GA与分层优化结合的掺水集油工艺参数优化

为降低进入特高含水阶段油田的掺水集油能耗,对掺水集油工艺参数进行优化。以掺水温度、掺水量、掺水压力为外层决策变量,加热炉和掺水泵运行方案为内层决策变量,以掺水集油工艺综合能耗最低为目标函数,建立掺水集油工艺参数优化模型。提出了一种遗传算法(Genetic Algorithm,GA)与分层优化结合的求解策略,将掺水温度作为染色体上的基因,先优化个体对应加热炉和掺水泵运行方案,得到个体对应的最小集油能耗,再通过种群的不断迭代进化,得到掺水集油工艺的最优参数。研究结果表明,与优化前相比,掺水温度降低8.3℃,掺水量减少131.6 m^(3)/d,掺水压力降低0.15 MPa,集输吨液综合能耗降低13.64%,优化效果良好。研究成果可为进入特高含水阶段油田降低掺水集油能耗提供借鉴。

杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用

油田含水率的上升和产液规模的不断增大,导致集输能耗逐年增加,如何保持开发效益,降低集输能耗,成为高含水开发阶段面临的一大难题。随着节能工作不断深入,潜力已得到很大程度的挖掘,常规技术节能空间小,能耗管控压力大。因此开展能量系统优化技术研究,该方法转变原来区域优化的方式,统筹采油井、计量间、转油站、脱水站四个环节,通过确定末端能耗需求,逐级推导前端各环节能供给的方式,指导集输系统精细化、低能耗生产运行。杏北油田自2017年应用能量优化运行技术,由点及面逐步扩大规模,已实现水驱转油站全覆盖,截至目前累计节气5 621×10^(4)m^(3),节电3 275×10^(4)kWh,为油田集输系统降本增效提供了指导依据。

轮式动态模拟仪在高含水期原油不加热集输中的应用

随着不断深入开发,油田集油管线内产液的流变性逐渐转变为高含水期“水包油”为主的流态,因而管道内的流动条件得以改善。通过前期开展的季节性停掺冷输试验证实,高含水期集输进站温度可以接近凝固点甚至低于凝固点。因此提出利用临界粘壁温度作为采油井不加热集输边界条件,并利用轮式动态模拟分析仪测试单井临界粘壁温度,指导采油井平稳集输,应用后实现措施节气219.6×10^(4)m^(3),节电73.4×10^(4)kWh。

集输系统双管掺水工艺节能优化运行研究

某区块采用双管掺水集油工艺流程,由于现场无法判断掺水参数与现场工况的关系,导致回液温度远高于原油凝点,造成能源浪费,超出了经济运行成本区间。针对上述问题,利用Pipesim软件实现工艺建模,分析了掺水参数与工艺热能损失、井口回压、回液温度、工艺压能损失及能耗损失占比等参数的定量关系,得到了符合现场调控的一般性规律,并通过建立目标函数和约束条件,利用萤火虫算法实现了掺水比和掺水温度的自动调控。结果表明:掺水温度建议不超过75℃,掺水比不宜过高,现场调控应采用先调节掺水温度再调节掺水比的操作方式;随着掺水比和掺水温度的增加,单井运行费用存在最低值;经算法优化后,不同单井掺水比和掺水温度均有不同程度下降,预计每天可节约运行费用0.5万元~1万元。

基于耦合协调模型的地面集输系统能效对标研究

为提高地面集输系统的综合用能水平,充分挖掘内部节能潜力,在构建集输系统能效对标评价体系的前提下,通过改进层次分析法和熵权法对各级指标权重进行了计算,采用博弈论组合赋权方式对指标权重进行赋值,并利用耦合协调模型表示不同子系统间用能水平的协同发展趋势,最后基于现场实例验证了模型的准确性。结果表明:加热炉用能水平的权重为0.5084,对综合用能水平的影响最大,其次为泵机组用能水平和管道用能水平;耦合协调度越高,集输系统的综合用能水平越高。通过多种措施实现了对标和追标工作,优化调整后,预计节约燃油、电和各类维修费用共计1.39亿元以上,节能效果显著。

海上超稠油高温脱水技术研究

某海上超稠油富含胶质和沥青质,原油密度大、黏度高、油水密度差小、原油流动性差,并且油水乳化严重,导致热化学沉降脱水速度慢、脱水周期长。因海上平台空间受限和缺少稀油资源,该超稠油脱水不能采用陆上油田掺混稀油和长时间大罐沉降脱水的常规方法。开展了超稠油高温脱水技术研究,优选出耐高温破乳剂,破乳剂加剂量400 mg/L,在150℃高温、0.6~0.7 MPa压力下沉降4 h,含水15%~65%超稠油的原油含水率均达到<1%,实现了较好的脱水效果。根据室内脱水实验结果,获得海上超稠油高温脱水工艺参数,确定最佳破乳剂加药量、脱水温度和沉降时间,推荐了海上超稠油二段热化学脱水工艺方案。

