集输管网系统

集输管网系统（精选7篇）

集输管网系统 篇1

0 引言

矿井煤层气是一种优质资源,纯煤层气的热值与天然气相当,而且燃烧后很洁净,几乎不产生废气,是一种优质的燃料[1]。但我国的煤层气利用率不足很大一部分被抽放排空[2],究其原因:(1)由于煤层赋存条件和抽采技术水平的限制,我国抽采出的煤矿瓦斯中低浓度煤矿瓦斯占较大比例[3];(2)煤层气传输主要依赖管道,集输管网线路长,长期运行在恶劣的环境中,普遍存在不同程度的泄漏[4]。泄漏往往会降低管道瓦斯浓度,既对运输设备及井下作业环境造成威胁,又增加了管道传输的危险性。国内检查管道泄漏的传统方法是人工巡检[5],通过逐级对管道进行目测、听测,手感监测等手段,人工巡检依赖人员的经验及责任心,耗费大量人力物力、不但效率较,而且对较小或较隐蔽的泄漏容易疏漏,导致管道故障得不到及时处理,制约了煤层气利用。

瓦斯管网的补漏技术较成熟,但快速找出泄漏源是难度较大的技术,国内外的技术人员对集输管道检漏开展了多年的研究,也取得了一定的成果。薛大同等[6]提出预充氦背压法测得的测漏率与等效测漏率的关系,指出预充氦背压法可用于检测压氦背压法检测不到的小漏孔。刘卫平等[7]提出用差压法检测压力气体泄漏的方法,通过压力变化定位泄漏点。综上所述,在监测气体泄漏上已有很多方法在实际中应用,但大多采用便携式仪器进行测量,尚缺乏对整套管网系统实时在线监测手段。

中煤科工集团重庆研究院针对现场应用实际,研发出一套在线煤层气集输管路智能检漏系统,实时监测管路状态,快速定位泄漏区域,并通过超声波检漏仪辅助精确定位泄漏点。该系统基于抽采数据,建立管网运行模型,通过数据分析,对集输管网进行动态监测,实时提示管网泄漏、堵塞、管道断裂并联动报警,为管网瓦斯安全输送提供保障。

1 系统架构及特点

该系统通过在管路分支点布置多参数传感器,监测温度、流量、压力及瓦斯浓度变化情况,监测数据通过井下以太网传输平台实时上传到地面中心站,系统软件利用检漏判识模型对数据进行分析、处理。当判断出管网存在泄漏、堵塞时,发出声光报警信号;当判断出发生管路断裂时,通过负压调节装置将异常区域管路密闭,确保煤矿井下抽采煤层气的安全输送。泄漏判识模型可以将泄漏点定位到2个测点之间,系统同时将泄漏位置信息快速下发到井下报警设备,提醒维护人员及时处理,维护人员根据获得的位置信息,用便携式仪器对泄漏点进行精确定位,并及时实施堵漏。系统结构如图1所示。

智能检漏系统主要特点:(1)系统可实时对管网状态进行监测,既能保证对管网泄漏的及时发现,又提高了维护人员的工作效率;(2)系统可对管路的气体浓度、压力、温度及流量等多参数进行实时测量,并能自动生成报表、曲线,为判识抽放能力及效果提供依据;(3)系统可对故障类型进行判识,当判断出管网断裂时,可通过负压调节装置将异常区域管路密闭,确保管网传输安全。

2 检漏原理及检漏模型

抽采管道出现的故障主要有2种:管道泄漏和管道堵塞。根据泄漏量的大小又可细化为渗透、开孔和断裂。检漏模型是识别泄漏的关键技术,该模型建立基于流体的质量守恒、能量守恒及动量守恒。对检测特定管道以浓度、流量、压力参数的变化作为边界条件[8]。模型以特定管道压力参数变化判定管路是否发生故障,以浓度和流量变化确定是泄漏或堵塞。

当管路正常运输时,压力变化ΔP保持在一定范围内波动,相对稳定,设定这个范围为[-ε1,+ε1],其中ΔP由数学模型根据当前管道管径、摩阻系数、流量等参数在线估算,ε值与检漏率、误报率、仪表精度等多种因素有关,应根据试验确定,初步定为正常状态下压力差值的10%,根据实际情况修正。根据质量守恒原理,数学模型会在线估算流量变化ΔQ,波动范围为[-ε2,+ε2];浓度变化ΔC,波动范围为[-ε3+ε3]。管路故障判识方法为:当ΔP>ε1,管道可能发生泄漏或是堵塞;若K2>ε2或K3>ε3时,管道发生泄漏;若K2<ε3或K3<ε3,管道发生堵塞。

对整个抽采管网而言,位于工作面巷道的抽采支管路除可能发生泄漏外,还极易发生管道堵塞,而干管和主管发生的故障多泄漏。因此,不同管网区段采用的判别算法有所差别。

3 泄漏精确定位原理

泄漏检测平台实时检测管网状态,管网一旦出现异常,漏点或堵点将被定位在两个测点之间的较小范围。为实现精确定位,中煤科工集团重庆研究院研发一种适宜于煤矿井下实际的超声波检漏仪辅助定位漏点[9]。工作原理如下:根据泄漏内外环境的压力差可以将泄漏分为正压泄漏和负压泄漏,正压泄漏是容器内部压强大于外部压强时发生的泄漏,气体由系统内部向系统外部涌出,在漏孔附近气体将由系统内部的层流状态变为系统外部的湍流状态,于是产生超声波。而负压泄漏则相反,气体发生泄漏时产生超声波[10],应用中,检漏仪检测泄漏超声波,实现泄漏源精确定位(图2)。

