海底管线低输量情况下的清管方法

2016年3月1日,南山终端将正式进入气田递减期,海南管线每天外输量将锐减至15×104~20×104m3,甚至更低。在这种低输量情况下,海南管线的积液分布规律发生重大改变,清球方法需要考虑变更,以保证该管线运营安全。针对海底管线出现的低输量情况,模拟了海南管线各种工况的积液分布和清管特征,提出相应的清管方法。当天然气输量低于71.9×104m3/d时,不能直接进行清管操作,可以采用批量清管的方法保证段塞流体积不超过捕集器容积,确保清管作业安全;建议在15×104~20×104m3/d低输量下采用直板清管器+皮碗清管器的清管作业方式。三次低输量现场通球测试验证结果表明,在低输量下,清管球通球存在严重的旁通现象。对常规清管球清管作业的风险须开展识别和评估,对清管所需推球输气流量要进行估算。     

东海某海底管道清管作业实践研究

考虑到实际生产的需求,东海某海底管道需进行清管作业,清管不仅可以提高管输效率,还可以检测管线的完好性。为此,进行了详细清管作业方案的制定,提出了通球作业判定的标准以及通球期间管道运行参数的要求,并运用OLGA软件模拟通球过程,然后根据模拟结果进行了清管作业实践。结果表明:此段管道建议采用渐进式清管;通球期间管道运行参数应保持稳定,当下游平台收到的来液突然增大后,降低海管的进气量至50×104 m3/d;第一至第五次通球模拟结果显示,平台段塞流捕集器的处理能力不能满足清管要求,需有部分段塞流进入下游管线;数值模拟结果在可接受的误差范围内。     

高含蜡原油外输管道清管探索

高含蜡原油外输管道在生产运行过程中,需定期进行清管作业,在作业过程中,常会遇到卡阻的情况。结合某油田某高含蜡原油外输管道清管工程实例,首先,简要介绍了工程概况。其次,较为详细介绍了初次通球方案实施的通球过程、卡堵原因分析及通球经验。其三,重点介绍了改进后通球方案的技术思路、通球前准备工作、第二次通球过程和通球经验。最后,总结指出:对处于生产运行中的高含蜡原油外输管道,需确定合理的清管周期;对具备分段通球条件的最好选择通球,并优先考虑从后级开始通球。     

含大量黑色粉末长输天然气管道的内检测前清管实践

长输天然气管道开展内检测前,需要将管道内杂质清理干净,以保证内检测数据的准确。川气东送管道十字镇至金坛段管道无内涂层,含大量黑色粉末,使用皮碗清管器和直板清管器多次清管,清除了管道内部分粉尘,但达不到彻底清除目的。皮碗清管器加装耐磨钉,皮碗磨损均匀,保证了清管器的密封性。使用带强磁和钢刷的MV专用清管器,通球两次后,基本清除管道内粉尘等污物,取得了很好的清管效果,大幅节约了成本。通过实践,提出了含大量黑色粉末天然气管道内检测前清管的新方案。     

川南气田集输气管线通球清管的实践

通球清管是天然气集输管道组焊完成后必须进行的重要工艺程序,也是管道投入运行后进行生产管理所必须采取的重要工艺措施.它对提高集输管线的输气效率和延长其使用寿命有十分重要的意义,在有水气田的生产中尤其如此。管道施工时,常在管中遗留机械杂质,管道组焊试压后,管道中的残留水难以排尽,管道投入生产运行后,气井所产的凝析油、水以及其他污物也会随天然气流带入管道中,使管道流通截面局部缩小或堵塞,增大阻力,降低输气效率,故要通球清管。近年来,川南矿区先后在17条集输气管线上建立了18套通球清管装置,进行了34次通球清管,为降低管道输压,确保低压小产气井、气水井的生产,     

中石油最长页岩气管线首次生产清管成功

正2018年5月18日18时47分,机械清管器在经历12个监测点约9 h的运行后到达纳溪西站,标志着中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁区块页岩气外输干线——宁纳线首次生产清管通球成功,为后期的清管准备、清管器选型、清管过程监控及应急保障积累了宝贵经验。宁纳线作为目前中石油长度最大、管径最大的页岩气外输通道,途经地形地貌复杂的区域,翻越多处高陡坡,高差起伏大,最大高     

