CN107886182B - 油田集输系统优化设计方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种油田集输系统优化设计方法及装置，包括：根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置；根据站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对增压站的初始位置进行优化，以获得增压站的优化位置；根据增压站的优化位置和各油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短；根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数。上述方法及装置可以为串联管网集输系统的站点布局，为管线连接和参数的优化设计及规划提供一种客观方法和理论依据，避免了以往凭借个人经验和习惯等主观确定的不足，有助于降低集输系统建设投资和运行费用。

Description

油田集输系统优化设计方法及装置
技术领域
本发明涉及地质勘探领域，尤其涉及一种油田集输系统优化设计方法及装置。
背景技术
油田地面油气集输系统是油田产能建设地面工程的骨干工程之一，其投资一般占整个地面工程的60％～70％，主要为管网和集输站场的投资。同时，油气集输系统的热能和动能消耗很大，一般占原油生产总能耗的30％～40％。因此，集输系统的优化设计对于降低投资、降低运行费用是非常重要的。
长期以来，在设计地面集输系统建设方案时，站点布局、集输管道连接关系的确定主要依靠人的主观判断。虽然国内外有一些软件可以实现对管网的模拟计算，但都是在已有管线信息的基础上进行的。例如油气管网多相流计算软件PIPEPHASE、集输管网仿真模拟计算软件PIPELINE、复杂管网水力计算软件PIPENET等软件可以对管网的水力、热力进行计算，可以在已知站点布置和管网信息的基础上进行模拟计算，在一定程度上能够帮助设计者进行管网设计。但是对于新建油田来说，管网尚未形成，要想利用这些软件，则要先对管网及站点布置进行规划设计，而这些设计往往是通过经验、个人主观确定，不一定是最优的。
从上世纪80年代开始，国内开始进行集输系统的优化设计方面的研究，经过长期努力取得了显著成果。最初只是解决简单的局部优化问题如计算最优管径问题，采用算法简单，实用范围比较小。随着计算机技术和最优化技术的发展，优化目标由单目标逐步过度到多目标优化，例如在进行管网系统的规划设计时，往往要针对降低管道投资,确保管道安全运行，降低管道水力热力能耗等多个目标进行优化。优化问题的研究范围逐步扩大，扩展到解决多变量全局优化问题。优化算法也由传统的分支定界算法、分级优化法、动态规划法等逐渐向禁忌搜索(TS)、模拟退火(SA)遗传算法(GA)、人工神经网络(ANN)等智能化优化算法发展。
由于以往油田集输系统管网形式多是环状管网和星形管网，即以计量站、转油站和联合站以及管网构成的集输形式，因此以往的优化研究主要是针对这两种管网形式。近些年来，随着地面工程优化简化技术的推广，集输系统串联管网开始推广，取消计量站，油井串联连接进入接转站或联合站，新建油田地面集输系统大量采用了串联管网形式，目前还未有专门针对这种管网形式的优化设计方法。
发明内容
本发明提供一种油田集输系统优化设计方法及装置，用以解决现有技术中没有专门针对串联管网进行优化设计的技术问题。
本发明一方面提供一种油田集输系统优化设计方法，包括：
根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置；
根据站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对增压站的初始位置进行优化，以获得增压站的优化位置；
根据增压站的优化位置和各油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短；
根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数。
进一步的，根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置，具体包括：
以集输半径、站管辖下的油井数目和站场处理规模为约束条件，以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立油井最优分组目标函数；
对油井最优分组目标函数进行分析，以确定增压站的初始位置。
进一步的，根据站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对增压站的初始位置进行优化，以获得增压站的优化位置，具体包括：
以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立带有加权系数的增压站优选数学模型；
对增压站优选数学模型进行分析，以对增压站的初始位置进行优化，获得增压站的优化位置。
进一步的，根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数，具体包括：
根据最优拓扑形式，计算管道承压、进出站温度和压力；
以管线管道内流体经济流速、管道承压、进出站温度和压力、管道壁厚为约束条件，建立管线参数的优化模型；
根据管线参数的优化模型，确定管线的管径和壁厚参数。
进一步的，根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置之前，还包括：
获取油井所在油田区域的三维地形数据，以获得油田区域的地形高程模型；
