三相流环状集输管网运行费用优化研究

实际生产过程中要保证安全混输就不能一味降低掺水量、温度或压力,需要注意他们之间的匹配关系,综合分析掺水量、温度和压力对总运行费用的影响。三相流环状集输管网运行费用的研究是通过环状集输管网的物理模型、管内油气水三相流之间的温降模型,建立以降低管道运行费用为目标函数的数学模型。分析了掺水量、温度和压力与总运行费用之间的变化关系,找到了掺水量为影响运行费用的主要因素,掺水温度次之,掺水压力影响最小,而且得到管道总运行费用的最优方案。     

环状掺水集油系统能耗损失影响因素研究

以环状掺水集油实例为基础,计算并分析了掺水温度及掺水比对环状掺水集油系统能耗的影响,通过计算结果可以得出,掺水系统耗气量随着掺水温度的升高而增加,耗电量随着掺水温度的升高而降低;掺水系统运行费用随着掺水温度的升高先降低后升高,在掺水温度为65~70℃时运行费用最低。     

基于不同管道布置方式的油田掺水系统优化研究

为了降低油田站场集输系统能耗,以基于不同管道布置方式的双管掺水、末端掺水、首端掺水及分支掺水为研究对象,通过软件建模计算,分析了掺水温度、掺水比及掺水方式对掺水能耗及运行费用的影响,通过计算结果可以得出,掺水系统耗电量随掺水温度的上升而下降、随掺水比先上升后下降再上升;掺水系统耗气量随掺水温度和掺水量的上升而上升;掺水系统运行费用随掺水温度的上升而上升、随掺水比上升先上升再下降,而后再上升。双管掺水、首端掺水、末端掺水和分支掺水相比,双管掺水方式运行费用最高,分支掺水方式运行费用最低。     

江汉油田油井常温集输工艺探讨

江汉油田单井集输主要有不加热单管集输、井口加热单管集输、双管掺输、三管伴热集输4种模式。三管伴热、双管掺输掺热水很大程度增加了接转站的能耗,针对这一问题,以王广集输系统为研究对象,开展油井常温集输工艺的研究。江汉油区老油田改造和新油田建设可以根据实际情况,将三管伴热集输工艺改为单管常温集输工艺,可大大降低建设投资,节约集输系统能耗,降低管网维护费用。采用常温集输工艺,新区块掺水单井可建掺清水管线,老区块可利用原伴热管线进行产清水,将原本掺伴热水流程改为单井掺凉水加药、解盐工艺,既满足了生产需求,又节约了系统能耗。     

地形起伏条件下的煤层气管网稳态计算模型

鉴于煤层气"多点介入,柔性集输"的集输特点与管内气-水两相流复杂多变的流动形态,复杂地貌下的集输管网压力波动频繁,严重影响了集输系统的输气效率与运营安全。为了更为精准的对管网压力状况进行模拟计算,基于多相流水力热力计算方法,利用管网节点法建立了煤层气管网稳态计算模型,提出了考虑地形起伏情况下的分段计算管网稳态模拟方法。通过对算例管网的计算与分析,可得出考虑地形起伏的管网计算模型的压力计算结果更为准确可靠,为地势复杂区域煤层气管网的合理设计与操作提供了一定参考作用。     

集输管网失效的故障树分析

通过大量的现场调查发现,引起集输管网发生失效的直接原因是管道与附件设备的失效。对集输管网失效的各因素进行了综合性的分析,建立了以集输管网失效为顶事件的故障树。考虑44个基本事件,使用下行法对集输管网失效故障树进行分析,得出了系统全部52个最小割集,而且对故障树进行了定量分析。对集输管网进行定性分析找出集输管网最薄弱的环节,可为老管网的维护和新管网的设计提供理论指导。     

对潭口新区工程方案编制与实践的认识

潭口新区建设方案编制以节能降耗为出发点,机采系统依靠井底流压和目标产量确定工作参数,杆柱组合采用能耗最低设计方法,根据斜井抽油杆侧向力分布状况设计抽油杆扶正器设置间距;注水系统优化地面管网布局,降低了高压注水单耗;集输系统对单井集油管线进行了优化设计,充分利用油井伴生气资源,实现了单管常温集输和单管油气密闭集输,减少了原油损耗,降低了区块的能耗水平。     

多相混输管道常温集输半径确定与应用研究

油田进入高含水期后集油能耗迅速上升,如果开展常温集输可节约成本,带来一定的企业效益。为判断管道能否进行常温集输,根据现场实测数据,构建并修正水力热力计算模型,进行水力热力耦合计算,确定了管道的常温集输半径,并采用单因素敏感性分析方法对常温集输半径各影响因素的敏感性进行排序,在此基础上研制常温集输半径图版,为地面常温集输工作提供指导。结果表明,修正后的水力热力模型可以较好地预测该管道的压降、温降,其计算值与实测值的平均相对误差分别为9.42%、5.31%;对常温集输半径影响最大的三个因素为起点温度、起点压力、产液量;利用以上三个因素绘制的图版为管道能否实施常温集输提供了依据,当不能常温集输时,可以通过查询图版确定管道起点所需的温度压力。     

