基于PID控制的深水双管系统运行效果分析

在深水多相流双管输送中,水下环境条件复杂、输送产量波动等因素造成管道流动不稳定,出现段塞甚至偏流工况,增大了管道的运行风险,难以保障双管系统的高可靠性。本文以南海流花油田群A油田开发工程项目为目标,通过OLGA 2017.2.0多相流瞬态模拟软件建立了深水双管系统输送模型,对管道实际运行工况进行了数值模拟;针对模拟结果发现的双管运行中出现的段塞和偏流问题,提出了采用PID(比例-积分-微分)阀门控制的方式实现对管道运行压力监控和远程操作控制,并验证了PID对双管系统运行的控制效果。本文研究成果可为深水双管系统段塞及偏流工况的控制提供一定的现场技术指导。     

深水油气田水下生产系统双管输送流动安全研究——以流花21-2油田为例北大核心CSCD

深水油气田水下生产系统采用双管输送,海管路由和立管构型的不同、管汇生产井布置、各井产量的差异、流体物性及流型等因素都可能导致两侧管道输量分配不均,给管道安全流动带来风险。以流花21-2油田水下生产系统双管输送为例,采用OLGA软件建立了从水下井口到FPSO分离器的双管输送模型,分析了双管输送偏流和段塞流形成的原因,并对提高管道运行背压、压力与液位高选控制以及管道出口温差控制等3项措施对偏流和段塞流的控制效果进行了对比分析。结果表明:对气油比较低的油气田,提高管道运行背压可消除段塞流,但偏流仍严重;采用压力和液位高选控制,可有效减弱偏流和消除段塞流,气、液偏流率分别降至6.3%、9.6%,且管道输送系统和分离器运行稳定;而采用出口温差控制,对偏流和段塞流控制效果不佳。因此,流花21-2油田最终采用了压力和液位高选控制措施对该油田双管输送进行控制。本文研究为类似油气田双管输送工程设计和生产操作提供了借鉴。     

深水油气田水下生产系统双管输送流动安全研究——以流花21-2油田为例

深水油气田水下生产系统采用双管输送,海管路由和立管构型的不同、管汇生产井布置、各井产量的差异、流体物性及流型等因素都可能导致两侧管道输量分配不均,给管道安全流动带来风险。以流花21-2油田水下生产系统双管输送为例,采用OLGA软件建立了从水下井口到FPSO分离器的双管输送模型,分析了双管输送偏流和段塞流形成的原因,并对提高管道运行背压、压力与液位高选控制以及管道出口温差控制等3项措施对偏流和段塞流的控制效果进行了对比分析。结果表明:对气油比较低的油气田,提高管道运行背压可消除段塞流,但偏流仍严重;采用压力和液位高选控制,可有效减弱偏流和消除段塞流,气、液偏流率分别降至6.3%、9.6%,且管道输送系统和分离器运行稳定;而采用出口温差控制,对偏流和段塞流控制效果不佳。因此,流花21-2油田最终采用了压力和液位高选控制措施对该油田双管输送进行控制。本文研究为类似油气田双管输送工程设计和生产操作提供了借鉴。     

深水立管严重段塞流控制方法及其模拟分析

深水立管中常会出现严重段塞流,如果不加以控制,会带来严重的流动安全问题。为此,对国内外深水立管严重段塞流控制方法进行了全面调研和分析,总结了每种控制方法的优缺点、现场应用情况和适用范围。在此基础上利用某深水油气田的海管和立管资料,采用多相流瞬态模拟软件OLGA模拟了典型年份的流动状况,对段塞流最严重年份分别采用节流法、气举法、节流和气举结合法等方法进行了模拟,并探讨了管径与段塞流的关系。结论认为：该油气田生产后期会出现严重段塞流;在管径优化和设计阶段要充分考虑严重段塞流的影响;不同的段塞流控制方法适用于不同的工况,针对具体深水工程项目,应在开展软件模拟分析时综合考虑各种因素,最终选取经济、有效的段塞流控制方法。     

多相流模拟试验环路流型分析

在石油生产设备中,很多多相流检测设备都需要用多相流模拟试验环路进行测试,多相流模拟试验环路管路的设计是关键技术之一。结合国家科技重大专项"深水水下生产设施制造、测试装备及技术"课题的研发实际,采用流型预测模型,对多相流模拟试验环路不同管径的管道进行模拟分析,并根据多相流模拟试验环路所能提供的多相流介质数据条件,预测了12种组合工况下的流型,为多相流模拟试验环路系统产生稳定流型的设计提供理论依据,为多相流模拟流型测试提供理论数据。     

混输系统段塞流捕集器的动态模拟及选型

采用OLGA多相流瞬态模拟软件对混输管线进行段塞跟踪模拟,从而获取管线运行工况及最大段塞液量和持续时间.根据分离器的选型系列,需选三列DN 3 600 mm×18 000 mm的段塞捕集器才能满足要求.应用简化模型,模拟18-3000管线正常运行及清管过程中后部段塞流捕集器的运行情况,由模拟结果可知,管线设定的正常液位为1m,当清管段塞到来时,捕集器内液位最大值为2.2m,能接受全部来液量且控制在高低液位之间,段塞过后液位能及时恢复平衡状态.     

