科学技术与工程

组分	N₂	CO₂	CH₄	C₂H₆
摩尔分数/%	1.97	0.45	97.55	0.03

组分	N₂	CO₂	CH₄	C₂H₆
摩尔分数/%	1.97	0.45	97.55	0.03

编号	管线规格/(mm×mm)	长度/m	设计压力/MPa
储气井1	Φ114×9.5	4 500	18
储气井2	Φ114×9.5	5 000	18
储气井3	Φ88.9×9	4 800	18
储气井4	Φ114×9.5	3 800	18
储气井5	Φ88.9×9	4 200	18
储气井6	Φ88.9×9	3 000	18
储气井7	Φ114×9.5	3 700	18

编号	管线规格/(mm×mm)	长度/m	设计压力/MPa
储气井1	Φ114×9.5	4 500	18
储气井2	Φ114×9.5	5 000	18
储气井3	Φ88.9×9	4 800	18
储气井4	Φ114×9.5	3 800	18
储气井5	Φ88.9×9	4 200	18
储气井6	Φ88.9×9	3 000	18
储气井7	Φ114×9.5	3 700	18

编号	井深/m	上限压力/MPa	造腔体积/10⁴ m³
储气井1	870.9	14.83	21.41
储气井2	870.9	14.87	23.11
储气井3	898.5	14.84	18.11
储气井4	879	14.86	21.39
储气井5	820	11.47	20.96
储气井6	836	13.36	12.16
储气井7	847	13.80	11.80

编号	井深/m	上限压力/MPa	造腔体积/10⁴ m³
储气井1	870.9	14.83	21.41
储气井2	870.9	14.87	23.11
储气井3	898.5	14.84	18.11
储气井4	879	14.86	21.39
储气井5	820	11.47	20.96
储气井6	836	13.36	12.16
储气井7	847	13.80	11.80

指标	压力/MPa	库存/10⁴ m³
井1	8.67	1 689.43
井2	8.53	1 792.38
井3	8.78	1 448.25
井4	8.77	1 708.49
井5	8.92	1 704.48
井6	8.78	972.43
井7	8.40	900.41

指标	压力/MPa	库存/10⁴ m³
井1	8.67	1 689.43
井2	8.53	1 792.38
井3	8.78	1 448.25
井4	8.77	1 708.49
井5	8.92	1 704.48
井6	8.78	972.43
井7	8.40	900.41

编号	每日均匀注气			优化能耗和压力标准差
储气井1	60	0.29	95.28	0.47	106.28	0.53
储气井2	60	0.27	93.90	0.43	144.74	0.67
储气井3	90	0.52	54.65	0.32	67.36	0.41
储气井4	120	0.59	119.19	0.59	89.23	0.42
储气井5	60	0.30	54.29	0.27	55.47	0.28
储气井6	90	0.76	62.70	0.55	47.61	0.42
储气井7	120	1.06	119.94	1.08	89.26	0.80

编号	每日均匀注气			优化能耗和压力标准差
储气井1	60	0.29	95.28	0.47	106.28	0.53
储气井2	60	0.27	93.90	0.43	144.74	0.67
储气井3	90	0.52	54.65	0.32	67.36	0.41
储气井4	120	0.59	119.19	0.59	89.23	0.42
储气井5	60	0.30	54.29	0.27	55.47	0.28
储气井6	90	0.76	62.70	0.55	47.61	0.42
储气井7	120	1.06	119.94	1.08	89.26	0.80

基于模拟退火算法的盐穴储气库注气方案多目标优化

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徐刘伟 ¹^,² , 张引弟 ¹^,²^,^* , 鲁宇涛 ¹^,² , 盛钲钦 ¹^,² , 梁晓博 ¹^,² , 宋珍珍 ¹^,²

科学技术与工程 | 论文·石油、天然气工业 2025,25(5): 1887-1895

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科学技术与工程 | 论文·石油、天然气工业 2025, 25(5): 1887-1895

基于模拟退火算法的盐穴储气库注气方案多目标优化

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徐刘伟¹^,², 张引弟¹^,²^,^*, 鲁宇涛¹^,², 盛钲钦¹^,², 梁晓博¹^,², 宋珍珍¹^,²

