基于GM(1,1)模型的广州港吞吐量预测研究

随着“一核一带一区”区域发展新格局深入推进,广州港货物吞吐量、集装箱吞吐量呈逐年递增趋势,但同时吞吐量规模增长过快导致港口基础设施承载超负荷的问题,因此对港口吞吐量规模的预测与研究,具有重要的应用价值。利用2015-2022年广州港货物吞吐量、集装箱吞吐量等数据,运用EXCEL软件和数学建模方法,建立灰色预测GM (1,1)模型,并分别对2023-2027年广州港货物吞吐量、集装箱吞吐量进行测算。结果表明:广州港货物吞吐量、集装箱吞吐量逐年增加,货物运输和集装箱运输均具有良好的发展潜力。这表明广州港在珠三角地区港航运输中发挥着举足轻重的作用,同时也反映出广州港在基础设施承载能力方面负担过重。

全国港口吞吐量首季“开门红”

交通运输部统计数据显示,今年一季度,全国港口货物吞吐量、集装箱吞吐量节节攀升,生产运营实现"开门红"。其中,完成货物吞吐量40.9亿吨、同比增长6.1%,内、外贸货物吞吐量同比分别增长4.6%、9.5%;完成集装箱吞吐量7 673万标箱、同比增长10%,内、外贸集装箱吞吐量同比分别增长8.5%和11.1%。

2024年中国港口吞吐量增长可能放缓,并存在下降风险

2024年2月18日,国际评级机构惠誉评级表示,由于全球外部需求和制造业疲软,2024年中国港口吞吐量增长可能放缓,并存在下降的风险。2023年第四季度,中国八个主要海港的货物吞吐量和集装箱吞吐量分别同比增长4%和6%。惠誉认为,增长的推动因素包括新航线。

适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术

为了进一步提高致密油储层超临界CO_(2)吞吐的开发效果,探索适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术,通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐模拟实验,评价了不同类型气溶性表面活性剂的性能及其对吞吐采收率的影响。结果表明:气溶性表面活性剂GRS⁃1的综合性能更加突出,随着气溶性表面活性剂质量分数的不断增大,原油黏度、油气界面张力和最小混相压力均呈现出逐渐降低的趋势,而原油体积膨胀系数则逐渐增大,并且岩心的吞吐采收率和入口端压力也呈现出逐渐增大的趋势;随着混合流体注入量的增加以及闷井时间的延长,岩心吞吐采收率和入口端压力均逐渐增大,并且岩心的渗透率越大,吞吐采收率就越高;超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐的最佳实验参数为气溶性表面活性剂GRS⁃1的质量分数0.6%、混合流体注入量0.5 PV、闷井时间3 h、吞吐轮次3次。该复合吞吐技术能够显著提高致密油藏的采收率,对高效开发致密油藏具有指导意义。

海上稠油油田多元热流体吞吐增产机理研究与实践

多元热流体为蒸汽、氮气、二氧化碳的高温高压混合气体,具有降低稠油黏度、提高地层压力、改善油藏剖面、提高稠油油藏开发效果等作用。多元热流体吞吐技术在海上稠油高效开发中应用广泛,随吞吐轮次增加,对多元热流体吞吐机理缺乏认知,开采效果降低。为有效提升稠油油田的开采效果,采用油藏模拟分析和多元热流体吞吐及驱替室内试验方法,探究了不同多元热流体组分对增产的贡献,进一步明晰多元热流体吞吐增产机理,为多元热流体热采方案优化设计和吞吐后开发调整提供理论指导和有效措施。试验结果表明:海上油田通过多元热流体热采示范应用,油田日产油由热采前218m^(3)·d^(-1)升至最高641m^(3)·d^(-1),增幅195%,热采效果明显。

