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基于熵理论的管网增压集输方案指标权重确定

油气田地面工程 2012年第7期31卷 12-13页

作者：李世贵何君莲冯鹏重庆科技学院石油与天然气工程学院重庆市石油与天然气学会重庆房地产职业学院四川华星天然气有限责任公司

地面管网增压集输方案特征指标权重确定是地面管网增压集输方案优选的基础和关键。一般采用层次分析法(AHP)构造判断矩阵,进而计算得到特征指标权重。尽管层次分析法(AHP)识别问题的系统性强、可靠性高,但在专家群决策时,容易产生循环... 详细信息

地面管网增压集输方案特征指标权重确定是地面管网增压集输方案优选的基础和关键。一般采用层次分析法(AHP)构造判断矩阵,进而计算得到特征指标权重。尽管层次分析法(AHP)识别问题的系统性强、可靠性高,但在专家群决策时,容易产生循环而不满足传递性公式,存在标度把握不准和丢失部分信息等问题。基于熵理论,提出利用熵技术对层次分析法(AHP)得到的地面管网增压集输方案特征指标权重进行修正,为地面管网增压集输方案特征指标权重的确定提供了一种新思路。

关键词：增压集输特征指标权重层次分析法熵理论

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管网增压集输方案优选

油气田地面工程 2012年第9期31卷 42-43页

作者：刘竟成刘倩何君莲孙海亮重庆科技学院石油与天然气工程学院重庆市石油与天然气学会中国石油西南油气田分公司蜀南气矿重庆房地产职业学院西部钻探吐哈钻井公司

传统理想点逼近法只能反映备选方案与理想方案和负理想方案之间的位置关系,而灰色关联贴近度法只能反映备选方案与理想方案和负理想方案之间的形状关系,可能出现逆序现象。因此,通过传统理想点逼近法和灰色关联贴近度法集成,建立了基于... 详细信息

传统理想点逼近法只能反映备选方案与理想方案和负理想方案之间的位置关系,而灰色关联贴近度法只能反映备选方案与理想方案和负理想方案之间的形状关系,可能出现逆序现象。因此,通过传统理想点逼近法和灰色关联贴近度法集成,建立了基于改进理想点逼近法的地面管网增压集输方案优选模型。应用表明:采用改进理想点逼近法的排序结果与实际实施情况相符,与传统理想点逼近法和灰色关联贴近度法基本一致,体现了其双基准特性。

关键词：理想点逼近法灰色关联贴近度法改进理想点逼近法增压集输

基于AHP—TOPSIS法的地面管网增压集输方案

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油气田地面工程 2012年第7期31卷 43-44页

作者：王西安李世贵何君莲吴昊吴凯彬重庆科技学院石油与天然气工程学院重庆市石油与天然气学会重庆房地产职业学院西南石油大学石油工程学院中国石油川庆钻探工程公司川西钻探公司

将层次分析法(AHP)和正负理想点逼近法(TOPSIS)相结合,通过层次分析法将决策因素中定性和定量指标转化为数量化指标确定权重,进而以正负理想点逼近法的综合评价参数作为衡量地面管网增压集输方案的标准,对方案进行优选排序。根据最大最... 详细信息

将层次分析法(AHP)和正负理想点逼近法(TOPSIS)相结合,通过层次分析法将决策因素中定性和定量指标转化为数量化指标确定权重,进而以正负理想点逼近法的综合评价参数作为衡量地面管网增压集输方案的标准,对方案进行优选排序。根据最大最优原则,得到各地面管网增压集输方案的优选结果。AHP—TOPSIS法与传统的模糊层次分析法的结果基本一致,为地面管网增压集输方案优选提供了一种新思路。

关键词：层次分析法正负理想点逼近法增压集输方案优选

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大牛地气田增压集输工艺技术研究

大牛地气田增压集输工艺技术研究

作者：王传磊中国石油大学(华东)

