PIPELINE软件在气田集输实时监控中的应用

PIPELINE软件是一种离线或者在线的集输管网仿真模拟计算软件,不但可以用来测试和评价输气管道的设计或进行实际操作参数的设置,还能与气田集输实时监控系统进行有机结合,为集输管网运行提供辅助专家诊断分析。以大牛地气田集输生产实际为例,进行管网水力、热力计算,天然气调峰正常工况分析和用户中断用气工况模拟分析,结果表明,该仿真模拟软件和实时监控系统有机结合,改变了气田根据人工计算或凭经验来预测天然气集输管网的运行情况和调峰的现状,不但降低了劳动强度,而且使预测效果得到了根本性提升,排除了管网运行管理的安全隐患。PIPELINE软件不仅方便了管网的运营管理,还避免了生产调度上的盲目性,为科学地管理气田集输管网系统提供了专家式的理论指导。

气田无人机巡检系统应用探讨

某气田集输管网分布广、地理环境恶劣,巡检工作量大,给人工巡检带来了较大难度。为进一步提高应急处置能力,提出了采用无人机代替部分人工进行智能化巡检的方案;介绍了无人机巡检系统的组成,给出了飞行平台、传输链路、手持遥控系统、移动无人机机场、无人机自助机场和地面站操作系统等无人机巡检主要设备的技术参数和功能。应用无人机巡检系统可以有效提升气田管理的数字化水平和应急处置能力。

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。

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。

基于文本挖掘技术的油田集输管道失效诱因关联分析

为有效预防油田集输管道失效事故的发生,以某油田2018—2021年管道失效记录为基础,采用数理统计方法分析各类管道的失效特征,利用词云图和Apriori算法分析事故类型、常见诱因及诱因间的关联规则,再通过共现矩阵构建共现网络,明确集输管道失效事故发生的关键诱因项和不同诱因发生的加速项集合,最后采用多项文本挖掘技术确定事故发展的耦合关系。结果表明,位于高后果III级区域的原油低压管段和天然气中压管段是风险管控的重点;管道泄漏、油气聚集、油池火、闪火是常见事故类型,施工破坏、土壤腐蚀、防腐层破损、管道占压、含有腐蚀性物质等是常见的事故诱因;管道泄漏和油气聚集具有强关联性,在管道泄漏条件下,发生油气聚集的概率为85.21%,两者同时出现的概率为18.21%;施工破坏、土壤腐蚀、外加电流保护失效、管道占压的共同出现是导致管道失效的主要因素;诱发土壤腐蚀和内腐蚀加速的主控原因与多项诱因相关,在后续风险管控中应尽量避免多项诱因的同时出现。

多工况下基于EEMD-ICNN的输油管道泄漏识别

针对多工况下管道泄漏信号预处理繁琐、误报率高的问题,提出了一种集合经验模态分解(EEMD)结合改进卷积神经网络(ICNN)的泄漏识别模型。所用识别方法采用EEMD将泄漏信号分解成若干个具有稳态性能的固有模态分量(IMF),通过相关系数划分出噪声主导向量并予以去除实现信号重构;提取重构信号的一系列指标特征作为ICNN模型的输入进行特征提取,实现管道多工况分类;ICNN在每个卷积层和池化层之间加入批量归一化层,以此加快网络训练速度。结果表明:所提模型能够快速准确识别出停泵、调阀、泄漏、正常工况,且在较少训练数据下平均识别准确率可达98.25%。与未改进的CNN和SVM分类识别模型相比,该方法有效提高了识别准确率。

基于AI的油气集输管道安全管控平台构建探究

人工智能技术将对提升地面集输管网的安全可靠性与使用寿命产生重大影响。基于现有各类集输管道材料、环境与服役性能等基础数据,充分利用现有物联网、大数据挖掘、知识图谱及深度学习等人工智能技术手段,提出通过全面感知嵌入→大数据库组建完善→数据提炼分析→知识体系构建→机器学习认知→智能化集成和落地等一系列手段,分步骤、多体系、全方位地建立油气集输管道安全服役管控智能平台架构,给出了实现其智能化的主要步骤和关键技术。其中包括构建管道智能运行及智联决策平台,开发相应的软硬件及人工智能系统,实现管道全生命周期内的智能服役,大幅降低油气田地面系统管道服役安全风险和失效概率,有效提高管道服役可靠性及寿命。

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。

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。

障碍条件下气田集输管网整体布局优化设计

为了降低天然气田产能管网的建设投资,实现气田高效益、低成本生产开发,针对辐射-枝状组合式管网的网络特征,将布局障碍、管网拓扑结构参数和管道设计参数统筹考虑,建立了障碍条件下气田集输管网整体布局优化数学模型,提出了粒子群算法和分级优化方法优势组合的新型高维求解算法,实现了布局优化数学模型全局优化求解。实例计算表明,所构建的模型和算法有效,相较于分别开展管网拓扑布局优化和参数优化所得方案,管道总长减少5.53%,总建设投资减少8.47%。

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。

气田网络优化布局初探

本文针对气田网络布局,提出了简化最优方法。该方法可供气田管网规划布局辅助设计时参考。

大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发,气井压力逐渐下降,目前约有30%的气井压力已接近管网压力(不低于4.5MPa)。为了维持气田的稳定生产,同时保证气田天然气的正常外输,迫切需要采取增压集输工艺。为此,针对大牛地气田的气藏特点,提出了4种增压集输模式:①单井增压模式;②集气站分散增压模式;③区域集中增压模式(多个集气站集中增压);④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明:依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备,既能最大限度地开发气田资源,又能满足管网外输压力的要求,是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。

