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。     

西气东输二线干线西段清管作业研究与实践

对西气东输二线干线西段清管作业实践进行了分析研究;以张掖至永昌管段和烟墩至红柳段管道为例,深入探讨清管期间存在的水合物堵塞问题;结合国内外大口径长输管道清管作业经验,采取软件计算与管道实际运行参数相结合的方法开展研究。研究表明在清管作业过程中注入水合物抑制剂效果明显,确定了西气东输二线干线西段清管作业注醇量与水合物生成关系,结果表明注醇量为25%时清管效果最佳;提出配套解决方案,为以后天然气管线的安全运行及清管作业提供了数据支持。     

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。     

崖城13-1气田海南管线HI-REAL清管作业模式

原有的海南管线清管作业模式存在清管效率低、成功率低、成本高、天然气排放量大,段塞流捕集器高液位关停导致供气中断等问题。通过探索并实施以清管球国产化、清管球外径过盈量2%、以海南管线持液量确定清管周期、海上平台发球"三确保"、陆地终端收球"六提前"、发球失效重发增援球等六项措施为主要创新内涵的HI-REAL清管作业模式,从改进清管球和优化清管作业程序两个层面着手,以较低的成本解决了崖城13-1气田海南管线超低流量生产工况下的清管难题,其安全性高,可操作性较强,节能环保,经济效益可观。2018年按照该模式对海南管线实施清管作业累计64次,成功率100%,清管球成本支出下降57%,天然气减排量达到952.96×10~4m^3/a。     

崖城13-1气田海南管线HI-REAL清管作业模式安海重陈炽彬

原有的海南管线清管作业模式存在清管效率低、成功率低、成本高、天然气排放量大,段塞流捕集器高液位关停导致供气中断等问题。通过探索并实施以清管球国产化、清管球外径过盈量2%、以海南管线持液量确定清管周期、海上平台发球“三确保”、陆地终端收球“六提前”、发球失效重发增援球等六项措施为主要创新内涵的HI-REAL清管作业模式,从改进清管球和优化清管作业程序两个层面着手,以较低的成本解决了崖城13-1气田海南管线超低流量生产工况下的清管难题,其安全性高,可操作性较强,节能环保,经济效益可观。2018年按照该模式对海南管线实施清管作业累计64次,成功率100%,清管球成本支出下降57%,天然气减排量达到952.96×104m3/a。     

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。     

基于OLGA软件的输油管道清管方案分析

清管是保证输油管道在设计输量下长期安全运行的基本措施。由于吴定输油管线翻越黄土高原丘陵沟壑区,管线落差较大,容易造成清管球卡阻,存在定点误差较大、追踪效率低的问题。为确保后期清管作业安全平稳运行,依据已完成的清管作业实际工况,建立OLGA清管模型,研究了清管过程中介质温度、清管球运行速度及实时位置、低点瞬态压力的变化情况。结果表明：清管球翻越最高点前运行平稳,翻越最高点后速度先增后降,最大速度1.31 m/s,符合清管作业要求;管道沿线原油温度呈现总体螺旋式下降的规律;管道壁厚增强段并非压力最大处,最低点处管道压力超过最大工作压力,后期清管需降低外输排量。     

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。     

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。     

浅谈天然气管线清管技术

在天然气的开发和开采中,天然气管道运行过程中由于天然气所含杂质积聚在管道内导致管道输送效率降低,针对天然气管道凝析液积聚的问题,通常采用定期清管的方法解决。只有对管线定期进行清理,才能保证清管作业顺利进行。本文论述了管线清管作业的重要意义,对清管作业前的准备和清管作业的实施进行了分析,并且做出了相应的总结。     

高含硫气液混输管道在清管工况下的瞬态流动规律及优化设计

针对目前对高含硫气液混输管道清管工况瞬态流动规律认识不足,导致管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸不好确定的问题,以某高含硫气田为例,采用数值模拟方法,研究了清管过程中管道起点压力、管道终端排液量等参数的变化规律,分析了管内气相流速与原料气气液比对清管工况的影响,进而提出了高含硫气液混输管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸的优化确定方法:①当管内气相流速介于2~6m/s时,清管中管道起点压力超压现象不明显,清管时宜将管内气相流速控制在此范围内;②当管内气相流速或气液比减小时,清管中管道起点压力峰值和终端排液量均将增大,但不同管道的增大幅度并不一致,管道越长、高程差越大,其增加幅度越大;③在设计阶段,应根据管道运行后期可能会遇到的低管内气相流速与低气液比工况参数来确定管道合理的设计压力与段塞流捕集器尺寸。该成果可为高含硫气液混输管道的优化设计与清管操作提供依据。     

BH油田储层保护技术现场应用效果评价研究

采用传统清管器进行天然气凝析液管道的清管作业时存在着液塞量大、清管速度控制难度大等问题,射流清管技术因其可以有效减少清管段塞,实现缓蚀剂等的布设,成为近年来研究的热点。在文献调研的基础上,采用多相流动态模拟软件OLGA建立海底管道清管模型,进行了管道参数、工况参数以及海底环境参数等射流清管过程模拟分析,通过清管速度、压力、液塞流量变化等因素对比分析了射流清管器与传统清管器的清管效果,得到了射流清管效果随旁通率的变化关系,为实际应用提供了指导。     

