流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律实验研究北大核心CSCD

针对流花16-2油田海底管道原油蜡沉积严重的问题,利用环道蜡沉积实验,研究了不同原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长时间老化作用影响下的蜡沉积规律和蜡沉积物性质。实验结果表明,在溶解度、剪切剥离、老化等不同的机理和作用下,原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长沉积时间老化作用等因素不同程度地影响了蜡沉积物质量、沉积速率、含蜡量和实际沉积蜡质量。尽管流花16-2原油为低凝、低黏、低含蜡原油,但其所在海域较低的水温仍可使管道发生严重的蜡沉积,因此建议在制定清蜡方案时考虑更短的清管周期,确保油田海底管道的安全运行。     

流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律实验研究

针对流花16-2油田海底管道原油蜡沉积严重的问题,利用环道蜡沉积实验,研究了不同原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长时间老化作用影响下的蜡沉积规律和蜡沉积物性质。实验结果表明,在溶解度、剪切剥离、老化等不同的机理和作用下,原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长沉积时间老化作用等因素不同程度地影响了蜡沉积物质量、沉积速率、含蜡量和实际沉积蜡质量。尽管流花16-2原油为低凝、低黏、低含蜡原油,但其所在海域较低的水温仍可使管道发生严重的蜡沉积,因此建议在制定清蜡方案时考虑更短的清管周期,确保油田海底管道的安全运行。     

原油管道新型清蜡清管器研究

针对现有原油管道清蜡清管器存在的卡堵及清管效率低等问题,设计了新型清蜡清管器。该清管器主要由调速单元和清蜡单元组成。调速单元采用旁通阀调速,使清管器获得相对较低的运行速度来增强清蜡效果,清蜡单元通过清蜡执行机构驱动清蜡刀头旋转清蜡,配合油流冲刷粉化被刮除的蜡沉积碎屑,防止其二次沉积进而预防卡堵。通过ABAQUS/Explicit模块对清蜡执行机构切削过程进行了仿真,仿真结果表明:当清蜡清管器运行速度为1. 0 m/s时,其清蜡执行机构不仅具有较大的切削力,且切削力波动较小。结合清蜡清管器的运行工况,设计了转速和电流双闭环调速系统,通过Simulink仿真,验证了该电机调速系统不仅具有较好的动态特性,而且具有一定的抗干扰能力。研究结果对于后期样机调试具有一定的参考价值。     

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。     

海底原油管道蜡沉积预测研究

国内某海底原油管道长期未进行清管作业,在没有预测管线结蜡厚度的情况下进行清管,可能会导致卡球、蜡堵事故。为了预测管道蜡层分布情况,降低清管作业的卡球、蜡堵风险,采用普适性蜡沉积模型,对各油品在不同季节、不同地段的蜡沉积速率进行了预测,并与现场清管数据进行对比验证。统计分析该管道的运行环境、操作条件和油品物性,计算油品沿程温降;结合各油品的析蜡特性,确定可能产生蜡沉积的油品种类。结果表明:此条管线海底部分管道的蜡沉积速率远高于地面部分管道,约为地面部分管道蜡沉积速率的10倍;在海底管道的出海处,蜡沉积情况最为严重;蜡沉积总量预测结果与现场数据吻合良好,二者相差17.9%,证明了预测结果的准确性,为清管作业提供了依据。     

在线清管技术与清管工艺

输油管线结蜡结垢现象严重，不但影响生产，而且成本损耗较大，给正常管道输油造成困难。清管器在清除管线积蜡积垢过程中扮演着重要角色。使用清管器比使用化学药品清、防蜡垢廉价许多，但是缺少对正确使用清管器、旁通孔选择和清管频率等的指导技术。错误的选择可能是危险的，因为大量的蜡垢沉积可能会堵整管线，导致长时间的停产和昂贵的管线维修费用。海底管缎的清管作业更是如此。因此、选择正确的肖管工艺与清管技术非常重要，本文旨在这方面概括性地为管线投运．在线清管提供方法与策略，指导和参考。[编者按]     

低输量含蜡原油管道蜡沉积与清管周期研究

针对油田含蜡原油管道输量逐年降低的情况,建立了原油管道蜡沉积模型,研究了输量逐年降低对管道蜡沉积情况及清管周期的影响。研究结果表明,低输量运行的管道随着输量逐年降低,首站出站油温升高,管壁剪切应力减小,管道沿线的蜡沉积厚度逐渐增加,并且冬季比夏季蜡沉积情况更严重。通过比较经济性和安全性清管周期来优化管道清管周期,研究发现,价格因素中电力价格对经济性清管周期影响最大,并且随着输量降低,安全性清管周期减小。经过优化得到的最优清管周期保证了管道运行的安全性和经济性。     