根据地形高程模型，计算站场管辖油井管线长度总和。
本发明另一方面提供一种油田集输系统优化设计装置，包括：
初始位置确定模块，用于根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置；
优化位置确定模块，用于根据站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对增压站的初始位置进行优化，以获得增压站的优化位置；
最优拓扑确定模块，用于根据增压站的优化位置和各油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短；
参数确定模块，用于根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数。
进一步的，初始位置确定模块具体包括：
油井最优分组目标函数建立子模块，用于以集输半径、站管辖下的油井数目和站场处理规模为约束条件，以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立油井最优分组目标函数；
初始位置确定子模块，用于对油井最优分组目标函数进行分析，以确定增压站的初始位置。
进一步的，优化位置确定子模块，具体包括：
增压站优选数学模型建立模块，用于以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立带有加权系数的增压站优选数学模型；
优化位置确定子模块，用于对增压站优选数学模型进行分析，以对增压站的初始位置进行优化，获得增压站的优化位置。
进一步的，参数确定模块具体包括：
参数计算子模块，用于根据最优拓扑形式，计算管道承压、进出站温度和压力；
管线参数的优化模型建立子模块，用于以管线管道内流体经济流速、管道承压、进出站温度和压力、管道壁厚为约束条件，建立管线参数的优化模型；
参数确定子模块，用于根据管线参数的优化模型，确定管线的管径和壁厚参数。
进一步的，还包括站场管辖油井管线长度总和获取模块，站场管辖油井管线长度总和获取模块包括：
地形高程模型获取子模块，用于获取油井所在油田区域的三维地形数据，以获得油田区域的地形高程模型；
站场管辖油井管线长度计算子模块，用于根据地形高程模型，计算站场管辖油井管线长度总和。
本发明提供的油田集输系统优化设计方法及装置，通过确定增压站的初始位置并对初始位置进一步优化，从而获得串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短，最后根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数，以使管网投资和管网的动力能耗最小。上述方法可以为串联管网集输系统的站点布局，为管线连接和参数的优化设计及规划提供一种客观方法和理论依据，避免了以往凭借个人经验和习惯等主观确定的不足，有助于降低集输系统建设投资和运行费用。
附图说明
在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：
图1为根据本发明实施例一的油田集输系统优化设计方法的流程示意图；
图2为根据本发明实施例二的油田集输系统优化设计方法的流程示意图；
图3为根据本发明实施例三的油田集输系统优化设计装置的结构示意图；
图4为根据本发明实施例四的油田集输系统优化设计装置的结构示意图。
在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例绘制。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明作进一步说明。
实施例一
图1为根据本发明实施例一的油田集输系统优化设计方法的流程示意图；如图1所示，本实施例提供一种油田集输系统优化设计方法，包括步骤101-步骤104。
其中，步骤101，根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置。
具体的，集输半径一般选择2公里或者3公里，站管辖下的油井数目即需要由增压站增压的油井的数量，站场处理规模表示增压站能够增压的规模，增压站为油井增压的前提是增压站与油井之间有管线连接，因此站场管辖油井管线长度总和为增压站与各油井之间管线长度的总和，当该总和最短时，可初步确定增压站的初始位置。
步骤102，根据站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对增压站的初始位置进行优化，以获得增压站的优化位置。
具体的，使用加权中心法对增压站的初始位置进行优化。加权系数可通过经验获得。
步骤103，根据增压站的优化位置和各油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短。
具体的，在确定增压站的优化位置和各油井位置之后，将各油井和增压站作为管网中的节点，以管网总长度最短为目标，即以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，采用Prim算法确定串联管网的最优拓扑形式，当然，也可以采用其他的算法来确定串联管网的最优拓扑形式，在此不做限定。
步骤104，根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数。