4 检漏平台的软件设计及实现

检漏平台软件功能包含分站测点定义、管网定义,针对不同的管路算法模型的编辑和导入,管网运行状态显示、报警、联动控制、检测结果查询及报表输出等功能。

软件对管网泄漏的判断主要根据定义的管网结构逐级调用主管、干管、支管泄漏检测模型,动态分析和动态评价管网的运行状态,实现泄漏点检测和定位。执行巡检网络任务中检测到两点间流量、浓度和负压变化超过阀值时,将高亮显示异常管路,提示管网故障的类型和范围;若发生严重泄漏如断裂将发出声光报警,提示用户启动联动装置进行切断。其中,管网定义是整个智能分析调节平台运行的基础,管网定义流程入如图3所示。

5 现场试验效果

系统设计完成后,在重庆能投集团逢春煤矿进行了工业性试验。选取了一段试验管路,现场对管网参数进行了实测,并根据实际情况设置了报警阀值,通过人为设置堵塞、开孔、断裂及渗漏等故障,系统能快速准确地识别故障类型并定位故障区域。试验证明,系统在保障抽放管网运输安全的同时减少了输送管网的人工维护量,具有较好的应用前景。

6 结论

(1)管网智能检漏及定位系统通过对管道泄漏的检测,能够快速定位泄漏点,降低了维护人员的工作量,提高了工作效率。

(2)通过智能化的泄漏检测,不但可以识别管路故障类型,并且能进行智能控制,最大限度避免了管路泄漏可能产生的危险。

(3)智能管网检漏系统在监测泄漏的同时,能够将抽放参数进行实时监测,使用户掌握抽放管网的运行情况,为判识抽放能力及效果提供了依据。

参考文献

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油田地面集输管网优化技术研究 篇2

在实际的油田地面集输管网的建设过程中, 积极地对油田地面集输管网的设计与施工过程进行优化对于降低地面集输管网的整体建设成本、减少相关转油站以及管材的资金投入具有重要作用, 通过油田地面集输管网的优化技术, 不仅能够提高企业建设的经济效益, 更利于节能降耗的实现[1]。

一、现代油田地面集输管网优化的内涵

作为相关伴生气以及原油的运输通道, 油田地面集输管网将油库、功能站和工艺管道连为一体。由于油田地面集输管网系统在整个油田地面建设成本中占据了较大比重, 故积极的引进和应用管网优化技术来完成系统的设计十分必要。同时, 现代油田地面技术管网系统的设计工作综合性强, 除了相关的数学以及工程理论, 还涉及计算机等技术的应用。对油田的集输管网进行设计, 应当依据地下、地面情况和油田性质, 通过科学的方法最大程度的满足油田开发以及运行的实际需求。对油田地面集输管网系统进行优化设计是当确定相关的中转站以及油井位置后, 通过科学的网络拓扑的规划调整, 实现结构的最优化。通常, 油田集输管网的相关优化设计涉及运行参数、管网位置、站址以及井群的优化等方面。

二、现代油田地面集输管网优化技术分析

1. 管网的优化设计概述

现代油田集输管网系统一般包含油井、中间站、相关管道和油库几个部分, 在对油田地面集输管网进行设计时, 应当通过油田采用的生产工艺确定相关转油站建设的实际规模、计量, 以及中转站和各油井间管网的具体连接方式。近些年来, 计算机技术日益发展及应用推动了油田地面集输管网优化设计的进步, 新的优化方法不断出现, 借助先进的计算机技术, 现代油田地面集输管网的优化设计通常通过以下几个环节完成: (1) 实际中油田地面集输管网的拓扑结构的确定; (2) 对数学模型进行优化, 并对相关约束条件进行科学的设置; (3) 通过目标函数的构建和分析, 选定具体的优化设计方案; (4) 通过最优方法完成相关数学模型的求解; (5) 对相关数学模型的解进行检验, 并据此完成计算方法以及模型的改进和完善[2]。

2. 油田混输管网的优化分析

以多级集输流程为例, 油井产出物通过计量及转油站等环节, 最终集输至相关的油库。目前广泛使用的集输管网一般包括树状以及环型网络两种。在对上述两种网络进行拓扑优化时, 应当从集输管网的级数、各生产平台间及生产平台和中心平台间的连接几个方面入手。过去对集输管网进行优化时, 往往依靠经验来完成网络拓扑以及管网连接方式的选择、相关管径的优化等工作, 不仅容易造成资源的浪费, 更不利于经济效益的提高。

(1) 环型集输管网的拓扑优化

与树状集输管网不同, 环型集输管网的井经过相关的管道环路和计量站进行连接。通常, 环型管网能够降低网络管线的资金投入, 并能够削减一定的中间环节, 增加集输的半径。然而, 对环型集输管网进行拓扑优化设计涉及到复杂的离散优化设计, 该过程相对于连续优化问题难度较大。对环型集输管网进行拓扑优化设计, 一般涉及计量站数目和位置的最优化、各集输环路中相关管线连接的最优化、每个集输环和计量站隶属关系的最优化等问题。以二级环型集输管网为例, 假定以油田地面集输管网系统的总投资为优化目标, 建立相关的数学模型如下表所示。

