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。     

天然气-凝析液长输海底管道水力计算模型研究与评价

依据典型水力计算模型的特点及适用范围进行研究和评价,对影响多相流压降的影响因素进行敏感性分析,对现场实测压降值与不同水力计算模型压降预测值进行对比分析。在此基础上,筛选出可以适用于天然气-凝析液长输海底管道水力计算的EatonOlieman和Oliemans Mechanistic模型。     

流体组分及其含量变化对天然气-凝析液混输上岸管道滞液量和压降的影响

利用当前国际上先进的OLGA 2000多相流瞬态流动模拟软件,对辽东湾锦州20-2凝析气田和东海平湖油气田上岸管道天然气凝析液混输状态下流体组分及其含量变化对管道滞液量和压降的影响进行了分析。C7 重组分含量的微小增加会引起管道内滞液量的急剧增大;C6 (或C7 )重组分的存在对管道压降有一定的影响。在天然气管道工艺设计中,应该对流体组分含量变化作敏感性分析。     

海底凝析天然气管道水合物形成条件预测

海底天然气管线由于运行条件、环境温度、输送工艺的特殊性 ,极易形成水合物。凝析天然气在海底管线中的输送过程属于两相流动范畴 ,沿线运行参数、水汽含量的计算方法与一般的天然气管线不同 ,文章根据平湖 -上海和锦州 2 0 - 2两条凝析气海底管线的实际生产数据 ,优选出适合海底凝析气管线工艺计算的两相流水力学和热力学模型 ,结合水合物生成条件和饱和含水量的统计热力学理论计算方法 ,能有效地预测海底管线水合物可能形成区域 ,对防止水合物形成 ,确保管线安全运行具有重要指导意义     

油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程研究

为研究油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程,采用自行设计的高压环道装置,以去离子水、柴油、天然气为管输介质,在含水率70%、液相初始流量2 000kg/h等条件下进行水合物堵塞实验。研究结果表明:实验时水合物在管道中各处同时生成,但初始生成量并不相同;在实验含水率70%的条件下,水合物主要在管道气相空间壁面和液相主体中生成;水合物的生成会导致管内流量降低,在未添加乳化剂的情况下,油水混合液会因流量的降低而产生分层,此时水合物颗粒集中分布在混合液下层,造成流体黏度和管段压降的急剧升高,进而引发管道堵塞。     

凝析气田高压长距离气液混输管道运行工况分析

迪那2气田为异常高压气田,为了充分利用地层压力能,给天然气处理提供足够的天然能量,气田集输采用超高压集气工艺技术.集气系统运行压力高达14.2 MPa,设计压力达到15 MPa,气田集气管道为目前国内凝析气田运行压力最高、管径最大的长距离气液混输管道.     

天然气／凝析液长距离管道稳态模拟研究

针对天然气／凝析液长距离输送管道的计算问题，提出了理论的稳态综合水力学模型和热力学模型，并对水力学方程进行了修正，提出了具体的耦合算法。对计算进行了分析并将结果与ＰＩＰＥＰＨＡＳＥ＾ＴＭ软件作了对比，发现本模型不仅可以准确地计算压力和温降，而且在某些方面更好地反映了凝析气输送工况的变化。     

混输管道水合物的防治及冰塞预测模型

随着油气田开发向着深海发展,因水合物造成的流动安全保障问题愈发凸显。文章针对水合物生成所造成的危害及对应的常用工程防治方法进行简单描述,并就水合物降压解堵过程中,可能由于水合物的分解而产生高速的水合物冰塞运动造成的损害进行分析。与此同时,还提出了简化的堵塞位置预测和冰塞运动模型,据此可用于工程施工中粗略估计冰塞位置和运动速度,为减轻高速冰塞对整个管道设备的危害提供依据,并对模型的局限性提出改进建议。     

天然气长输管道中水合物生成的预测

天然气管道运行过程中,随着管道内压力、温度和天然气组分的变化会生成水合物。水合物的生成会降低管道的输送能力,从而提高输送成本,严重时更会堵塞管道甚至发生管道爆裂,造成重大的生产事故和巨大的经济损失。通过天然气管道内水合物生成条件预测模型的建立,确立天然气水合物形成时的温压关系,再结合天然气输送管道中温度和压力分布的仿真模拟,就可以预测天然气输送管道中水合物生成的大体位置和水合物生成的类型。这可以为防止天然气输送管道中水合物生成和堵塞提供技术依据,也为管道的设计和运行提供指导性建议。     