在获得增压站和各油井的最优拓扑形式之后，需要优化各管线段的管径、壁厚等管网参数，以使管网投资和管网的动力能耗最小。即以集输系统在其寿命期末的总费用作为目标函数，总费用主要包括管道建设费、站场建设费和运行管理费三部分，需要将建设费用与运行费用均按相同的年利率折算到管线设备寿命末年时的费用，从而得到集输系统设计寿命期末总费用。以管道内流体经济流速、管道承压、进出站温度和压力、管道壁厚为约束条件，建立管线参数的优化模型。其中，流速、温度、压力等约束条件需要由与管径有关的混输管道水力学和热力学计算模型确定。本实施例采用DuklerII式进行油气水三相混输水平管路的压降计算，同时采用弗莱尼根(Flanigan)关系式引入了高程起伏产生的附加压降。以能量守恒定律推倒出了混输管道热力计算模型，计算混输管道的温度。
本实施例提供的油田集输系统优化设计方法，通过确定增压站的初始位置并对初始位置进一步优化，从而获得串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短，最后根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数，以使管网投资和管网的动力能耗最小。上述方法可以为串联管网集输系统的站点布局，为管线连接和参数的优化设计及规划提供一种客观方法和理论依据，避免了以往凭借个人经验和习惯等主观确定的不足，有助于降低集输系统建设投资和运行费用。
实施例二
本实施例是在上述实施例的基础上进行的补充说明。
图2为根据本发明实施例二的油田集输系统优化设计方法的流程示意图；如图2所示，本实施例提供一种油田集输系统优化设计方法，包括：
步骤a1，获取油井所在油田区域的三维地形数据，以获得油田区域的地形高程模型。由SRTM系统获得地形高程模型(DEM)，通过坐标转换，把椭球基准的WGS-84坐标系的经纬度坐标转换成椭球基准的国家-80坐标系的平面直角坐标。
步骤a2，根据地形高程模型，计算站场管辖油井管线长度总和。本步骤在计算站场管辖油井管线长度总和时，考虑了地形起伏对管线长度的影响，即管线长度不仅仅由两点之间的平面坐标确定，还考虑了高程变化引起的管线长度变化。
步骤1011，以集输半径、站管辖下的油井数目和站场处理规模为约束条件，以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立油井最优分组目标函数。
步骤1012，对油井最优分组目标函数进行分析，以确定增压站的初始位置。
步骤1021，以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立带有加权系数的增压站优选数学模型。
步骤1022，对增压站优选数学模型进行分析，以对增压站的初始位置进行优化，获得增压站的优化位置。
步骤103，根据增压站的优化位置和各油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短。
步骤1041，根据最优拓扑形式，计算管道承压、进出站温度和压力。在计算混输管线的温度时，混输管线温度计算模型中，用持液率代替质量含气率进行计算，以提高计算精度。
步骤1042，以管线管道内流体经济流速、管道承压、进出站温度和压力、管道壁厚为约束条件，建立管线参数的优化模型；
步骤1033，根据管线参数的优化模型，确定管线的管径和壁厚参数。
本实施例提供的油田集输系统优化设计方法，在计算站场管辖油井管线长度总和时，考虑了地形起伏对管线长度的影响，使管线长度计算更为精确。上述方法可以为串联管网集输系统的站点布局，为管线连接和参数的优化设计及规划提供一种客观方法和理论依据，避免了以往凭借个人经验和习惯等主观确定的不足，有助于降低集输系统建设投资和运行费用。
实施例三
本实施例为装置实施例，用于执行上述实施例一中的方法。
图3为根据本发明实施例三的油田集输系统优化设计装置的结构示意图；如图3所示，本实施例提供一种油田集输系统优化设计装置，包括：初始位置确定模块201、优化位置确定模块202、最优拓扑确定模块203和参数确定模块204。
其中，初始位置确定模块201，用于根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置；
优化位置确定模块202，用于根据站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对增压站的初始位置进行优化，以获得增压站的优化位置；
最优拓扑确定模块203，用于根据增压站的优化位置和各油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使站场管辖油井管线长度总和最短；
参数确定模块204，用于根据最优拓扑形式，确定管线的管径和壁厚参数。
本实施例是与方法实施例一对应的装置实施例，具体可参见实施例一中的描述，在此不再赘述。
实施例四
本实施例是在实施例三的基础上进行的补充说明，用于执行上述实施例二中的方法。
图4为根据本发明实施例四的油田集输系统优化设计装置的结构示意图；如图4所示，初始位置确定模块201具体包括油井最优分组目标函数建立子模块2011和初始位置确定子模块2012。
其中，油井最优分组目标函数建立子模块2011，用于以集输半径、站管辖下的油井数目和站场处理规模为约束条件，以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立油井最优分组目标函数；
初始位置确定子模块2012，用于对油井最优分组目标函数进行分析，以确定增压站的初始位置。
进一步的，优化位置确定子模块202包括增压站优选数学模型建立模块2021和优化位置确定子模块2022。
其中，增压站优选数学模型建立模块2021，用于以站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立带有加权系数的增压站优选数学模型；
优化位置确定子模块2022，用于对增压站优选数学模型进行分析，以对增压站的初始位置进行优化，获得增压站的优化位置。