上表中, 模型目标函数中各变量依次代表相关计量站的固定和可变资金投入、油田集输环管线的资金投入、计量站和下级站的相关管线资金投入。相关约束条件依次表示温度及回压等油田集输工艺的限制、各个油井和集输环的关系限制、集输环中油井的环路约束、各集输环和计量站的隶属关系限制、相关计量站的容量限制、限制各集输环仅经过一个计量站。

对于该优化模型的求解, 可以通过分治策略, 把该问题细分为4个小问题, 同时, 借助迭代的方法把各问题联系到一起, 具体的4个优化问题可以表示为:1) 油田井号集合的划分;2) 集输环路的优化;3) 相关计量站的位置优化;集输环的优化分配。上述4个问题由变量构建相互间的联系, 能够独立进行求解。通过合理的进行迭代, 能够得出该系统布局优化的最优解[3]。

(2) 油田地面集输管网生产运行方案的优化

油田地面集输管网生产运行方案的优化涉及油气集输系统和油田注水系统的运行方案等方面, 本文以油气集输系统的运行优化为例, 不同于油田地面集输管网的设计参数的优化问题, 油气集输系统的生产优化指基于已有的生产设施, 以调整相关设备的运行参数的方式来实现整个生产过程的节能降耗。例如, 掺水流程中能够调节的参数涉及加热炉的出站温度、输油以及掺水泵的扬程等, 具体的优化模型如表2所示。

上表中, 模型的目标函数依次代表系统的动力和热力能量消耗费用。四个约束条件依次涉及系统的水力、热力平衡、井口的回压及掺水压力、原油的进站温度。剩余三个约束条件表示泵的扬程、流体出加热炉温度、油井掺水量的相关变量的数值范围。

上述生产运行方案的优化模型涉及高度非线性的数学规划, 相对于线性规划, 其求解的过程更加复杂。对于此类非线性数学规划, SUMT法通过把有约束优化转化为无约束优化求解来完成。序列二次规划法除了能够保持整体收敛, 还能保持局部的超一次收敛, 具有一定的优越性。

总结

现代油田的地面集输管网的设计及其建设施工具有系统性强、复杂程度高等特点, 这就决定了相关优化工作的难度。同时, 国内用于油田地面集输管网优化的相关软件的发展尚不成熟, 这也成为未来发展的方向。

参考文献

[1]杨飞.浅谈石油地面集输管网系统的优化设计.油气冶炼.2013 (8) .

[2]谢芳芳.油田地面集输管网优化设计及软件开发.软件设计开发.2012 (5) .

关于油气集输管网维护的研究 篇3

众所周知, 在国民经济中管道运输有着特别重要的地位, 而油气管道运输更为重要, 据有关专家调查显示, 在建设过程中, 油气集输管网管道建设严重影响了沿线的自然资源, 这对地表的生态发展有着严重的污染, 成为西部环境保护中的紧迫问题。这篇文章, 通过对油气集输管网的现状以及它现在面临的一些问题的分析, 进一步提出维护油气集输管网的措施, 从而达到可持续的目的。

一、可持续发展

20世纪末以来, 在经济不断发展的同时, 就面临着各种各样的生态问题, 而科学发展观之一的可持续发展便日益深入人心, 好多的国家把可持续发展作为一种社会的发展战略, 并付诸于实践, 在社会文明进程中这是一种质的飞越。可持续发展即永续发展, 是指既满足当代人的需要, 又不损害后代人满足其需求的能力。但是, 如今有许多商业家只是注重利益而忽略了可持续发展。以小见大, 如果对此表示支持的态度, 只满足于眼前的利益, 那又怎么能让中国的发展一直前进呢?

二、油气集输管网的现状和问题

2.1油气集输管网的现状

由于我国西部的油气资源分布广、油气井高度分散、生态环境脆弱、自净能力差的这些特征, 生态环境特别容易受到严重破坏。经过对西部油气集输管道的建设、生产运行、失效过程的细节分析, 了解到了集输管道建设需要加强, 管道建设初期有管道失效或损伤的想象;在集输管道生产运行过程中需要加强巡检、实时监控, 需要更加有效的措施及时地避免安全隐患以及油气泄漏事故的发生。

目前我国集输管道安全事故“环境保护应急预案”尚不完善, 对失效事故所引起的环境污染源没有进行逐一排除, 没有将失效所引发的环境污染降到最低。集输管道服役期间, 沿线环境污染存在于集输管道建设、生产运行和发生失效等过程中。

2.2油气集输管网的问题

油气集输管网在建设过程中管道建设对沿线的植被土壤等自然资源有着严重的影响, 有些油类物质进入土壤时, 会发生化学反应, 大量的原油泄漏造成了生态污染, 破坏了土壤结构。集输管道生产运行中, 无论是管道老化, 还是自然灾害以及人为破坏引起的破裂和穿透都将对周边的环境造成严重的影响。这不是小问题, 而是地表生态污染问题, 危害程度特别大。

三、面对油气集输管网的现状和问题提出的维护措施

3.1首先得理念正确。在油气集输管网的运行和建设中, 坚持在保护中利用、在利用中保护的原则。植树种草, 恢复植被, 建立良好的生态环境, 治理水土流失, 保护土地资源持续发展作为我们的总目标。

3.2可以对油气集输管道缺陷进行修复。

据了解, 目前国内的旧管道缺陷修复技术已经形成了完整的结构体系。

金属焊接修复技术。金属焊接修复技术是指对油气输送管出现穿孔泄漏及其他含缺陷部位采用堆焊、补疤、作套袖或区段割除重新焊管等方法, 使管道恢复正常承压能力而得以安全运行的补强修复技术。

