气田集输管道缓蚀剂加注有效性问题的综述

在气田的快速发展过程中,随着采出水的逐渐增加和集输管线服役年限的延长,腐蚀问题层出不穷,尤其是刺漏穿孔频次呈逐年上升趋势。针对内腐蚀严重的问题,目前国内外主要采用“定期清管、缓蚀剂预膜及喷注”的方法进行防治。但是目前还未建立合理的集输管道缓蚀剂加药制度,相关的工艺技术流程大多依赖工程经验,其技术体系还缺乏相应的理论指导和评估标准,导致缓蚀剂加注存在适应性差、耗剂量大、膜质量控制难等技术难题。因此亟需开展缓蚀剂加注方案的优化工作,逐步完善缓蚀剂加注技术体系,形成适合现场工况的缓蚀剂加注方案和技术规程,降低气田集输管道内腐蚀程度和刺漏穿孔频次,从而实现缓蚀剂应用与管理的提质增效。为此,总结了缓蚀剂的加注工艺、缓蚀效率评价技术、缓蚀剂现场加注有效性存在的问题以及未来发展趋势,以为气田集输管道缓蚀剂加注技术提供一定的参考。

基于机会约束规划的气藏型储气库优化设计

针对传统储气库确定性优化方法难以应对天然气用户需求波动的实际,采用机会约束规划方法,建立需求不确定下以总投资成本最小为目标的气藏型储气库设计优化模型。优化模型以垫气量、井数、压缩机台数、脱水设备数作为决策变量,涉及库存变化、单井注采能力及需求不确定性等约束条件,考虑到用户需求的不确定性,采用机会约束规划方法对不确定性进行预处理,并将优化模型应用于某油田W23储气库,采用GAMS建模系统与DICOPT求解器进行求解。结果表明:不确定性下优化方案的总投资成本节约了60213.34×10^(4)元,优化效果明显;用户需求的不确定性较大程度影响了储气设施的投资决策,总投资成本与置信水平之间的关系体现了不确定性下收益与风险的矛盾决策关系。该研究对储气库设计具有借鉴意义。

联产乙烷天然气提氦工艺的经济性与适用性分析

为提高氦气开发的程度,提高天然气中氦气的提取率,将乙烷回收工艺与深冷-膜分离提氦工艺相结合,得到联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦技术。经验证,回收率能够达到工艺设计要求。经济性与适用性分析结果表明,在相同操作条件下,联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦工艺相比于天然气提氦工艺与乙烷回收工艺的总压缩能耗、综合能耗及单位综合能耗均低20%;且在乙烷含量、含氦量、处理量等波动时,都有较好的适用性。

基于腔体稳定性的盐岩储气库注采方案优化研究

在盐岩储气库运行过程中,注采方案对于整个腔体的稳定性具有很大的影响。若采用不合理的注采方案,腔体围岩会发生拉张、膨胀损伤,长此以往会导致腔体收缩率增加,库容减小,甚至使整个储气库失效。为保障储气库的运行稳定性,文中建立了以腔体总温升最小为目标的注气优化模型和以腔体总压降最小为目标的采气优化模型。模型以单井日注/采气量作为决策变量,并涉及日注/采气总量、腔体最高/最低运行压力及单井注/采气能力等约束条件,将所建立的优化模型应用于某埋藏深度为1000 m的盐岩储气库,并采用通用数学建模系统GAMS进行求解。优化结果表明,优化注气方案比均匀注气方案的腔体总温升低2.84 K,降低了31.6%;优化采气方案比均匀采气方案的腔体总压降低0.553 MPa,降低了12.7%。由此可以看出,优化注采方案有效地控制了运行过程中腔体的温度和压力变化程度,进一步提高了盐岩储气库的运行稳定性。

天然气管网反输工况下的运行优化

在考虑未来下游用户需求增长和上游气源供气能力受限的基础上,在下游末站引入LNG气源条件下,建立了管网反输情况下的管道运行优化模型,该模型以管道运行经济效益最大化为目标,并以气源供气量、压缩机开机数和压缩机转速为决策变量。将所建立的优化模型应用于国内某管道,并采用GAMS建模系统和SBB求解器对优化问题进行求解。算例优化结果表明:管网反输比常规输送产生的压缩机能耗费用更低;进行天然气管网反输时,反输气量越多,管道能耗费用越低,售气利润也越低,导致管道运营商获得的经济效益降低;在上游气源供气量充足时,常规输送带给管道运营商的经济效益比进行管网反输时更高,管网反输仅适应上游气源供气能力不足时的情况。

