集输管网

摘要： 为解决集输管网对低压低产井,尤其是间歇采气井的影响,从支线输送压力对气井影响、管线积液两方面分析,确定了集输管网压力合理范围,形成了反排及清管介入时机的评价指标。并建立管网实时监控系统,及时发现输压差异,并排查原因,确定清管反排措施最佳介入时机,最大化反排清管措施持续效果,提高气井产量,具有一定的经济效益。该方法对确定集输措施方案具有一定的参考价值。

摘要： 为有效遏制老油田油水井集输管网腐蚀穿孔泄漏加剧、布局不合理等问题,从运行周期、防腐技术、环境条件、城市规划、更新维护等方面对当前管网生产运行现状进行了适应性评价,深化了CO_(2)腐蚀、冲刷腐蚀、垢下腐蚀、氧腐蚀等微观腐蚀机理研究。从管线材质、防腐工艺、新型内衬配套等方面加强了源头设计优化,明确了干线优选环氧粉末或无溶剂陶瓷颗粒内防腐技术、单井管线采取单根由壬连接内衬管工艺技术、常规管线采用3PE外防腐、稠油热采管线采用黄夹克外防腐保温的技术原则,并运用超声波及射线探伤技术确保施工质量,取得了良好的现场应用效果。同时采取管廊带设计理念合理优化管网布局,密切配合地方经济及社会发展规划,提高了管网安全环保风险管控能力和运行效率。

摘要： 对于油气田地面集输管网来说,需要进行系统的整体优化。本文首先对集输网络的设计原则进行阐述,然后提出针对性的优化设计方案,通过最优化理论对集输管网开展规划,希望能够为系统布局和井组的优化提供参考。

摘要： 寒冷地区油气集输管网采取保温、加热或伴热等措施以保障管网的正常运行,但上述方法需要消耗大量能源为采出液加热,因此降低集输系统能耗成为亟需攻克的难题。基于新疆油田玛131井区管网设计和历史运行数据,建立相应的OLGA管网仿真系统。将夏季管网流动参数计算结果与玛131井区的检测数据对比,发现温度和压力的误差分别小于0.4%和18.6%,验证了OLGA仿真结果的正确性。计算集输管网在冬季最冷工况下的流动参数,其温度和压力保持在合理范围内。提出现场通过监测每条管道的温度和压降,设置合理的温度和压降范围,对温度和压降异常的管道开展周期性扫线,对部分温度较低的井口实施加热。计算结果证明了玛湖油田常温集输的可行性,在常温集输时适当采取流动保障措施可提高集输管网冬季输送的安全性。

摘要： 天然气集输站场是连接天然气生产和输送的重要桥梁,在天然气被开采出地面以后,首先需要在天然气集输站场内,使用各种类型的设备对其进行处理,在天然气达到外输气标准以后,才能将天然气输入到长输管道中进行输送,因此,天然气集输站场内的管网类型以及数量相对较多,覆盖面积随之增大,而且网络结构更加复杂、风险性增加。对此,企业必须优化集输管网设计,以保障长输管道天然气运输及使用安全,同时节约能源及成本。

摘要： 为了改变页岩气田生产初期和后期的流体压力、产量波动较大对集输管网生产过程中工况变化适应性较差的问题。基于长宁某区块页岩气田集输管网的运行现状和工况特点,针对管网布局、输送工艺和增压工艺三个方面,分别择优选取适应性评价指标进行适应性分析评价。结果表明:长宁区块页岩气田集输管网的总体可靠度较高,增压工艺处理规模较大但增压效率较低。在滚动式组合增压模式最大设计规模下,尽量提高增压比。评价结果旨在为长宁区块页岩气田集输管网安全、平稳运行提供技术支持。

摘要： 针对普光气田地理环境现状,从地质灾害、焊口缺陷、管道腐蚀等方面对集输管网安全隐患进行了分析,结合现有风险防控措施,对下一步工作进行了展望,提出应加强硫化氢泄漏扩散机理研究及环焊缝失效机理研究.

摘要： 随着我国社会经济的快速发展,油田行业得到了相应的发展,在油田行业发展的过程中将油田地面的集输管网不断地进行优化能够在很大的程度上降低生产和建设成本,从而有效地降低石油开采成本.本文主要是针对我国油田地面的集输管网的现状进行了简单的分析,并且提出了相应的集输管网的优化设计.

