川中地区油气矿地面集输管网系统适应性评价

川中地区油气矿地面集输管网系统经过快速发展，现已运行多年．随着川中地区油气矿产气能力进一步提升，带来了水产量的提升等一系列影响集输管网系统安全运行的问题．对川中地区油气矿集输管网的现状和特点进行了分析，利用TGNET分析软件建立油气矿管网模型，并对该集输管网进行了适应性分析和评价．实例验证表明，本研究结论对川中地区油气矿集输管网系统的适应性评价符合实际工况．     

大牛地气田二次增压时机及增压方案优选

大牛地气田不断开发导致首站集中增压已不能满足气田开发的需要，同时在一期首站集中增压的基础上已经有约40%的气井压力接近管网压力，因此急需采取二次增压集输工艺。通过对气井油压的变化规律分析，确定二次增压的增压时机，并针对气田特点提出4种二次增压集输模式：（1）单井增压方案；（2）集气站分散增压方案；（3）区域集中增压方案；（4）区域集中增压+集气站分散增压方案。并从技术经济角度对4种模式进行对比优选，最终结果表明，区域增压+集气站分散增压方案既能满足管网外输的要求，又能保证经济效益，是二次增压方案中最合理的一种模式。     

中江气田地面高效集输关键技术与应用

针对中江气田滚动开发、快速上产导致管网压力高、低压低产井生产困难、同井场井间干扰制约低压井产能释放等问题,开展了针对管网、站场、气井的3项地面高效集输关键技术研究与应用。首先,基于现有管网开展多方案结构优化模拟,建立了8字型“枝状+环状”复合型管网,集输能力提升两倍、气田远端回压降低0.5 MPa,确保了天然气顺利外输;其次,针对轴向分布低压低产气井,开展了5$\sim$10 km多节点增压半径技术经济界限系统评估,形成中江气田10 km长半径增压方案,覆盖范围提升30%,建设成本降低25%,实现狭长带状分布气井低成本增压;最后,针对同井场高低压气井研制了“活动式+低压差”引射装置,将常规引射压差由3.0$\sim$5.0 MPa降低至0.4$\sim$1.0 MPa,实现了在无外部动力源条件下,同井站相对高压井对低压井的引射增压,被引射低压井油压最高降幅达0.9 MPa、产量提升20%$\sim$140%,避免了同井场高压气井对低压气井生产的抑制;中江气田地面高效集输关键技术有效支撑了气田产量目标的顺利实现、保障“采的出、输得走”。     

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%.     

中国页岩气田地面工程技术研究进展

目前我国页岩气地面工程建设仍处于初级阶段,其关键地面工程技术不成熟。本文阐明了我国页岩气资源的分布、储量情况及开发特点,探析了我国页岩气地面工程技术的显著特点,综述了集输管网布局优化、集输与处理工艺、生产后期增压工艺、撬装化设备设计以及集输管道内腐蚀防控工艺等方面的研究成果和应用现状。同时也展望了我国页岩气地面工程技术逐步朝标准化设计、模块化建设、数字化运维、一体化集成和工艺技术创新等方向发展的总体趋势。     

五百梯气田清管作业现状浅析

五百梯气田年产天然气11×108m~3,是重庆气矿的主力气田之一,气田集输管网的运行是否正常直接影响着气矿生产任务的完成,而清管作业则是管网正常运行的保障。本文就目前五百梯气田清管作业中存在的一些问题进行了简要的探讨,并结合实践提出了一些建议和意见,希望对清管作业的顺利进行有一些帮助。     

油田地面管网的优化研究

油气集输系统是通过＂管-站＂组成的管网系统进行的。油田地面管网规划方案是在地下开发方案己知的基础上为满足生产任务要求进行的地面系统的规划设计。在集输管网优化研究中,管网拓扑形式的选取非常重要,直接决定着整个优化研究的成败。文章以计量间所辖油井井口至转油站进口的地面集输管网为对象,以管道长度最短为目标,根据油田地面环状管网连接特点,确定环数、油井连接情况及计量间管辖范围及规模。根据优化理论建立环状管网拓扑优化模型。     

高含硫湿气集输系统增压临界条件模拟

建立了高含硫湿气田增压集输模式的数值模型.采用热-力耦合计算方法,模拟分析了总站压力对段塞流风险、管段流速和管输能力的影响.研究结果表明:增压集输模式模型的可靠性误差均维持在9%以内;当气井配产不变时,总站压力越低,管道持液率越小.在后期开采中,管网运行压力的降低有利于避免段塞流的形成;当总站压力为5.0 MPa时,1^#、3^#、4^#均有部分管段流速过高,超过设计要求,需对相应管段进行增压集输,达到安全值;当集输管网满足90亿方/年的输送能力时,则总站运行压力不能低于6.9 MPa;确定了高含硫湿气集输系统增压运行的临界条件为不低于7.0 MPa.     