基于氢供应链优化的加氢站选址与用氢成本分析

为了解决加氢站选址的问题,文章基于氢供应链构成,在结合氢能高速公路建设需求的基础上,以最小用氢成本为目标,通过综合考虑加氢站间距、氢源产能以及地理位置等约束条件,以加氢站的位置、氢气运输量以及不同运输方式下的氢气运输量为决策变量,构建了一种考虑氢供应链最优的加氢站选址数学模型。为了探究该模型的有效性,以青兰高速青岛-延安段为例,通过对比优化布站与等间距布站方式的用氢成本,发现提出的优化模型每日可为全线加氢站节约成本7767元。为了探究用氢成本的敏感性,文章对氢气销售量、氢源产能和加氢站间距进行了分析,分析结果显示:氢气销售量越大,用氢成本越低,这将有利于加氢站盈利;在氢源产能充足与不足的两种情景下,全线加氢站的用氢成本相差3.64元/kg;在氢源产能充足时,各加氢站的用氢成本分别比氢源产能不足时降低了0.98,9.55,5.77,1.29,0.86,6.33元/kg;随着加氢站间距的增大,全线加氢站的用氢成本逐渐降低。

多气源天然气管网掺氢位置研究

利用相对完善的天然气管网输送氢气,是现阶段实现氢气低成本运输的有效途径之一。为了确定多气源天然气管网的最优掺氢位置,文章采用沃泊热值指数、A.G.A指数、韦弗指数3种判定方法分析了氢气和天然气的互换性,确定了满足天然气互换性要求的最大掺氢比例。为了满足天然气管网掺氢后的水力工况,采用Pipeline Studio软件对掺氢后的天然气管道和某20节点天然气管网系统的运行工况进行仿真,从天然气管网节点压力和节点气质两个方面分析了掺氢比例对管网输送工况的影响,从而确定了天然气管网中的最优掺氢位置。研究结果表明:不同判定方法对掺氢比例的要求不同,需要综合考虑多种判定方法允许的掺氢比例;某20节点多气源天然气管网系统的最优掺氢位置为节点N14。

联产乙烷的天然气提氦工艺研究

为了解决单一的天然气深冷分离提氦工艺中设备能耗大、投资大、效率低的问题,将天然气深冷分离提氦工艺与膜分离提氦工艺结合以提高氦体积分数与回收率,同时结合天然气乙烷回收工艺实现冷能的最大化利用,建立了联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦工艺。利用HYSYS软件对联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦工艺与单一的天然气乙烷回收工艺和深冷-膜分离提氦工艺进行流程模拟。模拟结果表明,4种典型乙烷回收工艺中气体过冷工艺的乙烷回收率最高,可达90.13%;将天然气深冷分离提氦工艺与膜分离提氦工艺结合后氦体积分数由66.77%提高到了99.6%;联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦工艺可以有效地集成回收和利用冷量,相较天然气深冷-膜分离提氦工艺+部分干气循环工艺,总压缩能耗低23.10%,单位综合能耗低20.46%。

调压阀故障诊断研究综述与本体技术应用展望

随着天然气管网智能化和数字化程度的不断提高,对天然气调压阀故障诊断和运行维护提出更智能化的需求。基于模型、知识和数据驱动的故障诊断技术,分析“多理论融合”故障诊断技术的发展前景。基于模型与数据驱动、基于知识与数据驱动以及多理论融合的故障诊断技术3个方面,对调压阀故障诊断研究进行回顾,指出调压阀故障诊断系统异构性、知识孤岛、泛化性差等问题。同时引入本体技术,阐述本体故障诊断技术特点和研究现状,探讨调压故障诊断技术发展方向。在天然气管网智能化发展趋势下,展望基于多理论融合的本体智能故障诊断技术应用前景。