基于组合模型的集输系统综合能效评价研究

为综合评价集输系统的整体能耗水平,从而制定针对性的节能措施,在相关标准的基础上,构建多层级集输系统综合能效评价指标,分别采用G1法和熵权法确定主、客观权重,并基于最小鉴别原理将权重合并,再利用TOPSIS法计算正、负贴近度和相对贴近度,实现综合评价系统用能水平。结果表明:组合权重中单位液量集输综合能耗、集输工艺适应性、单位原油集输综合能耗的权重较大;待评价集输系统中不同月份的相对贴近度与正贴近度的变化趋势更为接近,2月份相对贴近度最小,综合能效水平较差,6月份的相对贴近度最大,综合能效水平较好。从水力、热力和管网角度出发,针对用能薄弱环节,提出了相应的技改措施,整改后每月的单日耗气量可节约2.0~35.8 m^(3),每月的单日耗电量可节约5.7~18.6 kWh。

苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状

苏里格气田作为我国内陆最大的整装气田,随着天然气不断开采,地层压力逐渐降低,采气工艺技术的革新与集气管网布局的优化成为延续气田生产寿命的核心问题。该气田通过井下节流工艺有效利用地温热能解决了水合物堵塞问题;新型锁芯式井下节流器一次打捞成功率在90%以上;布井方案采用单井串接工艺,缩短了采气管线长度;减少运行管理费用投入,使建设投资额降低约48.8%。梳理了近年来管网模型研究的发展动态,指出不同方法的优缺点,并以苏里格气田采气量增加30%的背景下,展示了骨架管网水力计算模型的建立过程和模拟软件算法流程,利用TGNET软件模拟管网压降幅度,从而有效抑制水合物生成并避免经济损失。针对集输管网适用性评价进行讨论,指出了生产工况变化对管网运行效率的影响,以及建立水力计算模型对于预测和避免潜在风险的必要性。

聚丙烯酰胺对高黏油-水环状流流动特性的影响

针对稠油水环输送的水环流动改进问题,提出稠油流动边界层在聚丙烯酰胺(PAM)水环作用下的模拟实验方法,基于自主研发设计的室内油-水两相流可视化环道实验装置,采用500#白油模拟旅大稠油,实验研究了稠油-水环状流外环水相中添加PAM前后的流型特征与阻力特性,评价了PAM对水环润滑的协同减阻效果,分析了PAM对水环流动稳定性的作用机理。实验结果表明:PAM对稠油-水环状流的流型特征与阻力特性均有显著影响,使环状流的分布区域缩小,其缩减区域转变为分层流和塞状流,当其为分层流时减阻作用丧失;当油相表观流速为0.23~0.90m/s时,PAM减阻率随含水率增加先迅速增大后缓慢减小,在测试范围内最高达35%。研究结果可为稠油水环输送工艺优化提供理论指导和技术支持,也可为稠油管输流动改进提供新理念与新方法。

含蜡油气水合物生成特性及其浆液黏度影响因素

蜡、水合物及其耦合沉积是海洋油气多相混输工艺潜在风险问题。以天然气、去离子水、3#工业白油和石蜡为实验介质,依托可视化高压反应釜,基于正交实验设计的方法,分别选用L9(34)和L16(45)正交表设计并开展了无蜡和含蜡2种体系下天然气水合物生成实验;以流体当量黏度为评价指标,分析了含蜡量、搅拌速率、流体平衡温度、含水率、起始压力对水合物浆液当量黏度的影响显著程度。实验结果表明:黏度值恒定并不能判断反应釜中水合物生成是否结束,因为在剪切稳定阶段,脱离搅拌中心区域的水合物与搅拌区域新生成的水合物存在一种“动态平衡”状态;含蜡量越高,水合物生长诱导期越长;在含蜡量2%与3%水合物的快速生长阶段,扭矩与转速会发生2次突变,第1次突变原因是蜡晶的大量析出导致搅拌中心区域油相胶凝结构增强,第2次突变原因是水合物大量生成并与析出的蜡晶相互吸附形成了蜡-水合物聚集体,在离心作用下脱离了搅拌中心区域;各因素对于无蜡和含蜡体系水合物浆液当量黏度的影响显著程度相似,搅拌速率均为主要影响因素。研究结果对深水油气管道的安全运行具有重要的理论意义和实用价值。

