长输原油管道并管混输运行方案研究

为实现长庆油田第三输油处姬惠线和油惠线不加降凝剂和减阻剂运行,实现节能降耗,通过建模仿真,开展并管混输运行模式研究。首先,建立管网仿真模型,利用现场近5年历史数据进行模型调试与校验,使模型精度达到95%以上,能够准确描述现场的水力和热力特征;然后,分析并管混输后的管道沿线水热力分布,结合各站场设备和管线情况,研究并管混输的可行性;接着,通过控制边界条件,模拟分析并管混输的输量和温度控制范围。最后,进行现场试验验证,对比分析理论与实际。结果表明:姬惠线通过姬马复线或新建联络线分输一部分原油至油惠线,均可实现姬惠线不加减阻剂、油惠线不加降凝剂运行;根据输油计划,最大可分输320 m^(3)/h,最小需分输182 m^(3)/h,冬季最低出站温度为57℃,与并管混输前相比,可降低33℃;经过现场试验与应用,研究结果与现场运行结果一致,实现了节能降耗。

基于实时组分的天然气流量在线计量方法

超声波流量计采用固定天然气组分计量标况流量,为解决与实时组分偏差影响计量精度的问题,针对SCADA系统中不同的计量实时数据条件,基于质量守恒原理,结合AGA8气体物性方程,确定了天然气标准状态体积流量和能量流量计算式,以及流量累积计量误差评价方法;设计开发了在线计量软件系统,应用于某海底管道陆上计量终端,在线分析6台超声波流量计,4个月共计15万余组计量数据。结果表明:采用固定天然气组分计量流量,导致的最大相对误差为1.02%,大于A级流量计的计量不确定度(0.85%),且计量误差与实时组分和固定组分密度差值成正比。计量相对误差分布近似满足正态分布,误差在-0.5%~0.5%的概率为98.79%。因此,采用固定天然气组分计量流量,对计量精度影响较大。提出的在线计量方法,有助于提高天然气标准状态体积流量的计量精度。

某低输量输油管网精益运行模式探究与优化

通过构建管网仿真模型,模拟不同输量和地温条件下,站场的最低出站温度与管线的极限低输量,探究了输油管道系统的精益运行模式。结果表明,地温越低,站场的最低出站温度越高,极限低输量越大。研究结果可用于指导该输油管道的实际运行,同时为未来的输油管道精益运行提供思路和参考。

西北地区JF原油管道蜡沉积评价方案

为掌握现场输油管道蜡沉积情况,充分利用SCADA系统所采集的大量运行数据,进行数据分析和挖掘,提出一种现场管道蜡沉积评价方法,并建立蜡沉积动力学预测模型。首先,分析生产现场工况变化特点,选用压差法计算原油管道当量蜡沉积厚度;其次,分析油品输量、平均温度与管道埋地温度对当量蜡沉积厚度的影响;最后,建立蜡沉积动力学预测模型,预测蜡沉积厚度变化情况。分析结果表明:当量蜡沉积厚度计算结果与JF原油管道9次清管数据的变化规律一致,计算结果准确;当量蜡沉积厚度虽然不是真实蜡沉积厚度,但反映了蜡沉积对管道水力特性的影响,可作为评价管道蜡沉积情况的指标;由于蜡沉积过程同时受分子扩散与剪切剥离作用影响,选用Hsu模型效果较好,预测模型最大误差为1.74 mm/d,712组数据计算结果中,有518组数据计算结果与实际变化趋势相同,占比72.9%。研究提出的当量蜡沉积厚度原油管道蜡沉积评价指标可供类似工程借鉴,但还需围绕提高计算精度与模型适应性以及借助管网仿真技术继续深入研究。

钻井液智能调度与可视化平台建设

钻井液的调度运输是保障石油与天然气顺利开采的基石。针对钻井液运输过程中存在的信息同步率低、调度方案经济性差、运输行程无法实时追踪等问题。搭建钻井液智能调度与可视化平台以同步生产运行数据,根据运输流程重新设计各调度环节并完善约束,采用运筹学线性规划方法求解降低储配站转运次数,完成智能调度方案推荐与预览,同时借助GIS地图模块横向集成第三方运输平台获取车辆实时位置信息。平台测试运行过程中钻井液公司运输经济支出降低,生产运行效率提升,一体化建设成果显著。

天然气管网在线仿真理论与实践

为了充分利用管道自动化和数字化建设取得的数据成果,应对天然气管网日益大型化、复杂化带来的挑战,促进安全生产和提质增效,在线仿真已成为管网调度管理和操作控制的迫切需求和重要手段,受到国家、企业、社会的广泛关注。管网在线仿真系统建设和项目实施是众多领域科学和技术的综合应用,涉及仿真理论与方法、软件与技术、数据与自动化、调度与管理、操作与控制、维护与升级等诸多问题和因素,是相关领域最新科学研究成果和工程经验的直接体现。基于多年研究、开发及应用实践,以管网在线仿真系统为分析对象,讨论其宏观和整体系统架构、层次及功能作用,探究其理论与方法、软件与核心技术以及系统建设和实施过程中的核心问题,并通过川气东送天然气管道和南海西部海底天然气长输管道实际应用案例,展示当前在线仿真研究成果的应用过程及效果,以期推动未来天然气管网在线仿真研究、开发及应用。