作者信息

¹ 长江大学石油工程学院, 武汉 430100

² 长江大学石油工程学院低碳催化与二氧化碳利用国家重点实验室, 武汉 430100

徐刘伟(1999—),男,汉族,湖北荆州人,硕士研究生。研究方向:油气储运。E-mail:xuliuwei0122@163.com。

通讯作者:

^*张引弟(1978—),女,汉族,甘肃平凉人,博士,教授。研究方向:CO₂捕集、输送与油气驱替地面集输技术(CCUS)燃气技术等。E-mail:zhangyindihust@foxmail.com。

Multi-objective Optimization of Gas Injection for Salt Cavern Storage Based on Simulated Annealing Algorithm

Liu-wei XU¹^,², Yin-di ZHANG¹^,²^,^*, Yu-tao LU¹^,², Zheng-qin SHENG¹^,², Xiao-bo LIANG¹^,², Zhen-zhen SONG¹^,²

Affiliations

¹ School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan 430100, China

² State Key Laboratory of Low-carbon Catalysis and Carbon Dioxide Utilization, School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan 430100, China

出版时间: 2025-02-18 doi: 10.12404/j.issn.1671-1815.2402403

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摘要

收起

在天然气调峰中,储气库承担着重要的作用。在注气期间若注气方案分配的不合理不仅会导致完成注气任务时压缩机能耗过大,更可能导致部分单井压力变化过大,盐岩溶腔收敛加剧,影响储气库长期稳定运行。通过结合模拟退火算法和现场实际条件,综合考虑压缩机能耗和同一区块内所有储气井井口压力离散程度建立多目标优化函数,设置储气井任务期内注气量为变量,以管道最大设计压力,储气井最低运行压力和最高运行压力,配套的靶式流量计最大设计流量等作为约束条件进行多目标优化。结果表明压缩机功耗降低40%以上的同时,地层压力标准差降低90%以上。可见能够通过该方法指导实际生产运行,为储气库长期稳定运行提供保障。

关键词

盐穴储气库 / 注气方案优化 / 模拟退火算法 / 压缩机能耗

Abstract

收起

The role of gas storage in regulating natural gas peaks is crucial. Improper allocation of gas injection schemes during the injection process not only results in excessive energy consumption by compressors, but also leads to excessive pressure changes in certain individual wells and convergence of salt karst cavities, thereby affecting the long-term stable operation of gas storage. By combining the simulated annealing algorithm with actual field conditions, a multi-objective optimization function was established considering both compressor energy consumption and dispersion degree of wellhead pressures across all gas storage wells within the same block. The variable for this optimization was set as the gas injection volume during the task period for each gas storage well, while variables such as maximum design pressure of pipelines, minimum operating pressure, and maximum operating pressure of gas storage wells were taken into account. Additionally, constraints were imposed based on the maximum design flow rate measured by target flowmeters for multi-objective optimization purposes. Results indicate that compressor power consumption can be reduced by over 40% and formation pressure differences can be decreased by more than 90%. It is evident that this scheme provides assurance for ensuring long-term stable operation of gas storage through effective guidance on actual production operations.

Key words

salt cavern gas storage / gas injection scheme optimization / simulated annealing algorithm / compressor energy consumption

引用本文

徐刘伟, 张引弟, 鲁宇涛, 盛钲钦, 梁晓博, 宋珍珍. 基于模拟退火算法的盐穴储气库注气方案多目标优化. 科学技术与工程, 2025 , 25 (5) : 1887 -1895 . DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2402403

Liu-wei XU, Yin-di ZHANG, Yu-tao LU, Zheng-qin SHENG, Xiao-bo LIANG, Zhen-zhen SONG. Multi-objective Optimization of Gas Injection for Salt Cavern Storage Based on Simulated Annealing Algorithm[J]. Science Technology and Engineering, 2025 , 25 (5) : 1887 -1895 . DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2402403

