油田集输管网

油田集输管网（精选八篇）

油田集输管网 篇1

1 集输管网增压点介绍

增压点的出现是为了解决集输管网运行中存在的管辖井数过多、集输半径过大的问题, 这些问题的存在导致井口产出原油无法顺利送达集输站场的情况发生, 同时由于输送半径过大, 井口回压较高, 还影响油井的井底流压, 从而影响产能, 最终将影响到该井的采收率。为解决这些问题, 在集输管网优化设计思路探索中提出了在集输管道上混输增压的解决方案, 在油田实际建设中采取的是建立混输增压泵站的办法[1], 将油井连接到增压泵站, 通过利用增压使其顺利输送至计量站或转油站, 这些泵站通常被称为“增压点”[2]。

2 增压点处理技巧

2.1 是否设置增压点的计算

集输管网设计中, 是否需要设置增压点的判断十分重要, 在优化设计中, 要先结合井区情况对井组进行合理划分, 然后在结合增压点的判断模型对各个井组的增压点进行判断。

完成增压点的判断之后, 接下来是井组的再次划分, 通过再次划分将需要设置增压点的井组与不需要设置增压点的井组划分为相对独立的集输系统, 分别进入计量站或接转站等集输站场, 以免造成增压点能量的浪费。对于需要设置增压点的油井组, 应确定设置个数, 这个过程可以通过利用数学模型的计算模拟来完成。二次井组划分就是集合问题, 它与F (D) 的计算相结合可对增压点的个数进行计算, 并且根据管径、压降等最终确定合理的管径系列计算结果。

2.2 增压点实例分析

我们以新疆某油田23口井为例, 简单进行增压点的分析处理。关于油井的具体情况不再赘述, 考虑计算复杂, 开发了基于遗传算法的集输管网设计优化软件电算程序[2], 将地形因素、障碍因素等均考虑了进去, 优化目的是希望降低成本费用, 得到明确的增压点信息和集输站场信息。关于集输半径、增压点和建站个数的情况, 在经过优化计算后, 得到图1关系曲线。在优化软件计算中, 得出集输半径和总费用的关系比, 具体见图2曲线。

根据图1和图2曲线关系进行分析发现, 集输在1km以内时, 集输站场建站数量较大, 增压点较少, 且增压点数量几乎不变, 不受集输半径变化因素影响, 随着集输半径的增大, 建站数量随之减小, 由于增压点数量几乎不变, 故建站数量成为影响集输工程总投资的主要因素, 集输工程总投资随着集输半径的增加而减小;集输半径达到1km以上, 但小于2km时, 集输站场建站数量继续减小, 但此后增压点数量逐步增加, 但总体数量处于较少水平, 此时集输站场建站数量仍然是影响集输工程总投资的主要因素, 集输工程总投资继续保持随着集输半径增加逐步变小的趋势;集输半径达到2km以上, 但小于3km时, 集输站场建站数量继续减小, 增压点数量继续增加, 此时增压点绝对数量已经较大, 增压点数量的增加带来投资的上升, 抵消了建站数量减小带来的投资减少趋势, 成为影响总投资的主要因素, 反应在工程投资上, 就是工程投资随着集输半径的增加而增加;随着集输半径的继续增加, 在3km至3.5km集输半径范围内, 出现增压点和建站数量几乎维持不变, 基本不随集输半径变化的情况, 这是由于某一增压点与某一站场建设方案均具备一定的采油动态工况适应能力, 这种现象带来的投资直观表现就是集输工程投资基本维持不变;集输半径继续增大, 在3.5km与4km之间, 出现增压点和集输站场建站数量随着集输半径增大而双双回落的情况, 这是由于随着集输半径的增大, 部分集输站场与油区中心处理站位置重合, 造成集输站场数量减小, 同时由于集输半径增大, 部分井组可以直接进入油区中心处理站, 间接造成增压点的减小, 由于集输站场建站数量及增压点均减少, 集输工程总投资随集输半径呈现减小趋势。

集输半径在4㎞以上时, 建站数量及增压点均不随集输半径增加发生显著变化, 故集输工程总投资也保持不变的势头。

3 小结

油田集输管网设计中增压点的方案设计出发点是兼顾井数, 扩大集输半径, 简化流程, 但设计时也应合理配置增压点, 使整个集输工程费用更经济, 实现最佳效益。

以上分析虽是某一油区的个例情况, 但增压点的设计原则及与工程投资的趋势关系具备一定普遍性, 希望能为油田集输工程增压点设计方案时提供一些参考。

摘要：油田集输管网设计时, 计量站或接转站等集输站场辖井数量、以及集输半径对集输管网输送效率及工程投资影响较大。结合油田具体情况, 采用增压点方案常常可以优化集输流程, 降低成本。本文对集输管网增压点设置做了一些分析, 并结合实例分析了增压点优化方案的实施效果, 希望能为油田集输工程增压点设计提供一些参考。

关键词：油田,集输管网,增压点,处理技巧

参考文献

[1]柳洁, 孙洁, 邓志安, 田雪松.几种集输管网井组划分方法的比较[J].石油工业技术监督.2011 (01)

油田集输系统节能技术分析 篇2

[关键词] 脱水；注水；污水处理；地面防腐

【中图分类号】 TE86 【文献标识码】 A 【文章编号】 1007-4244（2014）03-191-1

一、地面系统主要表露出来的问题

1.油气集输和处理系统负荷增大，现有的工艺流程复杂，系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。

2.污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。

3.进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性推广应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。