传统的管道修补方法主要是指这类方法。如, 埋地管道因腐蚀会引起坑、槽等体积型缺陷, 通过对缺陷部位的简单清理和打磨, 采用与管道材质和规格相同或相近的片状或半环状管材焊接在缺陷部位并将其覆盖, 之后进行一些简单热处理和表面防腐处理, 从而使管道承压强度得到恢复。

玻璃钢复合套管修复技术。宽松地套在管道上, 与管道保持一定环隙, 环隙两端用胶封闭, 封闭空间内灌注环氧灰浆, 构成复合套管对管道缺陷进行补强。其特点是, 工艺简单, 无热操作风险, 无需减压或停输操作, 对管线运行影响小;中间间隙可以在较大范围内调整, 施工灵活性强, 可修复各类缺陷。

纤维增强复合涂层修复技术。采用纤维增强的涂层涂覆在含缺陷管道外表面, 对管道进行防腐和增强。此法修补增强的效果较差, 若大量采用增强材料, 由于树脂基体的工艺针对性不够, 造成施工较难。

3.3对油气集输管道进行防腐涂

热喷涂塑料。热喷涂塑设备简单, 重量轻, 便于携带。可在工厂涂敷, 也可以现场施工, 解决了塑料涂敷管道现场补口难的问题。管道的腐蚀在内外壁都会发生外壁腐蚀, 主要是土壤腐蚀、硫酸还原菌腐蚀及管道附近杂散电流腐蚀造成的腐蚀。

粉末涂敷管道热喷涂。粉末涂料涂敷方法有静电喷涂、硫化床喷涂、空气喷涂、真空喷涂等。

这些方法都免不了加热塑化这道工序, 这对管径不太大的管道涂敷是可行的。而对大口径管道涂敷就有一定难度, 尤其是现场施工、补口则显得无能为力。

摘要：本文主要说明了油气集输管网的发展现状以及面临的一些问题, 并根据目前面临的问题提出若干维护措施, 以供参考。

关键词：可持续发展,油气集输管网,现状及问题,维护措施

参考文献

[1]石仁委.龙媛媛油气管道防腐蚀工程[Z].

[2]李全安.国内外油气管道腐蚀及防护技术研究现状及发展[Z].

[3]刘璐.油气管道腐蚀与防护技术问答[Z].

浅析气田集输管网的优化运行方案 篇4

1. 气田集输管网的优化运行方案模型建立

对于气田集输管网的优化运行方案来说, 其受到了多种条件的约束, 主要包括压缩机站的配置、集输管网的输送能力、用户的用气需求、气源的分布以及压缩机的运行参数等。优化运行方案的主要目标是使压缩机站运行成本以及能耗实现最小化, 最终确定了由压缩机站的开机台数、压缩机的运行参数以及集输管网的运行参数组成的优化运行方案。

以气田集输管网运行的实际情况为主要根据, 提出了以下假设条件:在压缩机站中, 配置的压缩机是同一型号的, 压缩机与压缩机之间属于并联, 而且压缩机站的开机台数始终在1台以上。以存在于气田集输管网系统中的全部压缩机站的总能耗实现最小化为最终目标, 建立函数式, 如下:

注:在上述函数式中, i、j所代表的是气田集输管网系统中压缩机站的进气节点编号与排气节点编号;∈·所代表的是压缩机站的进气节点编号、排气节点编号所构成的集合;Qij所代表的是压缩机站中的流量, 其单位为立方米每秒;Zi所代表的是在压缩机进气状态下, 天然气的压缩系数;Ti所代表的是压缩机进口温度, 其单位为开尔文;ω等于 (k-1) /k, k所代表的是绝热系数;pi所代表的是压缩机站的进气压力, 其单位是兆帕;pj所代表的是压缩机站的排气压力, 其单位是兆帕;ηij所代表的是压缩机效率。

气田集输管网的优化运行方案必须满足用户的用气量需求、用户压力以及气田资源分布状况, 还要符合压缩机站运行参数合理范围。刘武等人在其研究文献《气田集输管网优化运行方案》中提出了约束条件, 包括管道强度限制、管网节点的流量平衡相关条件等的数学描述。

2. 气田集输管网的优化运行方案模型求解

气田集输管网的优化运行方案数学模型属于多维非线性问题, 具有一定的复杂性。在这类数学模型的求解方面, “非线性混合规划法”是国内外的大多数学者普遍应用的一种方法。但是, 随着气田集输管网规模的不断扩大, 要求计算机存储容量也要不断提高, 从而导致难以确定初始可行解, 在进行计算的过程中, 很容易形成死循环。针对这一问题, 有研究学者通过综合利用遗传算法所具有的搜索机制以及混沌优化所具有的遍历性, 从而建立了混沌遗传算法, 该算法的求解步骤如下:第一, 确定管网基础数据、管网结构参数、天然气能源的物性参数以及压缩机与管网节点的运行边界条件, 最终确定出水力计算方法;第二, 明确算法种群数目、算法结束循环代数, 并确定算法中需要用到的变异概率、初始交叉概率, 再通过利用混沌序列, 出现一组初始管网运行设计方案, 并对当前方案的好坏进行评估, 最终从中选出几个比较优秀的方案, 构成初始遗产算法种群;第三, 建立罚函数, 对当前方案的优劣及适应度进行计算, 最终选择出能够满足约束条件、且具有最优目标函数值的方案, 将其当作当前最优解;第四, 选择操作当前管网运行设计方案, 结合最佳保留策略, 并把其当作当前方案;第五, 动态调整、自适应调整变异概率、交叉概率, 并将经过调整的变异概率、交叉概率作为主要资料, 对第四步骤的管网运行设计方案进行混沌优化变异及交叉操作;第六, 对经过上述步骤的管网运行设计方案进行评估, 判断其能否达到预期最大循环代数、在最优解经过多次迭代的情况下方案是否没有出现变化, 如果没有出现变化, 就可进行下一步骤, 否则就重新转向第三步骤;第七, 将当前最优解当作气田集输管网的优化运行方案模型的解, 从而得到最优的管网运行方案。