正文

收起

在能源供求格局新变化和国际能源发展新态势的背景下,国家进一步深化能源消费革命,加快能源消费模式的转变,扎实开展重点区域煤炭消费减量替代,加快天然气在城镇燃气、燃气发电、交通运输等领域的大规模高效科学利用^[1-3]。虽然中国天然气的产量一直稳步增长。但是由于天然气来源的供气量不可能随着用户的不平衡而同步供应,因此上游天然气供应与下游市场出现了供需冲突。利用地下储气库调节用气高峰,是一种较好的季节性调峰方式^[4-6]。

在储气库优化方面,目前也有许多学者开展了相关研究,徐帅等^[7]对腔体下限运行压力及采气速率进行优化设计和数值模拟计算,并引入稳定性评价指标,探讨了盐穴储气库注采参数对运行安全性的影响。刘佳宁等^[8]应用非支配排序遗传算法Ⅱ(non-dominated sorting genetic algorithm Ⅱ,NSGA-Ⅱ),以降低压缩机能耗为目标进行了生产优化分析。朱喜平^[9]结合多目标优化算法NSGA-II模型,对常规采气方案和应急调峰方案进行模拟优化,计算最优化的流量范围。谭羽非等^[10]以盐穴天然气地下储气库腔群压降最小为优化目标优化了盐穴储气库注采方案。周军等^[11]实现了注采过程中储气库群地层压力均衡变化的优化。陈西西等^[12]探究关键造腔参数对腔体建造的影响规律,并给出了关键造腔参数的优选方法。林浩等^[13]通过对盐穴储气库3种典型岩石的声发射特征参数进行研究,进一步了解了其损伤演化规律,对储气库的建设和安全运营具有重要意义。王建军等^[14]对影响油管内气体温度的敏感性因素进行分析,得到了储气库注气过程、采气过程、关井阶段温度分布规律。

由于地下盐穴储气库的蠕变特性,若在进行注气任务时没有合理分配注气方案,会导致个别地下盐穴储气库内运行压力变化较大,使得盐穴溶腔收敛加剧^[15-16],影响储气能力,对盐穴储气库长期安全稳定运行十分不利。在注采调峰过程中,应在许可的工艺规程下,对储气井的注采量进行科学合理的配置,以保证储气库的正常生产。现从储气库长期安全稳定运行的角度出发,结合模拟退火算法、现场库容、设备安全等因素尽可能减小储气井压力离散度,对注气方案进行优化,降低生产成本。

1 模拟退火算法

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模拟退火(simulated annealing,SA)算法是一种基于固体退火过程来搜索全局最优解的算法^[17],即将固体加热过程中,固体粒子所含内能增加运动变得无序,在固体温度缓慢降低时,固体在每个温度都达到平衡态,粒子内能逐渐降低排列变得有序。模拟退火算法流程如图1所示,具体实现步骤如下。

步骤1 初始化。采用每日均匀注气方案为初始解,计算出初始目标函数值。

步骤2 进行温度更新。通过降温策略(比如指数衰减),逐步降低温度,降低系统的随机性。

步骤3 生成新解。在保持总注气量不变的情况下对每口井任务期内注气量进行扰动,生成新的注气方案,计算新注气方案的目标函数。

步骤4 状态转移。在当前温度下,通过Metropolis准则判断是否接受新的注气方案,在一定概率下,即使变差的解也会被接受。

步骤5 收敛判断。当系统温度降低到结束温度或者达到一定迭代次数时,停止对扰动,输出当前注气方案。

2 一体化仿真模型

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2.1 腔体体积模型

地下盐穴储气库储存的天然气总量可以通过气体状态方程进行计算^[18],首先依据式(1)、式(2)及BWRS方程[式(4)]求出当前条件下盐穴储气库储存的气体摩尔数,再通过式(3)将气体物质的量转化为标准状态下的天然气体积。

(1)$P_{\text {cave }} V_{\text {cave }}=Z_{\text {cave }} n R T_{\text {cave }}$

(2)$n=\frac{P_{\text {cave }} V_{\text {cave }}}{Z_{\text {cave }} R T_{\text {cave }}}$

(3)$V_{\mathrm{s}}=\frac{n R Z_{\mathrm{s}} T_{\mathrm{s}}}{P_{\mathrm{s}}}=\frac{P_{\text {cave }} V_{\text {cave }} Z_{\mathrm{s}} T_{\mathrm{s}}}{Z_{\text {cave }} T_{\text {cave }} P_{\mathrm{s}}}$

