长距离湿气管线清管工艺研究

针对长距离湿气管线积液问题,使用多相流瞬态流动模拟软件OLGA对湿气管线清管进行研究。分析不同输送工况下清管过程的参数变化,结合管线末端段塞流捕集器的设置,研究清管周期及清管参数的选择。研究结果表明,在湿气干线终点压力保持不变时,随着管线输量的增大,清管后达到稳态时集气干线起点压力相应增大;清管完成时和清管后达到稳态时管道末端的排液量都增大,但增大的幅度不同。最后,给出相应的清管工艺方案,并针对目标气田给出具体的清管方案。     

榆林气田集输气管道清管周期的确定方法

以榆林气田两种不同脱水脱烃工艺所对应的天然气集输管道为例,计算了清管前后的管输效率,表明适时清管可以大大提高管输效率。针对榆林气田不合理的清管制度,介绍了沿途有、无天然气进出两种情况下天然气管线清管周期的确定方法。实际应用结果表明:该方法简单、可靠,为科学清管提供了依据。     

榆林气田集输气管道清管周期的确定方法

以榆林气田两种不同脱水脱烃工艺所对应的天然气集输管道为例，计算了清管前后的管输效率，表明适时清管可以大大提高管输效率。针对榆林气田不合理的清管制度，介绍了沿途有、无天然气进出两种情况下天然气管线清管周期的确定方法。实际应用结果表明：该方法简单、可靠，为科学清管提供了依据。     

含蜡原油输送管道清管周期预测模型研究

含蜡原油温度低于其析蜡点时,蜡分子会沉积在管壁上,降低管输效率。定期清管可以清除管道结蜡,提高管输效率。为了确定安全、经济的清管周期,从含蜡原油输送管道管输效率的定义出发,结合蜡沉积速率预测方法,提出了描述管道清管周期与管输效率、结蜡速率之间关系的数学模型,确定了应当进行清管时的管输效率阈值。以塔里木油田英买力-牙哈含蜡原油输送管道为例,计算管道清管周期为110 d,验证了该方法的有效性。该预测模型为合理决策含蜡原油输送管道的清管周期提供了依据。     

煤层气采气管道分水器工艺计算

煤层气井口分离器出来的气体含饱和水,在管输至集气站的途中由于温度和压力的变化,很可能析出冷凝水。为防止发生采气管道内形成水合物以及腐蚀等,有必要在积水段设置分水器。根据煤层气采气管道的设计参数,使用工艺流程软件模拟计算得到采气管道沿线的温度、压力分布情况,利用煤层气含水量的经验公式计算得到采气管道沿线的饱和含水量。以山西沁水盆地某煤层气采气管道为例,计算确定了其分水器布局方案,并在此基础上计算分水器的个数、排放周期、有效容积等工艺参数。因此,该方法可用于煤层气采气管道分水器的工艺计算。     

西南油气田相国寺储气库单期采气再创新高

正截至2018年3月8日,西南油气田相国寺储气库第四采气期采气量达15.27×108 m~3,再创历史新高。自2017年11月13日进入第四采气期以来,相国寺储气库全体员工积极行动,全力做好调峰工作,储气库内的天然气经宁夏中卫—贵阳联络线上载全国管网。去年入冬前,相国寺储气库按照不同采气工况,结合气藏特点,开展全气藏动态监测,提前编制采气方案,确保气藏压力均衡、     

苏里格气田输气管道清管周期分析

天然气从集气站到处理厂的输送过程中,由于压力、温度的变化,导致天然气中的水蒸气及重烃凝析出来,输气效率降低。当管线积液达到一定程度就会影响到管道的高效运行,此时就需要进行清管作业。通过几种公式化方法计算苏里格气田饱和天然气的含水量,并与实际清管积液值进行比较,优选了Mcketta-Wehe方法比较适合苏里格气田输气管线积液的估算,进而推得管线的清管周期,为现场输气管线的清管作业提供指导。     

北内环磨玉段清管工艺参数的计算

北内环磨玉段输气管线是输气管理处新建管线。基于北内环磨玉段现状,选择皮碗清管器为清管器具。可采用容积法并利用供气量的大小确定其运行距离,根据《长输天然气管道清管作业规程(SY/T6383—1999)》估算总进气量,用清管器后平均压力来控制清管器运行速度,再根据速度值估算出运行时间,最后利用管输效率计算公式计算出清管后的管输效率为105%。     