经过进行应用实践之后, 发现上述气田集输管网的优化运行方案数学模型以及算法具有一定的有效性与实用性。

3 结语

综上所述, 本研究把气田集输管网系统与压缩机站当作水动力学系统, 通过综合考虑所有约束条件, 以存在于气田集输管网系统中的全部压缩机站的总能耗实现最小化为最终目标, 建立了函数式, 并利用混沌遗传算法进行计算, 以最终得到气田集输管网的最优运行方案, 经过实践, 发现这种方式具有实用性与有效性, 希望可以对相关实践提供具有参考价值的理论依据。

摘要：气田集输管网系统主要包括气井单元、集气站单元、压缩机站单元以及天然气处理厂单元等, 不同单元之间通过管道进行连接, 一般情况下, 气田集输管网存在于一个非常大的空间范围之中。在气田地面工程中, 气田集输管网工程占据着主体地位, 对气田集输管网系统进行优化运行设计, 有利于提高气田地面工程的整体经济效益。本篇论文主要对气田集输管网的优化运行方案进行了分析与探讨。

关键词：气田集输管网,优化运行,方案

参考文献

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集输管网系统 篇5

关键词：管网优化,放射状,集输效率,MATLAB,HYSYS

克拉美丽气田位于准噶尔盆地陆梁隆起滴南凸起中段,是千亿方储量规模的火山岩气田[1]。气藏叠合含气面积56. 2 km2,凝析气储量690. 9×108m3,天然气储量680. 16×108m3,凝析油储量572×104t[2]。气藏岩性岩相变化快,储集空间复杂,储层渗透率低,属于中低孔、低渗储层。气田周边为典型的风积沙漠地貌,地表为沙漠覆盖,植被稀少,无山川河流,气候干燥,年温差为-40 ~ 45 ℃ ,年降雨量稀少。

随着气田开采进入中后期地面工艺配套方案有必要进行适应性研究,优选工艺方案,充分利用地层能量,延长气井的生产寿命,提高气田的采收率。

1 气田特点

气田利用新井部署、老井侧钻、补射层位、增压开采、排水采气工艺攻关等技术措施,实现其挖潜、提高储量动用程度和开发效果。由于各个井区面积小,井口数多且相对集中,井区相对独立。采用 “边评价、边开发、井间逐次加密”方式部署井网。

气田现有处理站1 座、集气站3 座,处理站设计气处理能力300×104m3/ d,凝析油500 t / d; 单个集气站设计处理能力180×104m3/ d,凝析油处理能力100 t / d[3]。目前开采出现以下问题: ①气田初期生产压力高达35 MPa,但压力下降快,大部分时间处于低压生产状态。②单井产量低,产气量稳定,下降的速度缓慢。③气井后期产水量增加,井口温度低,易生成水合物,如采用以往防止水合物形成的方法,则注醇量很大。由于以上问题导致原有集输工艺不能满足输送要求,故需对集输管网进行优选比较。

2 管网适应性评价

根据气田井位布局,分析不同类型集气管网对克拉美丽气田整体的适应性。

环状管网适用于面积较大的方形、圆形或椭圆形气田。而克拉美丽气田三个井区分布相对独立,单个井区内井口集中,井距较小。且环状管网投资较大,因此环状管网不适用于克拉美丽气田。

枝状管网投资少,但是气田开发后期需增压采气时,天然气压缩机组只能设在井场,对每口井单独增压,难以集中使用。枝状管网只针对气藏面积狭长、井网距离较大的气田才适用,而对于各井间物流差距大、高低压井交叉分布的克拉美丽气田不适用。

放射状集气管网适合于气井相对集中或面积较小的气田,管理方便。克拉美丽气田三个井区相距5 ~ 8 km,而每个井区的井口相对集中,平均井距820 m,集气半径小。相比枝状管网,放射状管网更有利于气田的滚动开发和单井管理,生产后期出现高低压井后,改造方案多、费用省、工艺简单,能充分利用压力能和适应高低压采气生产。

3 管网优选

对天然气集输系统进行优化设计主要解决如下几个决策问题: 确定网络的拓扑形式; 确定集输站的几何位置; 确定管道系统内压力,流量分布以及各管道直径、壁厚等。

3. 1 井组划分

井组最优划分的目标就是确定气井与集气站间的最佳隶属关系,本文以距离之和最短为原则对井组进行划分。根据规定: 放射型管网中混输单井管线不宜超过5 km; 集气站所辖井数限制为6 ~ 10 口井( 产量较大) 、11 ~ 16 口井( 产量较小) 。以及克拉美丽气田现状: 气田最远井间距约为16 km; 单井产量较小,约为7 ~ 10×104m3/ d。对气田52 口井进行划分,得出至少要建立三个集气站。井组划分结果见表1。