摘要： 探讨数字孪生体在管道设计、调度优化、管道设备运行维护、管道全生命周期管理等场景应用的技术可行性,旨在通过多物理集成模型仿真分析、虚实交互反馈、数据融合分析、决策迭代优化等手段,充分利用模型、数据并集成多学科技术,解决传统方法存在的问题,提升管 道技术和管理水平。

摘要： 苏里格南区块采用滚动开发生产模式,随着生产时间的增加,各管段运行情况逐渐发生变化,平稳生产的管理难度也逐渐增大.为了给后续生产组织提供指导,以输气干管运行情况为研究对象,基于Pipephase软件构建作业二区集输管网模拟模型,计算并分析夏季清管推液以及冬季高峰供气期间的节点压力变化,分析管网运行现状,并对冬季管网水合物的生成条件进行预测.模拟分析结果对进一步认识苏南管网运行现状并采取相应的管理措施具有指导性.

摘要： 结合我国煤层气集输特点,在"多点接入、柔性集输"和"枝上枝"工艺技术基础上,研究煤层气集输管网系统的优化.以管网建设的经济性为目标函数,以相关集输条件为约束,对枝状和放射状两种管网连接方式进行讨论,对连接方式交叉后的4种管网布局模式的经济性进行对比.利用文献中的实例进行计算,结果显示:与原模式相比,优化后的管网连接模式建设投资费用减少34.36％,因而验证了模型的合理性和先进性.

摘要： 中心三号平台是埕岛油田第三座综合性中心平台,集中处理其周围32个卫星平台的来液.如果中心三号平台海底管线入口的紧急切断阀出现关断,此时卫星平台的液量继续流入,海底管线压力会持续上升,一旦压力超过卫星平台的最大设计压力(2.5MPa),需要关闭卫星井口,以免对卫星平台设备造成损坏,或者出现漏油等环境污染事故.本文通过用OLGA软件对集输管网进行动态模拟,得出海底管线的安全缓存时间约为15min,基于该结论指导完成中心三号平台的一键停井设计.

摘要： 油气管道的风险评价是管道完整性管理中的核心内容,通过对比提出了Third-Kent是比较适合油田集输管网的风险评价方法,并简要介绍了Third-Kent风险评价体系.对管道开展风险评价工作可以全面了解管道所处运行状况,对管道管理的进一步优化、增效、提高综合经济效益的多目标趋向,解决了提高管道运行寿命的目的,为油田完整性管理工作的开展提供了决策参考.

摘要： 油气管道的风险评价是管道完整性管理中的核心内容,对管道开展风险评价工作可以全面了解管道所处运行状况,对管道管理的进一步优化、增效、提高综合经济效益的多目标趋向,解决了提高管道运行寿命的目的,为油田完整性管理工作的开展提供了决策参考.通过对比提出了Third-Kent是比较适合油田集输管网的风险评价方法,并简要介绍了Third-Kent风险评价体系.

摘要： 油气水集输管网管理技术是以地理信息系统为基础,融油田地面系统结构管理、参数监测与控制、管网动态模拟、数据可视化等内容于一体,在计算机网络、电子智能技术、信息技术等控制下生存活动的一个复杂生命系统解决了集输管网传统管理存在的自动化程度低、可靠性差等问题,使用效果显著.

摘要： 随着安岳须二凝析气藏逐渐进入开采中后期,生产井普遍产水,已经严重影响到气藏产量,必须进行提高采收率工艺才能维持气藏的正常生产,但同时气井生产还面临着井型、井下工具、地面集输等多方面的制约.本文主要针对这些情况,对安岳须二气藏提高采收率制约因素进行了梳理分析,总结了已开展措施的应用效果,形成了适合于安岳须二气藏现状的工艺技术思路;其中根据气藏主体排水工艺和集输管网特点,首次提出了"分批焖井、分批开井"的生产技术方案,为进一步提高安岳须二气藏采收率提供了技术支持.可为类似气田的开发提供参考.

摘要： 大牛地气田地处鄂尔多斯盆地北部,是中国石化重要的天然气生产基地.大牛地气田已经进入开发中后期,气田已有的地面集输管网系统已经不能完全适应气田中、低压的开发,为了完成大牛地气田每年稳产50亿方的建设目标,亟需对地面集输管网系统进行改造.介绍了大牛地气田地面集输管网基本情况,借助水力计算软件TENET分析了气田目前地面集输管网系统运行状况,研究了气田已有地面集输管网系统的适应性.基于气田单井分布、单井压力和单井产量递减情况,对在单井增压、在气田每个气区集中增压以及在天然气处理厂集中增压进行了对比分析.建议在增压方案优选过程中考虑增压方案对集气站设备和配套管线的影响,防止因为单井压力和产量的变化严重地影响站场设备和管网的正常运行.结论认为:大牛地气田地面集输增压方案应综合考虑压缩机装机功率和机组配置、集气站场设备以及地面集输管网的适应性3方面因素,使得比选出的地面增压方案具有极强的适应性,能够保证大牛地气田每年稳产50亿方的建设目标.