低黏原油辅助气体吞吐稠油开采技术室内实验和技术界限

稠油蒸汽吞吐后期及蒸汽驱的油汽比仅为0.1~0.2,能耗大、碳排量高等问题突出,针对该问题,可利用低黏原油辅助气体吞吐的开采方法来改善开发效果。通过室内模拟实验和油藏数值模拟,开展低黏原油辅助气体吞吐开采稠油的机理及油藏适应性研究,制订低黏原油辅助气体吞吐的技术界限。研究表明:低黏原油辅助气体吞吐开采机理主要为稀释降黏、溶解增压、扩大波及范围和乳化相变等作用,带油率(采出稠油与注入低黏原油的体积比)可达到1.00~3.00以上,且能耗低、产水少;低黏原油辅助气体吞吐适合开采普通稠油油藏和特稠油油藏,尤其适合深层、薄互层和小断块稠油油藏。该研究对稠油转换低黏原油辅助气体吞吐开发油藏筛选和工程设计具有指导意义。

改善超稠油高周期吞吐效果的技术研究及应用

辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐进入高轮阶段后,存在着吞吐效果变差,周期产油量下降、吨油成本上升等问题。在认真分析了影响高轮井开发效果的主要因素后,有针对性地提出并采取了组合式吞吐、间歇蒸汽吞吐、多元式吞吐等多种技术对策,打破了以往单一的吞吐模式,提高了热利用率,改善了高轮井吞吐效果。这些技术措施对其它超稠油和稠油油藏开发是有借鉴作用。

基于时间序列RBF的大连港货物吞吐量预测

引言大连港是我国东北地区主要的海上门户。随着我国振兴东北战略的实施推进,港口货运量也随之增多,对港口建设和运营提出了新标准,因此,为提高港口作业效率和增强竞争力,精准预测港口吞吐量对于港口规划、建设及运营至关重要。目前,用于港口吞吐量的预测方法众多,其中最主要是灰色预测法[1]、回归预测法[2]、时间序列法[3]及神经网络法[4]。灰色预测法,对于数据量少的系统,效果显著。回归预测法对数据量少的样本拟合效果好。神经网络法有较强的非线性映射能力和适应能力,但需要大量的数据训练。时间序列法对于呈线性分布的数据能较好挖掘其规律,但需要较多的样本数据。由于预测模型间各有优劣,因此本文提出时间序列法与神经网络法相结合的时间序列RBF预测模型组合模型[5-6],结合两种模型的优点,同时弥补各自的缺点,有一定的先进性,旨在为港口货物吞吐量预测提供新方法。

玛湖凹陷上乌尔禾组强敏感油藏CO_(2)同步吞吐试验

为探索玛湖凹陷强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后高效开发提高采收率技术,在玛湖1井区开展注CO_(2)同步吞吐试验。结果表明:CO_(2)同步吞吐可提高强敏感致密砾岩油藏采收率,驱油机理主要是萃取、混相、竞争吸附、膨胀驱替等;裂缝沟通是导致气窜的主要原因,通过现场调控,实现井组与气窜井同步焖井,保证现场实施效果;试验井组受压裂液浸泡导致黏土矿物水化膨胀,造成喉道封堵,渗流能力减弱,影响了CO_(2)波及范围,导致阶段换油率较低。CO_(2)同步吞吐试验取得了较好的增油效果,试验井组阶段增油量为3983 t,换油率为0.36,该试验为强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后提高采收率提供了技术思路及矿场经验。

CO_(2)快速吞吐提高页岩油采收率现场试验

页岩油注CO_(2)吞吐提高采收率技术处于探索阶段,目前面临着CO_(2)与页岩储层及流体相互作用机制不明确、数值模拟技术不成熟、缺乏规模注采及低成本回收工艺等技术难题。为探索页岩油注CO_(2)提高采收率主控机理,以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油为对象开展了超临界CO_(2)水岩反应实验,分析了高温高压条件下页岩矿物溶蚀作用及其对孔隙度和渗透率的影响,并通过注CO_(2)恒质膨胀实验、最小混相压力测试评价了地层超压条件下注CO_(2)后原油高压物性变化特征,并在此基础上开展考虑多因素数值模拟研究优化了设计注入参数,最终通过矿场试验验证了技术可行性。研究结果表明:(1) CO_(2)水岩反应以碳酸质矿物溶蚀占主导,长英质矿物部分溶解,生成中大孔隙;(2)在地层原油中注入适量的CO_(2),显著萃取了原油中间烃组分,原油黏度从5.151 mPa·s下降到1.250 mPa·s,且CO_(2)首先萃取轻烃组分,随生产时间增加萃取组分逐渐变为重烃;(3)基于人工压裂与天然缝网混合介质组分数模模型,优化设计单井吞吐注气量1.7×10~4 t,注气速度500~600 t/d,焖井时间50 d;(4)低压侧加热的页岩油CO_(2)吞吐地面工艺,可依据CO_(2)注入地面工艺多参数数据模型,实现精准控温,避免注入管线冻堵及井下油管和套管材料低温脆断问题;(5)产出气CO_(2)浓度高于80%时,采用气相回收直注工艺,实现产出气回收成本降至104元/t。结论认为,CO_(2)快速吞吐有效提高了页岩油采收率,形成的机理认识和技术系列可为页岩油注CO_(2)吞吐开发提供参考和借鉴。