3. 2 集气站站址优选

( 1) 目标函数

集气站站址优化的目标是在确定了集气站与各气井的隶属关系基础上,以各气井到相应的集气站距离之和最小。系统中集气站与所辖单井间管线投资费用可表示如下公式[4]:

式中: Wi———第i井到集气站管线单位长度造价,元/m

Li———第i井到所属集气站的管线长度,m

ρ———钢材密度,7.8×103kg/m3

a———钢材的单价,5000元/t

δi———第i管线的管道壁厚,m

di———第i管线的管道管内径,m

n———优化的井口个数

( x,y) 和( xi,yi) ———集气站坐标和井口坐标

( 2) 约束条件

约束条件包括井口压力、流量约束,管道、站等承压能力约束,节点输出入气量约束等[5]。①输送气量对管径的约束条件: 采气管线的通过能力按气井产量确定,而管道的设计输送能力应大于管道实际输送能力。②压力等级及壁厚约束条件:根据克拉美丽气田单井物流压力和产量预测如表,2008-2015 年集气压力为7. 6 MPa,采气管线压力为10 ~21 MPa。各个管径的壁厚仍采用原克拉美丽气田设计值并作强度及稳定性验算。③管线流速约束条件: 根据克拉美丽气田酸气含量少,应保证采气管线流速为4 ~ 6 m/s。既保证了气体一定的携液能力,又防止因气流速度过快所造成的冲刷腐蚀。④管道路线的约束:克拉美丽处于沙漠中央沙丘区,无穿跨越工程,其路线选择约束限制非常小。因此可将该工程建设费用看为管线长度的函数。

( 3) 计算结果

利用MATLAB的工程规划计算模块优化计算[6,7],D1 区、D2 区、D3 区井口坐标和集气站结果分别见图1 ~ 图3。

3. 3 优选前后对比

根据优选前后管线长度计算管线用钢量及管线费用,计算结果见图4。

通过对克拉美丽气田放射状管网优化前后投资费用对比,理论上总体优化后的投资费用比优选前投资费用减少35% ,其中D1 区投资费用下降最为显著。

4 管网效率

气田集输系统效率评价方法是用来评价气田集输系统管网、站场运行效率状况的指标体系。数值为管网效率和集气站效率之积,可以用能量指标进行评价,用单位能量表示。管道效率计算公式如下[8]:

式中: G1、G2———管道进、出口天然气质量流量,kg/h

C1、C2———管道进、出口天然气定容比热,k J/(kg·℃)

ρt———天然气相对密度,kg/m3

P1、P2———管道进、出口天然气压强,MPa

t1、t2———管道进、出口天然气温度,℃

选取D1 区来研究管道优化前后的适应性变化。优化调整后各井的管道规格不变,井口工艺和保温方式不变,只有管线的长度调整,利用HYSYS对采气管线模拟得到的进出口相关参数,并用集输效率公式计算得到D1 区优化前后的管网效率见表2。

由表2 可知D1 区管网集输效率提高11% ,效果明显。同理计算出D2 区和D3 区管网集输效率分别提高了5. 1% 和3. 7% ,且克拉美丽气田放射状管网优化后整体集输管网效率提高7. 7% 。以D1 区为例,分析管网优选前后管线长度与集输效率之间的关系,以及管道长度减小量对集输效率提高量之间的关系,见图5。

比较可得: 经过对放射状管网的优化,采气管线的长度减少使得管网沿程的热损失和沿程压力损失减小,不仅降低了管线投资,而且使得管网效率提高,最终降低能耗,降低运行费用。

5 结论

通过对克拉美丽气田管网优化问题的研究,建立了基于最优化原理的放射状管网优化模型。可见,在进行天然气集输管网系统的设计过程中,应注意结合集输管网规划建设的具体情况,确定相应的规划设计准则,选择合理的设计方案,以提高优化设计的合理性与适用性。对已知井位,根据地面集输管网的连接特点,以管网总投资费用最省为目标,建立优化模型,并考虑输气管线的输送要求和安全因素。应用MATLAB中线性规划功能模块,可得到快速简便的优化算法。对克拉美丽气田采用放射状管网优选后的管网投资比原管网节省35% ,管网集输效率提高7. 7% 。

D1 区井区已建集气站毗邻天然气处理站建设,处于井区边缘,单井集输半径较大,导致该区多数采气管线较长,造成管线投资增加和能量的浪费。对其采用放射状方式优化之后,集气站建在井区内部,平均单井管线距离由2. 586 km减少为1. 4 km,投资显著下降。可见,缩短单井集气管线长度对集输效率的提高有明显的作用,管线长度缩短比例与集输效率提高比例呈正相关,体现出合理规划布局管线的重要性。

参考文献

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[3]张锋,蒋洪,张东平,等.克拉美丽气田油气处理装置工艺改进[J].石油与天然气化工,2013,42(5):452-456.

[4]李征.天然气集输管网优化设计方法研究[J].内蒙古石油化工,2009(6):19-21.

[5]刘武,徐源,赵绪,等.气田集输管网优化运行方案[J].油气储运,2010,29(7):501-504.

[6]李自力,孙云峰,张子波,等.基于遗传算法的气田集输管网整体优化方法[J].天然气工业,2011,31(8):86-89.

[7]刘文艳,叶枫.单亲遗传算法在天然气管网布局优化中的应用[J].科学技术与工程,2011,11(6):1351-1354.

