油气混输管式捕集器结构尺寸优化设计

油气混输管式捕集器工艺计算原则上应考虑两方面因素 ,即来流在管束分离段内应转变为分层流型 ,以便于气液分离 ;同时 ,储存段应能容纳清管工况下产生的积液 ,使液体不致于从气体出口流出。基于这两条原则进行分离段和储存段的设计计算 ,并动态模拟当 1/ 10 0 0概率最大液塞进入捕集器时液位和压力的动态变化 ,据此确定捕集器最优结构尺寸。基于上述原理 ,编制了管式捕集器结构尺寸优化设计软件 ,软件尚需实际工程的考核和完善。     

管式液塞捕集器设计及性能测试研究

管式液塞捕集器是气液混输管线终端的重要设备,其设计参数复杂,目前国内还没有具有独立知识产权的液塞捕集器产品。为此,研究了混输管线段塞流参数变化规律,指出捕集器的液位控制系统对捕集器的工作性能有较大影响--不使用液位控制系统时,捕集器液位和压力都不稳定,影响捕集器的工作性能。而启动液位控制系统后,捕集器压力和液位都较稳定;启用液位控制系统以后,捕集器内液位在设定值附近周期性波动,受液位波动影响,捕集器内压力也出现周期性波动,液位和压力的波动周期与液体流量有关。编制了段塞流捕集器设计规则,建立了捕集器系统的优化数学模型,设计并优化了液塞捕集器的结构与尺寸。所研制的液塞捕集器经室内测试,运行状态良好,在不同的试验工况下,捕集器内部的压力、液位都比较平稳,可以较好地分离气、液两相,有效消除段塞流的影响。     

压力容器火灾工况安全泄放质量流量的动态研究

以某气田段塞流捕集器为例,使用HYSYS动态模拟建立了压力容器包含关断逻辑的全动态生产模型,使用该模型对不同初始压力和液位下段塞流捕集器火灾工况的泄放过程进行了分析和研究。结果表明,初始条件对段塞流捕集器的最大安全泄放质量流量有明显影响,在计算最大安全泄放质量流量时,应充分考虑初始条件的影响,为安全阀的计算和选型提供正确的基础参数。     

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.     

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。     

国外混输管路终端液塞捕集器

随着海洋、极地、沙漠、近海油气田的开发和开采，混输管路得到不断的发展。在段塞流状态下运行的混输管路，其终端设有气液初级分离设备─—液塞捕集器。综述了国外液塞捕集器的研究情况。液塞捕集器又分为管式和容器式两大类。介绍了管式液塞捕集器的组成和设计参数，以及容器式液塞捕集器的结构和静态与动态工艺计算方法。     

管式液塞捕集器的初步研究

随着海洋、沙漠、近海油气田的开发和开采 ,气液两相或多相混输管路得到不断的发展。在长距离混输管路终端设有初级分离设备———液塞捕集器。液塞捕集器又分为管式和容器式两大类 ,在气体 /凝析液混输管路的终端 ,管式液塞捕集器应用较广。增大管式捕集器的管径可减小捕集器长度 ,但随管径的增大捕集器长度的减小量下降。增多捕集器的管根数也可减少捕集器长度 ,但随管根数的增多捕集器长度的减小量急剧下降。下倾角的选取不宜超过 1度     

集输管道分段清管捕集器负荷计算探讨

随着气田开发技术不断发展,长距离气液混输管道在生产建设项目中应用日趋普遍。部分气田集输管道进入生产后期后,受产气量降低和气田水增加影响,面临积液过大的问题,合理考虑清管与段塞流控制处理方案,将大幅节省段塞流捕集器投资。分段清管技术可减小段塞流捕集器尺寸,在大口径、高压力集输管道工程中具有经济优势。因此,有必要探讨集输管道分段清管积液与排液规律,以准确确定段塞流捕集器负荷。基于集输管道积液及清管排液规律,分析分段清管积液与排液规律,推导初始积液、清管时间与排液体积的相互关系式,结合商业软件动态模拟结果,进一步探讨影响分段清管积液与排液规律的主要因素。研究结果表明,大口径、高积液气田集输管道分段清管对捕集器负荷影响显著,分段反序清管可大幅降低捕集器负荷,推导的分段比例和捕集器负荷计算公式较为准确。研究成果可为气田集输管道清管方案和段塞流捕集器设置思路提供参考。     

混输海底管道进站调压阀安装位置的影响分析

混输海底管道进站压力稳定对保障陆地终端向下游用户提供可靠的气质与气量十分重要,进站调压阀是控制进站压力的重要元件。针对进站调压阀安装在段塞流捕集器上游或下游的情况,分析其对段塞流捕集器最大操作压力的确定、清管过程中终端向下游用户供气及终端操作模式调整的影响。分析结果表明,进站调压阀安装在段塞流捕集器下游可有效保障向终端用户供气的气质和气量,安装在段塞流捕集器上游可降低段塞流捕集器最大操作压力,优化工程投资;调压阀安装位置应结合陆地终端装置运营模式、下游用户供气要求以及项目投资等因素综合确定。     

复杂地形条件湿气集输系统轴心射流清管特性研究

采用常规清管器进行湿气集输系统的清管作业时,存在清管器下游积聚大量的液体、终点压力的急剧波动、末端捕集器液位快速上升、清管器运动速度快等问题。轴心射流清管器因其可以有效地控制清管过程中下游液塞长度,降低末端分离器压力波动以及溢流的风险,具有较好的应用前景。本研究采用多相流动态模拟软件OLGA建立清管模型,通过对比分析清管器速度、压力及液塞流量可知,采用轴心射流清管器可使运行时间延长、运行速度降低、清管能力增强;随着旁通率的增大,清管器的运行速度及压力波动幅度减小。     

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。     

气液混输管道管式段塞流捕集器设计原理及实践

段塞流是气液混输管道中一种常见的流型流态,对下游设备的压力波动影响极大。从段塞流的动力特性出发,分析了段塞流的物理特性和国外管式段塞流捕集器的结构特点和分离原理,建立了一套管式段塞流捕集器主要参数的设计计算数学模型,对主要设计参数进行了敏感性分析,得出规律性认识并给出设计案例。对研究管式段塞流捕集器的设计方法和优化凝析气田地面工艺流程有积极意义。     

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。     

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。     

多相混输技术研究现状及发展趋势

近年来,多相混输技术研究有了较大的进展。本文结合作者进行的研究工作,总结和回顾了这一领域的进展,其中包括:多相混输增压泵、多相流工艺计算、段塞流及段塞捕集器设计、水化物形成与防护、管道内壁腐蚀等。     

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。     

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。