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。     

清管过程中隧道内输气管道应力分析

清管是保证管道能够长期在设计输量下安全运行的基本措施之一,清管过程大致分为试压后清管和正常工况下清管两部分。我国大部分天然气管道分布在丘陵、山地等地形起伏较大的地区,清管模型大多没有考虑地形起伏或高差对清管模型的影响。受力模型与管内的清管器运动有直接关联,只有建立合适的清管器运动瞬态模型,并与清管过程中输气管道受力模型相结合,才能较为准确地模拟出实际的应力状况并定量给出清管对管道的影响,以期指导清管作业。     

苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟

对清管过程中的两相流流体特征的研究有助于管线及上下游设备的设计及操作。为此,采用稳态Barua模型与具有较好组分追踪功能的TACITE编码瞬态模型对苏里格气田集气管线清管操作中两相流瞬时流动规律进行了研究,重点分析了通球过程中流型、液体流量、压力、清管速率及天然气水合物堵塞等工况的变化规律。结果表明：由于清管过程中地形起伏较大,流体出现了多种流型,液体流量与压力沿程波动较大;清管器速度在上升管段和下降管段的凹凸结合处由于前后压差的明显变化会发生较大的改变。通过对管道总持液量变化的分析,获取了清管后各阀组管线恢复稳态的时间。采用瞬态分析方法对清管器运行中温度变化研究的结论表明：各阀组在清管过程中没有天然气水合物的形成。进一步验证了清管节流理论的正确性。     

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。     

西气东输干线清管作业实践与建议

分析了西气东输管道干线新疆段清管作业实践，探讨了存在的问题，结合国内外大口径长输管道清管作业经验，进行了深入研究，为以后天然气管线的安全清管作业提供了借鉴     

集输管道的腐蚀检测与完整性管理实践

集输管道的输送介质成分复杂,多种腐蚀机理并存,集输管网的腐蚀完整性管理一直困扰着企业管理者,制约着油气田企业完整性管理水平整体提高。西南油气田借助于先进的清管检测技术,对集输管道的腐蚀缺陷的检测、识别和管理形成了系统思路,在集输管道的腐蚀缺陷的完整性管理方面做了一些有益的探索。对于在役运营集输管道,在清管现场检测工作中检测出的缺陷及时进行高质量的修复;加大对集输管道阴极保护的检测,管道不宜长期处于＂欠保护＂或＂过保护＂状态运行;加强巡检,及时发现管道泄漏,杜绝事故发生。对于待建拟建新集输管道,强化防腐概念,在工程设计阶段就将腐蚀防护工作一并考虑;强化安全环保意识,注重防腐技术的应用效果。     

海底管道清管用新型水下发球装置研究

针对传统海底管道清管成本高和停输问题,设计了一种适合单海管清管的发球装置。该装置通过水下发出清管器,经过需要清洗的海底管道和立管,回到平台上的收球筒中。发球装置主要由快开盲板、发球单元以及连接单元3部份组成,其驱动液是来自采油树的甲醇。介绍了发球装置清管工艺流程以及每一部分的工作流程,并通过有限元法,对发球装置的关键零部件进行了强度校核。该装置可以解决单海管清管问题,对于完成海底管道清管作业,推动国内水下清管技术的发展,有一定的指导作用。     

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。     

长输管道改迁连头“五位一体处置”工艺探索应用

针对近年来长庆油田靖咸输油管道局部频繁迁建所带来的愈发突出的新建管道安全碰口问题与废弃局部管道妥善处置问题,提出了长输管道改迁连头"五位一体处置"工艺。通过带压封堵、密闭收油、投球清管、氮气封存及连头投运五项工艺技术的组合应用,进行了新建局部管道投产与废弃迁建管道处置一体化实施。现场应用结果表明:"带压封堵"保证了碰口处能量有效隔离,动火作业安全性大大提高;"密闭收油"实现了作业管段内留存原油的全密闭回收,达到了环保要求;"投球清管"对迁建废弃管道内残留物进行了有效清理;"氮气封存"对迁建废弃管道内可燃气体进行了有效置换;"连头投运"实现了新建局部管道的高效投产。该应用成果为新建管道的安全连头、废弃管道安全环保隐患的消除提供了新的解决方案,为新建局部管道投产工程提供了新的指导思路。     

海底长距离湿气管线清管流动规律及方案优化

针对长距离湿气管线清管时出现的清管器速度过快、管线出口液体峰值过高、提高输量造成能耗增加等问题,基于OLGA软件建立长距离湿气管线清管模型,研究不同输量对水力清管管线入口压力、积液量的影响,研究不同输量下清管器作业时管线入口压力、清管器速度、管线出口累积液量变化规律。研究结果表明：在水力清管时,输量提升越多管线内积液量越低,但超过一定范围输量提升对积液量影响不明显;在清管器清管时,输量越大,管线入口压力振荡越小,清管器平均速度越高,管线出口瞬时液量峰值也越小。针对某气田进行清管瞬态模拟,结果表明,水力清管作业时将20万m3输量上调至28万m3、清管器清管作业时将输量下调至42万m3清管效果最佳。     

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.     

