基于有限元法的油气田集输管网阴极保护布局优化

在利用有限元法建立外加电流阴极保护模型的基础上,借助Sobol灵敏度分析,确定了显著影响某油气田集输管网阴极保护效果的关键参数,并通过粒子群优化(PSO)算法对其系统布局进行优化。结果表明:由于外加电流阴极保护模型的模拟电位与测试桩的测定电位误差较小,故该模型能够较好地反映出油气田集输管网的电位分布现状;改变防护涂层电阻率等一阶敏感性系数较高的因素会对阴极保护效果产生较大影响,土壤电阻率、防护涂层电阻率以及管道埋深与其他参数之间可能存在明显交互作用;当利用PSO算法对油气田集输管网的阴极保护效果进行全局寻优时,该模型经过47700次粒子进化迭代后的最佳阴极保护系统有效覆盖率高达99.14%,优化效果显著。

天然气地面集输管网的优化设计研究

为满足各地天然气资源供应需求状况,针对现阶段天然气地面集输管网系统进行优化设计成为必然趋势,便于有效减少系统运行成本支出、促进系统运作效率得到进一步增长,从而保障天然气管道运输安全质量得到稳定上升。因此,分析了天然气地面集输管网建设现状与优化原则,分别从管道规划、管道选型、管道运营管理、井组、气田站址、集气站管网布局等多个角度探究天然气地面集输管网的优化设计方案,以期为实际工作提供有价值的参考。

枝状集输管网投资成本优化及运行节能研究

为降低枝状集输管网的投资成本及运行成本,在考虑中央处理厂投资、集输站投资和管道投资等方面对总投资的影响下,建立以建设投资最少为目标函数的优化模型,进行投资成本优化,通过分枝定界法进行求解,并以待建气田和已建油田区块进行了方法验证。结果表明,集输半径对总建设投资的影响最大,集输站处理量增大到一定程度后,对总建设投资不构成影响;整体优化充分考虑了井组划分、站场选址和管道优化等方面的协同影响,得到的结果是全局最优解;在待建气田上优化后的总建设投资从17910.35万元降至17883.95万元;在已建油田上优化后管输压降可降低0.1~1.0 MPa,管输温降可降低2~9℃,预计全年可节省资金8.94万元。研究结果可为同类油气田节能运行方案的制定和修改提供实际参考。

海上气田群集输管网运行参数优化研究

海上气田群集输管网由气井、海上平台、陆岸终端等单元组成,各单元之间由海底管道连接,既相互独立,又彼此影响。采用LedaFlow、K-Spice对气田群集输管网运行参数进行优化模拟,可以提升集输管网运行效率,降低系统能耗,实现增储上产、提质增效、节能降耗多重目的。模拟和现场测试结果表明,降低海底管线的运行压力,可以降低压缩机能耗,同时,还可降低海底管线上游平台的运行压力,进而降低生产井背压,增加技术可采储量。由此,总结形成一套可复制、易推广的海上气田群集输管网运行参数优化方案,具有很强的实际指导意义。

基于遗传算法的油田集输管网优化调整方法

为解决油田生产能耗大、管网造价高问题,提出基于遗传算法的油田集输管网优化调整方法。首先在油田集输管网布局一定的情况下,利用管网节点矩阵计算管网参数;其次,根据集输管网工艺流程以及热力、水力分析构建油田集输管网数学模型的目标函数;最后对管径以及其所在位置进行编码,利用Prime算法确定集油站的位置,并评估个体的适应度,再利用遗传算法获得油田集输管网优化结果。通过实际应用以及对应用结果的评估,集输管网能耗高的6个计转站吨油耗电量减少了16.5 kWh,吨油耗气量减少了12.9 m^(3),一年可节省费用56.3万元,具有明显的节能降耗效果。

基于天地图的油气田集输管网完整性评价系统设计

中国油气管道安全一直是一个不可忽略的问题,一旦发生事故,不仅会造成巨大的经济损失和负面的社会影响,还会严重影响到周边居民的生命财产安全[1]。本文基于管道完整性管理理论和天地图权威的地理信息数据,构建油气田集输管网完整性评价系统,实现对集输管网的闭环管理,满足各层级油气管道行业安全生产管理需求,全面提升管网安全管理水平。

