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凝析气相是多元组分的气体混合物，以饱和烃组分为主，在输送过程中由于沿线温度、压力的变化引起的凝析和反凝析现象显著，这使凝析气的管道输送不同于气体或液体的单相输送，其管输方式可分为气液混输、气液分输。气液两相混输投资少、工期短，但要解决困凝析液的积聚而降低输送能力及液塞处置等技术问题；气液分输是先将凝析气分离，然后将天然气和凝析液分别输送，管内流体均为单相流动，气液分输又可分为双管输送和顺序输送。凝析气的气液混相输送是多相流输送的一种特例。针对东海平湖油气田海底输气管道采用多相流技术输送凝析气的实例，分析了凝析气混相输送管道压降、输量和持液率的关系，并指出了预测管路温度下降值是管路安全运行的必要条件。通过对平湖凝析气管道的运行分析，强调工艺配套是多相流技术成功应用的重要条件。     

天然气长输管道设计中的节能分析

长输管道在输送天然气过程中需消耗大量能源,输气管道节能问题一直是我国管道行业发展中需要重点解决的问题。通过分析长输管道系统和选用设备的能耗情况,为项目后续的节能评估提供明确的依据。从分析管道输送能耗入手,提出了天然气长输管道节能降耗的着力点应放在降低管道直接损耗。设计过程中根据能耗分析来确定工艺方案和设备选型等,指出采用内涂层技术和高压输送;适宜的输送温度;在外部条件适宜情况下合理选用压气站压缩机组的驱动方案;在未达到设计输量下减少运行压气站数量等,以优化输送工艺和设备选型来降低管道的直接能耗。     

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油田为例北大核心CSCD

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,并对提高管道运行背压、压力与液位高选控制以及管道出口温差控制等3项措施对偏流和段塞流的控制效果进行了对比分析。结果表明:对气油比较低的油气田,提高管道运行背压可消除段塞流,但偏流仍严重;采用压力和液位高选控制,可有效减弱偏流和消除段塞流,气、液偏流率分别降至6.3%、9.6%,且管道输送系统和分离器运行稳定;而采用出口温差控制,对偏流和段塞流控制效果不佳。因此,流花21-2油田最终采用了压力和液位高选控制措施对该油田双管输送进行控制。本文研究为类似油气田双管输送工程设计和生产操作提供了借鉴。     

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,并对提高管道运行背压、压力与液位高选控制以及管道出口温差控制等3项措施对偏流和段塞流的控制效果进行了对比分析。结果表明:对气油比较低的油气田,提高管道运行背压可消除段塞流,但偏流仍严重;采用压力和液位高选控制,可有效减弱偏流和消除段塞流,气、液偏流率分别降至6.3%、9.6%,且管道输送系统和分离器运行稳定;而采用出口温差控制,对偏流和段塞流控制效果不佳。因此,流花21-2油田最终采用了压力和液位高选控制措施对该油田双管输送进行控制。本文研究为类似油气田双管输送工程设计和生产操作提供了借鉴。     

高凝原油混输输送海管工艺研究

本文对高凝原油混输管道输送的特点、理论基础及影响参数等因素进行了分析,结合渤海某油气田工程设计实例,模拟计算了高凝原油混输输送的主要参数发生变化时对其它参数的影响程度及管道输送工艺的主要工况。     

实施管道不停产大修

在油气田生产建设过程中,管道输送油、气、水是目前油气田采用的主要输送方式而且大部分管道直接埋入地下管道埋地以后,由于土壤的物理和化学特性的不同.地理环境和气候条件的不同,管道虽然进行沥青防腐,但仍被严重腐蚀管道腐蚀产生的后果是十分严重的,一是由于更换管道造成的直接经济损失、二是因停工停产、跑漏油、气、水、污染环境等造成的间接经济损失,甚至还可能发生爆炸,引起火灾等恶性事故为保证油气田的正常生产、在不停工不停产、保证正常输送油、气、水的情况下,采用更换管道外壁防腐层的办法,对管道进行防腐     

青海跃进油田集输管道结垢的综合治理

以青海跃进油田集输管道为例,对其结垢机理、结垢成因和影响结垢的因素进行分析,从化学法除垢、高压水枪喷射除垢、机械除垢、超声波除垢等方面进行治理研究,提出相应结垢治理技术措施。集输管道清扫时,尽量缩短酸液与管道接触的时间,清洗后尽快将残余酸液排尽,防止清晰余留酸液引起结垢。建立管道结垢监测系统,及时发现结垢部位和结垢数量、性质特征等情况,及时采取治理措施,避免结垢物增多。开发针对性强、效率高的结垢物化学处理剂,采用管内移动式除垢器及电动控制除垢设备,对集输管道内存在的结垢物进行自动清理。     

局势动荡地区高凝原油输送工艺技术研究

为了保障高凝原油管道的安全输送,一般采用保温加热输送、集肤效应输送、油品改性输送三种输送方式。对于地处动乱地区管道,传统单一的输送方式并不能满足高凝原油管道安全输送的要求,结合保温加热输送和集肤效应输送的优点,提出保温加热输送和集肤效应输送相结合的混合输送工艺。以阿尔伯特湖原油外输管道为例,长输管道动力驱动方式包括外电驱动、天然气发电驱动和原油(或柴油)发动机驱动,热源有天然气、原油或柴油加热炉。该管道所经地区对环保要求比较高,如果采用管内所输原油作为动力源和热源,存在着无法获取当地政府批准的风险,因此选择柴油驱动是相对可行的方案。     

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。     

区域开发中的海底管道管输工艺

随着区域开发方式在我国海上油气田开发过程中所起作用的日益加深,在区域规划开发中,管输方案确定时需要考虑的影响因素也越来越多。论述了海上油田开发方式的3种演变：独立开发、依托开发、区域开发,以及不同开发方式的不同作用,从设计基础确认、管输方案制定、管径选择和海底管道流动安全保障等方面,分析了区域开发方式中管输工艺设计应关注的问题,指出油气田区域开发中合理规划管网系统,设置完善的流动安全保障设施,使区域内管道输送方案合理、安全、节能、经济,对区域开发中的海底管道管输工艺设计至关重要。