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清管球系统具有清除原油管线内部的凝油、结蜡、结垢的作用,达到减小输油回压、减小磨阻的目的。在平台或终端取出收球筒中完成清管流程的清管球,对清管球磨损和变形状态及收球器里收集的凝油、结蜡和结垢进行分析,可判断海底管线的腐蚀和结垢结蜡情况。为防止清管球卡在收球筒中,设计制作了清管球接收筒防卡装置,该装置已在油气田清管球作业中成功应用。 相似文献
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分析了传统的清管球(器)收球工艺流程及其存在的主要问题,如过球指示器不能准确反映清管球是否通过、清管球达到时间计算不准确、常规三通挡条不能承受较大压力等,在此基础上提出了双挡条三通的收球工艺流程方案.并进行了实验模拟验证。新收球工艺流程能解决原存在问题,可避免收球过程中的卡球事故发生,为海底管道和陆上长输管道的收球流程设计提供了有益的借鉴。 相似文献
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在天然气管道清管收球过程中,高速运动的清管器对收球设备及附属设施造成损伤。为降低收球风险,提出"二次收球"方法,但增加了清管器卡堵的风险。为此,需要合理的收球方法来解决清管作业中的收球问题。以中石化天然气分公司JN输气站为例,从前期工作到收球流程,将"二次收球"与传统的"一次收球"作业进行比较,确定"一次收球"和"二次收球"的效果,并对其的适用范围进行讨论总结。 相似文献
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海上平台清管收球作业危险性高,对作业人员的安全与健康构成威胁。本文首先通过对清管收球作业过程及相关事故进行分析,构建了清管收球作业伤亡事故模型及其演化过程;并据此绘制了清管收球作业伤亡事件的事故树,分析得出了导致该类事故发生的基本事件;然后根据AHP理论构建了以收球装置的可靠性、清管器的适用性、作业人员操作水平和现场作业组织管理为主的清管收球作业安全评价指标体系;并对某平台清管收球作业安全等级进行了模糊综合评价,结果发现该平台清管收球作业安全等级为"较好",与主观投票结果有较好的一致性,且清管收球作业安全状态存在着向"一般"转化的趋势。建议海上平台清管作业应从提高进/出口阀门、泄压阀、放空阀、压力表等关键部件的可靠性、优化压力泄放操作以及设置警戒区域等方面来降低潜在危险,提高收球作业的安全性。 相似文献
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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。 相似文献
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天然气管道安装完成后,在各清管站利用清管装置采用压缩空气进行推球清管作业中,如果球的速度控制不当,将导致清管球被卡堵或对收球端设备的损坏。为将清管球的速度控制在安全可靠的范围内,应进行计算和适时掌握及预测球的运行状况,采取有效的操作控制措施,达到清管球作业安全的目的。在南干线工程清管中灵活应用了清管中的测算方法,科学合理调迁空压机,减少了空压机运转时间和作业工期。 相似文献
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清管工作是新铺海底管道投产前预调试阶段的一个关键环节,而传统的收球方式存在安全性差或操作不便捷、制造成本高等方面的问题。创新设计一种海底管道清管多球收球筒,它采用金属结构、设计可视窗口、旋转侧开栅栏门,使用ANSYS软件进行强度计算模拟校核,解决了网兜收球的安全性、常规收球筒多次开盖查看问题以及一次接收多个清管球的问题。在"PY34-1海底管道清管试压排水干燥项目"和"JZ25-1S二期开发项目"等多个项目中使用效果良好,达到了预期目的,水下、水上清管效率明显提高,为清管工艺收球操作提供了更好的解决方案。 相似文献
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《中国海上油气》2020,(5)
海上平台清管收球作业危险性高,对作业人员的安全与健康构成威胁。本文首先通过对清管收球作业过程及相关事故进行分析,构建了清管收球作业伤亡事故模型及其演化过程;并据此绘制了清管收球作业伤亡事件的事故树,分析得出了导致该类事故发生的基本事件;然后根据AHP理论构建了以收球装置的可靠性、清管器的适用性、作业人员操作水平和现场作业组织管理为主的清管收球作业安全评价指标体系;并对某平台清管收球作业安全等级进行了模糊综合评价,结果发现该平台清管收球作业安全等级为"较好",与主观投票结果有较好的一致性,且清管收球作业安全状态存在着向"一般"转化的趋势。建议海上平台清管作业应从提高进/出口阀门、泄压阀、放空阀、压力表等关键部件的可靠性、优化压力泄放操作以及设置警戒区域等方面来降低潜在危险,提高收球作业的安全性。 相似文献
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《油气田地面工程》2020,(5)
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。 相似文献
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油田气集气管道投球清管是保证管道畅通,提高管道输送效率的一项重要措施。为保证中转站气液分离器分出的气体和液体正常分输至联合站,在油田气集气管道的两端设置了发送和接收清管球的系统。在常规设计中,每座中转站至联合站的集气管道上一般要单独设置收球装置。由于大部分收球装置均设在室内,因此还需将收球口接至室外。这样既不便于 相似文献
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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。 相似文献
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通球清管作为含蜡原油出油管道清蜡的一项技术措施,在我国许多油田得到普遍应用,而在部分油田却未推广开来。究竟什么样的条件适于采用这一技术?本文主要通过长庆,中原,辽河与大庆油田原油组成和特性,管道结蜡特点及油井生产特点的比较和分析,提出了对出油管道通球清管技术适用条件的看法和认识。 相似文献
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通球清管作为含蜡原油出油管道清蜡的一项技术措施,在我国许多油田得到普遍应用,而在部分油田却未推广开来。究竟什么样的条件适于采用这一技术?本文主要通过长庆、中原、辽河与大庆油田原油组成和物性、管道结蜡特点及油井生产特点的比较和分析,提出了对出油管道通球清管技术适用条件的看法和认识。 相似文献