学位级别：硕士

随着大牛地气田的开发开采,气井压力逐渐下降,气田产量将不满足生产要求,需采取增压工艺来保证气田正常生产,扩大管网输气能力。大牛地气田集气站目前采用小压差换热器节流制冷脱水工艺,站内节流压差将直接影响集气站的天然气脱水效果... 详细信息

随着大牛地气田的开发开采,气井压力逐渐下降,气田产量将不满足生产要求,需采取增压工艺来保证气田正常生产,扩大管网输气能力。大牛地气田集气站目前采用小压差换热器节流制冷脱水工艺,站内节流压差将直接影响集气站的天然气脱水效果。因此需对增压前后管网运行状况及节流脱水工艺进行分析,建立适用于大牛地气田的增压期集输管网优化运行方案和脱水工艺优化调整方案,可为大牛地气田增压集输工艺的顺利实施和安全运行提供技术保障,指导国内同类气田的集输工艺。本文通过实际运行数据分析与软件模拟相结合的方式建立集输工艺模型,基于模型对不同生产阶段集输工艺运行状况进行分析,并针对增压开采可能产生的问题提出优化方案,保证气田增压工艺的顺利实施。首先,基于建立增压前后集输管网和脱水工艺预测模型,优选建立增压集输方案,从集输管网和脱水工艺两方面建立了集输工艺分析指标,分析了增压前后气田集输工艺运行状况。其次,根据气田集输工艺分析结果,预测集输工艺中可能产生的问题,找出存在问题的管线,建立增压期集输管网优化方案和脱水工艺参数调整方案。最后,基于增压集输工艺实施情况,建立气田增压后集输工艺模型,提出了气田增压后期管网设计改造方案,完善气田增压集输工艺技术。经过上述研究,建立了具有较高模拟精度的集输工艺模型,确定了最佳的增压集输工艺实施方案。综合不同生产阶段集输工艺的模拟分析结果,形成了一套气田集输工艺跟踪及预测调整方法,为大牛地气田增压后集输工艺的优化运行及安全生产奠定了基础。

关键词：增压集输模拟管网脱水工艺优化

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煤层气增压集输方式选择及设备选型

科技创新与应用 2013年第18期3卷 133-133页

作者：王宇鹏山西蓝焰煤层气集团有限责任公司山西晋城048204

对煤层气的几种集输方式和增压方式进行了分析比较,同时对增压机的设备选型进行介绍。

关键词：煤层气增压集输增压机

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靖边气田地面管网增压集输模拟分析

化工管理 2013年第14期 90-90页

作者：金连城梁强任军长庆油田分公司第一采气厂作业二区陕西718500 长庆油田分公司建设工程处第二施工项目部陕西718500

对于气田的开发的过程包括试采,产能的建设阶段,稳产阶段,产量的递减阶段和低压小产量的生产的阶段。对于定产生产的油田来说,又分为自然的稳产期以及增压的稳产期,和低产期。伴随着气井的不断生产,井口的压力变得越来越小。当压力降低... 详细信息

对于气田的开发的过程包括试采,产能的建设阶段,稳产阶段,产量的递减阶段和低压小产量的生产的阶段。对于定产生产的油田来说,又分为自然的稳产期以及增压的稳产期,和低产期。伴随着气井的不断生产,井口的压力变得越来越小。当压力降低到及气管线的系统压力的视乎,就不能够输入到集气管网中。为了防止这种状况的发生,使得管道的输送正常的进行,应当通过增压站对天然气进行增压的工作,这样就会减少管道在流动的过程中的摩擦的阻力。所以要将增设增压站以及增加对增压设备的使用。因此增压是在开采的过程中的一项重要的措施。随着靖边气田的开发以及天然气的不断的采出。底层的压力逐渐的降低。使得一些气井在生产的过程中和极其系统的压力相当,因此采取了间歇式的开采方式。因此本文主要介绍了,为使得靖边油田稳产,低压气井能够有效的开发,对靖边油田地面官网增压集输模拟的分析工作,这样具有较大的经济效益及社会效益。能够降低对管线以及设备的损失,同时也可以充分的利用地层中的能量,使得气田达到稳产具有十分重要的意义。

关键词：靖边油田地面管网增压集输

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高含硫湿气集输系统增压临界条件模拟

兰州理工大学学报 2021年第1期47卷 72-77页

作者：麻宏强贾继伟马雯王丽高继峰韩喜莲兰州理工大学土木工程学院甘肃兰州730050 中石化中原石油工程设计有限公司河南濮阳457001 中原油田博士后科研工作站河南濮阳457001 中石化中原油田分公司石油工程技术研究院河南濮阳457001

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... 详细信息

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.