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。     

混输管道多相流结蜡实验装置与测试技术

为保障国家能源安全,以及深海低温水域油气资源开采顺利进行。有必要加快海底混输管道多相流结蜡技术研究,建设可真正模拟现场生产环境的油气多相混输管道。通过对蜡沉积机理和模型的分析,以及对世界范围内的典型混输管道多相蜡沉积装置的总结,阐述现有的海底多相流混输实验装置对于管道结蜡研究的不足之处,并对现有蜡沉积厚度测量方法进行了介绍。对建设陆上高压、大口径管道模拟真实深水生产系统,指导深水生产系统工程设计和生产运行具有重要价值。     

深水不保温海底管道蜡沉积预测及清管研究

含蜡原油管道的蜡沉积会导致管道运行参数出现剧烈变化,给管道的安全运行造成严重威胁。为研究深水不保温海底管道的蜡沉积规律并提出相应的清管策略,利用多相流模拟软件(OLGA),对南海某油田深水不保温回接管道的蜡沉积和清管过程进行模拟。研究表明:海底管道输送原油属于轻质低黏、低凝含蜡原油,但由于海底环境温度较低,海底管道未进行保温设计,导致管道的蜡沉积问题严重。针对不保温输油管道,综合考虑管道内最大蜡沉积厚度达到2 mm和清管过程中清除的蜡量不能超过10 m~3作为清管周期制定依据,确定投产初期海底管道的清管周期为5天;常规清蜡清管器无法实现该条海底管道的在线清蜡作业,建议改用旁通清管器进行在线清蜡作业,旁通清管器的旁通率确定为1.5%～2.0%。     

海底油气混输管道中清管段塞的控制方法

随着海洋油气田开发的快速发展,海上油田油气集输系统越来越复杂,海底油气混输管道越来越多,输送距离也越来越长.海底油气混输管道操作条件的改变(如管道的停输、再启动、清管操作、输量变化等)、地势的起伏等可能形成管内严重段塞,影响下游设备运行甚至造成危害.针对某海上油田开发中油气混输管道运行遇到的段塞流问题,分析对比了3种清管工况清管段塞流量,以及下游平台接收清管段塞流的流程,计算了段塞流捕集器台数及尺寸,并提出了控制段塞的方法.旨在为进一步开展海底油气混输管道严重段塞流的研究提供借鉴,为工程实践提供参考.     

安哥拉B1506区块深海油气田水下多相泵设计因素考量

为提升安哥拉B1506区块边际油藏开发潜力,解决边际油田长距离管道输送带来的流动保障等问题,水下多相增压泵的选择和应用成为最合理的选择。此文通过对安哥拉B1506区块油藏条件和流体性质的分析,以油藏模型(Eclipse)为约束,结合系统网络模型(Gap)的研究结果,为满足油藏采收率和最大含气量的要求,分析确定了多相泵吸入压力:并通过模拟开发生命期内管线温度,确定了管线的设计最大温降,并制定了保温措施以避免管道内产生析蜡、水合物堵塞等流动问题;同时,通过分析确定多相泵与已建气举模块的逻辑关系,达到与已建FPSO系统匹配的目的,以实现油田减产、关停等情况下的系统的平稳运行。通过对1506区块多相泵选用的相关因素分析,确定了深水多相泵设计的参数和工艺流程,为国内深水边际油气田的开发提供技术储备。     

基于LedaFlow的深水海管清管模拟分析

清管操作可以清除海底管道中沉积的蜡、沥青质、水合物等杂质,降低管线内压降,提高管道流通能力。使用新型多相流瞬态模拟软件LedaFlow模拟了南海某深水油田清管操作过程,计算得出水下管汇处的压力、压降及清管速度,评估了不同井口产量、生产水流量等参数对清管过程中水下管汇压力的影响,给出了建议的清管策略。该模拟分析为工程实际提供了参考,对保证海底管道的安全运行有重要意义。     

基于瞬态模拟的原油处理系统强烈段塞流分析研究

段塞流是气液混输管道中经常出现的一种流型,是典型的不稳定工况。段塞流多发生于油气集输系统,在站内原油处理系统中同样存在段塞流现象,给生产系统带来不利影响。以国外某油田地面工程为例,结合其工艺流程对原油处理系统中段塞流的成因进行了分析。针对油田现场原油处理系统中出现的强烈段塞流现象,应用OLGA(全动态多相流模拟计算)软件进行了瞬态模拟分析,并利用顶部节流法等段塞流消除措施对不同工况进行了模拟,结果表明,顶部节流法可有效减缓及消除段塞流。     