(4)$\begin{aligned} Z= & 1+\left(B_{0}-\frac{A_{0}}{R T}-\frac{C_{0}}{R T^{3}}+\frac{D_{0}}{R T^{4}}-\frac{E_{0}}{R T^{5}}\right) \rho+ \\ & \left(b-\frac{a}{R T}-\frac{d}{R T^{2}}\right) \rho^{2}+\frac{\alpha}{R T}\left(a+\frac{d}{T}\right) \rho^{5}+ \\ & \frac{c \rho^{2}}{R T^{3}}\left(1+\gamma \rho^{2}\right) \exp \left(-\gamma \rho^{2}\right) \end{aligned}$

式中:P_cave为储气井运行压力,MPa;V_cave为储气井体积,m³;Z_cave为储气井在该压力温度条件下的压缩因子;R为通用气体常数,取值0.008 31 J/(mol·K);T_cave为储气井温度,K;P_s为标准状况下压力,MPa;V_s为标准状况下天然气体积,m³;Z_s为标准状况下压缩因子;T_s为标况下温度,K;ρ气或液相的密度,kmol/m³;A、B、C、D、E、a、b、c、d、α、γ为状态方程式的11个数字参数。

在注气过程中,注气气源来自川气东送管道气,有4种成分,以CH₄为主,含少量C₂H₆、CO₂和N₂,如表1所示。盐穴储气库采用一个腔体对应一口储气井的建设模式,在注气过程中,盐腔与井筒在连接处发生质量的交换,将盐腔内部视为变质量热力系统。考虑储气库注气过程发生较快盐腔与外界没有充分的热交换时间所以不考虑腔内气体与周围的换热量。

温度和压力对储气井内储存气体量影响较大,在注气气源成分一定时,以储气井1为例,对气体在不同温度和压力下的压缩因子及储气库容进行了分析,结果如图2所示。库容量与腔体温度和压力呈一定关系,当在温度一定的情况下,溶腔压力越高,库容量越大,在压力一定的情况下,溶腔温度越高,库容量越小。

计算出腔内气体在不同压力(步长0.01 MPa)与温度(步长0.01 K)下对应的标准状况下体积,绘制出不同温度、压力条件下对应的库容量曲面,采用多项式分段拟合的方法得到多个曲面函数,拟合方程见式(5),并对拟合效果采用均方误差(mean square error,MSE)和决定系数(R²)进行评估,拟合效果评估函数见式(6)、式(7)。

(5)$\begin{aligned} \frac{V_{\mathrm{SC}}}{10000}= & a+b P+c(T-273.15)+ \\ & d P(T-273.15)+e P^{2}+f(T-273.15)^{2} \end{aligned}$

式(5)中:a、b、c、d、e、f为拟合参数;P为腔体内气体压力,MPa;T为腔体内气体温度,K。

(6)$\operatorname{MSE}=\frac{1}{n} \sum_{i=1}^{n}\left(y_{i}-y_{\mathrm{f}}\right)^{2}$

(7)$R^{2}=1-\frac{\sum_{i=1}^{n}\left(y_{i}-y_{\mathrm{f}}\right)^{2}}{\sum_{i=1}^{n}\left(y_{i}-y_{\mathrm{j}}\right)^{2}}$

式中:y_i为库容值,10⁴ m³;y_f为拟合函数库容预测值,10⁴ m³;y_j为库容的均值,10⁴ m³。

对分段拟合函数进行拟合检验,储气井1温度在315~3 445 K,压力在8.68~9.79 MPa,分段拟合函数值原曲面差值如图3所示,多项式分段拟合函数计算值与库容量之间误差值最大为0.102 86×10⁴m³,均方误差(MSE)为0.000 431,决定系数为0.999,表明拟合函数的拟合效果较好。

随着气体注入储气井内,腔内天然气气体温度和压力逐渐上升,温度和压力随时间呈近线性关系^[19],联立多个拟合多项式可得到温度-压力变化曲线,储气井1在某一分段温度和压力变化如图4所示。