关键词：增压集输高含硫湿气临界条件

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高含硫湿气集输系统增压模式优化研究

油气田地面工程 2021年第7期40卷 77-82页

作者：马雯中石化中原油田分公司石油工程技术研究院

随着高含硫湿气田低于外输压力要求的气井不断增加,影响气田稳产,开发后期必须进行增压集输。基于前期研究成果,建立了增压集输模式的数值模型,采用热-力耦合方法,模拟分析了某气田典型增压模式下集输管内的流速、持液率、压降的变化情... 详细信息

随着高含硫湿气田低于外输压力要求的气井不断增加,影响气田稳产,开发后期必须进行增压集输。基于前期研究成果,建立了增压集输模式的数值模型,采用热-力耦合方法,模拟分析了某气田典型增压模式下集输管内的流速、持液率、压降的变化情况。研究结果表明:1~#~4~#线流速过高,需提高相应管段的运行压力,进行增压集输,以降低相应管段的流速;为避免段塞流风险和压降,需对1~#~3~#线进行汽液分输增压;综合各方面因素采用汽液分输的区域增压加干线增压的集输模式,既能最大限度地开发气田资源,又能满足管网外输压力的要求,是高含硫湿气集输系统增压开采最优的增压集输模式。上述研究成果为高含硫湿气集输系统增压模式确定和增压点布局提供了重要依据。

关键词：高含硫湿气田增压集输汽液分输干线增压区域增压

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大牛地气田二期增压方式优化比选

大牛地气田二期增压方式优化比选

作者：陈亮中国石油大学（北京）

学位级别：硕士

“低压、低产、低渗透”属于大牛地气藏比较独有的特点,随着气田逐年开采,气井压力越来越低,同时天然气在集气站内缺少一定的压差,不但无法完成节流膨胀制冷,就连低温分离工艺也渐渐达不到预期的效果,这样一来,天然气具有越来越高的水... 详细信息

“低压、低产、低渗透”属于大牛地气藏比较独有的特点,随着气田逐年开采,气井压力越来越低,同时天然气在集气站内缺少一定的压差,不但无法完成节流膨胀制冷,就连低温分离工艺也渐渐达不到预期的效果,这样一来,天然气具有越来越高的水露点和烃露点,对整个气田的外输天然气质量都造成了影响。2013年“一期增压”的实施,暂时解决了气井压力低,产量低的问题。然而,近年来,随着用户对气量需求的日益增加,老井压力进一步降低,目前约有40%的气井压力与管网压力接近。为了继续保持气田的稳产开发,并确保正常的天然气外输,需实施“二期增压”项目。为此,本文基于大牛地的气藏特性,分析了4种增输方式:(1)集气首站集中增压(2)分输增压(3)单站混输增压(4)区域混输增压本文运用TGNET、PIPEPHASE和HYSYS三种软件,模拟了不同增压方式的水力学计算,首先,通过收益进行经济性对比(收益=增压产能收益-运行费用-投资),经过计算,分输方式的收益为1961.1万元,单站混输为2966.2万元,区域混输为4515.8万元,所以,区域混输方式的经济性最好。其次,对比各增压方式的实施对生产的影响,以3#集气站为例,通过单站混输增压实施,将废弃时机从2017年延缓到了2019年8月,而区域混输增压将废弃时机延缓到了2019年10月,可以看出,区域混输增压方式能让井口的使用年限更长。综合对比得出结论:区域增压模式,是大牛地气田后期开发的最优增输方式。

关键词：大牛地气田管网压力增压集输区域增压