地下储气库优化设计的灰色关联分析法

地下储气库的建造是一项大型、复杂的系统工程 ,其优化设计不仅需要满足经济上的要求 ,还要考虑其功能、技术、安全及环境等诸多因素的影响。地下储气库的优化设计属于多因素的综合评价问题 ,为此介绍了地下储气库优化设计的灰色关联分析法。首先根据地下储气库工程的实际情况构建地下储气库的评价指标 (因素 )体系和由各评价指标构成的预选方案 ,在众多预选方案的基础上构建理想方案 ,通过计算各预选方案与理想方案的关联程度来确定最优方案 ;构建了由年综合费用、垫底气量、最大地层压力、注采井数、压缩机站功率和使用寿命等指标构成的储气库综合评价指标体系 ,在关联度的计算中引入了因素的权重并介绍了权重计算的层次分析法。由于考虑了各项评价指标的权重 ,使得分析结果更符合工程实际。

考虑输气功率的掺氢天然气管道运行优化研究

将氢气掺混入天然气并利用现有天然气管道基础设施输送是实现氢气长距离、大规模、低成本输送的有效方式,但氢气的掺入会对原有天然气管道基础设施的运行产生影响。为此,文章建立了掺氢天然气管道运行能耗优化模型,以压气站最小能耗为目标函数,压缩机开机台数和压缩机转速为决策变量,在掺氢比不同的工况下,分别对保持掺氢天然气的体积输量恒定和输气功率恒定的两种情况进行优化求解分析,对不同掺氢比下管道系统优化后的工况进行分析讨论。研究结果表明:在保证天然气掺氢输送的热值供应的基础上,当掺氢比超过15%时,现有天然气管道设施已无法满足最优工况的平稳运行,可以通过增设压缩机站的方式提高管段压力,以保证现有天然气管道输气功率的稳定,或在下游建设储气调峰设施,以平衡管存气体能量下降的影响。

热力耦合作用下地下盐岩储气库注采运行稳定性研究

在地下盐岩储气库注采运行过程中,因腔内气体压力和温度变化而产生的地层压力和热应力变化,会影响腔体围岩的稳定,从而影响整个储气库的稳定性。为探究热力耦合条件下地下盐岩储气库运行的稳定性,建立了储气库腔体温度和压力计算模型,对不同注采速率和注采时间的腔体温度和压力进行计算,将计算值作为数值模拟的边界条件,运用FLAC 3D软件模拟注采过程中的腔体稳定性变化情况。结果表明:如果只考虑压力的影响(压力作用),则腔体在注采过程中只发生剪切损伤;如果同时考虑压力和温度影响(热力耦合作用),则腔体在注气过程中会产生剪切损伤,在采气过程中会产生拉张损伤、剪切损伤和膨胀损伤。研究成果对地下盐岩储气库运行安全管理具有一定的指导意义。

天然气管输容量分配优化决策研究

天然气长输管网出现了多环状结构的输气路径,管网公司将上游托运商的天然气运输到下游用户的不同路径对公司利润具有较大的影响。以管网公司利润最大为目标函数,构建管输容量分配优化模型,并采用数学建模系统MATLAB,通过遗传算法进行优化求解,决策出输气路径的流量分配和节点压力。分别以简单和复杂的两种天然气环状管网为例,分析不同管径、管道剩余能力、管道运价率对经济效益的影响。验证了模型的准确性,结果表明,优化后的整体利润提升了5.38%,对提高运输商管输效益具有指导意义。

基于FLUENT的输油管道弯头冲蚀分析

在输油管线中,弯头常用于管道转弯处以改变管道的方向,由于弯头处流体方向改变导致流体的速度和压力发生突变,极易发生冲蚀作用,甚至造成破裂、穿孔等。通过FLUENT软件,从流体力学的角度进行数值模拟分析,采用有限体积法建立数学模型,针对不同流速的情况,对弯头内部流场进行数值模拟,分析压力、速度等流动参数的变化情况,直观形象地分析了流场对弯头冲蚀造成的影响,验证了弯头处较易腐蚀的部位,为研究流体力学因素对管道冲蚀的影响提供了依据。

考虑互换性的混合气源天然气管网扩建工程设计优化

面对逐渐形成的混合气源协同供应天然气管网格局,扩建现有天然气管网已成为未来发展趋势。针对混合气源的管网扩建工程设计优化问题,综合考虑混合气源带来的燃气互换性和成本等影响,以管网扩建年折合费用最低为目标函数,建立通用的混合气源天然气管网扩建设计优化的混合整数非线性规划(mixedintegernon-linearprogramming,MINLP)模型。以某沿海城市群为例进行研究,提出考虑互换性与不考虑互换性的2种情景以及气源不同价格组合下的25种情景,采用数学规划求解器DICOPT求解。分析发现,互换性主要影响各气源在混合时的供应比例,考虑互换性时管网扩建年折合费用虽然比不考虑高,但提高了用户用气安全性和稳定性。因此在实际管网扩建设计中,应综合考虑各气源互换性和价格水平的影响,制定合理的管网规划。