水下增压泵在陆丰22-1油田的应用研究

为了高效开发边际油气田和深水油气田，水下增压已成为全球海上油气田开发的重要技术手段之一。陆丰22-1油田属于二次开发，具有含水率高、井口压力低等特点，为充分利用油田的剩余开采储量和提高油田的商业价值，采用全水下生产系统开发模式，利用水下增压泵将井口流体增压后输送至平台进行处理。应用多相流动态模拟OLGA软件建立了陆丰22-1油田从水下井口至平台的流体输送模型。首先针对单海管工况和双海管运行工况进行了模拟分析，结果表明陆丰22-1油田双海管运行时水下增压泵均在最佳运行区域内，且流体温度高于原油凝点；而单海管运行输量<300 m³/ h时，水下增压泵工作点处于最佳运行区域外；然后通过调节水下增压泵转速对双海管在线清管进行了动态模拟，结果表明在平台用200 m³/ h的生产水推动清管球对第一条海管清管时，需将水下井口的流量限产至420 m³/ h,待清管球通过第一条海管后在平台停止注入生产水，同时水下井口恢复至正常产量，双海管在线清管总时间约11.4 h。研究结果对深水油气田应用水下增压泵解决流动安全问题具有指导意义。     

海底长输油管道清管球破裂压力试验及矿场应用

为研究海底长输油管道清管球运行过程中的通过性、破裂性及破裂压力等特性,以渤海某油田原油外输海管为例,通过优化清管球旁通孔的设计方案,增加了流体通过率,有效降低了清管球卡堵对上游生产单元带来的安全风险。清管球的破裂压力模拟试验证实了泡沫清管球具有一定的承压能力、良好的通过性以及可靠的破裂性。试验表明,泡沫清管球在管道中遇卡堵时,可根据管道中卡堵的程度以及增大压差来调节自身的通过能力;当压差增大至破裂压力时,泡沫球自身破裂、破粹以通过卡堵。该试验为渤海油田外输海管通球方案的制定提供了理论依据。     

通球指示器带压拆装工具的研究与应用

管线清管作业中使用的通球指示器一般安装在长输管道进出站管线上,长期使用后通球指示器会出现设备腐蚀、机芯橡胶密封圈老化现象,导致不同程度的油气泄漏、指示器动作失效等故障,目前解决的方法是对管线进行停输,将管线内油气进行泄压和排空,然后进行指示器机芯维修和更换。为解决通球指示器维护更换困难、停输成本较高、安全风险较大的问题,通过对通球指示器进行分析研究,开发了通球指示器带压拆装工具,该工具能够在长输管线带压情况下对通球指示器机芯进行维护和更换操作。实际应用证明,该工具能够减少长输管道的非正常停输时间,操作简便,安全可靠,可降低企业维护成本,具有广阔的应用前景。     

清管的有效方法

以试验装置模拟管道实际工况,用双皮碗清管器清除管道的原油;利用不同流速、同一常用温度的热水替换管中原油清管;测试清管后管壁的残留原油量和水中含油量;最终找出了清管器、热水替换管中原油清管的最佳温度和工况。在原油凝固点(36℃)附近,双皮碗清管器清管后管壁残留原油量为6.33 g/m2;用58℃热水以1.5 m/s流速替换管内原油,20 min时水中含油量为58.63 mg/L。     

天然气长输管道清管作业时间测算

长输天然气管道经常进行清管通球作业。清管作业期间,清管器瞬时速度的不断变化会导致预测清管运行时间困难。本文通过现场实践与理论分析,解决清管器运行速度问题,可以准确预测出清管器运行速度。     

天然气管道通球扫线和氮气置换难点及对策

天然气长输管道清管、干燥、氮气置换是管道施工的重要工序,也是投产运行管道降低积液带来的腐蚀风险的重要措施。由于天然气具有易燃易爆等特点,因此对天然气管道系统进行通球扫线比较危险。结合某外输天然气管道通球扫线工程,介绍了通球扫线作业的难点、清管器到达和通过监测点的判断方法、运行异常的情况及处理措施、积液的回收、管道注氮的注意事项等。实践表明,长距离湿气管道采用清管扫线方式清理积液效果较好,可为今后类似项目的施工提供参考。     

中缅天然气管道大落差管段清管过程仿真研究

为掌握中缅天然气管道大落差管段清管器的运行规律,以龙陵输气站至弥渡输气站间总长度为250 km、最大相对高差为1 654 m的管段为研究对象,采用SPT OLGA软件建立了管道的清管过程仿真模型。分析了不同输量下清管器的运行速度。结果表明,清管器最大速度与平均速度之间的最大相对偏差可达36.84%;当管道输量超过3 000万m~3/d时,清管器的平均速度会超过5 m/s,超过了标准中推荐的最大清管速度。     