管道天然气水合物的风险管理抑制策略

随着深海油气资源的逐渐开发,传统天然气水合物防治方法的局限性越来越明显,低剂量天然气水合物抑制剂(LDHI)的使用逐渐受到关注和重视,管道天然气水合物的抑制策略也正在发生转变。为此,介绍了国内外天然气水合物抑制技术的最新进展,分析了目前采用热力学抑制剂完全抑制天然气水合物策略的局限性,结合笔者自己的研究成果,整合提出了管道天然气水合物的风险管理对策,即允许管道中形成天然气水合物,通过对天然气水合物流体的控制来实现油气管道的安全畅通运行。分析比较后指出:风险管理抑制策略必将成为管道天然气水合物的主要抑制策略,将有可能为石油天然气工业带来巨大的经济效益。     

典型长距离凝析气田混输管道平稳运行数值分析

油气混合管道输送技术是山区、沙漠等自然条件恶劣或基础设施贫乏的油气田实现高水平、高效益开发的关键技术措施之一。通过对长距离凝析气田混输管道工艺模拟计算技术进行研究,对9种经典计算方法 (或模型)的计算结果与实测结果进行对比分析,最终确定采用油气混输管流瞬态模拟计算方法。利用该计算方法,针对塔里木油田近年来陆续开发的凝析气田,选择大倾角山体和浮动沙丘两种典型恶劣地形已建长距离凝析气田混输管道X1和X2开展管道平稳运行数值分析,给出两种典型地形长距离凝析气田混输管道平稳运行建议,解决了生产实际问题,至今已连续平稳运行6年以上。     

天然气凝析液管道射流清管器清管效果分析

对万州天然气净化厂硫磺回收单元的蒸汽与凝结水构成进行了分析,并对蒸汽引射器重新选型以实现蒸汽梯级利用,以及采用凝结水罐排空蒸汽回收、凝结水循环利用、凝结水分压回收、蒸汽疏水阀优化选型以实现凝结水密闭式回收等优化措施作了详细的分析探讨。实施各项优化措施后,每处理1×10^4 m^3原料天然气（H2S质量分数为1%）,综合能耗由1 303.38MJ降为最低约1 188.23MJ,与每处理1×10^4 m^3原料天然气（H2S质量分数为1%）综合能耗为2 010MJ的设计值相比,节能效果明显。     

天然气长输管道优化策略探讨

为了更好的满足人们对天然气的需求,越来越多的城市在进行着天然气长榆管道的改造。经济的可持续发展在一定程度上离不开天然气了。但是,长期使用天燃气管道也会出现一些问题,只有找到更有效的优化方法,从根本上促进天然气的发展。     

天然气长输管道优化策略探讨

本文通过分析天然气长输管道存在的问题,找出有效的优化方法,促进天然气长输管道的安全运行。     

天然气凝析液的取样

前言天然气凝析液是指油井或气井以及天然气加工厂中回收的乙烷以上烃类混合物(即NGL)。这些烃类,在地下油、气藏中处在一定的温室、压力条件下的气液平衡状态。到了地面,在井场分离器和气体加工厂     

天然气-凝析液管路工艺计算的新方法

本文主要介绍了Baker新近提出的以力学模型为基础的天然气-凝析液管路工艺计算方法,以及与管路实际运行数据的比较结果。在管路工艺计算中,截面含液率的大小对管路压降的影响很大,是重要参数之一,故全文首先介绍了截面含液率,还有压降梯度的计算、Baker管路工艺计算方法的特点及适用范围、计算公式与实测数据的比较等内容。     

凝析天然气水合物的生成条件及预防措施

1.凝析气藏的特点 天然气气藏按组分特点可划分为纯气藏、湿气藏和凝析气藏三大类。通常,天然气中凝析气凝析油含量在50g/m3以上者属凝析气藏。凝析气藏的特点是C5以上重烃含量高,地层压力较高,高于凝析气临界凝析压力,流体以     

基于一维气体单流体模型的天然气-凝析液管道流体流动预测

基于一维瞬态非等温可压缩气体单流体模型,采用SIMPLE压力修正算法,考虑焦-汤效应对温度的影响,开展了低持液率天然气-凝析液管道的流动预测研究。将模拟管道五个不同持液率组分(0～20%)的计算结果与OLGA预测结果进行对比,结果表明:对气速、温度的预测与OLGA预测结果相接近,持液率为10%时压力预测的相对偏差为4.65%,证明了一维瞬态非等温可压缩气体单流体模型对低持液率天然气-凝析液管道流动预测具有适用性;随持液率继续增加至20%,压力预测的相对偏差逐渐增大。     

天然气管道输送的经济性

阐述输气管道规模与资源条件的关系，认为给定的输气规模决定于市场需求气量和资源供气能力，资源是基础。认为输气管道建设以天然气市场为导向，管道的实际输气量决定于供气市场发育程度；天然气采用管道输送具有较高的经济性，并且有一定的经济输送距离。同时，优化工艺参数也是提高管道经济性的重要措施。