深水油气田水下生产系统双管输送流动安全研究 ——以流花21-2油田为例

深水油气田水下生产系统采用双管输送,海管路由和立管构型的不同、管汇生产井布置、各井产量的差异、流体物性及流型等因素都可能导致两侧管道输量分配不均,给管道安全流动带来风险.以流花21-2油田水下生产系统双管输送为例,采用OLGA软件建立了从水下井口到FPSO分离器的双管输送模型,分析了双管输送偏流和段塞流形成的原因,并对...     

基于PID控制的深水双管系统运行效果分析北大核心CSCD

在深水多相流双管输送中,水下环境条件复杂、输送产量波动等因素造成管道流动不稳定,出现段塞甚至偏流工况,增大了管道的运行风险,难以保障双管系统的高可靠性。本文以南海流花油田群A油田开发工程项目为目标,通过OLGA 2017.2.0多相流瞬态模拟软件建立了深水双管系统输送模型,对管道实际运行工况进行了数值模拟;针对模拟结果发现的双管运行中出现的段塞和偏流问题,提出了采用PID(比例-积分-微分)阀门控制的方式实现对管道运行压力监控和远程操作控制,并验证了PID对双管系统运行的控制效果。本文研究成果可为深水双管系统段塞及偏流工况的控制提供一定的现场技术指导。     

基于PID控制的深水双管系统运行效果分析

在深水多相流双管输送中,水下环境条件复杂、输送产量波动等因素造成管道流动不稳定,出现段塞甚至偏流工况,增大了管道的运行风险,难以保障双管系统的高可靠性。本文以南海流花油田群A油田开发工程项目为目标,通过OLGA 2017.2.0多相流瞬态模拟软件建立了深水双管系统输送模型,对管道实际运行工况进行了数值模拟;针对模拟结果发现的双管运行中出现的段塞和偏流问题,提出了采用PID(比例-积分-微分)阀门控制的方式实现对管道运行压力监控和远程操作控制,并验证了PID对双管系统运行的控制效果。本文研究成果可为深水双管系统段塞及偏流工况的控制提供一定的现场技术指导。     

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。     

海底油气混输管道中清管段塞的控制方法

随着海洋油气田开发的快速发展,海上油田油气集输系统越来越复杂,海底油气混输管道越来越多,输送距离也越来越长.海底油气混输管道操作条件的改变(如管道的停输、再启动、清管操作、输量变化等)、地势的起伏等可能形成管内严重段塞,影响下游设备运行甚至造成危害.针对某海上油田开发中油气混输管道运行遇到的段塞流问题,分析对比了3种清管工况清管段塞流量,以及下游平台接收清管段塞流的流程,计算了段塞流捕集器台数及尺寸,并提出了控制段塞的方法.旨在为进一步开展海底油气混输管道严重段塞流的研究提供借鉴,为工程实践提供参考.     

柱状气液分离器分离效果的数值模拟分析

为了降低海管输送压力,减轻FPSO终端生产水处理负担,在采油平台新增一套油气水处理流程,流程中的气液分离器采用GLCC+立式分离器的设计。为探究处理量及液位控制等因素对其分离效果的影响,建立了新增系统中气液分离器的三维模型。借助ANSYS FLUENT的Mixture多相流模型对分离器内流场进行数值模拟,分析了在不同处理量工况下和液位控制对分离效率的影响。研究结果表明:将分离器液位控制在80～100 cm,可以保证在平台采取各种增产措施的处理量工况下,液相出口的含气体积分数在2%以下,避免对下游油水分离设备产生影响,同时,气相出口携液体积分数控制在5%左右,含油体积分数在0. 5%以下;分离器气相出口气体的洁净度未达到气浮选装置气源气的要求。研究结果可为海上采油平台油气水处理设备的选型、设计及工作参数的优化提供参考。     

海底管道段塞流对zj25-1南油田群的影响与控制措施

在海洋油气开采系统中,混输海管内多相流动常处于段塞流工况,这将对海洋平台产生极大的危害。zj25-1南CEP平台共有9条海底管线,段塞流对zj25-1南CEP处理系统造成的危害主要体现在多相分离系统和天然气系统方面。根据zj25-1南油田群的实际情况,从上游和下游两个方面采取措施应对海管中出现的段塞流:上游控制混输海管合理的气液比和起输温度,提升海管输送效率,从而削弱和消除段塞流的形成;下游合理调整一级分离器入口和jx高压分离器入口处PV阀的参数设置,采用节流法可以有效减弱及消除段塞流对流程的冲击。     