2.2 集输管道系统模型

注气时,川气东送管道天然气经金坛分输站由输气管线输送至储气库注采站,在注采站内经净化、计量、压缩及冷却进入集气干线输送至集配气站再分配至各盐穴气井内。注气流程如图5所示。

地面输气管道因水平起伏较小且管道较短,所以忽略势能变化。将管道离散成不同小管段,以提高计算精度。管道压力计算如式(8)所示。

(8)$p_{i+1}=\sqrt{p_{i}^{2}-\frac{16 M^{2} \lambda_{*} Z R_{\mathrm{g}} T_{\mathrm{ave}} \Delta x}{\pi^{2}(D-2 \delta)^{5}}}$

(9)$\frac{1}{\sqrt{\lambda_{*}}}=-2 \lg \left[\frac{K_{\mathrm{e}}}{3.7(D-2 \delta)}\right]$

式中:P_i₊₁为第i+1个离散节空间的出口压力,MPa;P_i为第i个离散节空间的进口压力,MPa;M为气体质量流量,kg/s;λ^*为管道摩擦因数;Z为压缩因子;T_ave为管段平均温度,K;Δx为管道长度,m;K_e为管道内部粗糙度;D为管道外径,m;δ为管道内径,m。

管道温度计算如式(10)所示。

(10)$\begin{aligned} T_{i+1}= & T_{0}+\left(T_{i}-T_{0}\right) \mathrm{e}^{-\frac{\pi D K_{\mathrm{ht}}}{M c_{p}} \Delta x}- \\ & D_{i} \frac{\left(p_{i+1}-p_{i}\right) M c_{p}}{\pi D K_{\mathrm{ht}}}\left(1-\mathrm{e}^{-\frac{\pi D K_{\mathrm{ht}}}{M c_{p}} \Delta x}\right) \end{aligned}$

式(10)中: T_i₊₁为第i+1个离散节点的出口温度,K; T_i为第i个离散节点的入口温度也等于第(i-1)个离散节点的出口温度,K;T₀为环境温度,K;D_i为焦耳汤姆逊系数,可近似为2.5×10^-6 K/Pa;K_ht为总传热系数,W/m²·K;c_p为定压比热,J/(kg·K)。

为确保管道部分在注气过程中计算的准确性,以储气井1单井管线与tgnet软件计算结果做对比,结果如图6所示。

2.3 压缩机模型

压缩机总功率按照式(11)计算。

(11)$P_{\text {total }}=\frac{H_{\mathrm{ad}}}{\eta_{\mathrm{s}}} M$

式(11)中:η_s为绝热效率;M为质量流量,kg/s;H_ad为压缩机绝热压头,J/kg。

其中压缩机绝热压头为

(12)$H_{\mathrm{ad}}=\frac{k_{\mathrm{v}}}{k_{\mathrm{v}}-1} Z_{1} R T_{1}\left[\left(\frac{p_{2}}{p_{1}}\right)^{\frac{k_{\mathrm{v}}-1}{k_{\mathrm{v}}}}-1\right]$

式(12)中:k_v为平均容积绝热指数;Z₁为压缩机进口压缩因子;R为气体常数;T₁为压缩机进口温度,K;p₂为压缩机出口压力,MPa; p₁为压缩机进口压力,MPa。

3 目标函数及约束条件

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3.1 目标函数

从统计学角度出发,单个样本与其平均数离差平方的算术平均数的平方根能反映一个数据集的离散程度。因此可以采用地层压力标准差来一定程度上反映当前注气井之间压力的离散程度。注气井之间压力越相近,则标准差值越小,压力越均衡,使储气库能够长期安全稳定的运行。完成注气任务后地层压力标准差函数表达式如式(13)所示。

(13)$\begin{array}{c}f=\sqrt{\frac{\sum _{i=1}^{n}({p}_{i}{-\stackrel{-}{p})}^{2}}{n}}\stackrel{-}{p}=\frac{\sum _{i=1}^{n}{p}_{i}}{n}\end{array}$

