油气集输工艺流程的优化措施

文章从改进油气集输设备配置、优化操作参数和引入先进的自动化控制系统等方面,阐述了油气集输工艺流程优化的重要性,来证明科学的油气集输工艺流程优化有助于提高生产效率、降低成本等实际的应用效果,并提出了油气集输工艺流程优化的有效措施。

基于多层次灰色关联分析法的致密气田集输工艺评价

致密气田地面集输工程具有建设投资高、工期长、影响因素多等特点,对气田集输工艺进行客观评价关系着气田开发建设全局。以致密气藏延气2-延128井区为例,针对高、中、低压等3套集输工艺进行优缺点分析,建立层次分析法评价指标体系,选取安全生产、工艺技术及经济效益共3项一级评价指标,细化形成井下节流器失效、管线积液、管网压损、集气半径、运行压力、征地面积、计量误差、内部收益率、投资、运行成本共10项二级评价指标,通过层次分析法确定各指标权重,运用灰色关联分析法对高、中、低压等3套集输方案进行评价优选。研究结果表明:①各评价指标权重从高到低依次为:内部收益率、投资、井下节流器失效、管网压损、运行成本、集气半径、管线积液、运行压力、征地面积、计量误差;②将层次分析法计算的指标权重引入灰色关联度分析,计算各方案的灰色关联度,最终确定中压集输工艺的关联度最高,是最优方案。研究结果可为今后国内外致密气田集输工艺的客观比选和决策提供评价手段和参考依据。

转油站无伴热集输工艺改造的技术研究

油田进入特高含水期后,含水率升高,但介质水力及热力条件得到改善,高含水率介质原油摩阻损失降低,为集输工艺优化提供了有力条件。目前集输系统普遍采用双管掺水集油工艺,工艺流程中掺水泵、热洗泵、掺水炉、热洗炉等设施,是最主要的耗电及耗气节点;同时双管工艺复杂,站外掺水、热洗埋地管线较多,管道完整性管理及腐蚀失效治理工作量大。喇北北块地处高腐蚀区域,管道完整性改造工程量增加。生产实践中使用油井高效清蜡降黏装置及井口电加热器,以提高油井出油温度,满足集输温度要求,确保低产液井平稳运行;同时实施转油站无伴热集输工艺改造,取消双管掺水、热洗工艺,可有效降低转油站运行能耗、减少站外埋地管道工程量,实现转油站节能、高效运行。

基于深度残差网络的接转站工艺流程异常工况诊断

油气集输站场是油气田地面工程的核心部分。接转站作为集输系统的重要节点,既有设备集中、运行连续性强的生产特点,还容易出现来流比例剧烈波动和设备运行故障等工况异常。接转站运行工况的诊断对油气生产系统至关重要,对于简单设备的异常数据,站场员工尚能进行初步诊断,但对整个站场的大量SCADA实时监测数据,仅靠经验和知识难以实现快速分析处理。与油田现有的阈值报警方法相比,基于数据驱动的诊断方法更加准确智能。在数据驱动的方法中,深度学习方法能够自动提取数据非线性特征,善于处理海量高维数据。根据某油田接转站数据采集与监视控制系统(SCADA)数据的多元时间序列特性,提出一种基于深度残差网络(DRN)的诊断方法,以接转站SCADA系统监测数据为模型输入,工况类别为模型输出建立诊断模型,对接转站异常工况进行分类识别。现场数据的噪声会降低模型对少数类样本的识别能力,通过小波分解对接转站数据进行降噪处理,减弱设备采集干扰,增强模型诊断性能;采用朴素重采样进行数据扩容,缓解现场数据样本量不足,模型难以训练问题;利用正则化方法对大数值权重向量进行惩罚,避免模型对个别变量的依赖。在此基础上提出8种不同DRN架构,确定适用于接转站的最优诊断模型,通过多元互信息值法量化各类样本间的相关程度,证明诊断结果的有效性。油田现场的实际数据验证表明,该方法能够用于对接转站工艺流程运行状况进行快速准确的诊断,诊断准确率达97.3%,显著高于支持向量机(93%)、多层感知机(65%)等经典机器学习方法。该诊断方法对其他油气站场的故障诊断和异常识别具有指导意义。