摘要： 地面集输管道的腐蚀一直是油气储运及集输工程的一个重要问题.本文分析了苏东气田地面集输管道腐蚀的各种形式及主要腐蚀机理.针对输油管道的腐蚀问题,从土壤微生物、理化性质以及交流电对管道的腐蚀影响等方面进行了分析.介绍了目前苏东气田采取的地面管道防腐措施及运行现状.并通过管道外腐蚀检测成果分析苏东气田地面集输管道腐蚀现状及防腐效果评价.

摘要： 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的差分方程，并采用牛顿一拉夫逊法求解模型，最后对某气田管网进行了仿真分析，仿真结果表明：各管道中的压力没有超过管道允许压力，管网内压降较小，部分管段流量很小，增输潜力巨大，因此，可以调整输气方案，适当增加输气量。

摘要： 本文介绍了国内外滩海油田油气集输工艺的现状,针对埕岛油田东区的地理位置和油藏特点,详细论述了海上平台部分以油气混输为主要特点,中心平台与陆上终端相结合的集输模式,意在为滩海油田的开发模式提供一个新的设计理念.

摘要： 本实用新型提供一种新型智能长输蒸汽管网远程集控监控系统，包括安装在蒸汽管网上的温度表、压力表、电控阀，安装在蒸汽管网现场的摄像机，温度表、压力表、电控阀及摄像机分别连接服务器，服务器连接可视化平台及实时监控手机，蒸汽管网上设有泄漏传感器，泄漏传感器、温度表、压力表、电控阀及摄像机均通过现场控制柜无线网络连接服务器；服务器通过有线或无线网络连接可视化平台，服务器通过无线网络实时监控手机。本实用新型集成化程度高、结构紧凑且维护简单，功能更加完善，具有多项监测效果，通过设置泄漏传感器，当蒸汽管网出现泄漏，会对泄漏处感应触发报警，通过设置了实时监控手机方便值班人员随时查看。

摘要： 本发明实施例公开了一种集输管网泄漏风险评估方法及装置。方法包括：以每条管道为评价单元，获取待评估集输管网中所有管道的管道类型和输送介质及其的历史泄漏数据；根据管道类型和历史泄漏数据获取各类管道的泄漏率；根据各管道的输送介质获取各类管道的泄漏后果影响区域；根据各类管道的泄漏率和泄漏后果影响区域评估集输管网的泄漏风险值。本发明实施例基于历史泄漏数据客观地分析管道的泄漏率，避免引入过多的主观因素，然后分析各类管道的泄漏后果影响区域，并基于泄漏率和泄漏后果影响区域评估集输管网的泄漏风险，不仅解决了现有技术无法适用于集输管道风险评估的问题，而且与现有技术相比，在泄漏率评估方面还具有评估精度高的优点。

摘要： 本发明一种基于雾计算的油气集输管网在线仿真加热炉调节方法，涉及仿真模拟、物联网控制、雾计算等领域。包括终端系统、雾计算系统、加热炉及其控制器、监测仪表等，所述监测仪表包括压力监测仪表、温度检测仪表和流量监测仪表，雾计算系统内嵌在加热炉控制器中。加热炉安装在井口处，监测仪表安装在井口和进转油站处。终端系统计算机根据集输管网设计参数、流体信息和管道运行工况对集输管网进行在线仿真，雾计算系统根据仿真结果和实时监测数据实现对加热炉功率的实时控制，保证加热炉在集输管网安全运行状态下以最低功率运行，达到降低能耗的目的。

摘要： 本发明公开了一种油气集输管网布局多目标设计优化方法，包括以下步骤：S1：获取基础数据；S2：根据基础数据分析油气管道在潜在事故下的运输风险；S3：构建多目标油气集输管网布局优化模型；S4：对多目标油气集输管网布局优化模型进行求解，输出油气集输管网布局方案。本发明将油气集输管网的布局问题考虑在内，在满足所有给定的约束条件的背景下，分析油田区域内管道泄漏等事故造成的风险影响，将管网系统建设的总成本和潜在管道运输风险最小化，构建相关模型并通过优化算法求得油气集输管网布局方案。