式(13)中:n为当前区块所包含储气井数;p_i为区块储气井i压力,Pa;$\stackrel{-}{p}$为区块平均压力,Pa。

因为上游供气稳定,分输站来气压力不变,为完成规定的注气任务,区块内每个盐穴储气井井口的不同时刻的压力值以及注气量分配方案会使得对应单井管线压力不一样,进而会使得压缩机能耗有所差异。

为完成注气任务,使得在保持压缩机较低能耗的情况下,尽可能减小区块内盐穴储气井之间的压力离散值。通过线性加权求和来将两个目标按权重进行线性组合,从而将多目标优化问题转化成单目标优化问题,如式(14)所示。

(14)$\left\{\begin{array}{l}G={\lambda }_{1}\sqrt{\frac{\sum _{i=1}^{n}({p}_{i}{-\stackrel{-}{p})}^{2}}{n}}+{\lambda }_{2}\frac{{H}_{ad}}{{\eta }_{s}}M\\ \sum _{i=1}^{2}{\lambda }_{i}=1\end{array}\right.$

式(14)中:λ为权重系数;p_i为储气井压力,Pa;p为区块平均压力,Pa;H_ad绝热压头,J/kg。

3.2 约束条件

3.2.1 储气库约束

不同储气井的运行压力直接关系到储气库是否能够长期稳定运行,运行压力过大或者过小均会对储气井安全性造成影响。运行压力增大时,储气井内壁承受的压力越大,可能会导致储气井密闭性问题的出现;运行压力过小,难以抵抗腔体体积收缩。

储气井运行压力值应当在其最高设计压力值和最低设计压力值之间。

(15)$P_{i, \min } \leqslant P_{i} \leqslant P_{i, \max }$

式(15)中:P_i_,min为储气井i最小运行压力,MPa;P_i_,max为储气井i最大运行压力,MPa。

3.2.2 储气井约束

单井注气量约束,注气任务开始时不同储气井运行压力p_i,t₀与各井最大的井口压力p_i_,_j_,max限制了其最大的注入量Q_max,即

(16)$\left\{\begin{array}{l}\sum _{t=0}^{T}{q}_{i,t}\le {Q}_{i,max}\\ 0\le {q}_{i,t}\end{array}\right.$

式(16)中:q_i_,_t为储气井i在时间t时的流量,m³/d;Q_i_,max为储气井i最大注气能力。

3.2.3 管道约束

各单井管线由于其对应单井腔体大小不同,其管径与设计压力也不一样,并且为了完成注气,注气时管线末端要大于井口压力。

(17)$p_{i, \text { weu }} \leqslant p_{i, t} \leqslant p_{\text {max }}$

式(17)中:p_i,weu为井口压力,MPa;p_i_,_t 为时间t时储气井i管线末端压力,MPa;p_max为管线最大设计压力,MPa。

3.2.4 流量计约束

在注气流量超过最大设计值时,容易发生靶式流量计阀杆折断的情况。为了避免设备发生故障应保持管线流量低于靶式流量计最大设计流量。

(18)$q_{i, t} \leqslant q_{i, \max }$

式(18)中:q_i_,_t为储气井i在时间t时的流量,m³/d;q_i,max为靶式流量计最大设计流量,m³/d。

4 储气库基本条件

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金坛盐穴天然气地下储气库地面工程主要包括:金坛分输站改扩建,注采及采卤站1座,集配气站1座,储气井7口。取盐穴储气库地区温度梯度为0.025 ℃/m,地区的地表温度设为300.15 K,腔体中心位置位于深度为1 000 m处,与储气井相连单井管线参数如表2所示,储气井腔体基础参数如表3所示。2号腔体的腔体体积最大为23.11×10⁴m³,6号腔体的腔体体积最小为11.8×10⁴m³。注气任务开始时各储气库井运行数据如表4所示。

5 实例分析

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将模拟退火算法与现场实际条件相结合,对一个注气任务周期内的注气方案进行优化。在完成注气任务前提下,达到降低压缩机的能耗以及减少区块内储气井运行压力的离散度的目的。在总注气一定的情况下,以选定井场内各单井任务期间注气量为自变量,根据井场的实际情况与运营要求,目标函数的加权系数由现场实际需求制定,以两个加权系数相等的情况进行研究。