面向中压直流配电网的模块化多电平电池储能系统电荷吞吐量抑制策略

模块化多电平电池储能系统(modular multilevel converter-battery energy storage system,MMC-BESS)中各子模块功率周期性波动,与其相连的电池组充放电状态频繁切换,产生额外的电荷吞吐量,危害电池储能系统寿命。当MMC-BESS用于中压直流配电网时,其交直流侧功率传输情况复杂多变,增大电荷吞吐量的抑制难度。因此,文中针对中压直流配电网中的MMC-BESS,提出一种基于二倍频环流注入的电荷吞吐量抑制策略。首先,构建中压直流配电网中MMC-BESS的数学模型;其次,剖析MMC-BESS电荷吞吐量的产生机理,分析不同运行方式下电荷吞吐量的影响因素;再次,提出基于二倍频环流注入的电荷吞吐量抑制策略,以系统总电荷吞吐量最小为目标,选取不同工况下需注入的最优二倍频环流分量;最后,多种工况下的仿真及实验结果表明,所提方法可有效抑制中压直流配电网中MMC-BESS的电荷吞吐量。

二维核磁共振技术评价CO_(2)吞吐对不同状态页岩油的动用率

游离态和吸附互溶态页岩油动用的难易程度不同,不同状态页岩油动用程度的准确表征对于页岩油的高效开发具有重要意义。结合二维核磁共振技术和CO_(2)吞吐实验,建立了CO_(2)吞吐过程中不同赋存状态页岩油划分及动用率的评价方法。采用该方法处理得到的CO_(2)吞吐过程中页岩油总动用率与质量变化计算得到的总动用率基本一致,验证了该方法的准确性。此外,可以直观地看到吸附互溶态页岩油和游离态页岩油二维核磁共振图谱随吞吐轮次的变化,游离态页岩油的动用要比吸附互溶态页岩油更容易,而提高压力和吞吐轮次可以明显提高吸附互溶态页岩油的动用率,10 MPa吞吐5个轮次后,吸附互溶态页岩油的动用率和总动用率分别达到73.6%和91.1%。该方法可对吸附互溶态页岩油动用率进行定量评价,有助于优化页岩油CO_(2)吞吐增产工艺,大幅提高页岩油采收率。

稠油油藏注二氧化碳吞吐技术研究现状

CO_(2)吞吐技术不仅是一种可有效提高稠油油藏原油采收率的关键技术,也是一种减少CO_(2)排放的有效方法。在稠油油藏中,CO_(2)吞吐最主要的作用机理是降低原油黏度、使原油体积膨胀以及形成泡沫油,从而提高原油采收率。不同类型的稠油油藏、不同的生产阶段,CO_(2)吞吐的主要作用机理也不同,通常伴随着对烃类的萃取、降低界面张力、改善流度比等作用。CO_(2)吞吐技术正朝着多元化的方向发展,CO_(2)与其他气体、化学剂等进行复合吞吐相比单一的CO_(2)吞吐,具有更高的效率和更广的应用范围。CO_(2)与N_(2)复合吞吐能减轻CO_(2)的腐蚀作用;与化学剂复合吞吐可以充分发挥气体的扩散作用,效率更高;与泡沫复合吞吐可对高渗层进行封堵,提高CO_(2)扩散范围。CO_(2)多井协同吞吐可进一步扩大注入半径及波及范围,使井间剩余油得到有效动用。目前CO_(2)吞吐技术的发展仍面临诸多挑战,沥青质沉淀、设备管线腐蚀、气源不足、CO_(2)捕集成本过高以及注入过程中气窜等问题制约了其发展。