4.注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。

5.油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。

针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。

二、地面系统问题的分析与解决

（一）污水处理工艺方面。国内外含油污水处理工艺是基本相同的，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。根据注水地层的地质特性，确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。对渗透性好的地层，一般污水经除油和一段过滤后即进行回注；而对低渗透地层，则要进行二级或三级过滤。在设备方面，国外开发应用的设备有许多不同类型，其处理效率都较高，如使用较广泛的气浮选装置就有立式罐和卧式槽型，除油效率达98%以上。精细过滤设备对悬浮物的控制含量<1mg/l，颗粒直径<1μm。同时，开发了精细过滤器，PE、PEC微孔过滤器等，对2μm颗粒的控制能力在85～95%，基本满足了各种地层的注水水质要求。从初步应用来看，旋流分离器具有体积小，处理量大等特点，分离效率一般在50—80%，目前陆上部分油田已应用于污水处理中。

（二）注水工艺方面在注水工艺方面，我国注水流程一般采用二级流程。由于注水系统效率较低和采用了落后的固定洗井工艺，使得注水系统能耗较高。进入开发后期，由于注水量和洗井工作量的增加，注水系统用电将继续增长，如何采用新工艺、新技术，降低注水能耗和洗井费用将是新的研究课题。

（三）三次采油工艺方面三次采油工艺地面部分主要包括注入工艺和产出液的处理工艺。在注入工艺中，国内外主要考虑的是如何防止聚合物降解的问题，因此一般均采用除氧、杀菌、除铁后的清水作为混配介质，注入流程为单泵对单井。设计院研制出DJQ型聚合物驱低剪切流量控制器，使聚合物溶液的粘度保留率达到96%以上，实现了一泵对多站和一泵对多井的工艺流程，已得到较好的应用。随着三次采油大规模的实施，完全采用清水配注，将造成油田污水无法回注，采用单泵对单井流程由于工程投资高，给三次采油推广造成了困难。因此有必要开发污水混配和新的注入工艺研究，以期使三次采油技术得到较好的应用。

（四）防腐涂料主要有煤焦油、沥青、石蜡、预制薄膜和热敷涂层等五大类，据文献报道煤焦油层寿命可达50年以上。内防腐涂料主要有煤焦油环氧、催化环氧聚合物、纤维玻璃加强聚脂等。近年来又开发了高密度聚乙烯（HDPE）外涂料，其温度范围-45℃～80℃，在寒冷和沙漠地区寿命可达30年。 国内油田埋地管线普遍采用石油沥青涂层，一般50～80℃的油气水管线采用专用沥青，防腐等级分为普通绝缘、加强绝缘和特加强绝缘三级。近年来，各油田又根据需要相继开发了环氧粉未涂料，防水防腐型涂料等。相比之下，我国在防腐材料种类、施工技术、补口工艺方面与国外存在一定差距。油田开发后期，污水闭路循环，水质进一步恶化，我国东部油田大部分又建于二十世纪六、七十年代，针对这些地下地面设施面临着的重新防腐的问题，防腐技术的发展趋势将是系统防腐技术研究和新型防腐涂料的研制。

三、结束语

油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。

参考文献：

[1]朱益飞.胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策[J].石油工业技术监督，2008，（01）.

[2]张奎文.原油集输及处理系统节能对策[J].油气田地面工程，2007，（08）.

[3]李建，梁婷，刘伟，吴艳.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010，（01）.

关于油田地面集输管网优化设计研究 篇3

21世纪油田系统工程建设发展的过程中, 更加注重油田地面集输管网的优化设计, 对于如何将油田地面工程的实际运行成本及管网建设成本显著降低始终是油田系统工程建设发展中关注的焦点之一。因此本文对油田地面集输管网优化设计进行研究有一定的经济价值和现实意义。

1 油田地面集输管网系统的基本概述

所谓的油田地面集输, 主要是将油井生产的油气进行收集输送及处理, 尽可能地将油气制成合格油。油田地面集输管网系统过程的实现, 首先就要借助于油井井口, 并将油井生产出的一些石油和天然气产品, 在油田地面上经过必要的集中处理和加工, 一旦石油合格之后, 借助于输油管线实现长距离输送, 合格的天然气将会通过输气管线送至液化气厂。油田地面油气集输起点则是油井, 而其终点主要是一些矿场, 即是输气管线首站和输油管线首站。而计量站和集中处理站主要是对油气进行收集, 并对油气进行基础加工的一些重要场所, 进而实现输送管线和油气收集之间的一种结合。

2 油田地面集输管网的现状

油田地面集输主要是由油井、管线及集输站共同组成的一种集输管网系统, 油田地面集输工程是主体工程, 在整个油田地面工程中有着65%以上的投资, 是整个油田工程的35%左右[1]。对油田地面集输管网进行优化对于整个集输系统造价的降低有着一定积极影响作用。

现如今, 中国油田地面集输管网系统逐渐发展形成过程中, 难免存在不合理布局, 以至于在油田地面实际发展过程中难以从根本上满足其真正的生产要求。而当前油田地面集输管网系统在重新优化的过程中, 尽可能地满足原油生产条件, 并保证集输管网系统的投资和营运费用最低, 进而最大地满足经济效益和社会效益。油田地面集输管网管线平面的布置更应该选择生产需求的最经济路径, 同时要保证输送过程中有着一定的顺畅性, 进而缩减建设投资成本, 保证企业系统正常运转的安全性和可靠性。

总而言之, 油田地面集输管网系统当前的规划设计并没有做到真正意义上的经济性和有效性, 如何做好油田地面集输管网系统的优化设计始终是当前中国油田建设发展面临的重大问题之一。因此现代化油田地面集输管网的建设发展更应该对集输的路线进行有效控制, 并将油田输送的成本降低, 进而将油田企业经济效益和社会效益全面提高。