为提高优化结果的准确性并对优化结果的可靠性进行验证,通过设置多个不同的初始注气方案,扩展搜索范围并探索更多的解空间,减少陷入局部最优解的风险,对同一个初始注气方案多次求解,在一定程度上减少由于算法随机性而导致的结果偏差。

注气总任务量为600×10⁴ m³,注气周期为3 d,当采用每口井任务期间每日均匀注气时,在完成注气任务后地层压力差为267 261.241 Pa,压缩机在每日均匀注气方案周期内总能耗为95 893.725 kW,储气井1、2、5注气任务期间的总注气量为60×10⁴ m³,储气井3、6的任务期间的总注气量为90×10⁴ m³,储气井7任务期间的总注气量为120×10⁴ m³,其中储气井7完成注气后压力上升最大,2号井完成注气后压力上升最小,完成注气7口储气井的总压力上升为3.79 MPa。

以压缩机能耗为目标函数对注气方案进行优化,设置总迭代随迭代步数为7 000次。注气优化期间的压缩机总能耗变化如图7所示,压缩机能耗数值已经稳步趋近于44 580 kW,同时因为注气任务期内每口井注气量方案趋于稳定,地层压力差也趋近于163 869.036 Pa。在完成注气任务后与每日均匀注气方案相比,压缩机能耗降低57.60%,地层压力差降低38.68%每个腔体注气量均发生了变化,储气井1、2在任务周期内注气量提高。因为储气井1、2初始压力较低且腔体体积较大,在注入与其他井相同注气量时压力上升较小,对任务期间压缩机能耗影响较小。

综合考虑压缩机能耗和压力标准差的优化模型,其目标函数值在迭代过程中的变化趋势如图8所示,对于同一初始方案和不同初始方案的优化结果目标函数值都稳步趋向于63 637.641,对于同一初始方案优化组,压缩机能耗分别为55 357.259、57 305.254、56 533.170 kW,储气井压力离散度为分别为8 329.931、6 388.765、6 998.542 Pa。以同一初始方案第一组为例,各储气井注气流量如图9所示,在注气期间储气井2注气量最大为144.749×10⁴ m³,储气井6注气量最小为47.619×10⁴ m³,因为储气井2腔体体积较大,且初始压力较低,而储气井6腔体体积较小,且初始压力较高,为保持完成注气任务后,使储气井压力标准差最小,所以储气井6分配注气量最小,储气井2分配注气量最大。与每日均匀注气结果相比,压缩机能耗降低42.272%,地层压力标准差减小96.883%,与压缩机为优化目标的优化结果相比,压缩机能耗多15.334%,但是地层压力标准差下降58.197%。3种注气方案结果如表5所示。

6 结论

收起

储气库在运行过程中涉及多个方面的因素,需要考虑到多个环节将地面与底下储气库结合起来。

(1)储气库优化工作是需要结合实际进行的,既要考虑在任务期内压缩机运行的能耗,又要保证不同区块地层压差,使得在完成注气任务后区块内储气库之间压力的离散程度最小,以保证腔体稳定性。建立了盐穴储气库注气过程中的优化数学模型。注气过程优化目标函数为区块地层压差最小与压缩机能耗最小之和。决策变量为每个储气井在任务期间的日注气量,采用SA算法对所建立的注气优化数学模型进行求解。

(2)以区块7口储气井任务期间注气量为优化对象,以压缩机能耗和地层压力标准差为目标函数进行优化。完成每日均匀注气任务后,压缩机能耗为95 893.725 kW,地层压力差为267 261.241 Pa。在优化后压缩机能耗为55 357.259 kW,地层压力差为8 329.931 Pa,在压缩机功耗较日均匀注气情况下降低40%以上的同时地层压力差降低90%以上,大幅减少了压缩机能耗浪费并维持储气库长期运行的安全。

基金

收起

国家自然科学基金(51974033)
国家自然科学基金(52274060)
长江人才计划领军人才项目(Yz2021239)

参考文献

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文献

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2025年第25卷第5期

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doi: 10.12404/j.issn.1671-1815.2402403

接收时间：2024-04-03
首发时间：2025-07-29
出版时间：2025-02-18

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出版历史

收稿日期：2024-04-03
修回日期：2024-11-18

基金

国家自然科学基金(51974033)

