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。

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。

中国海上油气田海域整体开发新模式的提出与探索——以渤海油田为例

中国海上油气面临低品位储量占比持续增加、主力油田高含水且稳产难、工程设施局部饱和及地下资源与地面工程亟待整体协同等问题,特别是在“双碳”战略下,传统的开发模式已不能满足当下需求。提出了海域整体开发新模式,即将单个海域作为一个有机整体,时空域协同统筹地下油气资源“一网”与地面工程“五网”(油、气、水、电、信),构建协同、共享、高效、绿色的开发新模式。以渤海油田为例,系统梳理地下油气资源和地面工程设施特征,构建地下油气资源“一网”和地面工程设施“五网”,开展“一网”+“五网”协同方案研究,优化了多项现有工程设施,统筹了多个新建工程设施预留,提出多项未来工程设施整体布局,推动向标准化、移动共享、绿色开发转型升级,助力渤海油田高质量上产稳产4000万吨。海域整体开发模式是支撑海上油田增储上产稳产的前瞻性探索,为国内外海上其他油气田高质量持续发展提供了有益参考。

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。

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。

油气井地面流程管线堵塞机理分析及处理措施

在油气田开发生产过程中,时常会遇到油气井地面流程管线堵塞问题,这在油气井生产运行过程中较为常见。油气井地面流程管线堵塞会对油气井产量、运行压力等生产参数产生较大影响。以某海上油田为例,针对油气井地面流程管线各类堵塞问题,分析其堵塞机理,并制定相应措施,确保油气井的生产运行参数正常,保障油气田的安全稳定生产。同时,为油气田在开发生产过程中遇到的其他类似问题提供解决方案和经验。

油溶性清防蜡剂CL-92

针对胜利油田纯梁油区高含蜡 (10 %— 2 5 % )高凝点原油的特点 ,开发了由有机溶剂、表面活性剂、蜡晶改进剂、加重剂等组成的油溶性清防蜡剂 ,牌号为CL 92。室内性能测定结果如下 :溶蜡速度 6 .48g/mL·min(5 0℃ ) ;防蜡率 6 8.9%和 73.9% (加量 0 .1% ,两口井原油样 ) ;2 0— 40℃降粘度 >90 %— 70 %。CL 92可用于油井的清蜡、防蜡及原油集输管线的清防蜡。纯梁油田在含蜡 15 %以下的 2 0口油井定期批量加药 ,在含蜡高于 2 0 %的 5口油井连续加药 ,在梁北 2 0号计量站集输管线连续加药进行清防蜡 ,均取得了良好的效果。讨论了清防蜡机理。

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%.

星状原油集输管网拓扑优化的混合遗传算法

以投资最小为目标函数,建立了星状原油集输管网拓扑优化数学模型。根据模型特点,利用改进的整数编码遗传算法优化井站隶属关系,利用非线性优化方法优化出相应的计量站最佳位置。针对遗传算法的局限性,对操作过程进行了改进,结合了模拟退火算法,调整了适应函数,给出了初温的确定方法,改进了选择复制操作,从而形成了混合遗传算法,并采用随机多父辈适应函数值加权交叉和多种改进变异操作方法。同时在操作过程中给出了约束条件的处理方法,减少了不可行解的产生,提高了算法优化效率。算例显示了该优化方法的有效性。

环形集输管网拓扑优化设计

本文研究环形集输管网的布局优化设计问题,建立了系统的优化数学模型,提出了分解求解方法,并计算了工程实例。文中还讨论了优化问题的计算复杂性,指出此问题属于NP-hard问题,应建立有效的近似求解方法。

油砂山油田原油集输管线中的硫酸钡锶结垢

油砂山油田注水开发后原油集输管线一些区段结垢较为严重。对该油田的结垢情况进行了调查 ,采集了大量垢样 ,对结垢物进行了定性鉴定、定量分析 ,确定结垢物的主要组分为硫酸钡锶 ;根据采出水离子组成分析、地层岩石钡锶元素分析结果 ,初步判定采出水中结垢离子钡和锶并非来自地层岩石矿物 ,而是来自侵入地层的泥浆加重剂重晶石及天青石。

中原油田集输管线腐蚀行为研究

中原油田集输管线的腐蚀特点均以内腐蚀为主 ,腐蚀穿孔多发生在管线底部。以四厂南二线为例 ,对产出气、产出水的组成及腐蚀性进行了分析化验 ,结果表明 :输送的液体含水率高且为层流 ,造成管线底部直接与水相接触。由于产出水pH值较低、矿化度高 ,并且含有大量的硫酸盐还原菌 (SRB)和HCO-3,CO2 ,导致管线底部垢下腐蚀。

化学解堵技术在峰15井地面集输系统的应用

由于开井初期井底脏物大量排出以及天然气中元素硫的沉积,使得峰15井井口节流阀、一级节流至二级节流之间的管线、场站分离器以及峰15井至高峰站的集气管线多次发生堵塞,并诱发水合物生成。通过对峰15井地面系统内堵塞物的分析,确定了堵塞物以井下油污和元素硫为主的组成特点。通过室内研究和评价,选择有机化学清洗液对峰15井地面集输系统进行了化学清洗,取得显著应用效果。