降低哈德逊混输管道段塞影响的模拟研究和现场测试

对哈德逊混输管道由段塞引起停输的模拟研究和现场测试 ,研究段塞对管输的影响规律和降低段塞影响的方法。其目的有两个 :一是验证模拟工具能否准确地预测段塞特性 ;二是为设计降低段塞影响的方法提供基础数据。模拟工具为瞬态多相流模拟器OLGA。现场测试和模拟结果表明 :段塞不是由立管引起的 ,而是由于管道操作条件处于水力段塞流的范围内引起的 ;由OLGA计算出的段塞分布同测试结果非常一致 ;还可以通过改进液位控制的方法来消除段塞引起的停输 ,这一点在其后的生产中得到验证。     

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凝析气相是多元组分的气体混合物，以饱和烃组分为主，在输送过程中由于沿线温度、压力的变化引起的凝析和反凝析现象显著，这使凝析气的管道输送不同于气体或液体的单相输送，其管输方式可分为气液混输、气液分输。气液两相混输投资少、工期短，但要解决困凝析液的积聚而降低输送能力及液塞处置等技术问题；气液分输是先将凝析气分离，然后将天然气和凝析液分别输送，管内流体均为单相流动，气液分输又可分为双管输送和顺序输送。凝析气的气液混相输送是多相流输送的一种特例。针对东海平湖油气田海底输气管道采用多相流技术输送凝析气的实例，分析了凝析气混相输送管道压降、输量和持液率的关系，并指出了预测管路温度下降值是管路安全运行的必要条件。通过对平湖凝析气管道的运行分析，强调工艺配套是多相流技术成功应用的重要条件。     

油气集输管道内腐蚀及内防腐技术

油气开采和集输过程中,金属管道内壁普遍发生腐蚀,多相流恶劣工况下还会发生使涂层及缓蚀剂失效。针对现场油气水输送中所经常遇到的多相流工况,对金属管道腐蚀的特点及腐蚀机理进行了探讨,并介绍了几种效果较好的内防腐技术。     

立管系统中严重段塞流的一维瞬态模型

严重段塞流主要出现在下倾管段、紧接有一上倾管段或立管段的气、液两相混输海底管道中。根据严重段塞流形成的4个阶段,从一维瞬态流体力学方程出发,建立了一个简化的、准平衡态的严重段塞流数学模型,该模型考虑了流体的物性及流动瞬态效应,可对严重段塞长度、段塞周期、流动速度、压力等特性参数的变化进行模拟。与其他瞬态多相流模型相比,本文模型具有数学模型简单、计算效率高的特点。数值模拟结果表明:当管径较小时,无论介质是空气和水,还是空气和油,由本文模型计算得到的段塞周期和压力结果都与实验数据吻合较好;当管径较大时,若介质为空气和水,则本文模型计算结果与OLGA软件模拟结果较接近;若介质为石油和天然气,在模拟工况范围内,除了小气量工况下偏差较大外,本文模型计算结果与OLGA软件模拟结果相比,段塞周期偏差在25%以内,压力偏差在10%以内;此外,用本文模型计算液塞生长阶段时间t1比Saga-tun模型模拟结果更接近实测结果。     

油气水多相混输模拟仿真系统

原油在管道的输送过程中经常是油气水多相混合的液体 ,由于相态和流态的不同直接影响原油的输送效率。为解决这些问题 ,文章介绍一种油、气、水多相混输的模拟仿真系统 ,该系统可以模拟仿真油、气、水多相以不同比例 ,不同温度 ,不同压力 ,混输后不同相态的各种参数变化 ,从而找出油、气、水多相混输的规律和特性。根据这些规律和特性 ,通过控制多相混输的参数使原油的管道输送高效 ,节能。同时提高原油输送的安全系数     

多相流管道输送技术

多相流管道输送技术ＰｉｐｅｌｉｎｅＴｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎｏｆＭｕｌｔｉｐｈａｓｅＦｌｕｉｄｓ油井生产出的流体是含有原油、伴生气、水和杂质的多相流体。近十多年来，为了开发海上油田，许多国外公司和政府投入很大力量发展多相流长距离输送的技术：采用这种...     

油敢水多相混输模拟仿真系统

原油在管道的输送过程中经常是油气水多相混合的液体，由于相态和流态的不同直接影响原油的输送效率。为解决这些问题，文章介绍一种油、气、水多相混输的模拟仿真系统，该系统可以模拟仿真油、气、水多相以不同比例，不同温度，不同压力，混输后不同相态的各种参数变化，从而找出油、气、水多相混输的规律和特性。根据这些规律和特性，通过控制多相混输的参数使原油的管道输送高效，节能。同时提高原油输送的安全系数。