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。     

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。     

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。     

积液量预测方法在海底天然气管道中的应用

天然气输送过程中,在一定的温度和压力条件下会有凝析液析出造成管内积液,积液量的准确预测是确定合理清管方案的前提。为此,建立了积液量预测模型,认为管路积液量大小是由液相析出量和气体携液能力综合作用的结果,液相析出量主要取决于管线内的温度和压力,而气体携液能力主要与气相流速、管道结构以及管内流型等参数有关。对“友谊号”外输管线积液量及其分布进行了预测,获得了持液率和积液量沿线分布曲线。该预测方法对于清管作业时管路末端液体收集容器的确定、清管器的选择等具有参考意义。     

基于数据分析的山区煤层气管道积液推断方法

管道内积液是影响煤层气管输效率的主要因素。处于山区的煤层气集输管道内积液受流体介质、管道高程、输送压力、流速等多方面因素影响,存在积液成因复杂、积液点多、分布规律性差等分析难点。本文根据采集气管道设计及工况特点展开研究,建立了基于多源异构数据的管道积液分析模型,对山西沁南煤层气田某管道进行了综合输气效率分析、沿程温降计算、管道地形分析、清管数据校验、积液量计算的数据挖掘,确定出积液滞留位置,并据此安装疏水阀,经措施前后效果对比,验证了该分析方法的有效性。     

多相混输管路清管技术研究

简要介绍了混输管路清管实验装置、数据采集系统和实验方法,得到了清管时的集液量、清管时间和压力流量等参数.讨论了混输管路清管时间的影响因素,分析了清管过程中起点和终点压力、流量的变化规律,并将实验结果与计算结果作了比较;这对混输管路的清管操作具有重要意义.     

注采自如 相国寺储气库调峰能力效益双提升

正截至2021年4月20日,西南油气田公司相国寺储气库今年顺利注气1.16×108 m3。相国寺储气库工作气量占中国石油6座储气库的13%,承担着近20%的调峰保供量。去冬今春,共计采气18.58×108 m3。其中,持续44 d在日采气量突破2 000×104 m3,单日最高采气量达2 510×104 m3。若按每户每天1.5 m3的用气量计算,这里每天采出的天然气可供1 673万多户家庭用气。夏储冬供,是储气库传统的作业方式。     

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。     

长输天然气管道低输量下清管方法的研究

长输天然气管道输量较低时,管线无法进行正常的清管作业。为此摸索出人为建立清管压差、并利用站场放空回路上安装放空总阀控制气量的清管方法,同时对于管线首段、末段清管,也采用降低运行压力的办法进行处理,保证了清管作业的顺利进行。在实际应用中,取得了显著效果。     

苏里格气田集气干线清管周期确定

在分析清管周期影响因素的基础上,选取管输最大允许压差、最大允许积液量和最小输气效率作为判断是否清管的依据,通过HYSYS软件模拟出的静态析出水量,结合目前输气量条件下的气体携液能力进行综合判断,最终制定了各集气干线的合理清管周期。     

输气管道内凝析液对流动参数的影响分析

在天然气的输送过程中，当天然气的水露点或烃露点高于管线埋设处的最低地温时就会有凝液析出。凝析液的存在不仅会增加通球扫线的次数，而且还会影响到管输效率。在有凝析液存在的气液混输管路中，凝液量、管径、流量、管线倾角等都会对压降产生影响。为此，利用HYSYS的流程模拟功能建立模型，分析了凝液量、含水率、管径、管线倾角、流量等因素对压降的影响；并以中原油田文柳线630管线为例进行了计算与分析，对比了凝析液存在与否对压降的影响，并计算得到了管线内的积液量。利用该方法可对管线的清管作业提供指导，并根据管线的运行情况给出合理的清管周期。     

子洲气田西干线积液量计算及药剂排液工艺技术

中国石油长庆油田子洲气田公司西干线积液导致管输效率低、能耗高、管网节点压力高,目前采取的频繁清管措施,不但影响正常供气,还存在着卡球、憋压等风险,给安全生产带来了极大的隐患。为此,根据实际管线路由以及气液两相流理论,建立了适用于该气田支干线的积液量计算数学模型,利用实际生产数据、清管参数进行模型的拟合和修正,得到西干线积液量与集气量、集气压差的实用关系式。同时根据该气田管线积液高含醇（体积分数为35%）、高含凝析油（体积分数为42%）的特点,研制开发了高抗醇、高抗油管道泡排剂UT-14,并进行了药剂排液试验。结果表明：试验前后管道进出口压差最多降低0.22 MPa,排液效率超过33%,证实西干线积液实用公式的正确性和药剂排液在复杂地表下集气管线的适用性,可作为目前清管工艺的替代工艺,以确保集气管线的连续、安全生产。该成果对提高起伏管线集输效率、降低集输能耗和清管风险具有重要意义。