涪陵页岩气田集输积液形成原因和优化设计探讨

涪陵页岩气田采用"采气平台-集气站-脱水站"集输工艺和"环形+支状"输气管网外输天然气。在集输过程中,随着压力和温度的下降,容易在集输干线的低点初形成积液。通过对产量波动所引起集输站点压力升高的原因分析,给出确定积液段位置的方法,并提出:山地条件下页岩气集输设计应提高集输管网前端气体的携液流速,集气干线应设置分段清管,下游集输站场需配置段塞流捕集器和积液收集容器。     

水平管内油气水三相环状流截面含气率的研究

对水平管内油气水三相流中环状流的截面含气率进行了理论和实验研究。建立了平均截面含气率的计算模型。结果表明：影响水平管内油气水三相环状流的主要因素不仅包括气相折算速度和液相折算速度。油水混合物的含油率也起着一定的影响。     

考虑能量方程影响的燃气管道流动特性分析

采用特征线法对高压燃气长输管道非稳态流动的数学模型进行了数值求解,考虑能量方程和城市用气规律,对燃气管网非稳态流动问题从理论上进行了分析,解决了由于忽略能量方程所带来的计算精度低的问题,编制出了用户负荷随时间变化时,压力、温度、流量沿管线分布的动态模拟程序,并给出了计算实例。     

低输量下含蜡热油管道的优化运行研究

我国东北含蜡原油管道低输量运行问题日益突出,管道结蜡问题变得愈来愈严重。含蜡原油管道输送成本主要由动力消耗和燃料消耗两项组成。蜡层厚度增大,使得动力消耗增大,燃料消耗减少。在保证安全运行的前提下,管壁留有一定的余蜡厚度对经济运行有利。建立以单位运行能耗费用最低作为管道经济运行的目标函数,以余蜡厚度、清蜡周期为决策变量的经济运行模型并用数值方法求解。用所建立的模型指导现场实际运行有较好的经济效益,该公式适合低输量下高含蜡原油管道的清蜡周期和余蜡厚度计算。     

高寒地区新建庆哈输油管道生产运行参数优化

对输油管道进行生产运行参数优化,可有效降低运行能耗,提高管道输送的经济效益。针对高寒地区新建庆哈输油管道,以生产运行能耗最低为目标,以温度约束、压力约束、输油泵工作特性约束等为约束条件建立了生产运行参数优化模型。为提高求解效率,采用混合PSO⁃Powell算法对该模型进行求解。优化结果表明,优化后热能损失降低了38.3%,压能损失升高了90.3%,总能耗损失降低了26.3%,节能效果明显。     

基于组分追踪的水合物抑制剂注入量计算

在高压低温的输送条件下,湿气集输管道中会有天然气水合物生成,而生成的水合物可能会导致管道堵塞或关键控制设备失灵等诸多风险。加注醇类水合物热力学抑制剂（THI）,是预防湿气管道生成水合物的方法之一。若THI注入量过大,则不仅会增加采购、运输和储存成本,而且还会增加水处理成本。因此,在一定安全裕度的基础上,确定THI的最小注入量至关重要。基于经验公式法和相平衡软件的THI注入量的计算,不考虑流动的影响。为优化THI注入量,采用相平衡与流动耦合计算法,基于OLGA组分跟踪模型,对沿线的温度、压力以及THI质量分数进行了跟踪,以期较为准确地预测THI注入量。以陆地气田气和海底油田伴生气集输管道为例,对不同计算方法进行了对比。结果表明,相平衡与流动耦合计算法可减少THI注入量10%以上。     

水平T型管中油水两相流流动数值模拟研究

针对我国稠油油田较多和油田含水率高的特点,运用VOF多相流模型对地面集输管网中较为常见的水平T型管内油水两相流流动进行数值模拟。给定条件下中质稠油含水率为80%,流速1.5m/s,模拟结果为油水两相流属于水包油型分散流型,水作为基本相,油为分散相。分支前主管段内压力值以300Pa/m的速率线性减小,分支处主管段内压力值有所增大,而后随着流动线性减小,分析了支管段内油水两相流的压力降机理。研究结果对于优化管网结构、合理设计管道参数、管道腐蚀与防护具有重要作用。     

神经网络用于油田地面集输管道结垢预测

利用典型的误差反传神经网络理论,对油田地面集输管道结垢进行预测和评判,避开了各种因素对其结垢影响规律的难题,准确地预测和评判地面集输管道的结垢情况。应用人工神经网络分析某油田地面集输系统管道的结垢情况后表明,人工神经网络无需建立数学模型,学习过程通过自动调节神经元之间的连接权值完成,在选取有代表性的训练样本情况下,人工神经网络能够成功地预测和评判地面集输管道的结垢情况。     

集输管道弯管内油水两相流压力变化数值模拟

油水两相混合流动是集输管路中经常遇到的现象,研究压力变化规律对集输管道的设计和运行有重要意义。采用VOF模型,在不同含水率和流动速度条件下对油田地面集输管道弯管处的油水两相流进行了数值模拟。对计算结果进行分析的结果可知,两相流的含水率和流动速度对弯管处的压降有很大影响;弯管内两相流的压降随含水率的增大而增大;在弯管内壁压力减小的同时速度增大,在外壁压力增大的同时速度减小;增大流速时,高含水率的油水两相流的压降先减小后增大。