NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

以NP1-3D至NP1-1D人工岛间海底混输管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为,当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

基于PIPEFLO软件的冀东南堡油田混输海底管道稳态压降影响因素分析

以冀东南堡油田1-3号人工岛至1-1号人工岛混输海底管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为:当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

气液混输管路段塞流的设计对策

近年来我国陆上天然气气田开发为简化地面工程工艺流程,逐步向气液混输工艺发展.气液混输管道在清管时产生的段塞流将会对下游的天然气处理装置带来不利影响,因此必须采取针对性的工艺设计以减小此类影响.以长北气田等集输工程设计为例,介绍减少段塞流影响的几种设计对策.     

地面采气管道涡流辅助排液技术在长庆气田的应用

针对长庆气田南区地面采气管道运行过程中出现积液、冻堵的问题,开展地面采气管道涡流辅助排液技术研究。利用数字模拟和正交试验方法对地面管道涡流工具参数、结构进行优化,确定了内径为60 mm管道的涡流工具最佳参数组合,当切入角0°、纽带高度15 mm、纽带宽度14 mm时,旋流效果最好。在G39-X井的试验表明:该涡流工具可以有效地提高采气管道携液能力,降低管道输压,改善采气管道运行状况,为气田地面采气管道排水采气提供了新方法。     

长北气田集输干线清管研究

长北气田地面建设工程中气田集输采用丛式井及气液混输工艺,集输管道内持液量较大且中央处理厂(CPF)内无段塞流捕集器,集输干线清管操作风险较大。为保证集输系统的安全,有必要对集输干线的清管进行研究。实际清管前采用两相流模拟软件OLGA进行清管段塞液量的模拟,制定详细清管操作方案。将2009年6月长北气田集输北干线的实际清管操作数据与软件模拟结果进行对比,对清管方法提出合理化建议。针对长北气田集输系统的实际情况,采用非常规清管方法对集输管线进行清管有利于降低操作风险。     

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。     

元坝气田地面集输系统缓蚀剂应用及效果评价

元坝气田属于高含硫气田,地面集输系统采用改良的全湿气加热保温混输工艺,管道采用耐硫腐蚀碳钢与缓蚀剂配套的保护方案。在管道投用前期为加强防腐蚀,缓蚀剂加注量往往偏高,随着系统中水气比的升高,加注过量的药剂直接导致生产成本与后期残液处理成本增加。该文阐述了元坝气田地面集输系统现场缓蚀剂使用情况,通过对比分析现场缓蚀剂使用效果及实验室数据,得到目前元坝气田地面集输系统用缓蚀剂缓蚀效果良好的结论,同时进一步提出了可优化调整缓蚀剂的方案,在保障气田安全生产的同时达到降本增效的目的。     

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。     

气田集输工艺的选择

近几年我国加快天然气工业的发展，开发了几个大型气田，在与外国石油公司的合作开发中，引进了一些先进的技术及设计理念，集气管道从传统的气液分输工艺发展到气液混输工艺。介绍了气田集输采用的新工艺，分析、总结了各种集输工艺的适用场所。     

复杂山地气田湿气集输工艺探讨

国内复杂山地高含硫天然气的开发规模不断扩大,地面集输系统处于高压、高含硫、高腐蚀工况条件下,加大了运行风险.为提高气田地面集输系统的适应性,确保气田安全平稳运行,针对不同气田气井产出物的种类、湿气定义及复杂山地特型管网形成的流体流态、可能产生的危害进行分析论证认为;含游离水天然气持液率对湿气集输工艺流体不利流态的形成具有较大影响;复杂山地集输管道敷设方式所形成的特型管段结构会形成液相沉积,对管道安全运行影响较大;湿气持液率小于5％的湿气集输,液相水对集输工艺安全运行的影响可以忽略不计;湿气持液率大于5％的湿气集输工艺宜采用气液分相分输工艺.     

普光气田高压高含硫酸气管道的焊接及热处理工艺

普光气田是高压高含硫气田,地面集输管网采用全湿气加热保温混输工艺,管道材料采用抗硫碳钢等,焊接工艺复杂。文章阐述了耐高含硫酸气管道的选择、焊接、热处理工艺;耐酸气管道焊接的技术难点;耐酸气管道关键焊接技术（金属粉芯半自动下向焊接技术和厚壁集输管道温度控制技术等）。工程实践表明：集输管道焊接一次合格率为95．3％,返修合格率100％。     

海底多相流混输管道压降计算主要影响因素分析

以我国海洋油气开发工程为例,以黑油物理模型为基础,利用PIPERFLO软件,分析了不同压降计算模型、起输温度、气体流量及总传热系数(K)对海底多相流混输管道压降计算的影响。用不同压降计算模型得到的混输管道的压降结果相差很大,在设计混输管道时,应根据实际情况选择合适的模型。设计高粘原油混输管道时,应根据油品物性将起输温度控制在适当的范围;设计低粘原油混输管道时,在满足管道终端温度要求条件下,应尽量降低起输温度。海底油气混输管道存在一个最小压降气液比,按此气液比确定高粘原油混输管道的气体输量,可降低管输原油粘度,从而减小管道压降。对海底多相流混输管道应进行一定的敏感性变量分析和结果预测,以保证管道具有一定的抗波动能力。     