3 油田地面集输管网优化设计的相关理论

油田地面集输管网在实际建设过程中, 主要是对油井加以连接, 并借助功能站及其工艺管道, 进而实现对原油的输送。油田地面集输管网系统在实际开发设计过程中, 更要保证油气井的压力及产量等有着一定的确定性。油田地面建设工程在实际规划过程中, 更要科学评估油井的连接方式, 并做好油井和转油站及计量站规模的优化设计, 从根本上做好油田地面集输管网的一些整体布局[2]。

油田地面集输管网系统在实际的建设过程中, 有着相对较高的建设成本, 同时油田地面集输管网系统在实际建设过程中, 更要借助于优化理论将总体的建设成本降低, 并做好油田地面集输管网系统的综合性设计, 尽可能地结合计算机技术、工程理论及数学原理。油田地面集输管网系统在实际的优化设计过程中, 确立好中转站和油井位置的关系, 借助于网络拓扑对最优的结构进行合理规划, 总的来说, 集输管网的优化设计不仅仅要做好运行参数的优化设计, 同时也要对管网位置进行某种程度上的优化布局。将各个部分相应的数学模型建立, 通过求解操作, 保证整体地面集输管网系统有着最优化的求解过程。

4 油田地面集输管网优化设计

近些年来, 油田地面集输管网的优化设计始终是当前人们关注的焦点之一, 对于如何保证油田地面集输管网建设过程中不仅仅有着较大的经济利益, 同时也要保证有着相对较大的社会效益, 本文作了以下几点探讨, 具体体现如下。

4.1 借助于最优化理论规划管网

一般而言, 油田地面集输管网系统主要由管线、采油井场及处理站三个部分组成, 这种系统的构成往往借助于网络系统加以描述, 网络的节点用中转站、采油井和集中处理站代替, 而管道的铺设也就构成了一个相对网络[3]。集中处理站的位置和集中处理站的数量及所有管网的布置对于油田地面集输系统的实际投资费用有着直接性影响。在对油田地面集输管网系统优化过程中, 不仅要对油田地面集输管网布局进行优化, 同时也要做好集中处理站的选址处理, 并将合理的管道加以铺设, 对管网流量进行合理分配, 最大程度上将管道的总投资减少。

4.2 做好油田地面集输管网系统的优化布局

油田地面集输管网系统的优化布局过程中, 首先对系统布置设计理论加以运用, 对各个作业单位和管线布置线路的网络模型进行构造。最后在模糊聚类分析的基础上, 对各作业单位之间的等级关系加以确定, 实时地调整和改进基本架构, 保证管线平面布置方案的最优化设计。

做好油田地面集输管网系统的优化布局设计, 其优化方法就要借助于管网系统的一些优化方法, 做好对建筑投资费用的节约设计, 同时也要保证其对集输运行费用的节约, 保证油田地面集输管网在实际运行过程中便于管理, 并对油气集中处理站的最佳位置加以确定, 优化布局输油管网, 做好最大程度上的优化设计。

4.3 做好集中处理站的选址优化

集中处理站作为油田地面集输管网系统的重要组成部分, 其集输站的选址问题同样也是优化的重点之一, 在实际优化过程中, 就要保证路线的选择有着一定的技巧性, 并对运输路线的长短进行合理控制, 对图论中最短路的矩阵算法加以运用, 保证石油总运输路线的距离相对较短, 在某种程度上将石油输送过程中的物流成本逐渐降低。一般而言, 科学的选址方法主要有优缺点比较法、德尔菲分析法及定量选址方法等, 在对选址方法加以选择的过程中, 更要结合油田地面的实际情况, 做好科学合理化选址。

4.4 油田地面集输管网的其它优化设计

油田地面集输管网的其它优化设计中, 不仅要考虑费用、风险及管道承压的问题, 同时也要做好管网系统规划运行的基础设计, 合理地控制关键工艺参数, 确定合理的工艺方案, 并对系统拓扑结构进行优化设计, 借助于AHP法对井站的拓扑优化结构加以确定, 降低管网系统整个费用和风险。对一级集气站和集气总站之间的管网系统加以确立, 计算出管网布局每个目标的优化方法, 最后, 最佳布局方案的确立借助于AHP方法。

油田地面集输管网优化是在计算和油井之间的相对位置已经明确规定的基础上, 计算出集输管网系统最为合理的拓扑网络系统。随着近年来计算机技术的快速发展和广泛应用, 油田地面集输管网的优化设计也有了越来越多的方法, 油田地面集输管网的设计是一项学科交叉且十分复杂的问题, 需要综合应用计算机技术、经济模型和数学理论等多学科协同工作, 通常包括以下几点程序:a) 先要确定油田地面集输管网的实际拓扑结构, 也就是环状管网还是树状管网的选择问题;b) 运用优化数学模型, 设置合理的约束条件;c) 对目标函数进行合理分析, 确定优化设计的具体方案;d) 使用最优方法对数学模型求解, 从而得出最优值;e) 对模型进行结果检验, 改进计算方法和数学模型。

5 结语

地面油田集输管网优化设计就要对环境因素、腐蚀性气体、突发事件等因素进行考虑, 进而做好管网布局优化设计, 从根本上保证选择的方案有着较少的费用和较少的风险, 进而保证集输管网正常可靠安全的运营。

参考文献

[1]谢芳芳.油田地面集输管网优化设计及软件开发[J].计算机光盘软件与应用, 2012 (5) :193.