集输管网系统 篇6

1 地面集输管线缓蚀剂的选择

缓蚀剂是一种以适当浓度和形式而存在于腐蚀体系中能够降低腐蚀速率或者使腐蚀介质的浓度发生改变的一种化学物质或者是由多种化学物质而组成的混合化学剂。才腐蚀体系中使用缓蚀剂, 不仅使用方便、设备简单, 而且投资少、收益大, 能够使整个管线系统得到良好的保护。在缓蚀剂的应用中, 对于缓蚀剂的选择至关重要。缓蚀剂分多种类型, 有油溶性缓蚀剂、水溶性缓蚀剂、气相缓蚀剂以及水分散性缓蚀剂等。

根据缓蚀剂的最新评选原则, 以及结合该气田的实际运作状况, 对多种类型的缓蚀剂进行了相容性试验、乳化性试验以及毒性试验等, 最后决定该气田使用SSS-5, ZD1-1油溶水分型散性缓蚀剂。

2 缓蚀剂加注工艺分析

为了保障输线管的安全与长期使用, 选择合适的缓蚀剂是十分必要的, 但与此同时, 缓蚀剂的正确加注也是至关重要的。如果缓蚀剂加注不当, 就无法到达保护体系发挥保护作用。

2.1加注方式

首先, 在加注缓蚀剂之前应将地面管线清理干净。通常, 加注缓蚀剂有两种方式, 一种是涂抹, 另一种是连续加注。涂抹就是由清管列车将缓蚀剂涂在整个集输管线上, 通常用于缓蚀剂预膜;连续加注则是将缓蚀剂连续性地加注到需要保护的管道, 可以采用管线引射注入、泵注、滴注等方式。近年来, 使用较多的是通过高压气将缓蚀剂喷入到管道中, 在这一注入过程中, 缓蚀剂为喷雾状, 能够与管道大面积接触, 吸附在金属表面。此外, 应用较多的泵注工艺, 同样使缓蚀剂以喷雾形式进入管线内, 能够对管线的腐蚀起到很好的保护作用。

对于本文例举的气田的地面集输管线, 采用的是连续加注与缓蚀剂预膜相结合的方法, 其中连续加注采用泵注方式。也就是先在投入使用的管道壁涂抹缓蚀剂, 再用泵将选定的缓蚀剂加注到需要保护的管道[1]。

2.2加注量

2.2.1 缓蚀剂涂抹量

缓蚀剂涂抹 (预膜) , 采用清管列车进行施工, 清管列车采用2个清管器串联组成, 然后将缓蚀剂夹放在两各清管器之间, 由清管器完成管道的涂抹, 这一方法也叫做缓蚀剂预膜处理。这一过程中缓蚀剂的使用量为预膜施工基础量和消耗量之和。

根据需要涂抹缓蚀剂的管道面积以及预计涂抹的厚度, 可以对预膜基础量进行计算:

该气田管道涂抹层的厚度为0.076mm, 所以预膜基础量 (W) 采用计算公式为[2]:

其中, D代表管径, 单位厘米;L代表管长, 单位千米。

计算完基础涂抹量之后, 对消耗量也应进行计算。缓蚀剂涂抹施工的消耗量通常取决于清管球前进的速度和缓蚀剂同集输线管道的接触时间。根据实践和经验表明, 清管球的前进速度为4m/s左右, 缓蚀剂同管线接触的时间为10s。由这些已知量就可以计算出涂抹消耗量。通常, 缓蚀剂涂抹量是在计算用量的基础上取10%的余量。

所以, 对于该气田, 在管道投入使用前先进行预膜处理, 涂抹厚度0.076mm, 缓蚀剂同管壁接触的时间为10s, 清管球的前进速度为4/s。完成预膜施工后, 采用连续加注方式进行管线保护[3]。

2.2.2 连续加注量

在缓蚀剂应用当中, 通常以每立方米1000mg/L浓度的缓蚀剂为标准进行施工的。如果无法确定管线中的水含量, 就根据输气量来确定。因此, 实际的施工中, 要结合气田开采的实践、腐蚀的情况进行缓蚀剂连续加注量的确定。

本文建议采用计算公式为[4]:

其中, Q代表每日应加注的缓蚀剂量 (m3/d) ;ε 为水中缓蚀剂浓度 (已知量) ;QL代表的是每日的产液量 (m3/d) ;Φ 为气中缓蚀剂的浓度 (本文例举的气田由于腐蚀情况并不严重, 所以Φ 确定为0.15L/104m3) 。

3结语

本气田采用预膜加连续加注的方式对地面集输管线使用了缓蚀剂处理, 为了验证本气田采用缓蚀剂的效果, 对投入2年以上的管线壁厚进行了监测。监测结果表明, 管线壁厚均小于缓蚀剂缓蚀率。因此, 该气田采用预膜加连续加注的方式加注缓蚀剂是正确的, 而且对管线能够起到很好的保护作用。但是, 腐蚀监测属于一项长期工作, 为了确保管线长期安全运作, 应根据实际监测情况来调整缓蚀剂注入量, 确保管线受到长期的、科学的维护。

参考文献

[1]杨小龙, 梁宁涛, 杨维峰, 刘伟平.长北气田地面集输管网缓蚀剂研究与应用[J].石油化工应用, 2009, 01 (30) :78-82.

[2]宋法强.高含CO_2气田地面集输系统缓蚀剂的优选与应用[J].石油化工高等学校学报, 2015, 04 (13) :40-42.