工况参数对混输转子泵排出性能影响

混输转子泵是气液固三相混输工艺的关键设备,输送介质成分复杂,内部流动机理尚不明确。因此,基于动网格技术和Mixture多相流模型对混输转子泵内部进行数值模拟,分析了混输转子泵在不同工况参数下的性能变化规律。结果表明:气相与固相占比对混输泵性能影响不明显;转速对混输转子泵性能影响明显,转速增加,容积效率显著上升,流量脉动略微降低;随着压差的增加,出口流量降低,容积效率显著下降,流量脉动大幅上升;而在3个工况参数交互作用下,混输转子泵的性能波动明显,混输转子泵在低含气、高含砂、低转速、高压差工况时表现较差。研究结果对混输转子泵的深入研究和广泛应用提供了有价值的参考。

水平管内高黏油水环输送减阻特性分析

随着人们对于石油资源需求的日益加深,常规原油逐渐枯竭。稠油的使用会成为一种趋势,世界稠油地质储量丰富,占全球石油剩余储量的70%,具有巨大的开发潜力和广阔的市场前景,但稠油自身具有黏度高、分子量大、流动性差的特点,这些性质为稠油的输送带来了极大的困难与挑战。因此,加快我国稠油输送技术及相关理论的研究创新是适应未来趋势变化的客观要求,是经济有效地开发输送稠油资源的必然选择。本文采用水环输送法对稠油水平管流减阻,用以探究水环包裹下的稠油水平管流阻力特性,分析入口含水率(5%~80%)、油(0.65~1.57m^(3)/h)、水(0.09~2.13m^(3)/h)相流量对于水环润滑减阻效果以及稠油流型的影响,自主设计水环输送稠油实验环道,引入有效粗糙度k*,建立环状流压降预测修正模型,分析讨论流型特征及形成环状流时的油水流量范围,结果表明:在一定条件下形成的水环能够有效地对稠油输送进行减阻;水环可以有效润滑管壁;修正后的压降预测模型与实验值对比相对误差介于±10%,RMSE=0.02,水环输送压降仅占纯油输送压降的0.01~0.24;油相流量较高时应注意水相流量,避免过大导致输油效率η以及减阻率DR下降。

溶气原油CO_(2)溶解度预测模型

目的解决目前气体溶解度模型难以应用于溶气(CO_(2))原油等问题。方法利用自行设计建设的可承压搅拌釜装置研究了集输温度和压力对CO_(2)溶解度的影响规律,利用亨利定律对实验规律进行了分析,并建立了适用于集输环境下的CO_(2)溶解度计算模型。结果该模型创造性地引入了与实际压力和常压比值相关的4个参数,消除了已有模型的量纲问题。经过实验及文献数据验证,发现新的CO_(2)溶解度模型计算值与实验值相对误差最大为32.5%,与3种经典预测模型计算误差动辄超过50%相比有了明显改善,且绝对误差可以控制在2 L/L(以原油计)以内。结论基于该模型预测效果的显著提升,可以有效应用于溶气原油工业集输过程,对保障原油输运具有重要工程意义。

穿心电加热管道仿真和集输规律分析

随着外围油田深入开发,零散区块不断开采,穿心电加热技术得到了广泛应用。由于电线插入后管道内流体流动和传热的规律尚不明确,因此现场主要依靠保持电加热系统高功率运行来保证原油的安全输送,能耗浪费严重。针对穿心电加热管道的环空结构,基于质量、动量和能量守恒定律,分析电线插入管道后带来的摩擦和加热效应,建立了穿心电加热管道稳态温度和压力计算模型。结合智能算法校核摩阻和总传热系数,实现了不同功率下穿心电加热管道沿线水热力参数的准确计算;同时分析了含水率、输量、起点温度、功率和加热方式对电加热管道温度、压力、维温功率和维温能耗的影响情况。利用大庆油田电加热管道现场数据对模型进行了验证,结果显示:压力平均误差为7%,温度平均误差为4.16%,能够对生产起到指导作用,基本满足生产需要;此外,增大输量有助于节能降耗,全线维温是最节能的运行方式。

基于时空图卷积神经网络的管网产量模拟计算

针对原油集输管网的流量计测量数值偏差大,模拟仿真软件人工校正繁琐、自适应差的问题,提出一种自适应时空图卷积神经网络的产量计算方法,实现原油集输管网产量的模拟计算.以潜油电泵井为节点,输油管道为边构建管网拓扑图.使用图卷积神经网络提取井分布空间信息,时间卷积神经网络获取产量数据的时间序列特征,计算得到准确的产量模拟计算结果.在某油田原油集输管网系统上进行了实验验证,结果表明本文方法能够准确对管网系统内各电泵井的产量进行计算,与其他基准网络模型相比,各项误差指标均有下降,平均绝对误差降至0.87,平均绝对百分比误差降至4.45%,均方误差降至0.84,证明了提出方法的有效性和准确性.