[2]张子波.油田地面集输管网优化设计与软件编制[D].杭州:浙江石油大学, 2011.

靖边气田地面管网增压集输模拟分析 篇4

在对气田不断的进行开采的同时中后期的生产的气井越来越多, 气井的能量不断的降低, 井口的压力也越来越小。当今提高气田和气井的采出率以及增压开采, 将开采的气量进行增压输送这些办法已不可耽搁。对于气田的增压机的选择应该选用具有较高的压缩比, 运行比较灵活的王菲是的压缩机。这种更加适应气田的产量和压力的变化, 而且压缩比也比较高。驱动的方式应以燃机驱动的方式为主。珍重燃机驱动的机组更加适合气田的生产的需要, 对于外界的依赖性比较小。而且运行的费用也比相同功率的电机驱动的压缩机少很多。对于气田使用的压缩机组在一般状况下最多的是低速整体的天然气的发动压缩机。中, 高速的分体式的压缩机与之相比, 其具有维护安装简便, 效率较高, 运行成本比较低的优点。对于压缩机冷却方式一般选用风冷式, 风冷式比水冷式的冷却方式的水电的耗费小, 对外界的依赖性也比较低, 运行的成本也比较低。对于面积比较小的一些气田来说一般状况下选用集中增压的方式, 这样就会减少战场占地的面积和配套辅助设备的应用。在一定程度上节约了工程的投资和管理, 运行的费用。在根据气田的整体的情况和差异采用局部的管网增压的方法。一般包括同一个气田中有低压气井或者产层需进行分别增压的气井, 以及在同一气田中因地层的压力和产量的衰减程度的禅意, 需要进行先后增压的气井和气田的面积比较大, 但是增压的集气站比较远, 原支线需要进行新建复线, 对经济和技术进行综合的考虑之后选择集气站增压的方案更好的集气站。

二、气田地面管网区域性增压方法

通过对国际上, 低压气田的增压的集输工程以及地面管网的优化运行的一些成功的经验, 靖边气田的科研工作人员根据这些经验对于气田管网的增压集输方面进行了模拟分析。在结合靖边的气田集输管网的实际的情况对于管网系统的方针和增压优化等一些进行了深入的研究。经过研究取得了重大的成果。其中包括, 在深入的了解天然气的地面管网的基础之上, 研究出了一种天然气管网系统的一种仿真式的模型, 其适合于每一种结构形式的并含有非管元件。这种模型, 将管网的模拟办法进行了扩展, 适用范围更加广泛, 对于计算的初值要求也不是特别严格, 对于管网系统的仿真模型满足了其简单封闭的条件之后, 再任意的安排定节点的流量, 压力以及温度或者是出口的压力等这些参数的控制类型。再通过对气体节点的焓平衡方程的研究, 将管网流体的温度分布计算的模型退到而出, 同时也推理出了与之相应能够求解的流程。实现了气田地面管网的非等温的仿真模型。将分气流量和压力的限制以及压缩机机站的数量功率和站位和管网的节点这几个约束的条件考虑进来之后, 将气田地面管网中新建的压缩器站点已投资和运营的费用作为目标函数。建立一种大型的气田地面管网的区域性增压, 并全局化进行优化的数学模型。其在运用了启发式的进化算法的思想的基础上, 将遗传的算法结合了模拟的退火法, 总结出一种新型的混合遗传的算法, 在气田地面管网新建的增压站中需要设计参数以及运行参数的进行全面寻优时, 应用这种算法。将上游的一些资源和下游的用户以及压缩机站运行的参数等各个有约束的条件考虑进来, 让气田地面管网的运营部门的最大的经济效益和西大的运输量以及最小压缩机站的能耗和进行维护的费用作为目标函数, 建立一个三类气田地面管网的优化运行的数学模型。将收敛的速度较快的以及算法比较简单, 容易实现的一种标准的离子群的优化算法与混沌运动的遍历和伪随机性相结合起来, 构建嵌入局部的混沌搜索的混合离子群的优化的算法。并应用在模型的游湖啊求解方面。找出最优秀的管网运行的方案。在将针对对象的软件的开发的方法以及B/S的网络架构的模型, 数据哭的技术, 优化调度的方法和管网的方针方法综合的应用进来, 开发一种气田地面管网的优化运行的系统。将气田集输的过程中进行系统分析的计算模块和生产动态数据高度的融合在一起, 这样就更直观可视的一种图表的形式, 将管网运行方案中的科学的决策以及数字的信息综合应用在一起, 又在一定的程度上保障了管网能够有效并安全的运行。对于以上几种研究的成果, 已经北城的运用在靖边气田的地面管网进行优化调度的工程中, 以实际的情况说明了建模型和求解的方法具有有效以及实用的性质, 应用的效果很好。