基于TGNET的某地区集输管网适应性分析

某地区地面集输管网目前已建成超200公里集气管线,集输管线规模仍在不断扩大,因此对某地区地面集输管网安全运行提出了更高要求。目前某地区集输管网已形成“环形+枝状”结构,因此,应用TGNET软件分别建立三种常见集输管网连接方式模型,分析判断井间匹配性的优劣。利用TGNET软件搭建了某地区集输管网模型,并根据实际运行压力修正模型,从而进行某地区地面集输管网的适应性分析,根据未来两年气井预测最大输量,模拟预测管网运行压力,提出相应的解决方法,保证管网安全高效运行。

临汾致密气集输管网增压方案设计与比选

针对临汾致密气气井产量和压力多样化、部分井口压力低于集输管网压力、管网集输能力受限等影响增产目标的问题,开展了临汾致密气集输管网特性分析和增压方案设计与优选,以提高管网集输能力。通过使用PNS管网仿真软件,建立了涵盖井口、井场、集气站、管道的系统性集输管网仿真模型,模型校准后展开致密气集输管网特性分析,确定了管网集输瓶颈与增压位置,然后就不同的增压模式、增压参数、增压方案进行仿真计算,最后从工艺适应性、经济性、设备选型等角度考虑,优选得出了临汾致密气集输管网的最佳增压方案,即在永宁1南干线大吉-平18支线、永宁2北干线大吉1-9支线进行线节点增压,该方案最适合临汾致密气的生产现状,增压效果最佳。

煤层气集输管网输差问题分析与认识

本文主要围绕管道腐蚀、压力损失、水合物形成、压力波动及安全监测等问题,深入分析了解煤层气集输管网输差问题。通过探讨问题的实质和影响,提出了包括科学设计规划、采用先进管道材料和技术、定期维护检测、水合物控制措施以及智能监测和应急响应等一系列解决方案,并对各方面的问题进行了深入探讨,这些举措共同构筑了一体化解决方案体系,为煤层气集输管网改善效率、提高可靠性提供了有力支撑。

探究长输管道天然气集输管网优化设计

天然气在人们的生活中占据越来越重要的地位,在此背景下,提升天然气集输管网的设计效果是确保天然气有效利用的关键,能够提升天然气资源运用的安全性、可靠性。这就需要不断的优化长输管道天然气集输管网优化设计,对设计中可能存在的因素进行有效分析,提升运行效果,降低运行成本,提升管网系统的稳定性、安全性。本文将对长输管道天然气集输管网的优化设计进行深入研究,以供参考。

老油田集输管网布局优化技术研究

老油田在滚动开发的过程中,新增油井和阀组会改变原有的管网拓扑结构,使求解难度大幅增加。针对这一问题,以总投资费用最小为目标函数,在考虑压力约束、管径集合约束、连头数量约束和隶属关系约束的前提下,通过分支定界法对目标函数迭代求解,并利用实际案例进行了验证分析。结果表明,整体优化后的管道长度为15.43 km,总投资为605.53万元;分级优化后的管道长度增加了7.19%,总投资增加了14.53%,证明了整体优化可进一步降低管网投资和运行费用。

环枝状集输管网布局拓扑优化研究

为提高环枝状集输管网的布局结构,降低初期产能投资和后期运行费用,在考虑井式约束、集输半径约束、节点隶属约束、处理量约束、节点流量平衡约束和双层布局约束的基础上,以总投资费用最小为目标函数,建立了适合环枝状集输管网优化的混合整数非线性规划模型,考察了不同约束条件、优化条件和优化算法对优化结果的影响,并通过实例分析验证本算法的有效性。结果表明:不同约束条件下,阀组和中央处理厂的位置及管网结构有所差异,优化的管网结构均为上层枝状、下层环状;集输半径约束对投资费用的影响远大于井式约束和处理量约束;整体优化较分层优化结果更加合理。果蝇优化算法的收敛迭代次数为35,计算时间12.13 s,与其余求解算法进行对比,在求解稳定性和收敛速度上具有一定的优越性。研究结果可为油气田地面工程的优化设计提供理论依据。

