层压力。地层压力除进行循环注气等保压措施外, 已无法遏制其下降趋势;且目前无循环注气气源即;地层压力将随着不断开发而降低。
分析2:增大生产压差, 降压生产。增大生产压差可提高气井产气量, 解除井筒积液正常生产。但受目前油气生产系统条件限制, 无法进一步降低高压流程系统压力故:只能进低压流程降压生产, 虽可提高气井产气量, 但会造成高压天然气能量的损失及放空燃烧浪费。即:目前无法增大生产压差。
3.2 气举方案的研究与优化
目前柯克亚凝析油气田气举采油方式有连续气举和间歇气举两种。
3.2.1 连续气举
连续气举采油方式是针对完全停喷且具有一定产液量的油气井, 其特点:用气量较大、操作简单。
柯克亚凝析气田的气井因前期压力较高、生产井腔比重较低, 一般都未安装气举阀, 气举生产则会对井底形成较大的回压 (表1) 。
目前气田的积液替喷小产气井压力较低, 静压11.5MPa~14.0MPa、流压8.5MPa~11.0MPa;根据表格数据, 连续气举对井底产生的回压将大于生产流压, 甚至与地层压力持平, 地层将因压差过小, 而无流体产出。因此, 连续气举方式不适合积液替喷小产气井进行生产。
3.2.2 间歇气举
间歇气举采油方式是针对油气藏具有一定能量、尚能间歇自喷, 而产气量又无法达到最小携液量的要求, 且产液量又不足以满足连续气举所需的油气井;其特点:用气量较少、操作较复杂。但是, 间歇气举却可解决连续气举生产始终对井底产生较大回压的问题。
注:以ρ;0.1g/cm3、油压6.5MPa、供气压力8.0MPa理想计算。
根据间歇气举的生产原理如何既能解决井筒积液, 又能减少地层回压, 实现气井恢复正常生产的目的, 则必须首先确定气举供气制度。分析如下。
(1) 解除井筒积液即要求气井产气量达到最小携液气量以及井底流压, 此时的生产压差为气井积液临界压差, 若不供气则将导致积液、停喷;根据公式1、2计算可得。
最小携液气量:
式中:Vg为卸载流速, m/s;qsc为卸载流量, sm3/d;A为油管截面积, m2;P为油管流压 (井底或任意点的压力) , MPa;rol为油或水的相对密度;T为油管流温 (井底或任意点的温度) , K;d为油管内径, m;
Z为P和T条件下的气体偏差系数;
为P和T条件下的气体压缩系数;
pwh为井口流动压力;pwf为井底流动压力;为油管平均流温K;
H为油管下到气层中部的深度, m;qg为标准状态下气体流量, m3/d。
(2) 供气气举解除井腔积液后, 气举卸载停供气井底流动压力应是气井的最大生产压差, 产气量最高;根据公式3计算可得。
气举卸载后井底流压
式中:G为气体比重;L为气柱长度, 英尺;Z为P和T条件下的气体压缩系数;pv@L为随深度变化的气体压力, 磅/英寸2 (绝) ;Tavg为气柱平均温度;psg为地面气体压力, 磅/英寸2 (绝) 。
(3) 当气井通过气举解除井筒积液暂时恢复生产阶段时间后, 气井仍将因地层能量不足, 而导致气量下降, 达到或低于最小携液气量, 造成积液、停喷。故:确定气井气举解堵至最小携液临界气量的阶段累计气量, 即能制定间歇气举供气制度;根据公式4计算可得。
累计产量与井底流压关系式:
式中:pi为井底静止压力;pwf为井底流动压力;Ng为累计产气量;ΔP为压差。
根据气井气举解堵至最小携液临界气量的阶段累计气量, 结合气井阶段内的日产气量, 即可确定供气气举频次。
3.3 方案实施
目前柯克亚凝析气田现有14口气井因积液间歇替喷生产, 平均日产气2.52×1 04m3, 低于最小携液气量 (4 1 0 4m 3~5×104m3) 。而确定一口积液替喷气井是否适合使用该方法, 最主要的条件是供气气源的压力大于气举井的套压。
根据以上条件, 2008年确定柯331井首先进行间歇气举试验分析。
柯331井于1994年10月上返调层至西五一生产, 初期地层压力23.56MPa、油压1 0.0 MP a、套压1 1.0 MP a、流压1 2.7 MP a、日产油9.4t、日产气5.6×104m3;目前该井日产油1.0t~1.5t、气1.5t~2.0×104m3、油压6.6MPa、套压6.8MPa、流压11.36MPa、静压13.06MPa, 每天进罐替液30分钟, 才能正常生产。
根据公式计算;该井最小携液气量4.04×104m3、流压9.80MPa, 气举卸载停供气井底流动压力8.55MPa, 气井气举解堵至最小携液临界气量的阶段累计气量1.38×104m3。若维持在最小携液气量进行生产, 则必须一天气举2.93次, 方能正常连续生产。因此, 确定该井的供气次数为一天3次。
2008年11月20日对柯331井进行间歇气举测试生产, 每日3次, 每次10分钟, 随后通过对供气气举前后流压梯度测试结果对比分析, 供气气举消除了该井的积液状况, 井流状况明显改善;同时, 日产油量和替喷生产时的产量基本相当, 达到了预期的效果。
4 实施效果评价
4.1 措施效果显著
(1) 减少大量天然气及凝析油放空燃烧浪费, 提高了高压天然气的利用率;同时, 降低环境污染和安全隐患, 切实向实现资源节约型、环境友好型矿区努力。
(2) 经济效益明显。柯331井每天替喷生产0.5小时, 日浪费天然气2.0×104×0.5×4/24=16 67 m3, 按0.5元/m3计算, 每天将烧掉的高压天然气价值834元, 则2008年可节约天然气价值834×130=10.84万元。
若对14口积液替喷气井全部进行间歇气举生产, 则效益将更大。
4.2 科技成果突出
该井的成功措施将为柯克亚凝析气田积液替喷小产气井的持续开采, 提供技术储备和技术方向。
5 结论及建议
(1) 积液替喷小产气井实施间歇气举生产方式, 不仅减少了高压天然气的放空浪费, 同时为实现资源节约型、环境友好型企业提供了技术支持、技术依据。