三、结语

关于天然气集输管网优化的研究 篇5

1 国内天然气管网现状

在我国社会经济的不断发展下, 人民群众的能源需求量越来越大, 构建高效的用于天然气输送的管网已成为必然, 当前我国共构建了三种类型的区域性管网线, 即川渝区域中的环形管网、陕甘宁气区中的放射形管网以及各油田中使用的部分区域性管网, 随着这些管网投入到实际中使用, 不仅对国内能源消费结构予以了良好的改善, 而且还大大推动了国民经济的发展, 更增强了国内天然气的输送水平。川渝区域的天然气运输业是我国相同行业中发展最好的一个企业, 从二十世纪七十年代开始, 在戚成线、泸戚线、卧渝线形成后, 1989年构建了由渠县出发一直到成都的半环输气干线。这一重大举措的实施将意味着四川天然气环形管网逐渐现形, 是国内首次形成区域性环形管网系统, 具备了稳定安全的供气能力, 随着时间的流逝和持续的改进完善, 川渝区域中的天然气管网的基础设施配套现已有符合自身情况的供应网络, 迄今为止, 共涵盖了连接四川、重庆等地区的输气管道约6500k m, 在整个国家天然气管线整体长度中约占百分之二十六。国内首条陆地上口径大的高压输气管道是陕京线, 其建成并投入实际使用的时间是1997年, 将重心放在了以京津为中心的环渤海区域, 2003年对陕京线进行了全面扩容及改造, 新添了灵丘压气站, 大大增强了管道输气功能, 忠武线主要是为了保障川渝区域天然气资源的有效利用, 实现中西南区域中对天然气的使用需求而专门建设的川气东输出川管道, 国内首条陆地上接近世界水平的口径大的高压输气管道是西气东输管道工程, 其将重心放在了江苏、上海、浙江等中东部区域中。为了提高供气的安全性, 现已在冀、鲁、苏区域中构建西气东输与陕京二线的联络线, 即冀宁联络管道, 是国内首条在联络基础上而成立的天然气管道, 前面已说过, 国内的天然气分布及需求缺乏均匀性, 存在的输气管网和储运设施已难以达到当前的实际要求。所以, 积极构建天然气管道已经成为了促进天然气工业全面有效发展的前提。

2 天然气集输管网系统的优化

2.1 管道材料质量选择及制管方式

所选用的钢管材质必须符合于天然气自身气质条件、实际明确的防腐蚀办法对管材的要求与管道在本区域最低气温时可能达到的金属最低工作温度。它的强度完全取决于管道的计算壁厚和钢管制作工艺而确立的最小管壁厚度间的关系, 如果计算壁厚要比最小壁厚大特别多, 那么, 应合理的提高强度水平来减小计算壁厚;如果计算壁厚接近于最小壁厚, 那么, 应在最小壁厚的基础上明确具体的满足管道金属材料所提出的强度值要求。对于管径不算大的集输管道应以无缝钢管为主, 管径较大的集输管道应以焊接钢管为主。

2.2 强调管网布局与集输场站布局符合于选址要求

场站是否有合理的布局与选址是否得当均会对集输生产成本造成一定的影响, 在优化集输管网过程中, 要切实对场站布局做优化考虑, 对于气田集输系统, 常常会发生怎样准确的确立集气站的数量及其具体位置。由于集气站数量多少和投资间有着密切的关系, 同时, 集气站位置的确立还关乎到整个气田集输管网的结构建设, 且用于集输的管线投资业高达每千米数十万元之多, 管线整体投资通常在气田集输系统总投资中占大约百分之六十到百分之七十, 所以, 对集气站的最佳位置进行研究意义非凡。

2.3 枝状管网布局的优化

实际设计天然气集输管网系统过程中, 加强优化枝状管网布局的设计能够使集输管网系统内所有集气站间的集气管线具有经济合理的连接建设投资成本, 从而朝着节约型目标上发展。一般来说, 优化设计枝状管网布局时, 需按照枝状管网布局设计的实际图样, 认真全面分析优化枝状管网连接方式, 确保枝状管网布局的科学合理性。

由于优化设计枝状管网布局过程中, 常通过顶点加权的方式来实施最小生成树的计算求解, 从而明确枝状管网连接方式, 这种方式下的计算解决缺乏精确性, 所以, 应该摒弃掉。为了真正做到优化设计目标, 可采用以下数学计算模型公式 (1) 基于枝状管网连接方式的初步明确利用公式 (2) 中呈现出的数学计算模式确立科学合理的集气站中心站位置, 同时, 还要在有向生成树中不断完善管网布局方式, 从而获悉用于枝状管网的最佳布局办法。

3 结论

综上所述可知, 优化天然气集输管网过程中, 应切实根据集输管网标准构建的实际情况, 编制相匹配高效的设计准则, 明确最优的设计方案, 从而确保优化设计具有较高的效率, 适当降低优化设计成本费用。

摘要：天然气集输管网系统具有复杂性与密闭性的特点, 对其进行优化已经成为了油气田开发地面工程施工作业中迫切需要完成的任务。当前, 天然气输送管道正一步步的实现范围广、复杂繁琐的网络系统。所以, 加强优化天然气集输管网系统刻不容缓。笔者根据自身工作经验, 首先概述了国内天然气管网现状, 其次, 对天然气集输管网系统的优化进行了分析研究。

关键词：天然气集输,现状,管网系统优化

参考文献

[1]孙志刚, 许克军.大型储油罐有限元分析及优化设计[J].现代制造技术与装备, 2009, (04)

[2]许国栋.海上集输系统运行参数优化研究[D].中国石油大学, 2011

[3]柳洁, 孙洁, 邓志安, 田雪松.几种集输管网井组划分方法的比较[J].石油工业技术监督, 2011, (01)

[4]张子波.油田地面集输管网优化设计与软件编制[D].中国石油大学, 2011

[5]毛丛友.对胜利埕岛油田集输管网模拟计算的优化研究[J].石油工程建设, 2008, (05)

[6]魏立新, 刘扬, 任志平.油气集输管网节点参数计算方法[J].大庆石油学院学报.2003 (04)

[7]姚莉, 于磊, 杨春, 陈伟, 李海山.国内外天然气储运技术的发展动态[J].油气储运.2005 (04)