摘要： 本文涉及油气田开发工程领域，尤其涉及一种气田集输管网的单相流‑多相流耦合计算方法及装置。包括，根据气田集输管网的中管网基础参数、设定的集气管网的管道体积流量初始值、设定的采气管网的管道质量流量初始值、设定的节点温度初始值、天然气物性参数进行水力热力耦合迭代，直至管道体积流量、管道质量流量和节点温度收敛，然后将得到的所述集气管网的节点压力、采气管网的节点压力、节点温度作为气田集输管网的单向流‑多相流的耦合计算结果。通过本文实施例，实现了多相流动的采气管网和单相流动的集气管网的水力热力耦合计算，从而根据得到的所述集气管网的节点压力、采气管网的节点压力、节点温度指导气田的开采。

摘要： 本文涉及油气田开发工程领域，尤其涉及一种耦合往复压缩机特性的气田集输管网工况调节方法及装置。包括，根据气田集输管网的结构，在气田集输管网中添加辅助节点和辅助管道，并生成管网的管段节点关联矩阵，根据管网基础参数以及设定的管道流量初始值、设定的节点温度初始值、天然气物性参数以及设定的压缩机转速进行水力热力耦合迭代，直至管道流量和节点温度收敛，并判断收敛后的管道流量和节点温度是否达到要求，若未达到要求，则调整设定的压缩机转速重新进行耦合迭代，直至得到的管道流量和节点温度符合要求，利用当前设定的压缩机转速指导实际地层的气藏开采。

摘要： 本发明公开了一种油气集输管网预测方法、装置、电子设备及存储介质。该方法包括：获取油气集输管网中各管线的待处理数据；其中，所述待处理数据包括管线输入端的温度、压力、含气率、含水率、含油率以及管线终端的压力；将所述待处理数据输入到管线参数预测模型中执行油气集输管网预测任务；通过所述管线参数预测模型输出待处理数据对应的目标数据；其中，所述目标数据包括管线沿途的温度、压力、含气率、含水率、含油率的变化量。本技术方案，可以在管道控制条件变化的情况下对油气集输管网系统内管线的不同位置处的温度、压力、含气率、含油率、含水率的变化进行快速、精准的预测。

摘要： 本实用新型公开了一种原油集输站集输管网电伴热系统，包括采油树，所述原油集输站集输管网电伴热系统还包括内置加热器、电气温度控制组件、输油管和内置式入管组件，所述输油管设置于地下且具有输入口和输出口，所述输入口与采油树之间连接有油道斜三通，本实用新型的有益效果在于：将矿物绝缘加热电缆内置于输油管道内，通电后将电能高效转换为热能，直接将热量传递给与之完全接触的原油，从而补充原油的热量损失，热效率极高，用于稠油输送管伴热，可替代井场水套炉或其它形式的加热，使稠油维持在合适的输送温度，在确保输送顺畅的同时，降低油井回压，进而降低稀油使用量。

摘要： 本实用新型提供一种油气集输管网用的管网接口连接部件，包括第一连接管，所述第一连接管的一侧设置有第二连接管，所述第二连接管的表面设置有八个第一螺栓，八个所述第一螺栓均匀分布于第二连接管的表面，所述第一螺栓的螺纹端贯穿第二连接管和第一连接管并延伸至第一连接管的表面，所述第一螺栓的表面螺纹连接有螺母，所述螺母的表面与第一连接管的表面接触。本实用新型通过将第一密封罩和第二密封罩套设在第一螺栓和螺母的表面，能够方便对第一螺栓和螺母进行防护，将第一螺栓和螺母与外界隔离，解决现有的油气管道在通过螺栓和螺母进行连接时，螺栓和螺母容易受到外部影响连接处出现锈死的问题。

摘要： 本实用新型属于煤层气抽采技术领域，解决了现有螺杆压缩机安装基础易受井下采掘的影响导致下沉，钢制硬性连接施工周期长，且搬迁不便，还容易造成管道泄漏的问题。提供了一种用于与煤层气集输管网连接的螺杆压缩机安装结构，包括基坑和螺杆压缩机，基坑的底部铺设有碎石垫层，碎石垫层上方的基坑中设置有持力层，持力层的上方铺设有碎石基础，碎石基础通过设置在其外周的围挡定形，螺杆压缩机置于碎石基础上，螺杆压缩机的进气管道和出气管道均通过金属软管与煤层气集输管网连接。本实用新型可抵消螺杆压缩机振动和地面沉降带来的安全隐患，且方便机组的拆移和搬运。