天然气输差问题分析与研究

随着天然气的大量开采，天然气市场供需双方对计量准确度要求越来越高，输气系统的输差问题就越发突出起来。目前国内天然气市场以供方计量为准，由于诸多因素的影响，供需双方交接差较大，不能反映实际值，常引起计量纠纷。为此从误差理论出发，以输气干线系统为研究对象，较深入的分析了输差问题产生的原因以及减少输气干线输差的措施和方法，并以标准孔板流量计的误差为基础，对四川输气干线的输差进行了计算，提出了允许误差的大致范围。

输气管网的水力可靠性分析方法

输气管网的水力可靠性决定了供气的可靠性和供气质量。现有的输气管网的水力可靠性分析方法对于流量和压力的关系,多采用0-1模式,即把供气可靠性简单分为“供气正常”和“供气中断”两种模式,这与实际情况有较大差异。为此,在供气可靠性研究中增加了“部分供气”模式,并采用3种可靠性特征量即:节点可靠度、体积可靠度和网络可靠度来表征管网的水力可靠性,并介绍了水力可靠性特征量的计算方法,还对实例管网正常工况和事故工况下的供气可靠性进行了分析计算。结果表明:在实际的事故工况中,各节点的供气可靠性均受到影响;离气源点越近,管网节点可靠性越高;离事故点越近,节点可靠性就越低,但输气管网的部分节点依然能够部分满足供气要求。这说明本方法的分析结果更符合输气管网的实际。

页岩气地面工程标准化设计

页岩气藏的特殊物性决定了其地面工程建设必须采用非常规、标准化的技术手段,加之我国页岩气藏地面工程设计面临集输规模不确定性强、管网和站场布局适应性差、工艺设备配套难度大及后期需考虑增压开采等诸多难点,因此要求页岩气地面工程建设必须向"标准化设计、模块化建设、橇装化配备"的方向发展。为此,在文献调研和技术探索的基础上,形成了以"标准化井场布局、通用化工艺流程、模块化功能分区、橇装化设备选型、集约化场地设计、数字化生产管理"为核心的页岩气地面工程标准化设计技术;并以国内川渝地区典型页岩气田为例,讨论其应用背景和地面工艺技术路线,对地面集输系统进行标准化设计,包括标准化工艺流程、模块化集输站场、系列化脱水装置、集约化平面布置,取得了显著的效果。建立了灵活、实用、可靠的地面生产体系,完成了丛式井平台、集气站、配套工程等一系列标准化工艺及模块的设计,形成了一套适应于国内页岩气田地面工程建设的技术体系。

油田地面注水系统规划技术研究

油田地面注水系统是油田注水系统的重要组成部分 ,其规划关系到整个系统的投资和运行成本。对于油田地面注水系统的规划技术进行了研究 ,采用分级优化的策略 ,将整个系统的规划问题分解为注水支线管网的规划和注水干线管网的规划两部分。在注水支线管网的规划中 ,提出了以系统投资和系统可靠性为目标的数学模型 ,并对模型进行了求解。针对注水干线管网的特点 ,通过对注水站站址的优选、主干线的走向及干线与支线交点的确定 ,在满足工艺要求的条件下 ,实现对注水干线管网的优化。使管线费用达到最少。

陆梁油田生产系统结垢机理及防垢对策研究

在陆梁油田生产系统中,生产井筒、抽油杆、集输管线、分离器、加热炉、注水管线等部位都存在不同程度的结垢现象,严重影响了油田的正常生产和安全。水质分析表明陆梁油田的采出水、注入水和地表水均为高矿化度水,有氯化钙和重碳酸氢钠两种水型,水质极不稳定,具有成垢的离子条件。垢物成份分析表明主要以碳酸钙垢为主。说明陆梁油田不同层位的采出水、注入水互不相容,在一定的温度和压力等条件下,一经混合则发生结垢。提出了相应的防垢对策,对保证油田的正常生产具有重要意义。