南川常压海相页岩气注CO_(2)吞吐提高采收率工程实践

当前研究实验和模拟论证了注CO_(2)吞吐提高页岩气采收率的理论可行性,然而其实际工程效果尚未得到现场试验的验证。为此,基于四川盆地南川常压海相页岩气藏地质赋存及生产特征,开展了页岩等温吸附和CO_(2)—CH_(4)竞争吸附机理研究,实施了国内首次常压海相页岩气衰减井CO_(2)吞吐现场试验,并提出了构建成套技术体系的攻关方向。研究结果表明:①气井生产到后期进入低压低产阶段,表现出地层能量不足的特征,是提高气井采出程度的重要阶段;②常压页岩的CH_(4)和CO_(2)吸附能力明显高于低压或高压页岩,采用CO_(2)提采更具可行性和必要性;③相同条件下的常压、高压和低压3组页岩样品均表现出对CO_(2)的吸附量大于对CH_(4)的吸附量,且对气体的吸附能力依次为南川(常压海相)页岩>长宁(高压海相)页岩>延长(低压陆相)页岩;④试验井注CO_(2)吞吐增产效果明显,页岩气单井预测最终可采储量(EUR)从0.75×10^(8) m^(3)上升到0.90×10^(8) m^(3),单井控制储量5.186×10^(8) m^(3),预计采收率提高了2.9%。结论认为:①实施的国内首次常压海相页岩气衰减井注CO_(2)吞吐试验取得突破性进展,为我国页岩气井提高采收率技术研发与应用提供了重要借鉴与参考;②亟需开展页岩气衰减井CO_(2)提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究,并形成页岩气衰减井注CO_(2)吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系。

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏CO_(2)吞吐效果评价

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏产量递减快,采出程度低,为了减弱近井地带反凝析污染现象和凝析油采出困难的开发难题,通过数值模拟方法和注CO_(2)吞吐实验,分析评价CO_(2)吞吐效果,探讨提高气井产量和气藏采收率的方法。结果表明:与注干气吞吐相比,致密凝析气藏注CO_(2)吞吐更能较为有效地解除反凝析污染;气井反凝析分为反凝析初期(对生产基本无影响)、反凝析加重(对油生产有影响)、反凝析严重(对油气生产影响大)、极端反凝析(几乎不出油)共4个阶段;不同反凝析特征阶段的气井CO_(2)吞吐机理和目的不同,CO_(2)吞吐参数应当相应优化。现场实施表明,注CO_(2)吞吐的5口井在吞吐前处于不同的反凝析阶段,吞吐后取得了快速增加地层能量、解堵近井地带反凝析污染、提高注入能力、增加凝析油和天然气产量等效果。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在致密凝析气藏的规模应用提供了经验。

基于SWIPT的能量收集WSN吞吐量性能分析及优化

针对能量收集无线传感器网络(wireless sensor network,WSN)中的两跳多中继传输问题,构建无线射频能量站(power beacon,PB)辅助的能量收集无线携能通信(simultaneous wireless information and power transfer,SWIPT)中继模型.在中继节点具有捕获源节点、环路自干扰和PB信号能量的特性下,推导目的节点采用选择式合并(selection combining,SC)、最大比合并(maximal ratio combining,MRC) 2种不同接收策略下的中断概率和吞吐量,继而在保障通信服务质量(quality of service,QoS)、PB发射功率、能量转化效率等多约束条件下,提出一种以吞吐量最大化为目标的联合优化时隙切换因子与功率分配因子的中继选择算法.仿真和数值结果显示:PB发射功率、时隙切换因子、天线数目、功率分配因子等参数对系统中断概率和吞吐量性能影响显著;当给定PB发射功率为6 dBW,天线数目为3根时,与随机中继选择算法和最大最小中继选择算法相比,本文算法在SC策略下的系统吞吐量增益分别为0.29、0.15 bit/(s·Hz),MRC策略下的吞吐量增益分别为0.32、0.16 bit/(s·Hz).