试论油气田地面集输管网的优化设计 篇6

关键词：油气田,集输管网,优化设计

在地面集输管网的路线设计中, 需要充分考虑地面技术管网的需求, , 确定油气田的位置, 优化集输管网的分布路线, 缩短地面集输管网的长度。在选择集输管网路线的同时, 需要满足生产过程的连续性要求, 以促进企业稳定发展、实现经济效益增长为主要目的。通过实际理论分析发现, 原有技术管网系统发挥着重要作用, 其规划设计可以大大提高经济效益, 在优化油气运输管网路线的同时, 可以降低运输成本。

1集输流程设计原则

在实际应用中, 油气田集输流程并不是固定的, 众多的因素都会影响到流程设计, 例如油气田内物质的差异、地理环境的差异、运营方式的差异等。这些重要的因素将直接影响着油气田集输管网的优化和运行, 因此在规划油气田集输流程的过程中, 先通过不同因素的对比来选择性价比高的流程。

在设计集输流程的过程中, 需要重点考虑能耗损失, 需要保证技术管网满足全封闭要求。第一, 最大限度地将油气田的产出收集起来, 降低资源损耗的同时将产品加工成标准原油和天然气[1]。第二, 在资源运输过程中, 需要时刻关注油气田矿井中的压力, 必要时进行压力转换, 实现系统内部压力的可靠性扣工资, 增加输出半径后可以减少实际过程中的中转环节, 很大程度上降低生产能耗。第三, 可以在系统热量的应用过程中做好规划, 提高利用效率, 利用这些热量实现集输流程的温度控制, 尽可能降低运输过程中的能量损耗。第四, 在不改变原有条件的情况下, 需要应用最科学简便的方法实现油气运输, 提高运输效率的同时, 降低能量损耗。

2集输管网优化设计方案

从结构上看, 油气田集输管网主要包含油井、多个中间站、管道油库等, 在管网布置设计的过程中需要就结合实际油气的生产工艺, 确定中转站的数量和规模, 这就与油气田实际采用的生产工艺和生产效率有着密切的关系。针对油气田地面集输管网优化设计工作而言, 其中包含较多的技术领域, 工作内容繁多, 需要应用数学理论、经济模型和计算机技术。在优化设计过程中, 需要从以下几个层次入手。第一, 应用数学分析方法和计算机分析方法明确油气田集输管网的拓扑结构, 在理论分析的基础上选用科学的管网规划[2]。第二, 结合实际油气田工程, 选用合适的数学模型, 明确约束条件。第三, 确定目标函数, 制定具体的优化方案。第四, 应用优化数学模型进行求解, 解出最优值, 确定最终的设计方案。第五, 对解算的模型进行验证, 结合实际验证结果对已有的模型进行理论分析并进行适当的优化改善。

2.1地面集输管网进行规划

油气田地面集输管网在运行的过程中会与油库、中间站和运输管道紧密相连, 为伴生气和原油的运输提供便利。在地面集输管网规划设计时, 先明确已有油气田井的气体组成, 产量和压力。针对地面系统而言, 在规划设计时, 及时作出综合评定, 充分考虑油井、油站的连接方式, 结合中转站的规模和数量, 保证地面集输管网的整体布局更加规范。

油气田地面集输管网的优化需要及时确定出油井的位置和中转站的位置, 在此基础上选择合适的拓扑结构规划集输管网, 选择出数学模型后开展参数模拟工作, 分析管网位置和站址数据, 在整合多项数据后完善规划方案。

2.2井组的优化设计

油气田的地质环境和地理条件关系着油气田内部的集输流程, 在多种开发环节中, 针对不同的地段而言, 需要应用不同的集输流程, 考虑到油井数量的影响, 实际优化设计过程中一般将集输流程分为单井集输流程和多井集输流程。有的油气田面积较广并且含有较多的油井, 可以将这些油井分为不同的组别, 油井产出原油有再进行汇集处理, 规划集油站进行统一外运。在分组的过程中, 需要重点考虑油井的地理条件和集油站的建设规模, 为了最大限度地节省投资, 需要选用最优的分组方式。目前在分组的过程中都需要满足集输半径的约束, 需要在充分考虑集油站建设规模的基础上, 应用最优化分析的方法, 确定出多种井组和集油站之间的关系, 尽可能左端不同油井和集油站之间的间距, 降低运输费用和管道布设费用, 提高分布的合理性[3]。

2.3系统布局优化设计

在系统布局优化过程中, 需要选用最合理的管线路径图, 计算出最短连接路径, 构建出原油集输管网的基本构架, 明确不同作业单位的等级关系, 以最优设置为主要目标, 结合实际优化管线的平面布置方案, 应用科学的原油集输管网系统, 可以降低建设成本和运输成本, 另外在管理过程中也更加容易。在复杂的地形和恶劣的气候条件下, 集输管网同样适用, 在原油网络设计过程中具有较强的适应性。

2.4集中处理站的选址方案

集中处理站是油气田集输管网中的重要组成部分, 集中处理站的选址问题就成为重点, 在原油运输路线的选择和规划工作中将直接受到集中处理站位置的影响, 集中处理站的位置也间接关系着运输成本[4]。在集中处理站选址的过程中, 可以应用最短路径的矩阵算法进行优化, 获得最合理的集中处理站位置, 缩短原油的总运输距离, 降低运输成本。

3结语

油气田地面集输管网的设计工作涉及面广泛, 在设计过程中必须充分考虑路线设计需求, 明确油气田的位置, 结合实际发展状况对集输管网的分布路线进行优化, 缩短地面集输管网的长度。在分布路线设计中需要根据实际分布特点优化集中处理站和油井之间的距离。

参考文献

[1]刘光金.油气田地面集输管网的优化设计[J].油气田地面工程, 2014, 12 (5) :74.