国家自然科学基金(52274060)

长江人才计划领军人才项目(Yz2021239)

作者信息

¹ 长江大学石油工程学院, 武汉 430100

² 长江大学石油工程学院低碳催化与二氧化碳利用国家重点实验室, 武汉 430100

通讯作者:

^*张引弟(1978—),女,汉族,甘肃平凉人,博士,教授。研究方向:CO₂捕集、输送与油气驱替地面集输技术(CCUS)燃气技术等。E-mail:zhangyindihust@foxmail.com。

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

组分	N₂	CO₂	CH₄	C₂H₆
摩尔分数/%	1.97	0.45	97.55	0.03

组分

N₂

CO₂

CH₄

C₂H₆

摩尔分数/%

1.97

0.45

97.55

0.03

编号	管线规格/(mm×mm)	长度/m	设计压力/MPa
储气井1	Φ114×9.5	4 500	18
储气井2	Φ114×9.5	5 000	18
储气井3	Φ88.9×9	4 800	18
储气井4	Φ114×9.5	3 800	18
储气井5	Φ88.9×9	4 200	18
储气井6	Φ88.9×9	3 000	18
储气井7	Φ114×9.5	3 700	18

编号

管线规格/(mm×mm)

长度/m

设计压力/MPa

储气井1

Φ114×9.5

4 500

储气井2

Φ114×9.5

5 000

储气井3

Φ88.9×9

4 800

储气井4

Φ114×9.5

3 800

储气井5

Φ88.9×9

4 200

储气井6

Φ88.9×9

3 000

储气井7

Φ114×9.5

3 700

编号	井深/m	上限压力/MPa	造腔体积/10⁴ m³
储气井1	870.9	14.83	21.41
储气井2	870.9	14.87	23.11
储气井3	898.5	14.84	18.11
储气井4	879	14.86	21.39
储气井5	820	11.47	20.96
储气井6	836	13.36	12.16
储气井7	847	13.80	11.80

编号

井深/m

上限压力/MPa

造腔体积/10⁴ m³

储气井1

870.9

14.83

21.41

储气井2

870.9

14.87

23.11

储气井3

898.5

14.84

18.11

储气井4

879

14.86

21.39

储气井5

820

11.47

20.96

储气井6

836

13.36

12.16

储气井7

847

13.80

11.80

指标	压力/MPa	库存/10⁴ m³
井1	8.67	1 689.43
井2	8.53	1 792.38
井3	8.78	1 448.25
井4	8.77	1 708.49
井5	8.92	1 704.48
井6	8.78	972.43
井7	8.40	900.41

指标

压力/MPa

库存/10⁴ m³

井1

8.67

1 689.43

井2

8.53

1 792.38

井3

8.78

1 448.25

井4

8.77

1 708.49

井5

8.92

1 704.48

井6

8.78

972.43

井7

8.40

900.41

编号	每日均匀注气			优化能耗和压力标准差
储气井1	60	0.29	95.28	0.47	106.28	0.53
储气井2	60	0.27	93.90	0.43	144.74	0.67
储气井3	90	0.52	54.65	0.32	67.36	0.41
储气井4	120	0.59	119.19	0.59	89.23	0.42
储气井5	60	0.30	54.29	0.27	55.47	0.28
储气井6	90	0.76	62.70	0.55	47.61	0.42
储气井7	120	1.06	119.94	1.08	89.26	0.80

编号

每日均匀注气

仅优化能耗

优化能耗和压力标准差

注气量/10⁴m³

压力变化/MPa

注气量/10⁴m³

压力变化/MPa

注气量/10⁴m³

压力变化/MPa

储气井1

0.29

95.28

0.47

106.28

0.53

储气井2

0.27

93.90

0.43

144.74

0.67

储气井3

0.52

54.65

0.32

67.36

0.41

储气井4

120

0.59

119.19

0.59

89.23

0.42

储气井5

0.30

54.29

0.27

55.47

0.28

储气井6

0.76

62.70

0.55

47.61

0.42

储气井7

120

1.06

119.94

1.08

89.26

0.80