海底混输管道清管段塞影响因素分析及控制

海底油气混输管道在进行清管操作时,清管段塞会对下游的平台生产流程及设备带来冲击、振动等影响。在管道与平台连接处安装段塞流捕集器能够有效减小清管段塞造成的不利影响,但受平台面积的限制,段塞流捕集器的尺寸不宜过大。以渤海某油田的新建海底管道为例,分别研究管径、出口压力、管道输量等因素对清管段塞体积的影响规律,进而提出控制清管段塞体积、优化段塞流捕集器尺寸的可行措施。研究计算表明,通过优化清管操作,可将该海底管道的清管段塞体积由28.4 m~3减小至14.0 m~3左右,优化了捕集器的尺寸,减少了工程投资。     

清管段塞预防技术在海底混输管道上的应用

在对天然气凝析液海底混输管道进行清管时,清管段塞会对下游的生产工艺流程产生一定的冲击。通过采用OLGA软件对某海管不同输量工况下管输压降及管内滞液量进行预测,制订出如下清管方案:在清管前通过增加生产井数量或调大采油树油嘴以增加海管的输量,降低管内的滞液量;清管器发出后,再关闭部分生产井或减小油嘴开度,以减慢清管器的行驶速度,从而减小管内积液,达到减小清管段塞和延长清管段塞泄放时间的目的。研究表明:该方案可将段塞容积减小至58 m~3,同时段塞流量降低至以平均输量工况清管时的45%,满足了段塞容积小于平台上段塞流捕集器的有效储存容积(60 m~3)的要求。     

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。     

海底油气混输管道严重段塞流问题

严重段塞流是海底油气混输管道常见问题,本文分析了段塞流产生的机理与危害,严重段塞流有四个过程,段塞流对生产设施造成冲击并对下游生产设施造成很大的波动;总结了七种严重段塞流控制方法的原理,分析了各种控制方法在海洋油气田中的适用性。     

海底混输管道清管过程的数值模拟研究

以锦州202和番禺惠州海底混输管道为例,利用目前国际上先进的OLGA2000多相流瞬态流动模拟软件,对海底混输管道清管过程中流体瞬态流动规律进行了研究;重点研究了清管球在不同管段的运动速度及其相互间的关系,清管前后管道中总持液量的变化规律,清管过程中管道沿线各点压力、终端流型及终端液体流量的变化规律等,以期为今后海底混输管道清管过程的理论和试验模拟研究以及现场清管操作提供指导。     

海底混输管道简单管网流动保障动态分析

以国外某油田开发工程海底混输管道管网为例,利用OLGA6.2瞬态模拟软件,对管道沿程流体流型、管网出口液流量的变化、段塞形成以及出口气液流速变化情况等进行流动保障分析研究,指导下游段塞流捕集器、转输泵等产品的设计,为整个项目提供技术支持。     

气液两相流管线清管过程模拟

清管是油气运输行业一种常见的操作．随着石油工业的发展,特别是海上油田的开发,对清管提出了许多新课题。海底生产系统．复杂的管线起伏和多相流技术推动着清管技术的发展。对多相流管线定期进行清管,不仅可以清除管线内的积液．降低管线的压降．提高管线的输送效率,减少管线的腐蚀,还可以减小下游处理设备的尺寸．降低处理设备的费用等等。多相流管线清管过程模拟研究对混输管线的设计及生产管理具有重要意义。     

海底混输立管段瞬态流动规律及其敏感性分析

利用OLGA 2000软件对某海底混输管道系统立管段瞬态流动规律及其敏感性进行了数值模拟分析,在立管底部、顶部以及管道入口、出口处压力波动很大,容易形成段塞流;采取适当减小立管管径、管道出口节流阀开度、多相流含水率以及增大管道出口压力、降低立管高度和增大多相流气油比等措施,可以在一定程度上减弱或消除立管中严重段塞流的影响。今后应加强数值模拟、试验模拟和理论计算等方法的综合研究,深入探讨海底混输管道立管段严重段塞流的形成机理,并探索经济、有效地控制和消除严重段塞流影响的措施。     