长北气田集输干线清管研究

长北气田地面建设工程中气田集输采用丛式井及气液混输工艺,集输管道内持液量较大且中央处理厂(CPF)内无段塞流捕集器,集输干线清管操作风险较大。为保证集输系统的安全,有必要对集输干线的清管进行研究。实际清管前采用两相流模拟软件OLGA进行清管段塞液量的模拟,制定详细清管操作方案。将2009年6月长北气田集输北干线的实际清管操作数据与软件模拟结果进行对比,对清管方法提出合理化建议。针对长北气田集输系统的实际情况,采用非常规清管方法对集输管线进行清管有利于降低操作风险。     

苏里格气田集输管道段塞流的动态预测

苏里格气田地面环境恶劣,由于地形起伏变化较大,在集输管道中极易形成段塞流,造成管路的不稳定振动。如何准确预测管道系统段塞流的形成对高效开发苏里格气田具有非常重要的意义。现采用TACITE软件对苏-10井区集气阀组管道的正常投产和通球情况下的段塞流进行预测,并采用PIPEFLO软件对其结果进行验证,结果表明：TACITE计算结果比PIPEFLO计算结果较保守。经预测,在苏-10井区由于地形变化大产生了地形段塞流,流体在流动过程中流型等流动特性发生了变化。流体经上凹肘部时会产生段塞积液,引起不稳定的振动现象,导致液体出流;流体经上凸肘部时,由于流动特性变化,段塞流可能存在或消失。在通球过程中,由于清管器的运行,使管道各点出现超高压力值,应引起注意。     

Zn-Al水滑石及焙烧产物对甲基橙废水的吸附研究

土库曼斯坦某气田集输采用多井集气、气液混输工艺,在处理厂集气装置终端设置2台段塞流捕集器,单台容积150m3,设2台缓冲沉降罐,单台容积100m3。为确保气田集气干线清管过程的安全平稳,同时复核下游段塞流捕集器和缓冲沉降罐的有效性,利用目前较为先进的多相流动态模拟软件OLGA分别对各干线的100%、75%、50%和25%输量工况下的清管工况进行动态模拟。模拟结果表明:①气田处理厂集气装置段塞流捕集器和缓冲沉降罐容积设计合理,能保证大部分清管工况的平稳安全;②低输量工况清管前,应临时增加产量,提高管道持液能力,减少清管液量;③小产量清管过程中,应降低输量,同时控制清管速度在0.3m/s以上,延长清管时间,充分利用下游管道排液能力,减少液体在段塞流捕集器和缓冲沉降罐内的聚集。     

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.     

基于HAZOP-偏离度的输气管道清管作业风险评价

为提高管道清管作业风险分析的准确性,将原HAZOP分析中的引导词进行了合并映射处理,定义了作业步骤偏离度、减缓措施偏离度和综合偏离度来量化HAZOP分析中的偏差结果,对偏离等级进行了划分,并以某输气站收球作业为例进行了分析。结果表明,该方法可识别更多的风险偏差,减少事故场景的遗漏,在现有的作业条件下,收球筒两端压力不一致、未完全打开放空阀和收球筒未进行氮气置换的综合偏离度较大,需根据现有情况采取相应的安全措施,分析结果与现场实际情况相符。研究结果可为管道清管作业过程的事故预防提供实际参考。     

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由于天然气输气管线埋在地下，在通球清管过程中，球的运行情况不能直接观察，管线入口和出口压力在球运行过程中的变化也不能提前预测，也难准确控制进气量，使球能以１ｍ／ｓ的速度到达出口，为此进行了天然气输气管线清管通球计算机仿真系统的设计与实现的研制。该仿真系统是在深入分析和研究天然气输气管线清管通球运行规律的影响因素的基础上，以数据库管理、计算机仿真技术和人工智能等新技术为主要工具来开发的。着重介绍了该仿真系统的总体结构与功能设计，软件编程与调试。该仿真系统能真实仿真清管球在管线内运行，通过对靖边—榆林输气管线多次清管通球的运行过程实际模拟，其符合率在９３％以上。     

集气管线清管器旁通量计算模型探讨

在两相流管道中,使用旁通清管器可以吹扫积液段塞流,缓解末端液体处理器负荷。本文主要叙述了用于两相流管道旁通清管器的工作原理,在管道水力学基本理论基础上,针对长庆与壳牌合作区块的CB清管实例,用输气管道基本理论和流体力学孔口泄流理论对该管进行旁通量计算,通过比较、优选及校正,确定了苏里格气田集输管线旁通清管计算模型。模型的可靠性还有待进一步验证。     

气田采气管线清管保障措施分析

清管技术在油气集输过程中是一种常见的清除管道内杂质和积液及腐蚀产物的方法,其能够有效地将管道内存在的所有杂质和积液等清除掉,大幅度提高管道的输送效率,同时清管作业还能够有效防护管道内壁的腐蚀.然而,清管过程中面临着各种风险,为尽量减少清管过程风险,保证采气管线在运行期间的平稳性和高效性,应做好采气管线清管保障措施.本文...