油田集输系统能耗优化方法研究

为降低油田集输系统的总体能耗,在考虑站点约束、水力约束、热力约束和流程约束的前提下,以总运行费用成本最少的目标函数,以现场实际工况为决策变量,通过不断更新粒子群的位置和速度信息,对决策变量进行了求解。结果表明,当水滴最小分割粒径小于310μm,油滴最小分割粒径小于144μm时,可满足采出液预分离的要求,由此确定站内三相分离器的操作温度;通过沉降实验确定沉降罐的进口温度范围为40~50℃;系统动力消耗有所上升、热力消耗有所下降,冬季的节能效果最佳,日运行费用从15630元降至14016元,全年可节约运行费用51387元。

基于多层次灰色关联分析法的致密气田集输工艺评价

致密气田地面集输工程具有建设投资高、工期长、影响因素多等特点,对气田集输工艺进行客观评价关系着气田开发建设全局。以致密气藏延气2-延128井区为例,针对高、中、低压等3套集输工艺进行优缺点分析,建立层次分析法评价指标体系,选取安全生产、工艺技术及经济效益共3项一级评价指标,细化形成井下节流器失效、管线积液、管网压损、集气半径、运行压力、征地面积、计量误差、内部收益率、投资、运行成本共10项二级评价指标,通过层次分析法确定各指标权重,运用灰色关联分析法对高、中、低压等3套集输方案进行评价优选。研究结果表明:①各评价指标权重从高到低依次为:内部收益率、投资、井下节流器失效、管网压损、运行成本、集气半径、管线积液、运行压力、征地面积、计量误差;②将层次分析法计算的指标权重引入灰色关联度分析,计算各方案的灰色关联度,最终确定中压集输工艺的关联度最高,是最优方案。研究结果可为今后国内外致密气田集输工艺的客观比选和决策提供评价手段和参考依据。

高含水油田集输系统全流程节能优化技术研究与应用

油田含水率的上升和产液规模的不断增大,导致集输系统能耗逐年增加。为降低高含水油田集输能耗,在低温工况条件下,分别从集输、脱水及污水处理三个环节,通过精准调控掺水温度及掺水量,优化筛选采出液高效破乳和应用滤料再生技术,指导集输系统精细化、低能耗生产运行。自2023年应用以来,年累计减少掺水67×10^(4)m^(3),节约掺水耗电166×10^(4)kWh,实现了集输系统全流程能源管控,为油田进一步实现精准控制、精细生产、大幅降低能源消耗、提升用能效率提供指导。

影响联合站集输系统平稳运行因素探讨

A联合站是某采油厂北部油田的枢纽站,其集输系统主要担负着站内、外站以及卸油点来液处理任务,其中外站来液量占全站日总来液量的80%,这部分来液直接进“五合一多功能处理器”进行分离、脱水,直接产出净化油。在实际生产过程中,由于压裂返排液、老化油、卸油点来液以及收油工艺不完善等因素的影响,经常出现脱水器垮电场、输差大、污水沉降罐油层厚度大等影响集输系统平稳运行的状况,而集输系统运行是否平稳直接影响下游污水和注水系统。针对这一问题,通过分析来液成份、“五合一多功能处理器”油水中间过渡层组成、生产管理等因素,找出影响集输系统平稳运行的主要原因,并制定出相应的解决措施,措施后年可节约老化油用电及老化油耗气各类费用21.8287万元,最终保证集输系统运行平稳。

延439井区气液混输管道瞬态变化规律及敏感性分析

Y439井区采气管道为气液混输管道,地形起伏大导致积液严重,因此研究气液两相瞬态变化规律非常重要。以某采气管道为例,基于双流体模型建立多相流计算模型,研究管道积液动态规律和清管过程瞬态变化规律,提出采用井口压力峰值与最大清管段塞量相结合的方法确定管道清管时间,分析管道输气量、天然气含水量以及运行压力对井口压力峰值和最大清管段塞量的影响规律。研究结果表明:1)随着运行时间的延长,采气管道内积液逐渐向下游推移,当管道内积液量分布在全管段时,管道积液量和运行压力达到动态平衡;2)当管道入口投加清管器后,由于清管器上游气体被压缩,沿程摩阻损失增大,井口压力出现短暂的峰值变化,且管道出口排液主要集中在开始排液后0.5 h;3)敏感性分析结果显示,管道输气量越大,最大清管段塞量越小,井口压力峰值先降低后增大,在气相流速为1.2~3.1 m/s时增幅不明显;含水量上升,井口压力增幅明显,管道末端排液量显著增大;管道运行压力下降,对应的清管过程管道末端排液量显著增大。该成果可为气田气液混输管道的优化设计及清管操作提供理论依据。