气控自动排液系统在天然气集气站的应用

自动排液系统是油气田天然气处理、加工装置的重要辅助设备，其安全性、可靠性和工艺性直接影响到天然气的稳定生产和输送过程。针对目前常见的机械式、电控式和电气联控式自动排液系统的一些缺点，设计了一种气控的自动排液系统。该装置主要由压力气源、磁浮子液位计、磁-气控制装置和气动调节阀等组成。磁浮子液位计安装于分离器积液包上，根据液位计中的磁浮子指示的液位高度，磁-气控制装置把磁信号转换为气控信号，控制气动调节阀在高液位慢速开启，在低液位快速关闭，从而按工艺要求实现压力容器的自动排液。实际应用证明，该系统能够更好地满足天然气生产的自动排液工艺要求，具有控制精度高、安全性好、性能稳定可靠、易于安装维护等特点。     

管线/立管中严重段塞流的研究与控制

在近海油田的管线／立管系统中常出现段塞流：正常段塞流和严重段塞流。严重段塞流在气液相流速较低时产生，这是生产过程中最不希望看到的现象，它给正常的生产带来了很大的困难。本文主要介绍国外对管线／立管系统中产生的严重段塞流的研究及控制情况，会对我国海底管道的建设和海洋油田的生产有所帮助。     

管道气液螺旋分离器

讨论了在管道上安装螺旋气液分离器的两个新用途 :①提高分离器的能力 (或对于给定流量情况下减小所需容器体积 ) ;②降低混输管线的压降。管道螺旋气液分离器是一种可分离部分气液的设备 ,没有活动部件 ,无电源或液位控制要求。直径一般为几个英寸 ,大致与管径相同 ,可作为一个带法兰的短管安装在管线上。在油田现场验证第一种用途时 ,此分离器安装在普通分离器的进口管线上 ,来液在进分离器前 ,用此分离器分离出部分气 ,分离器的液体处理能力几乎增加了一倍。在验证第二种用途中 ,管道螺旋气液分离器用来分离气液混输管线上的气 ,这部分气可作为井场举升气。安装此分离器后 ,集油管线中的大部分气被分离 ,降低了回压 ,为产出液提供了更大的空间。本文介绍了管道螺旋气液分离器安装前后的运行情况、设备结构、管线设计和运行条件 ,还讨论了设备设计、运行和设计程序的预测对比情况     

水下增压泵在陆丰22-1油田的应用研究

为了高效开发边际油气田和深水油气田，水下增压已成为全球海上油气田开发的重要技术手段之一。陆丰22-1油田属于二次开发，具有含水率高、井口压力低等特点，为充分利用油田的剩余开采储量和提高油田的商业价值，采用全水下生产系统开发模式，利用水下增压泵将井口流体增压后输送至平台进行处理。应用多相流动态模拟OLGA软件建立了陆丰22-1油田从水下井口至平台的流体输送模型。首先针对单海管工况和双海管运行工况进行了模拟分析，结果表明陆丰22-1油田双海管运行时水下增压泵均在最佳运行区域内，且流体温度高于原油凝点；而单海管运行输量<300 m³/ h时，水下增压泵工作点处于最佳运行区域外；然后通过调节水下增压泵转速对双海管在线清管进行了动态模拟，结果表明在平台用200 m³/ h的生产水推动清管球对第一条海管清管时，需将水下井口的流量限产至420 m³/ h,待清管球通过第一条海管后在平台停止注入生产水，同时水下井口恢复至正常产量，双海管在线清管总时间约11.4 h。研究结果对深水油气田应用水下增压泵解决流动安全问题具有指导意义。     

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。     

流花4-1油田水下复合电液控制系统设计与应用

流花4-1油田水下生产项目是我国自主开发深水领域的第一个项目,该油田是依托老油田生产的边际油田,老油田所采用的直接电液控制系统已无法满足生产要求,因此设计了水下复合电液控制系统并进行了成功应用。该系统在增加了水下电力通讯单元和水下控制模块基础上,利用脐带缆技术实现了批量数据传输,使整个系统的水下传感器和执行器实现了规模化和自动化,增加了系统的安全性、可操作性和良好的数据反馈性,为流花4-1油田的稳产打下了坚实基础。     

浅谈分离器液面和压力的控制

分离器要能保持良好的分离效果,需对其液位和压力进行控制。传统分离器液位和压力的控制采用定压控制技术。在分离器的变压力液面控制中,利用浮子液面控制器带动油和气调节间,使其联合动作,控制原油和天然气的液量,完成对分离器中液位的调节,而不对分离器的压力进行控制。变压力的液面控制方法可以最大程度地减小油气出口阀的节流,减小分离器的压力,提高分离效果。     