苏北盆地页岩油注水吞吐增产实践与认识

苏北盆地金湖凹陷BG区块页岩油压裂后产量递减快、开发效果差,衰竭开发后期如何有效提高单井评估的最终可采储量是能够效益开发的关键。国内外通常采用CO_(2)吞吐的方法进行后期增产,但由于成本较高,效果差异较大,并未广泛使用。在结合BG区块地质特征的基础上,通过岩心核磁、扫描电镜、试井分析等方法开展页岩油注水吞吐增产机理研究,明确了注水吞吐具有大幅提高渗吸动用孔隙(1~100nm)中页岩油、改善页岩油储层孔渗条件的作用,结合苏北盆地页岩油较好的亲水性、含油性、储层裂缝较为发育三大特点,提出页岩油注水吞吐技术手段,并开展矿场试验。截至目前,2口试验井累计增油量超过7600t,具有较好的应用前景和经济效益,对苏北盆地页岩油衰竭开采后期低成本效益增产具有指导意义。

渤海稠油S油田氮气吞吐提高采收率影响因素研究

为探究渤海稠油油藏氮气吞吐开发的可行性,开展了渤海S油田注气相态变化室内实验和长岩心氮气吞吐物理模拟实验,对氮气吞吐提高采收率及其影响因素进行了研究。实验结果表明:1)渤海S油田稠油注入氮气后,饱和压力迅速上升,原油膨胀因子及密度基本无变化;2)通过长岩心装置对S油田开展4个轮次吞吐实验,可提高采收率24.42%,而且产油量主要在前3个吞吐周期;3)原油黏度越低,储层渗透率越大,生产压力越低,氮气吞吐效果越好。因此,实施氮气吞吐时,可通过改善储层渗透率,制定合理的生产压力来提高吞吐效率。该认识对海上稠油油田注气吞吐开发具有重要意义。

Y国J区块CO_(2)吞吐方案优化及试验效果评价

Y国J区块主力油气田G为中孔、中渗、带边底水和薄油环的砂岩凝析气藏,针对油环开发已进入高含水阶段、剩余油比较分散和油藏压力保持低的问题,提出了CO_(2)吞吐提高油环采收率的方法。通过开展数值模拟研究优化CO_(2)吞吐过程中注采参数,进行动态跟踪分析,明确了补充地层能量和控抑底水是吞吐致效的主要机制;总结出非混相驱、超稀饱和原油直井开发、吞吐前地层能量亏空严重和施工过程中注入不连续且焖井时间过长是影响吞吐试验效果的主要因素;以生产保障、增产增效和碳埋存为目标,建立了研究区不同含水率下的合理吞吐参数图版。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在复杂断块砂岩气顶边水油气藏的应用提供借鉴。

天然气水合物CO_(2)吞吐置换实验新方法

目前已有的天然气水合物CO_(2)置换实验的最终置换率与理论置换率75%相差较大。为了提高天然气水合物的最终置换率,从增大置换推动力的角度出发,基于混合气体中组分气体的逸度与其体积分数正相关的关系,提出了天然气水合物CO_(2)吞吐置换实验的新方法,即CO_(2)注入-置换-释放混合气体-CO_(2)回注-置换的多轮次吞吐置换。基于提出的实验新方法,在自行设计的反应装置中模拟了压力为2.54 MPa、温度为276.35 K条件下CO_(2)常规置换和多轮次吞吐置换CH_4水合物的置换过程。结果表明:在相同置换条件下,3个轮次吞吐置换实验的最终置换率为46%,是常规置换最终置换率31%的1.48倍;随着吞吐轮次的增加,水合物的置换率不断增大,第3轮吞吐置换实验的最终置换率从第1轮末的28%增加到46%,实验结果证明了天然气水合物吞吐置换实验新方法的正确性和可行性。研究成果进一步拓展了天然气水合物置换开采理论和方法。