[2]张燃, 秦林, 雷宇等.川渝地区天然气集输管网系统的完整性管理[J].四川工程大学, 2010, 29 (1) :57.

[3]徐源, 艾慕阳, 刘武等.基于天然气处理厂气质指标的集输管网调度优化[J].油气储运, 2013, 32 (8) :81.

油田集输管网 篇7

1 天然气集输管网中井组的优化设计分析

在进行天然气集输管网系统的优化设计中, 对于集输管网系统中的井组规划设计实现最优化, 也就是要对于集输管网系统中气井和集气站之间最佳归属关系的确定, 以保证天然气集输管网系统中, 各气井与集气站之间的距离之和达到最小值, 从而实现对于天然气集输管网规划设计成本费用的节约, 提高集输管网规划设计经济效益。通常情况下, 天然气集输管网系统中井组的优化设计情况, 直接对于整个集输管网系统的规划设计实施有着很大的影响。

在进行天然气集输管网系统中的井组规划设计中, 对于井组的传统最优化设计实现, 通常都是遵循集输半径以及一定井式条件要求下, 在不进行集输管网管道流量情况的考虑条件下, 只按照各气井与集气站之间的距离之和最小的优化原则进行划分确定。这样的井组优化设计方案在进行井组的优化设计过程中, 由于优化设计考虑条件的局限性, 使得在实际中的合理性往往比较低, 适用性较差。针对上述问题, 在进行集输管网井组的优化设计中, 不仅将集输管网系统中各个集气站的集气量规模作为优化设计中的一个需要考虑的要求条件, 以保证井组优化设计计算中各集气站之间的集气量更加合理, 并且在进行气井和集气站之间距离的计算中, 还对于各计算点之间的高差进行考虑, 以满足对于优化设计中对于计算结果准确性的要求, 此外, 在进行集输管网井组的优化设计中, 还将传统优化设计中井式的约束条件作为迭代计算的初始条件进行保留处理。如下公式 (1) 所示, 为根据井组优化设计方法要求建立的数学计算模型公式。

在进行井组的优化设计中, 主要在根据传统优化方法进行初步设计规划情况下, 利用上述模型公式对于气井与集气站之间最短距离计算结果进行验证, 以实现对于井组的最优化设置。

2 天然气集输管网中集气站址的优化设置

以二级天然气集输管网集气站址的规划设置为例, 其中二级天然气集输管网集气站主要是指包含集气站与集气总站两级的集气站系统, 它主要是在将天然气集输管网系统中的气井在通过星形网络与集气站进行连接的情况下, 再使用枝状网络形式将集气站与集气总站进行连接起来集气站布局方式。通常情况下, 对于集气站站址的优化设置, 是在对于集输管网系统中井组的优化设计完成后进行的, 主要是各集气站和气井之间的加权距离和是最小值, 为最优化设置目标, 来实现对于集输管网系统集气站位置的最优化设置实现。其数学计算模型如下公式 (2) 所示。

在上示计算公式模型中, ωij表示的是集输管网系统中i井到j集气站之间的管线单位长度的造价加权系数, 计算单位为万元每千米。

3 集输管网系统枝状管网布局的优化设计分析

在进行天然气集输管网系统的规划设计中, 对于枝状管网布局的最优化设计实现, 主要是为了保证集输管网系统中各个集气站之间的集气管线的连接建设投资成本实现最小, 以实现节约天然气集输管网整体规划设计成本的目的。通常情况下, 在进行集输管网系统中的枝状管网布局方式的最优化设计过程中, 通常需要根据集输管网系统中枝状管网布局设计的图样, 通过对于集输管网系统中枝状管网连接方式的优化设计分析, 和对于集输管网系统中枝状管网布局设计中的中心集气站位置选择的优化情况进行分析的基础上, 实现对于枝状管网布局方式的最优化设计实现。

在传统对于集输管网系统的枝状管网布局方式优化设计中, 由于对于依照图样方向和管网各管段的流量以及流向情况不清楚, 因此, 在进行最优化设计中, 主要是采用顶点加权进行最小生成树的计算求解, 以进行枝状管网连接方式的确定, 往往计算解决准确性性不够。而对于枝状管网中中心集气站的位置选择, 也是在基于无向图样的情况下计算求出的, 对于管网布局的整体考虑不足, 设计效果并不理想。为了实现对于枝状管网布局的最优化设计实现, 在根据传统优化设计问题的情况下, 本文主要通过在通过下列数学计算模型公式 (3) 对于枝状管网连接方式的初步确定情况下, 通过公式 (4) 所表示的数学计算模式, 对于枝状管网的集气站中心站位置进行选择确定, 最终通过在有向生成树中对于管网布局方式进行调整, 以实现对于枝状管网最优布局方案的最终确定。

4 结束语

总之, 在进行天然气集输管网系统的规划设计优化过程中, 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, 选择合理的优化设计方案, 以提高优化设计的合理性与适用性, 节约规划设计成本。

摘要：进行天然气集输管网系统的优化设计, 主要就是在进行集输管网规划设计过程中, 对于气井和集气站的归属关系以及集输管网的布局方式、集输管网管径组合等, 进行最优化设置与处理, 以实现对于天然气集输管网系统的最优化规划设计实现, 节省天然气集输管网系统的规划设计成本费用, 提高规划设计经济效益。本文主要从天然气集输管网系统规划设计中井组最优化设置、集气站位置的最优化选择、枝状管网布局的最优化实现等方面, 对于天然气集输管网系统规划设计的优化实现进行分析论述。