悬链型管道严重段塞流数值模拟研究

严重段塞流不仅会造成下游分流器溢流或者断流现象,降低油气井产量,而且会缩短管道、管道接头和作业平台的寿命。采用ANSYS-Fluent软件建立了严重段塞流数值计算模型,并通过该软件对全场的关键参数进行实时监控,采用软件中的VOF方法计算了气液相间界面相互作用。建立模型时出口采用压力出口,壁面采用标准壁面函数,气液两相界面构造选用几何重构方法。分析结果表明,严重段塞流立管底部压力波动较强烈,在很短的时间内从50 kPa降到了35kPa,严重段塞流的周期约为364 s;严重段塞流管道出口平均流速在0.533~0.225 m/s之间变化,出口质量流量在10.890~0.006 kg/s之间变化。     

利用节流方法减少管道的段塞流

当管道出口流型为气液交互的段塞流时，就需要一些特殊的操作程序。段塞流的处理需要气液混合物通过一个大直径的管道（如段塞捕集器）来达到各相的离析和分层。通过正确操作气液分离器来减少压力的波动，才能确保在气段有少量的液和离开分离器的液段中有少量的气。建造和安装段塞捕集器的费用相当巨大，可以利用节流消除管道立段的段寒流。     

流花4-1油田水下电潜泵远程控制系统研究及方案设计

流花4-1油田是我国第1个基于深水开发模式采用水下生产设施开发的油田,其电潜泵驱动电机与变频器之间的距离长达15.5 km,给电潜泵远程控制提出了挑战。针对电潜泵远程控制带来的风险,开展了流花4-1油田水下电潜泵远程控制系统研究和方案设计,最终选用PF7000型中压变频器控制系统成功解决了水下电潜泵长距离控制所面临的电机侧电压值偏离、电压变化率大、电机绝缘影响和输出电流谐振影响大等技术难题,实现了8口井水下双电潜泵一次性投运成功。远距离中压变频控制系统在流花4-1油田生产控制中的成功应用在国内尚属首次,可为我国海上其他油田水下电潜泵远程控制提供借鉴。     

气液两相生产分离器改造

伊拉克某油田现有的C列第3级生产分离器由于原设计缺陷,造成原油处理C列处理能力严重不足,出现气液夹带、液位超高等问题。对分离器进行技术评估后认为,由于该分离器本来直径就小,再加上气出口位置偏低,分离缓冲空间小,造成气液分离不充分,液相波动时液体冲入气管线,形成气液夹带。另外,由于设备内部没有任何辅助分离结构,气体中的液滴无法聚集沉降,气体含液率高。技术改造方案为:将气管线出口由侧面改到罐顶,利用直径500mm人孔作为气体出口;设置集气包,在内部安装叶片式捕雾芯;将现有气管线出口用盲板封堵,作为通风孔。根据改造方案进行工艺计算,以液相分离计算的结果以及控制时间的要求来确定液位设置,结合分离器的内部结构及气液分离情况来确定桑德-布朗系数,计算最大气体流速和气体停留时间。改造完成后,分离器能够满足气液分离的要求,C列产量增加,液位控制稳定,达到了生产去瓶颈的目的。     

我国水下油气生产系统装备工程技术进展与展望北大核心CSCD

从水下生产系统方案设计和关键设备国产化制造、安装及集成测试等角度,详细阐述了我国水下油气生产系统设计技术和关键设备工程化现状。在设计技术方面,目前已基本具备1500m水深的水下生产系统独立设计能力,相关水下设计技术在流花16-2油田群和陵水17-2气田等深水油气田得到了充分体现;在水下装备及设备工程化研制方面,以水下采油树、水下控制模块、水下连接器、水下多相流量计和水下脐带缆等为主的关键设备已经具备一定的基础,而且部分产品实现了国产化的示范应用,取得了重大进展。最后对未来我国水下油气生产系统关键设备技术的发展趋势进行了展望。     

我国水下油气生产系统装备工程技术进展与展望

从水下生产系统方案设计和关键设备国产化制造、安装及集成测试等角度,详细阐述了我国水下油气生产系统设计技术和关键设备工程化现状。在设计技术方面,目前已基本具备1 500 m水深的水下生产系统独立设计能力,相关水下设计技术在流花16-2油田群和陵水17-2气田等深水油气田得到了充分体现;在水下装备及设备工程化研制方面,以水下采油树、水下控制模块、水下连接器、水下多相流量计和水下脐带缆等为主的关键设备已经具备一定的基础,而且部分产品实现了国产化的示范应用,取得了重大进展。最后对未来我国水下油气生产系统关键设备技术的发展趋势进行了展望。