WZ11-4NB油田混输泵运行稳定性研究

新开发的WZ11-4NB油田设计采用混输泵作为增压泵进行油气外输,混输泵为南海西部油田首次应用,其运行稳定性有待研究。通过对国内混输泵使用情况和使用经验的调研,总结了混输泵使用中普遍存在的油气比不稳定、进口压力波动导致停机、泵对流量适应性差、进液不均易造成螺杆烧坏等问题,提出了解决问题的思路。结合WZ11-4NB油田的实际情况,提出了提高混输泵运行稳定性的改造意见,通过增加回流补液控制及直管段,混输泵最终成功投入使用,即便在严重段塞流工况下,混输泵仍能维持稳定工作,目前已稳定运行超过1a。     

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。     

东海某海底管道清管作业实践研究

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。     

严重段塞流对JZ25-1S油田群生产的影响及对策

针对气液混输海底管道严重段塞流对JZ25-1S油田群生产的严重影响,通过综合应用提高海底管道输送压力、设置段塞流捕集器和在立管顶部水平段安装带有控制模式的压力调节阀等措施,实现了对严重段塞流的有效控制,确保了油田群的正常生产,从而保障了对陆地原油处理厂的正常原油输送和对陆地天然气分离厂的平稳供气。     

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。     

气液混输管路段塞流的设计对策

近年来我国陆上天然气气田开发为简化地面工程工艺流程,逐步向气液混输工艺发展.气液混输管道在清管时产生的段塞流将会对下游的天然气处理装置带来不利影响,因此必须采取针对性的工艺设计以减小此类影响.以长北气田等集输工程设计为例,介绍减少段塞流影响的几种设计对策.     

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混输管路清管操作实验和理论的研究对混输管线的设计及生产管理具有重要意义。为研究混输管路清管工况下的变化规律，建立了长380米、管径80毫米的混输清管实验管道，利用水和空气为试验介质，得到了混输管路清管过程清管器运行时间和运行速度变化规律，并得到了通过清管球压降的计算关系武。针对水平管路，建立了清管模拟的数学模型，编制了计算软件，用于预测混输管路清管过程中清管时间、清管球运行速度等。软件计算结果与实验数据的吻合较好。     

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。     

天然气-凝析液混输管道段塞流的控制措施

气液混输的集输工艺简化了气田集输系统流程，操作运行简便，适用无人值守的操作管理方式，已在国内陆上几个大型气田得到应用。但气液混输管道中常出现段塞流，段塞流对管道具有振动性破坏并导致管道末端工艺处理设备的不稳定运行。介绍了容器式、多管式等捕集器，针对气液混输管路提出分离器兼做容积式捕集器、分段清管法等设计措施，并以长北气田某集气干线为实例，讨论了缓解段塞流的生产运行措施。     

基于现场数据的海底混输管道水力计算模型适用性分析与优化

针对渤海油田海底管道网络原始设计模型预测结果与投产后实际运行数据普遍存在差异的问题,为提高新油田开发时在役管道依托校核的可靠性和准确性,基于现场实际运行大数据,通过数据分析、噪点消除、归类总结和反演对比等方法,对混输管道水力计算模型进行适用性评估和改进。从油品性质、气液比、含水率等角度筛选3条有代表性的海底混输管道,以经过优化处理后的现场运行数据为基础,对比不同水力计算模型的压降计算误差,从而确定各类海底管道的推荐计算模型。推荐的水力模型和修正方法可为其他类似管道提供借鉴,用于海底混输管道输送能力的深入挖潜,为未来渤海油田新油气田的依托开发提供依据。     

海底管道深水流动安全保障技术研究

当前海上油田的开发逐步向深水区扩展,对位于高压低温深水环境中的混输海底管道提出了更高的要求。介绍了几种类别的海底混输管道现状,针对各种复杂流型提出了相适应的压降求解方法;阐述了段塞流产生的危害及其预测和预防方法;多相流计量的精度因为其不均匀性而受到了影响,因此虚拟计量成为了主流发展对象。同时,低温环境可能导致生成天然气水合物而堵塞管道,针对该问题提出相应的解决方法,从而保证深水中设备和海底管道的流动安全。     

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.