基于径向基函数神经网络预测模型评价油气水集输管道的均匀腐蚀缺陷

利用多相动态腐蚀检测装置测定不同工况下油气水集输管道的均匀腐蚀速率,以此结果为样本建立径向基函数人工神经网络预测模型,并对管道均匀腐蚀缺陷进行评价。结果表明:当以硫化氢含量、二氧化碳含量、水含量、钙离子含量、镁离子含量、氯离子含量、温度、压力、流速等为输入信号,以管道均匀腐蚀速率为输出信号时,9-29-1型径向基函数人工神经网络结构合理且准确度良好,经过4450次迭代后,预测模型的均方误差为0.0009,小于允许收敛误差限0.0010,在训练阶段、验证阶段与测试阶段线性拟合的决定系数分别为0.993、0.973、0.969,预测值和期望值具有较高相关性,同时还依据该模型找出了9段存在均匀腐蚀风险的管道。

CL－1型缓蚀剂的研制

为了阻缓高含水原油对集输管线的腐蚀，研制了ＣＬ－１型输油管线缓蚀剂。这种缓蚀剂是以两种咪唑啉衍生物与联氨为主要成分的复配药剂，运用于油水共在体系．本文介绍了该剂的室内性能评价和现场试验结果。

气田集输管网最优管径组合

本文继文献〔1〕之后,进一步建立了气田管网规划布局中的最优管径组合问题的模型,介绍了求解方法,并用计算机程序求解典型网络实例,结果令人满意。

梁家楼油田硫酸钡锶垢成因分析

梁家楼油田集输站及其外输管线结垢严重。垢样含无机物约95%,用X射线衍射法测定,该垢成分为硫酸钡锶Ba0.75Sr0.25SO4。根据4个集输站21口油井产出水水质分析数据,产出水富含Ba2++Sr2+和(或)SO42-,一般而言,生产层为S层的油井产出水富含Ba2++Sr2+,生产层为H层的油井产出水富含SO42-,两种水混合引起集输站及外输管线结垢。在4个注水站的回注污水中,Ba2++Sr2+和SO42-浓度很低或较低,远低于产出水中的相应浓度。2口井S层岩心薄片分析鉴定结果表明地层胶结物中含重晶石(BaSO4),且推论含天青石(SrSO4),这是S层地层水中成垢离子的来源,使一部分油井井筒或井口至集输站管线结垢,并造成该生产层不同油井产出水中成垢离子浓度的巨大差异。讨论了硫酸钡、硫酸锶的溶解度及温度、压力、含盐量的影响。将分别含4 mmol/L Ba2+、4mmol/L Sr2+8、mmol/L SO42-的3种溶液混合,生成的沉淀物经X射线衍射法检测,为Ba0.75Sr0.25SO4结晶,利用溶度积数据对该垢的生成作了初步讨论。

缓蚀阻垢剂HZ-X2的合成、性质及应用

中原文留油田油井含水高于85%,采出水中CO2与HCO-3构成弱酸性缓冲体系,腐蚀性和结垢性很强,油井、集输和注水系统既出现腐蚀,又发生结垢。针对该油田研制并生产了新型缓蚀阻垢剂HZ X2。简介了合成方法及产品技术性能,讨论了缓蚀和阻垢机理,详述了室内测试结果,简介了现场试验和应用情况。该剂由缓蚀成份咪唑啉及其衍生物、阻垢成份膦基丙烯酸 马来酸(酐)共聚物及溶剂制成,易溶于水,可溶或分散于油,不增加原油的乳化。在室内测试中,加量>100mg/L时在65℃采出水中的静态缓蚀率>75%,在70℃油水混合液(30∶70)中的动态缓蚀率>70%。加量≥20mg/L时,在75℃采出水中对Ca、Mg垢的阻垢率>84%。在现场试验中,从1口油井油套环空按产水量加入该剂100mg/L,在20天内使采出水中含铁量下降,腐蚀速率降至接近0.07mm/a。在文留油田现场应用中,不同油井加入适量药剂(60～100mg/L),加药周期一般15d左右,采出水平均腐蚀速率由0.408mm/a降至0.075mm/a,结垢速率由3～7mm/a降至0.121mm/a。表3。

油气集输管网运行参数模糊优化研究

油田集输系统是由油气集输、注水、供水和采出水处理管网组成的一个十分复杂的多级流体网络系统,对于油田正常生产和运行有着重要的意义。为减小投资,提高经济效益,油田集输系统优化设计方法的研究十分必要。本文运用模糊数学方法,在油气集输管网的拓扑结构给定的基础上,以生产运行工艺参数和管线管径为设计变量,以管网系统投资和生产运行能耗最小为目标,建立了多级星式集输管网系统多目标参数优化设计问题的数学模型及求解策略。将模糊优化得到的设计方案和SUMT-POWELL混合算法方案进行对比,验证模型推导及程序编制的正确性。

基于RBFNN的集输管道腐蚀缺陷评价方法

油气集输管道的风险因素众多且缺陷风险因素衡量不明确,管道数据冗杂且利用率低,现有基于内压的完整性评价技术无法适用于集输管道。鉴于此,提出基于径向基神经网络(RBFNN)的集输管道腐蚀缺陷评价方法。通过对管道本体数据、内外检测数据、环境数据以及运行数据等进行相关性分析,并提取关键风险因素;采用层次分析法建立了风险因素重要度的分值体系,并对安全系数进行了修正;建立了基于径向基神经网络的安全系数计算模型,以关键风险因素作为输入,安全系数作为输出,以某集输管道为例进行了训练和测试。测试中,径向基神经网络安全系数计算模型的平均误差为1.67%,表明模型预测效果良好;修正后的安全系数用于缺陷评价时认为存在2个需维护维修的缺陷,相比原评价方法更保守但更能反映缺陷的真实状况。研究结果可为集输管道的维护与维修提供理论依据。