国内外油气管道清管技术现状

清管是新建管道投产和管道运行中的重要工作。国内管道清管存在清管效果不理想,未制订专门、统一的标准规范等问题。分别从清管器类型、清管器选型原则、清管质量控制、清管周期、清管器速度控制和预测、清管器跟踪定位、清管器卡阻以及清管作业安全区域等方面,阐述了国内外管道清管技术新进展,特别指出应用凝胶-机械式清管器,研发适用于长距离站间距的高可靠性清管器,基于旁通阀调速机理的清管器实施控制技术等。还介绍了俄罗斯管道清管标准的先进性,包括新建管道清管质量控制措施,在役原油管道基于输送能力下降到一定程度时的紧急清管方法,聘用专业化清管器跟踪定位服务商,以及划定清管作业安全区域等。借鉴国外清管技术的先进性,对于提高我国管道清管技术水平以及制订清管标准规范具有重要意义。     

流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律模拟分析北大核心CSCD

流花16-2油田海底管道原油在深水不保温输送过程中,管壁结蜡对管道全线总传热系数的变化影响很大。本文通过室内环道蜡沉积实验建立流花16-2油田管道蜡沉积预测模型,模拟研究了不同沉积时间条件下管道沿线结蜡速率及结蜡厚度的变化,并引入单位时间管道全线总结蜡量概念对管道全线结蜡速率进行了描述。结果表明,在管壁结蜡层的保温作用下,管道沿线最大蜡层厚度位置处的总传热系数迅速降低导致后管段油流温度升高,管道沿线蜡沉积速率峰值向管段末端移动;随着沉积时间的增长,管道全线结蜡区域逐渐扩大,导致单位时间管道全线总结蜡量增大;根据管道沿线最大蜡层厚度2 mm或管道全线总结蜡量10 m^3的沉积时间,推荐流花16-2海底管道清管周期为3~5 d,以保障海底管道的安全运行。     

压力波法跟踪泡沫清管器

泡沫清管器通过结蜡原油管道内的蜡层突起时产生压力波,传递至上、下游采压点形成时间差,据此对泡沫清管器在管道内的实际位置进行跟踪.结合非洲乍得原油管道的实际清管过程,将计算模型与实际结果比较,满足要求.采用压力波法跟踪泡沫清管器解决不带跟踪器的泡沫清管器进行跟踪的问题,有助于管线安全清管作业及制定合理的清管输油方案,适用于结蜡较多的具有压力采集系统的原油管道,随着压力采集点的增多,跟踪准确度越高.     

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。     

塔河9区高含蜡集输管道清蜡周期预测及清蜡方案优选

塔河油田9区生产层系为奥陶系,属于凝析气藏,原油为凝析油,具有低密度、低黏度、低含硫量、低沥青质含量、高含蜡量、高凝固点的特点。9区目前有4条管道存在结蜡现象,由于管道介质为油气水三相复杂流动,现有室内实验难以确定清蜡周期,且无类似经验可借鉴。通过利用OLGA软件模拟管道蜡沉积、Pipesim软件模拟不同结蜡厚度下管道压降,预测得到清蜡周期,基于技术可行性分析与经济性对比,推荐管段TK916、TK915-8采用热油清蜡;管段S101、TK915-6采用提高加热炉出口温度的清蜡方式,为塔河9区降低蜡堵风险提供了经济、可行的解决方法,并可为高含蜡、高凝点、复杂多相流动下的集输管道清蜡提供借鉴。     

俄罗斯管道清管技术标准分析

清管是新建管道投产和管道运行中的重要工作。国内管道清管的主要问题是清管效果不理想,管道清管未制定专门、统一的标准规范。分别从清管器选型依据、清管质量合格条件、清管周期、原油管道有效直径计算、清管器跟踪定位以及清管作业安全区域等方面。通过分析俄罗斯管道清管技术标准的先进经验和推荐做法,如凝胶(溶剂)—机械隔离式清管器、清管器选型工作程序、基于管道输送能力下降进行紧急清管和管道支线、弯管处设置清管器监听点等,通过借鉴俄罗斯标准,为提高我国管道清管技术水平,提出了建议。     