塔河油田地面集输管网碳钢管线材质实验研究

塔河油田恶劣的腐蚀环境对地面集输管网碳钢管材的选用提出了更高的要求,现场服役管线失效分析表明,内腐蚀失效形式主要为腐蚀穿孔和沟槽腐蚀,硫酸盐还原菌(SRB)是造成管线失效的原因之一。选择塔河油田地面集输管网在用典型碳钢管材为研究对象,采用CORTEST高温高压反应釜模拟塔河油田典型工况条件并进行全浸腐蚀实验。实验结果表明:P、S、Mn等杂质元素恶化了管材的耐腐蚀性能;碳钢管线在SRB腐蚀环境下极易发生点蚀。因此,在塔河油田典型腐蚀环境下,地面集输管网应选用P、S、Mn等杂质元素含量低的碳钢管材;建议选用含铜抗菌碳钢来抑制细菌腐蚀,但含铜抗菌碳钢在塔河腐蚀环境下的适用性需做进一步研究。

多因素影响下Y型管内流动状态数值模拟研究

Y型管在油气集输管道中应用广泛,但容易发生应力集中而引起腐蚀泄漏事故,因此有必要对其影响因素进行研究。基于流体动力学原理,借助CFD软件对油气集输管网中Y型管件进行流场和应力分析。结果表明:Y型管道剪切力受到流体流速、黏度以及气含率等多种因素影响;管道内部流速升高以及黏度增大均会增强Y型管道最大剪切力;增大气含率和支管管径会减轻Y型管道最大剪切力。该研究结论可为管道冲刷腐蚀的防护提供一定的理论依据。

三维地形条件下油气集输管网整体优化若干问题探讨

油气集输系统布局优化问题的实质是受三维空间约束的网络拓扑布局优化问题,平原地区或无障碍约束的集输系统布局优化是该问题的一个特例,已有研究成果多集中于平面布局,无法应用于复杂地貌油气田。通过文献调研,基于三维地形及障碍表征、集输系统拓扑优化、集输系统参数优化、集输系统整体优化四个方面对目前油气田集输管网整体优化研究成果进行评述,剖析了约束三维地形条件下油气田集输管网优化中的各个子问题,全面系统地总结了针对各个子问题的求解方法,为三维地形条件下油气田布局规划设计提供了研究思路。

数字油田油气集输系统前方一公里问题研究

原油集输是一个大系统,包含了从井口到计量站、联合站到外输首站的全部过程,在这整个过程中形成了一个很长而又复杂的链路。井区集输管网是这个链路上一个重要的组成部分,构成油气集输管网系统的"前方一公里"。由于人们往往疏于对井区集输管网的管理,研究和探讨"前方一公里"问题,有利于对油气集输管网大系统进行全方位的科学化管理,推进数字油田集输管网向数字化、智能化迈进。

埕岛油田原油集输管网仿真及平台回压预测研究

按照埕岛油田"十三五"规划的提液要求,油田三个中心平台存在处理规模不足、末端平台回压较高等问题,因此需对各平台所辖管网进行调整,提升平台的现有液量处理能力。通过对生产数据进行分析,利用PIPEPHASE软件对埕岛油田三个中心平台集输管网进行了仿真计算。用现阶段生产数据对仿真模型进行精度验证和调整优化,得到了精度较高的管网仿真模型。用优化后的高精度仿真模型对三个中心平台2025年的井口回压进行了预测,发现中心一号、三号平台的CB701和CB22D卫星平台的井口回压分别达到了2.41和2.42 MPa,逼近生产临界值2.5 MPa,因此未来生产过程中需对这两个卫星平台进行严密监控,防止超压,保障油田正常生产。

中原油田东濮老区高含水原油常温集输技术

中原油田东濮老区进入高含水期,为解决地面集输系统能耗高、效率低、安全风险大的问题,以文卫油区为试验区块开展了高含水原油常温集输技术研究。根据地面集输系统现状,经过室内实验、理论分析和现场试验,形成了以“常温输送安全技术界限、纳米降凝剂和低温破乳剂处理工艺、集输管网优化工艺”为主体的中原油田东濮老区高含水原油常温集输技术系列。在文卫油区集成应用后,撤减单井加热炉67台、计量站加热炉28台,每年可减少天然气用量197.1×10^(4) m^(3)、创效612.2万元,有效保障了油田地面集输系统安全高效、绿色低碳运行,取得了显著的社会经济效益。

马井气田增压系统运行优化研究

马井气田目前采用气田内部集中增压为主、边远井小型撬装增压为补充的互补型增压模式,其中MP53D增压机组的实际处理量为12.49万m^3/d,远小于其设计处理量(35万m^3/d),机组只能低负荷运转,运行稳定性较差;同时,部分未增压气井受管网压力制约严重,气田产量递减迅速,采输矛盾日益突出。为维持气田正常平稳生产,采用Reo软件建立了马井气田集输管网模型,并设计了11种增压开采方案进行优化模拟。研究结果表明,方案5为最佳增压开采方案,此时气田的总产量最高,增压机组消耗的功率低,机组运行稳定性好。优化后气田的总产量增加12.07万m^3/d,压缩机站总功率降低26 k W,MP53D压缩机组处理量增大6.92万m^3/d,机组运行稳定性提高。