关键词：天然气,集输管网系统,规划设计,优化方法,数学模型

参考文献

[1]潘红丽, 杨鸿雁.气田地面集输管网系统的优化设计[J].油气储运, 2002 (4)

[2]李天祥, 罗佳, 赵强, 尚纪超, 吴建超.冀东油田天然气集输管网系统的优化[J].油气田地面工程, 2011 (5)

油田集输管网 篇8

1 地面集输工艺现状

榆科油田共有采油井46口, 开井33口, 日产液584 t, 日产油104 t, 日产气989 m3, 含水81%。注水井13口, 开井7口, 平均日注水224 m3;有污水回灌井2口, 开井1口, 平均日注水480 m3。单井集油工艺采用传统的三管伴热流程, 原油在榆一站集中处理后直接外输, 污水经简易处理后回灌地下。油田现有3座计量站, 2个配水间, 值班员工35人。

该区块原油物性:密度0.875 7 g/cm3, 黏度45.04 m Pa·s, 凝固点34℃, 含蜡11.8%, 含胶质沥青质20.39%。

水性分析:污水腐蚀速率0.243 mm/a, 总矿化度16 399 mg/L, 水型Ca Cl2。

随着油田的滚动开发, 到2017年油田日产液将达777 t, 日产油85 t, 日产水692 m3, 原油综合含水将达到89%, 日有效注水量635 m3。

2 存在问题

2.1 地面工艺陈旧, 系统能耗高

榆科油田自投入开发20多年来, 一直沿用的是传统的三管伴热集油流程模式, 年自用燃料油450 t。

三管伴热集油工艺是常规的原油集输工艺, 存在能耗高、投资大, 后期易腐蚀穿孔的弊端, 尤其到老油田开发后期, 油井含水越来越高, 采用传统的三管伴热集油方式热量大部分被水吸收, 热量浪费严重。

2.2 管网老化严重, 系统运行成本高

由于三管伴热管线腐蚀穿孔, 年均修补伴热管线穿孔50多次, 补漏及清赔维护费高达200万元, 且呈逐年上升趋势, 每年因为泄漏穿孔等降低生产时率, 影响产量约130 t, 见图1。

2.3 用工劳动强度大

由于油田采用的是以井、站为核心的分散式管理, 点多面广, 员工巡检人员的管理面积大, 一旦管线泄漏, 挖沟、修补等工作强度高。

3 地面集输工艺简化优化

根据地质部门对油田的产量预测, 以及油田地面集输系统存在的不适应油田发展的具体问题, 对榆科油田的地面集输工艺进行针对性的调整, 采用适合该油田发展特点的新工艺、新技术, 达到节能降耗、降本增效的目的。

3.1 站外单井采用端点掺水、环状集油输送工艺, 降低用热量

充分利用站内污水热能, 所掺污水经掺水泵升压和掺水换热器升温, 使掺水温度从42℃升高到55℃后, 通过掺水阀组进入站外的单井掺水环, 根据榆科油田的单井分布情况, 将所有单井分为4个掺水环, 冬季掺脱后污水生产, 夏季根据生产实际实施单管集油工艺。

3.2 采用复合塑钢管线替代普通钢管线, 降低腐蚀

由于复合塑钢管线比常规的钢管线具有良好的防腐保温功能, 在对老油田进行管线更换时, 采用这种管线能更好地保证管线的正常运行, 实现节能降耗。

3.3 站外单井量油采用示功图量油方式

油井采用井口示功图量油 (图2) 的方式, 取消原来的四座计量站, 在榆一站内建一个阀组接收各掺水环的来液, 进入站内处理系统。

示功图计量技术是以实测地面示功图数据为依据, 结合油井工况自动诊断技术, 分析计算出泵功图, 确定泵的有效冲程, 计算油井产液量。

3.4 注水采取井口远程计量控制技术, 简化配水工艺

根据集输系统工艺简化方案, 油井采用环状掺水集油工艺改造, 取消计量间, 注水工艺流程作相应改造。为减少投资, 利用已有的注水干线和单井注水管线, 采用枝状串联流程, 注水井口安装油水井监控采集终端, 实现远程自动调控注水量, 井口压力、瞬时流量、累积流量等数据自动上传、存储, 减少了配水间节流损失和人工调节水量, 减轻员工劳动强度。

3.5 对站内生产工艺流程进行简化优化, 做到流程密闭简短节能

通过实施站外单井的掺水输送, 原油进站温度控制在45~50℃, 既保证了油井的正常生产, 降低井口回压, 也保证了站内三相分离器不用加热, 实现正常脱水生产。

4 应用效果

通过对老油田开发后期单井集油工艺优化调整, 站外油井的井口回压由原来的1.8~2.2 MPa降为0.3~0.6 MPa, 站内原油的脱水温度由原来的58~60℃降为45~50℃, 脱后原油含水控制在0.5%以下, 污水含油在100 mg/L以下, 节能效果显著。

1) 采取环状掺水集油工艺和示功图量油技术对榆科油田站外集输系统进行简化后, 取消了3座计量站, 可减少现场操作人员8人, 每年可节约人工费50万元。

2) 简化生产工艺后, 生产耗能降低, 每年可节约燃油300 t以上,

3) 每年可减少因管网腐蚀穿孔造成的维修费用、青赔费用60万元。

4) 管网腐蚀穿孔得到了很好的解决, 提高了开井时率, 预计年增加产油量130 t。

5 结语