油气集输站场带压热开孔技术应用

随着油气田不断开发和增产,老旧站场面临着维修改造及改扩建的问题,为避免影响生产作业,需要用到带压开孔技术。结合带压热开孔工艺的技术要点及安全分析,介绍了带压热开孔常用的单开孔、单封堵和封堵不停输3种工艺在非洲某油田站场改扩建工程中的应用场景。根据站场内不同的情况对3种热开孔技术的组合使用,可以实现复杂情况下站内管线不停产改造的目的。

油田集输系统油/水过渡层形成机理与处理方法

通过介绍油田集输系统,研究了油水过渡层形成机理,并对油水过渡层的处理方法进行了分析。综述了过渡层处理方法,包括物理、化学、生物及三者联用法,并对油水过渡层处理方法做出展望。

天然气矿场集输系统用能分析及评价方法研究

天然气矿场集输系统是由井场、集气分离站、增压站、集输管网和气田水回注站等用能环节按照一定拓扑结构衔接而成的复杂用能系统,是气田生产中的主要能耗环节之一。现有过程系统能量模型不完全适用于天然气矿场集输系统,对过程系统"三环节"能量结构模型进行了改进,将集输系统划分为能量转换、传输、利用和回收4个环节,从能量平衡和火用平衡两个角度,结合"三箱"用能分析法,提出具有一般性的集输系统用能过程"组合模块多环节分析法"。对某气田矿场集输系统进行了用能分析,确定集输系统节能降耗切入点,提出了调整改造措施。构建包含各用能子环节的二级指标体系与评价准则,利用改进层次分析法确定各级指标权重,建立集输系统用能模糊评价模型。

昭通页岩气示范区集输工艺现状及发展方向

中国页岩气藏大都分布于山区,地形环境复杂,加之页岩气不同于常规气的生产特点和规律,给地面集输系统的建设和运行带来一定难度。对昭通页岩气示范区页岩气集输工艺进行了技术优化的系列研究,以期对山地页岩气建设和运行提供参考和借鉴。通过“十三五”期间对页岩气生产平台、集输系统和集气(增压)站等工艺进行持续优化,形成了适用于山地页岩气地面集输工艺路线,并提出了发展方向,即:研发高效设备、市场化生产和技术服务、灵活销售页岩气,以及应用数字化、智能化气田技术等。

油田环状集输流程埋地管道温降计算方法

以工程热力学、传热学、油气集输、多相流等学科知识为依据,根据能量守恒定律建立油田环状集输流程埋地管道的温降计算模型,找出油田环状集输流程埋地管道的温降计算方法。同时,对油田生产现场的温降进行测试,通过试验数据验证建立的温降计算方法满足工程应用。

油田地面集输系统能效指标体系的建立及分析方法

引入层次分析法构建集输系统能效指标体系,为进行集输系统的整体能效评价提供有利手段,并结合模糊学中三角模糊数对层次分析的判断矩阵的构建及权重的计算进行了改进,在一定程度上减少了层次分析法人为主观因素较强且忽略了人对客观事物认知的模型性等缺陷,使评价结果更加准确和全面,并以某集输区块集中处理站为例,找出其用能薄弱点,并提出改进意见。

姬塬油田集输系统工艺法防垢模式的评价

姬塬油田的樊学区块,由于各层系地层水配伍性差,加之混层开发及混合处理的集输模式,导致集输系统结垢严重,直接影响到原油正常生产,存在严重的安全隐患。为保障系统平稳运行,采用以工艺法防垢为主,化学、物理法防除垢为辅的综合清防垢体系,逐步形成了"原油分层集输、分层处理、净化油合层输送、采出水分层回注"的工艺模式,结垢治理取得了较大成效。针对近两年工艺法防垢的现场应用情况及效果分析,评价工艺法防垢的应用效果。

稠油高含水期高效低耗集输工艺技术研究

开展稠油高效低耗脱水工艺技术研究,解决了预脱水的技术难题,实现了对采出液中大量游离污水的低温、高效处理,经现场试验证明,具有可观的经济效益,每年节省药剂费用和燃料费用达201万元。