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。     

新建海底天然气管道干空气干燥模型研究

1. Introduction The hydrostatic test must be carried out immediately on the completion of submarine gas pipeline construction, after which dewatering removes as much of the filled water as possible from the pipeline. However, after the dewatering operatio…     

A united model for predicting pressure wave speeds in oil and gas two-phase pipeflows

A pressure wave, caused by unsteady operations such as a shutdown or restart, pigging, slug flow or input flow rate transient changes during an oil–gas pipeline transmission, could cause a safety hazard to the whole pipeline system. Because of the compressibility of the gas phase, the changes of interface between the gas and liquid, the momentum and energy transfer between the two-phase and the single-phase to the wall, all make it complicated for predicting the pressure wave speeds for oil and gas two-phase flow in long-distance pipelines. On the basis of the gas–liquid two-fluid model, this paper analyzes the pressure wave propagation for the two-phase flow. Pressure sources of gas–liquid momentum equations are described as the function of the gas–liquid flow velocities, gas void fraction, void fraction gradient and their differentiations, which make the two-fluid model hyperbolic. With the introduction of virtual mass force, the united model for prediction of the pressure wave speeds has been developed. And the gas–liquid Equations of State (EOS) has also been used in the united model, which can analyze the effects of the different system pressures. Important factors, such as the virtual mass coefficient and the gas void fraction, are also discussed. The developed model fits well with the experimental data, and can be used to predict wave speeds for different flow patterns, such as stratified flow, dispersed bubble flow and slug flow.     

渤海海底管道工程的现状、特点和问题

渤海埕北油田1985年铺设了第一条海底输油管道,6年之后又相继在BZ28-1,BZ34-2/4油田和辽东湾JZ20-2凝析气田设计和建成了9条不同管径,功能各异的海底管道,总长度达到七十多公里.随着渤海油气资源的开发,海底管道工程进入了新的发展阶段.本文介绍了上述已建管道的设计、建造基本参数.由于渤海所产原油的性质和具体的自然环境条件,使得渤海的海底管道工程具有如下特点:油管道全部需要保温;立管要作抗冰保护;管道需要挖沟埋设;管道的强度设计要考虑地震作用等等.本文还提出了目前渤海海底管道工程存在的问题和在技术上需要研究发展的几个方面.     

油田伴生气管线清管模型研究

文章建立的油田伴生气管线清管模型详细说明了如何计算清管始发站输气压力、沿程压降和清管器与管壁摩擦引起的压降。其中沿程压降的计算采用组合水力学模型（Dukler-Eaton-Flanigan），即用Eaton法计算截面含液率,用duklerⅡ法计算水平管路压降,用Flanigan法计算管路起伏的附加压降。最后对某条伴生气管线应用此模型，通过计算很容易判断始发站输气压力是否满足清管要求，同时分析了气液比对清管的影响，说明该模型符合实际，有较强的工程实用性，对伴生气管线的运行管理具有重要意义。     

渤西油气田海底输气管道清管技术

针对渤西油气田海底输气管道清管作业中存在的不利因素,改进了泡沫清管球清管技术,克服了管道变形、单密封面球阀不利于通球的技术难题,并成功地实施了该输气管道的清管作业,取得了明显的清管效果。渤西油气田海底输气管道清管技术的研究与实践,在一定程度上使存在局部变形或缺陷的输气管道也能进行清管作业,拓宽了清管技术的应用范围。     

湿天然气输送管道积液发展过程影响因素分析

针对湿天然气输送管道运行过程中存在的积液问题,基于OLGA软件的清管工艺瞬态仿真方法,建立了积液在湿天然气管道中的发展过程预测模型,对积液发展过程及其影响因素进行分析。研究表明:受环境温度、运行压力、介质组成以及管道流速等的影响,湿天然气管道中的液相从凝结析出到发生沉积直至积液量达到稳定的时间往往会持续数天到数月不等;在其他运行条件不变的情况下,湿天然气管道中的积液量随着环境温度的降低、运行压力的增大以及含水量的增加而增加,管道积液发展持续的时间会随着环境温度的降低、含水量的减少以及管道流速的减小而延长。其中,含水量和管道流速是影响湿天然气管道积液量以及积液发展持续时间的关键参数。     

基于有限元法的大落差管段清管冲击分析

“川气东送”管道全长约2 200 km,沿线地形地貌复杂,多处形成大落差起伏,最大坡度达60°,给管道清管作业带来一定的困难和风险。为此,针对大落差管段建立了清管动力学有限元模型,在给定清管器进入管道时的初始运行速度、管道内压等作业参数的条件下,采用ABAQUS有限元分析软件分析了橡胶清管球在大落差管段清管时的运行规律以及清管器通过时管道的振动情况,研究了清管器冲击时的管道应力变化与清管器速度及管道内压的变化关系,评估了大落差管段清管时的安全性。结果表明：①橡胶清管器清管作业时,管道内部的输送压力对大落差管段的冲击载荷影响明显,管道最大应力会随着管道内压的增大而增大;②清管器的速度对冲击应力的影响不大,基本呈增长趋势,变化范围在7 MPa之内;③清管器通过时管道发生明显振动,通过后管道恢复原状;④为保证清管器顺利通过大落差管段,增大了清管器两端压差,此时清管器速度表现为增长趋势。     

基于传统清管球接收器的滤杂防堵工艺设计

清管球回收操作过程中,清管球接收器的泄压、排液和惰化导致泥、砂、垢等杂质积聚在清管球接收器中,并随油气物流进入闭排系统管线,造成杂质流失、闭排系统管线堵塞和压力无法完全释放,影响对海底油气管道腐蚀、析蜡、结垢及地层出砂等情况的判断,存在很大的安全隐患。通过对清管球接收器实施工艺改造,使清管球接收器具备滤杂防堵功能和自动取样功能,有效解决了闭排管线堵塞、杂质流失和安全隐患问题。该工艺研究对于海上油气田海底管线的运营和维护具有较高的借鉴意义。