浅谈管网供水系统优化设计

从原理、特点等方面分析了直接式管网叠压供水和无负压管网增压稳流给水这两种新型管网供水优化系统,解决了二次加压水泵的工作能耗和蓄水池水质二次污染问题,满足了人们在消防、生产和生活方面的供水要求。     

管网抢修技术与组织实施

城市供水管网是城市供水系统中重要的一环，随着水资源日益紧缺和水资源开发利用率的提高，新系统的兴建和老系统的改扩建等所需的工程投入逐渐增大。因此，供水管网的规划、设计和运行管理是否科学、经济、实用，直接影响工程的投资、运行管理费用及系统的可靠性。文章分析了直接式管网叠压供水和无负压管网增压稳流给水这两种新型管网供水优化系统，并简要介绍了给水管网系统科教发展方向和任务。城市管网的抢修是管网安全供水的一个很重要环节，如何开展抢修工作，提高抢修效率就显得十分重要。     

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197.1×104 m3、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.     

高含水期原油低温集输温度界限模型研究

随着油田进入高含水期,原油流动特性发生了较大变化,而传统的集输工艺流程能耗较高,为了降低集输能耗,急需对管道低温集输温度界限进行研究。因此,在华北油田测试区块建立了可视化试验装置,研究实际生产过程中高含水原油低温集输特性和温度界限。研究结果表明,随着集油管线温度的降低,存在3个压降变化的转折点,其中压降增加率突变点和压降峰值点所对应的特征温度可作为低温集输的温度界限,据此拟合得到了满足实际生产需求的黏壁温度回归模型。基于所得模型,针对不同工况下低温集输的温度界限进行了预测,并据此创建了低温集输可行性的图示判断工具。所得结果对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。     

气田开发后期管网改造方案研究

川南气田经30多年的开发已全面进入气田开发后期的低压开发阶段,气田地层能量衰竭使地面集输系统不相适应,影响到气田的进一步开发。本文根据川南气田的开发现状,综合考虑地面集输系统采、输、配各个环节,提出天然气地面集输系统干线降压方案,从而协调天然气采、输、配的关系。     

天然气管网系统性能评价指标及方法研究进展

目前中国对天然气的需求与消费扩大,天然气管网建设势必要加快.天然气管网系统在服役过程中的事故率和安全风险难以控制,从而会极大影响天然气管网供应格局的形成.近年来,中外对天然气管网系统的性能评价指标及方法已经取得了大量的研究成果,但是中国油气管道领域的应用实例仍然较少,未形成一套完整的、全面的天然气管网系统性能评价指标及方法体系.通过总结现有研究成果发现,管网结构可靠性评价主要是采用故障树分析、蒙特卡洛模拟方法来计算管网系统的失效概率,从而量化管网系统的可靠性.管网供气可靠性评价主要是基于概率统计方法,建立天然气管网系统日需求-日供给干涉模型,并结合TGNET软件或蒙特卡洛模拟法,求解出管网系统的供气可靠度;管网经济性评价主要侧重于投资估算和财务评价;管网适应性评价主要是通过模拟软件建立管网水力计算模型,从而分析管网在不同工况下的输送效率.同时也指明了建立管网系统评价模型、划分评价指标等级是未来的研究重点;采用极限状态设计理论,并准确计算管网系统发生失效或故障的概率是未来的研究难点.以上综述内容对于开展天然气管网系统性能评价指标及方法的理论研究与现场应用具有一定的借鉴价值.     

天然气集输管网仿真技术研究

通过建立天然气管网管道元件以及非管元件仿真数学模型,采用隐式差分法将偏微分模型转换为有限差分方程,并采用牛顿-拉夫逊法求解模型,最后对某天然气管网进行了仿真分析,结果表明:各管道中的压力没有超过管道允许压力,部分管段压降、流量很小,增输潜力巨大,因此,可以调整输气方案,适当增加输气量.