普光高含硫气田集输管网优化

针对普光气田自身特点,以集输管网投资最小为目标,以管网各节点的流量、压力及管道的压力限制等为约束条件,建立了树状集输管网布局、管径和阀门数目全局优化数学模型,采用双重编码遗传算法对模型进行求解,获得了总投资费用最省的管网布局、管径和阀门数目。优化过程中,针对普光湿气集输采用气液混输的特点,确定了湿天然气的物性计算和热力计算模型。通过计算值与实测值的比较,确定了适用于湿气混输管线且精度较高的水力计算模型,保证了优化过程中物性、压力和温度计算以及优化模型约束条件校核的准确性。实例计算表明,所建立模型准确,优化算法有效,对降低高含硫气田管网建设成本和提高管网安全性有重要指导意义。

基于遗传算法的气田集输管网整体优化方法

目前气田常用天然气集输管网分级优化法的缺点在于每一级的优化结果仅仅是局部最优解,难以保证最终结果是全局最优解。为此,提出了基于遗传算法的气田集输管网整体优化方法,即以整个管网的投资费用最低为目标函数建立数学模型,采用遗传算法求解,在遗传算法中将各站的站址及站辖管道的管径放在一起作为优化变量,求出管网投资费用最低时各站的站址以及各条管道的管径;同时针对遗传算法本身的局限性,结合模拟退火算法,调整了优化方法的适应度函数。实例计算结果表明,该整体优化方法在节省投资方面要优于传统的分级优化方法。

基于遗传算法的油气集输管网运行效率优化

油气集输系统的能量耗散,在油田生产能量消耗中占主导地位.若集输管网各项运行参数没有随着油井开发参数的变化而相应调整,将导致集输系统能耗逐年增加,集输用气和用电单耗不断升高.对于这一问题,以树状双管掺水集输管网为研究对象,在布局一定的情况下,以管网掺水量、掺水温度、掺水压力为参数变量,运用遗传算法编制程序对其优化.以某油区树状双管掺水集输管网为例,通过运算得到优化后的运行参数,管网运行能耗比优化前降低了28%.

基于遗传算法的天然气集输管网参数优化设计

以管道建设总费用为目标建立目标函数 ,以管道的稳态分析、各节点的流量、压力及管道压力限制等为约束条件 ,建立了天然气集输管网的参数优化设计模型。该模型属非线性离散化最优组合问题 ,采用遗传方法求解 。

基于遗传算法的集输管网井组划分

通过对油田集输管网的分析研究,建立了基于产量距离之和最小的井组最优划分的数学模型,并采用基于整数编码的遗传算法对模型进行了求解。实例计算表明:建立的以产量距离之和最小为目标的数学模型更能反映集油管网投资的经济性,采用基于整数编码的遗传算法进行求解,其寻优效益高,且收敛性和稳定性也较好。最后求得的产量距离和为18937.93 km.t/d,比文献[2]中的划分结果小1381.07 km.t/d.

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。

川渝地区天然气集输管网系统的完整性管理

西南油气田分公司采输气管线长度达16000km以上,形成了由原料气、净化气管线组成的多区域复杂管网以及东气"西调、南输、中送"的总体格局。通过不断完善管道完整性管理现场实施方案和作业规程,形成了不同于其他管道公司的多区域复杂集输管网完整性管理实施模式,特别是在含硫集输管道高后果区识别实施模式、原料气和净化气管道的风险评价体系、基于完整性管理的检测评价技术方面形成了自身特色和优势。

煤层气地面集输管网的瞬态水力热力计算模型

煤层气特有的排水采气特性与煤层气区块复杂的地形条件,都极易导致凝析水在煤层气管网低洼处聚集,致使管网压力波动更加明显而频繁,给管网安全运行与维护带来了较大的隐患。为此,基于两相流水力热力相关计算公式,利用管网节点法与大型稀疏矩阵的求解方法,建立了煤层气集输管网的瞬态水力热力计算模型。综合考虑管网所在地区的地形起伏情况,对不同时间条件下的管网各节点参数进行了计算,从而明确了煤层气地面集输系统水力热力参数随时间与集输距离的变化规律。结果表明:(1)各管沿线的质量含气率逐渐下降,持液率不断上升,并受到地形起伏的影响而发生较大波动;(2)积液多存在于管路前端地势低洼处的初始上坡段,并且在管网清管后运行20 h时低点持液率超过高点持液率的1.5倍;(3)随着管路的延长,气相流速不断增大,沿线饱和含水率不断减小;(4)管路全线压力随时间的增加而逐渐下降,在地形起伏明显的地区,受持液率变化的影响,压力也发生了小范围的波动;(5)积液的产生是导致管网压力波动的主要原因。