进一步的，参数确定模块204包括参数计算子模块2041、管线参数的优化模型建立子模块2042和参数确定子模块2043。
其中，参数计算子模块2041，用于根据最优拓扑形式，计算管道承压、进出站温度和压力；
管线参数的优化模型建立子模块2042，用于以管线管道内流体经济流速、管道承压、进出站温度和压力、管道壁厚为约束条件，建立管线参数的优化模型；
参数确定子模块2043，用于根据管线参数的优化模型，确定管线的管径和壁厚参数。
进一步的，上述装置还包括站场管辖油井管线长度总和获取模块205，站场管辖油井管线长度总和获取模块205包括地形高程模型获取子模块2051和站场管辖油井管线长度计算子模块2052。
其中，地形高程模型获取子模块2051，用于获取油井所在油田区域的三维地形数据，以获得油田区域的地形高程模型；
站场管辖油井管线长度计算子模块2052，用于根据地形高程模型，计算站场管辖油井管线长度总和。
本实施例是与方法实施例二对应的装置实施例，具体可参见实施例二中的描述，在此不再赘述。
虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (6)

1.一种油田集输系统优化设计方法，其特征在于，包括：
获取油井所在油田区域的三维地形数据，以获得所述油田区域的地形高程模型；
根据所述地形高程模型，计算站场管辖油井管线长度总和；
根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和所述站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置；
根据所述站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对所述增压站的初始位置进行优化，以获得所述增压站的优化位置；
根据所述增压站的优化位置和各所述油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使所述站场管辖油井管线长度总和最短；
根据所述最优拓扑形式，计算管道承压、进出站温度和压力；
以所述管线管道内流体经济流速、管道承压、进出站温度和压力、管道壁厚为约束条件，建立管线参数的优化模型；
根据所述管线参数的优化模型，确定所述管线的管径和壁厚参数。
2.根据权利要求1所述的油田集输系统优化设计方法，其特征在于，所述根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置，具体包括：
以所述集输半径、所述站管辖下的油井数目和所述站场处理规模为约束条件，以所述站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立油井最优分组目标函数；
对所述油井最优分组目标函数进行分析，以确定所述增压站的初始位置。
3.根据权利要求1所述的油田集输系统优化设计方法，其特征在于，所述根据所述站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对所述增压站的初始位置进行优化，以获得所述增压站的优化位置，具体包括：
以所述站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立带有所述加权系数的增压站优选数学模型；
对所述增压站优选数学模型进行分析，以对所述增压站的初始位置进行优化，获得所述增压站的优化位置。
4.一种油田集输系统优化设计装置，其特征在于，包括：
站场管辖油井管线长度总和获取模块，包括地形高程模型获取子模块和站场管辖油井管线长度计算子模块；所述地形高程模型获取子模块用于获取油井所在油田区域的三维地形数据，以获得所述油田区域的地形高程模型；站场管辖油井管线长度计算子模块用于根据所述地形高程模型，计算站场管辖油井管线长度总和；
初始位置确定模块，用于根据集输半径、站管辖下的油井数目、站场处理规模和所述站场管辖油井管线长度总和，确定增压站的初始位置；
优化位置确定模块，用于根据所述站场管辖油井管线长度总和和加权系数，对所述增压站的初始位置进行优化，以获得所述增压站的优化位置；
最优拓扑确定模块，用于根据所述增压站的优化位置和各所述油井位置，确定串联管网的最优拓扑形式，以使所述站场管辖油井管线长度总和最短；
参数确定模块，包括：
参数计算子模块，用于根据所述最优拓扑形式，计算管道承压、进出站温度和压力；
管线参数的优化模型建立子模块，用于以所述管线管道内流体经济流速、管道承压、进出站温度和压力、管道壁厚为约束条件，建立管线参数的优化模型；
参数确定子模块，用于根据所述管线参数的优化模型，确定所述管线的管径和壁厚参数。
5.根据权利要求4所述的油田集输系统优化设计装置，其特征在于，所述初始位置确定模块具体包括：
油井最优分组目标函数建立子模块，用于以所述集输半径、所述站管辖下的油井数目和所述站场处理规模为约束条件，以所述站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立油井最优分组目标函数；
初始位置确定子模块，用于对所述油井最优分组目标函数进行分析，以确定所述增压站的初始位置。
6.根据权利要求4所述的油田集输系统优化设计装置，其特征在于，所述优化位置确定模块，具体包括：
增压站优选数学模型建立模块，用于以所述站场管辖油井管线长度总和最短为目标，建立带有加权系数的增压站优选数学模型；
优化位置确定子模块，用于对所述增压站优选数学模型进行分析，以对所述增压站的初始位置进行优化，获得所述增压站的优化位置。
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