数模融合驱动的集输管道内腐蚀预测

为提升天然气集输管道内壁腐蚀深度预测精度,基于腐蚀机理模型与高斯过程回归(GPR)建立了数模融合驱动的管道内腐蚀深度预测模型。将GPR引入管道内壁腐蚀深度预测中,首先根据腐蚀深度物理模型得到线性腐蚀增量模型,并将其融入高斯过程线性核函数中;然后进一步将平方指数核函数融合至上述核函数中,提高模型局部学习能力,构建用于腐蚀深度预测的Velázquez-GP模型;最后以重庆气矿天高线B段管道内壁腐蚀监测数据为研究对象,探讨了Velázquez-GP与Velázquez模型、GPR法、GM(1,1)法及RPGM(1,1)法预测结果的差异。结果表明,Velázquez-GP的预测结果与实际值吻合情况最优,相对误差分布在-8%~8%,且持续20个月相对误差介于-2%~2%,均方根误差(E_(RMS))为3.8243μm,平均绝对百分比误差(E_(MAP))为2.0467%,各项评价指标均优于4种对比方法,证明了所建预测模型具有更高的预测精度及泛化能力,可有效并长期实现对管道内壁腐蚀深度的预测。

油田油气集输储运工艺设计技术研究

本文首先对油气集输储运的情况进行简单的介绍,在此基础上进一步分析影响其效率的因素和对其进行优化的必要性,最后提出目前阶段的工艺设计方案和下一步的发展需求。

滚动开发油田油气集输工艺技术研究

根据滚动开发油田的原油生产特点,探索出了适合该油田开发的油气集输工艺,并在濮城油田濮四集中处理站加以实施。通过简化工艺流程,优化分离器、加热炉的内部结构,采用端点加药、磁处理原油脱水器,选用高效节能的离心油泵等措施,使油气集输工艺系统运行平稳、可靠,满足了生产要求,并取得了良好的经济及社会效益。

高酸性气田地面工艺配套技术及发展前景

随着国内外高酸性天然气田开发进程的加快,其地面集输净化处理工艺及配套技术得到了长足的发展。通过对近年来地面工程新技术的推广和应用情况,主要包括集输系统气液混输工艺技术、流动安全保障技术、高酸性气田水处理工艺技术、材质选择技术、缓蚀剂加注技术以及净化处理工艺中的脱硫、脱碳工艺技术等进行总结,对高酸性气田地面集输处理工艺发展前景及重点技术攻关进行了展望,表明我国目前高含硫气田开发已具备一定的水平,下一步应针对发展前景开展技术攻关。

寒区油田高凝原油采出液低温集输处理工艺技术应用

在寒区油田对高凝原油采出液实行低温集输处理,是国内外油田节能降耗技术领域里的一大难题。文章介绍了大庆油田近年来在寒区高凝原油采出液低温集输与处理工艺技术试验研究方面所取得的成果,给出了适于大庆特高含水主力油田—喇萨杏油田已建联合站系统的采出液低温集输处理工艺、技术界限与配套措施,针对目前油田生产应用的技术现状与存在问题,提出了大规模推广应用这一工艺技术的具体措施。

油气集输工艺技术中的节能降耗措施

油气集输工艺技术是石油开采中不可或缺的一个环节,对于推动石油开采有序进行有着重要的作用。随着对油气资源的深度开采,对油气集输工艺技术的要求越来越高,要从多方面入手提高油气集输工艺技术水平,使之能够最大程度上降低油气运输中的损耗量。通过对油气技术工艺技术进行合理的调控,可以有效提高节能降耗的整体水平。基于此,文章对油气集输工艺技术提升节能降耗水平的相关措施进行了概述。

大港复杂断块油田一体化集成装置研发与应用

传统地面建设模式存在工艺流程长、设计施工周期长、岗位多、用工多、占地大等问题,制约着油田的高效开发。大港油田通过技术创新,研发了适应复杂油气藏、涵盖油气集输等多个领域的多种一体化集成装置,并在生产中规模应用。研发的油气集输一体化集成装置,简化了集输工艺,可以替代传统中型站场。研发的高效多功能处理装置,进一步简化了原油处理和采出水处理工艺,提高了处理效率。一体化集成装置的规模应用,促进了地面建设和管理模式的转变,取得了显著的经济和社会效益。

超低渗透油田地面集输工艺技术

集输站场进行全密闭式输送具有节能减排的优点,是油气开发过程中首选的技术。在某低渗透油田,将油气密闭分离装置和混输泵连锁变频以及超限保护技术进行紧密的结合,从而保证井口到增压点以及增压点外输油气混输泵到泵密闭输送。对某油田的脱水点、接转站、增压点进行优化简化后,到2012年,累计节约资金16 284万元;集输站场优化后,节省的土地投资为75万元;密闭输送后伴生气的回收增加了10%左右,每一个轻烃厂单日多收轻油24 t,液化气285 t,年均效益增加46 800万元。