气井涡流工具作用效果分析与临界携液流量实验研究

针对目前涡流工具排水采气工艺设计理论缺乏、现场应用主要凭经验等问题,基于相似理论,建立了气井生产模拟实验装置,实验研究了涡流工具的作用机理,评价了其应用效果,分析了气井井筒中加装涡流工具后对井筒内流体的流型、气体携液量、井筒内压降以及临界携液流量的影响。实验表明,气井井筒加装涡流工具后能够有效提高气井的携液能力,相同气量下平均提高携液量23%,平均降低井筒内流体压降18%,降低临界携液流量20%;通过涡流工具携液机理分析,并与实验结果进行对比验证,提出能够有效应用于涡流工具生产过程的临界携液流量计算公式,为涡流工具有效解决气井积液提供技术支持。     

多相混输技术在英买7凝析气田群应用探讨

多相混输技术是为降低油气田开发投资，于20世纪中期提出，目前已在国外广泛应用。塔里木油田的英买7凝析气田群包括英买7等8个中小型凝析气田，各凝析气田压力能充足，气油比高，气田地貌为戈壁或沙漠，环境恶劣，依托条件差，若应用混相集输工艺，可减少凝析油气集输的管线投资，降低气田群的运行管理费用。文章旨在对多相混输技术在英买7凝析气田群应用的可行性进行分析，为气田地面建设工程的集输方案确定提供参考。     

中国石油与壳牌公司长北合作区块天然气地面集输工艺

长庆油田长北合作区是中国石油与英国壳牌公司在中国陆上规模最大的合作开发项目,其地面集输工艺的设计充分吸收了国内外的成熟做法,并依照壳牌公司的《设计和工程实施规范》（DEP）标准,形成了独特的开发模式。为此,详细介绍了长北合作区地面集输系统的构成和工艺流程,并与国内部分典型气田的集输工艺进行了对比,从布站模式、天然气处理工艺、变压运行工艺、气液混输工艺、井口湿气计量工艺、内防腐工艺、分段清管工艺、清管球集中回收工艺和天然气水合物抑制工艺等方面对长北合作区地面集输工艺进行了分析说明,结合生产运行情况,总结出了长北合作区地面集输工艺的特点--“井丛集气、开工加热、中压集输、气液混输、井口计量、移动分离、定期测试、仪表保护、智能清管、一级布站、枝状管网、低温分离、集中增压”。     

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。     

南八仙气田排水采气工艺先导性试验及效果研究

南八仙气田于2001年投入试采,天然气年生产能力为2.5×108m3,年井口产水量为669m3,平均单井日产气为2.1×104m3,水气比为0.04m3/104m3。目前有生产气井32口,单井平均产气量为2.09×104m3/d。随着南八仙气田开发周期的延长,气井出水趋势越来越严重,造成井口压力下降,携液困难,许多气井无法生产;通过对南八仙气田气井积液量的识别和积液程度的诊断,以及井下节流、涡轮工具排水、泡沫排水工艺的现场试验实施效果的分析,根据井深实际流速及对应的最小临界携液流速,优化涡流工具参数,设计了对应位置的涡流工具。选择涡流排水采气技术来改变井筒气液两相流态,降低了气井的临界携液流量。为下一步南八仙气田排水采气工艺的推广应用提供了依据。     

气井涡流携液机理和携液效率数值模拟研究

针对目前气井涡流携液机理和效率认识不清,现场工程设计与分析主要依据经验,影响应用效果等问题,运用Auto CAD和Fluent流体模拟软件,建立了涡流工具气液两相流场模型,分析了气液混合物通过涡流工具前后的流动轨迹、流型变化特征和携液效率变化规律。研究结果表明,涡流工具将气液两相雾流转换为螺旋环流,液体以液膜形式沿管壁螺旋向上流动,而气体在油管中心以更高的速度流动。这种流态能够降低流动过程中的压力损失24.3%,提高流体速度13.5%,减小持液率3.3%,减弱气液两相之间的滑脱,提高气体携液能力。研究结果为涡流工具有效解决气井开采初期井底积液,提高地层能量利用率,以及延长气井自喷期提供了理论依据。     

塔中Ⅰ号酸性凝析气田地面工艺技术

塔中Ⅰ号气田是我国最大的碳酸盐岩酸性凝析气田,地面工程包括井口至油气处理厂的油气集输、天然气脱硫脱水脱烃、硫磺回收、凝析油处理和各种产品外输等主体工程、辅助工程和公用工程,工艺装置复杂。介绍了塔中Ⅰ号气田油气集输工艺和油气处理工艺。气田集输采用气液混输工艺,设置了高、低压两套集气系统,较好地适应了碳酸盐岩凝析气田压力及产量衰减较快、单井生命周期短的特点;油气处理工艺采用MDEA(甲基二乙醇胺)脱硫工艺、注醇+丙烷制冷脱水脱烃工艺和CPS(中国石油硫磺回收法)硫磺回收工艺,硫磺回收率可达99%,适合塔中碳酸盐岩凝析气田中低含硫的现状,为其他同类酸性凝析气田提供了可借鉴的经验。     

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.