渐进式清管策略在海上油气田海底管道完整性管理中的应用

为避免内、外部状态不明确的海底管道在清管作业中出现清管器卡堵等异常情况,提出采取渐进式的清管方法。清管作业时先使用通过性强、清管能力弱的清管器,再使用通过性弱、清管能力强的清管器,逐步有控制地清除管道内部积垢和杂质,直至满足管道完整性检测的要求。通过海上油气田投产多年的两条海底管道的清管作业现场试验表明:采用渐进式清管方法既避免了管线内部积垢和杂质沉积较多而发生的卡球现象,又能较彻底地清除管道内部的杂质;同时,结合渐进式通球实施过程中的技术细节,总结出渐进式清管实施过程中清管器更换时机、次序调整、杂质截留、清管时间计算等注意事项,为后续其他海底管道或陆地油气管道清管作业提供了一定的借鉴和参考。     

基于LedaFlow的深水海管清管模拟分析

清管操作可以清除海底管道中沉积的蜡、沥青质、水合物等杂质,降低管线内压降,提高管道流通能力。使用新型多相流瞬态模拟软件LedaFlow模拟了南海某深水油田清管操作过程,计算得出水下管汇处的压力、压降及清管速度,评估了不同井口产量、生产水流量等参数对清管过程中水下管汇压力的影响,给出了建议的清管策略。该模拟分析为工程实际提供了参考,对保证海底管道的安全运行有重要意义。     

海上高含蜡油田井筒清蜡周期预测图版建立及应用

渤海部分高含蜡油井投产后面临比较严重的井筒结蜡问题,现场作业人员一般根据生产经验确定清蜡周期,导致准确度低、清蜡作业成功率有限。根据海上油井生产管柱特征,以Ramey温度场计算数学模型为基础,结合井筒结蜡速率模型计算得到了井筒结蜡剖面,推导建立了电潜泵井清蜡周期预测方法,并进一步绘制了某油田A区块清蜡周期和清蜡深度预测图版。结果表明,清蜡周期随产液量的下降呈幂函数形式变短,随含水率增加呈指数函数形式增加。根据清蜡周期预测图版,预测3口井的清蜡周期分别为11 d、15 d、46 d,实际清蜡周期分别为8 d、12 d、39 d,预测结果与实际基本吻合。该方法同样适用于陆地油田自喷井确定清蜡周期和清蜡深度,对高含蜡电潜泵井、自喷井及时制定清防蜡措施具有借鉴意义。     

管输含蜡原油添加降凝剂应用进展

含蜡原油在管道输送过程中会面临原油流动性降低、管壁结蜡等问题,使得管输工艺的动力费用增加、清管周期缩短,严重时会造成管道堵塞风险.向含蜡原油中添加一定剂量的降凝剂,可适当改善原油流动性,减小管道沿程摩阻损失,有助于降低管道运行风险、减小投资.针对管输原油工程添加降凝剂的应用及研究现状,简述了含蜡原油降凝剂的主要类型及作...     

含蜡原油管道安全经济清管周期模型的建立与计算分析

在满足安全运行的基础上,以动力费用、热力费用及清管费用的总和为目标函数,建立了含蜡原油管道安全经济清管周期模型。基于中宁—银川输油管道清管后的运行数据,分析了不同进站温度、输量和余蜡厚度对管道安全经济清管周期的影响,结果表明:进站温度的升高会使管道运行日平均费用增加和清管周期延长,输量的增加会使管道运行日平均费用降低和清管周期缩短;进站温度为16、18℃时预留的余蜡厚度为0.4~0.6 mm,进站温度为14℃时可以不预留余蜡厚度;不同进站温度及输量下余蜡厚度对清管周期的影响规律基本一致,即清管周期均是随着余蜡厚度的增加而逐渐缩短,且进站温度改变时余蜡厚度对清管周期影响的变化较显著。     

长距离海底管道清管技术研究

结合清管器在海底管道中运行时受力情况,分析影响清管器运动的因素主要有清管器前端的杂质累积量、管内壁对清管器的摩擦力、清管器前后压差、清管器类型与重量.将影响因素分为清管动力与清管阻力两部分,结合东方13-2气田群项目直径610 mm、 长195 km管道的清管作业实践,进一步具体阐述了在实际作业中保障清管顺利进行的各项...     

天然气长输管道清管作业时间测算

长输天然气管道经常进行清管通球作业。清管作业期间,清管器瞬时速度的不断变化会导致预测清管运行时间困难。本文通过现场实践与理论分析,解决清管器运行速度问题,可以准确预测出清管器运行速度。