天然气掺凝析油混输海底管道清管过程模拟

采用OLGA2000软件对天然气掺凝析油混输海底管道进行清管过程模拟,分析清管过程中运行参数的瞬态变化规律。结果表明,海底管道清管速度为3.7~5.3m/s,清管时间为20278s,清管后海底管道恢复到原来稳定状态的时间为88356s;在清管最后512s内海底管道终端流型为段塞流,当清管球前面的段塞到达终端时,通过终端的液体流量急剧上升,具有清管过程最大值,给段塞流捕集器造成巨大冲击,需要采取行之有效的段塞流防治措施。     

起伏地形湿气管道清管策略分析与研究

某油田经三相分离器分离出的湿气(伴生气)通过管道运送至中央处理厂进行深度处理,通过模拟发现下游生产分离器不能处理清管过程中产生的积液。针对这一问题,对影响管内积液量的因素进行了分析,对4种不同的吹扫和清管方案进行了模拟,最后得到合理的清管方案:先保持稳定运行1 d,随后将输量从4 500 m~3/h增加到6 500 m~3/h,在下入清管器同时将管道出口压力提高到5 MPa,并将输量恢复到4 500 m~3实施清管作业。该方案使管内积液量大幅降低,同时保证了吹扫和清管过程中出口段塞量小于生产分离的有效工作容积,为现场的清管作业提供了技术支撑。     

水平气液混输管路清管操作的数值模拟

混输管路清管技术的研究对混输管线的运行管理具有非常重要的意义,在分析清管物理模型的基础上,建立了清管器前段塞流动的特征参数计算模型、动态数学模型以及相应的数值计算方法,并进行了数值模拟.利用拉格朗日法跟踪清管球和段塞运行情况,计算得到了测压点的压力随时间的变化,并与实验数据进行了比较,得到了清管过程中压力变化规律.利用数学模拟方法可以计算清管过程中管线的压力分布,利用压力分布可以跟踪清管球在管线内的运行状况,这为混输管路的运行管理提供了理论依据.     

在运成品油管道清管作业操控原理分析与探讨

为保证成品油长输管道长期、安全、可靠地运行并输送清洁、合格的成品油,需要定期对长输管道进行清管作业。基于肯尼亚1号成品油管道重建工程,对在运成品油管道清管作业的发球流程、清管器越站流程以及清管站收发球流程等操控原理进行了详细地分析和探讨。实践证明:站外通球指示仪的设置确保站内有足够的时间来执行相应的动作;只有把握清管作业的注意事项,结合项目的实际情况,优化清管作业流程,才能在减轻操作人员劳动强度的同时保证长输管道的安全、平稳运行。     

渐进式清管策略在海上油气田海底管道完整性管理中的应用

为避免内、外部状态不明确的海底管道在清管作业中出现清管器卡堵等异常情况,提出采取渐进式的清管方法。清管作业时先使用通过性强、清管能力弱的清管器,再使用通过性弱、清管能力强的清管器,逐步有控制地清除管道内部积垢和杂质,直至满足管道完整性检测的要求。通过海上油气田投产多年的两条海底管道的清管作业现场试验表明:采用渐进式清管方法既避免了管线内部积垢和杂质沉积较多而发生的卡球现象,又能较彻底地清除管道内部的杂质;同时,结合渐进式通球实施过程中的技术细节,总结出渐进式清管实施过程中清管器更换时机、次序调整、杂质截留、清管时间计算等注意事项,为后续其他海底管道或陆地油气管道清管作业提供了一定的借鉴和参考。     

高寒低产气田集气工艺流程浅析

本文针对高寒低产气田的特点,在无三甘醇脱水和浅冷装置的条件下,提出了降温脱水、加药输送、通球清管的集气方法,并通过试验确定了天然气合理的外输温度。本文还对不同的集气工艺流程进行了较为详尽的对比。     

两种通球指示器结构及运行安全性探讨

近期国内Y输气管道站场清管通球时发生通球指示器根部断裂,造成天然气大量泄漏的事故。因此,对两座输气管道站场使用的通球指示器的结构、原理和安全性进行了对比分析。结果表明:XLBTQ-02B型通球指示器连杆下端采用三个串联的销钉对扳机进行固定和传递扳机受力,其固定形式容易因销钉断裂而失效。同时,该指示器基座采用法兰连接的形式,出现泄漏后只能停输放空后更换或封堵。PIG-SIGⅣ型通球指示器机芯与基座采用内螺纹的方式连接,出现泄漏时可以采用带压更换的方式进行更换或封堵。两者机芯内的中心轴挺杆密封圈都为动密封,都容易因橡胶密封圈老化等原因出现不同程度的泄漏。