几种集输管网井组划分方法的比较 篇7

1以距离和最短为目标函数建立井组划分数学模型

1.1使各油井到相应增压点的距离之和达到最短

建立的数学模型如下[1]:

式中n-油井的总数;

m-增压点的数目;

Sw-油井节点号的集合;

Sz-增压点节点号的集合;

Lij-第i井到第j增压点的管线长度,km;

σij-决策变量;

式(2)表示井、点之间隶属关系的唯一性,即每口井只隶属于某一个增压点;式(3)表示井式约束(指增压点所辖的井数);式(4)表示集输半径约束;式(5)表示表示井、点之间连接关系的唯一性,即决策变量的取值范围。

1.2以产量距离之和最小为目标函数建立数学模型

上面第一个数学模型由于没有考虑集输站的集油量规模大小,当各油井产量不均时,使得所属集输站的处理量相差较大,通常与实际生产情况不符合。另外,当油井总数为井式整数倍时,为了满足井式约束,可能会出现每座集输站所属油井数均与井式相同。同时,相当数量的油井到其所属集输站的距离虽然满足了集输半径约束,但并没有达到最短的井站间距,没有真正实现距离之和最短的优化目的。另外,当集输半径过小时,又无法运算出结果,这就使得优化后各集输站的集油量分布不太理想。为了改善以往的优化结果,在充分考虑油井产量、集输站的集油量规模等约束条件下,将各油井的位置和产量作为一个产量系统来考虑,以各站集油量合理化为原则,建立以各油井到相应集输站间的产量距离之和最小为目标函数的数学模型,并在此基础上进行井组的最优划分。建立的数学模型如下[2]:

式中n—油井的总数;

m—集输站的数目;

Sw—油井节点号的集合;

Sz—集输站节点号的集合;

Lij—第i井到第j集输站的管线长度,km;

δij—决策变量;

Qj—集输站j的处理量;

Qjl—集输站j处理量的下限;

Qjh—集输站j处理量的上限。

数学模型中,式(7)表示每口井只能隶属于1个站,式(8)~(9)分别为井式约束和集输半径约束,式(11)~(12)表示对集输站处理量的约束。

2以投资最省为目标函数建立井组划分数学模型

在以上2个模型中,由于井式和集输站最大处理量的限制,可能导致集输站建造数量增加,从而造成管网系统的经济性差。所以应该综合考虑管道和集输站建造费用的关系,建立井组划分模型[3]。

2.1集油管线费用模型

集油管线的建设投资是其长度和管径的函数,对一集油管段的投资可表述为[4]:

式中K1,α—与投资有关的系数,在管径的一定范围内可视为常数;

Lij—油井i到集油站j的管线建设长度,km;

(xi,yi),(xj,yj)—分别为井i和集油站j的位置坐标,km;

Dij—油井i到集油站j之间的管段直径,m。

管段内的流量与直径的函数关系可以表示为

式中Qij表示管段ij的流量(t/d);K2,β为常数。

综合式(13)~(15),集油管线费用模型可表示如下

式中K=K1K2-α/β;λ=α/β。各系数值可根据以往的设计资料采用最小二乘法回归得到。

2.2集油站建造费用模型

可以根据以往的设计资料,由最小二乘法回归出集油站的建造成本与其集油量之间的函数关系,即

式中Qj为集油站j的日处理量,t/d。

2.3建立以投资最省为目标函数的井组最优划分数学模型

划分后的井组以其产量中心为对应集油站站址。建立的数学模型如下[4]:

式中n,m—井数和站数;

δij—布尔变量,当δij=1时,井i与站j相连;否

则,井i与站j不相连;

U—集油站的集合位置向量,它为各井群的产量中心。

Uj—站j的位置坐标,km;

R—集输半径,km;

S—井式约束;

Qjl,Qjh—站j处理量的上、下限,t/d。

上述的数学模型中,式(19)表示每口井只能隶属于一个集输站,式(20)~(21)分别为井式约束和集输半径约束,式(22)~(23)表示对站的处理量约束。

3结语

井组最优划分即确定井与站之间的最佳隶属关系,使各井到相应站的集油管线系统的建设费用最小化,它其实是一类集合的最优划分问题。对比上述3种井组划分的数学模型可以得出以下结论:

(1)以油井到集输站距离和最短的模型没有考虑油井产量以及集输站处理能力对井组划分的影响,和实际有很大偏差,不能较好的对井组进行划分。所以应将距离和最短改进成产量距离最短,将集输站的处理能力和油井产量作为一个产量系统综合考虑,这样更加贴近实际,达到较好的优化效果。

(2)由于井式约束和对集输站处理量的约束两者之间可能会产生相互影响。例如,对于某些位置相对较集中的低产井,由于井式的限制,虽然该集输站所辖井数达到最大,但是由于各井的产气量过低,使该集输站的处理量太小,增加了集输站的个数。对于某些位置相对较集中的高产井,由于最大处理量的限制使得该站所辖井数可能远小于其他集输站所辖井数,从而增加站的数量,相应增加了站的建造费[3],所以应该综合考虑集输系统的总投资和运行费用,建立相应的数学模型。

(3)井组划分模型是一个典型的离散组合优化问题,属NP难问题可以采用启发式的算法来进行模型的求解,如微粒群算法、遗传算法、人工神经网络法等。

参考文献

[1]韩建增,汪玉春.集输管网优化设计研究[J].西南石油学院学报,1999,21(3):52-53.

[2]吴华丽,陈坤明,王效东,等.基于遗传算法的集输管网井组划分[J].管道技术与设备,2007(6):1-4.

[3]甄宝军,梁政,邓雄,等.一种天然气集输管网井组划分的新方法[J].管道技术与设备,2005(3):7-8.