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。     

长治气田集输管线积液形成规律研究

在湿天然气的输送过程中,由于沿线地形起伏,管道必须以不同的角度进行铺设,使输气管线具有一定的起伏角度,管道的起伏角度导致管线内持液率发生变化,管内流体流动情况变得复杂的同时,也导致了管内积液甚至产生强烈的段塞流,造成管道输送效率和设备安全运行受到影响。针对长治气田樊四集气站至处理中心管线积液对管输效率影响严重并造成清管周期频繁的问题,通过OLGA软件对该管线持液率随时间和地形的变化进行数值模拟,得出积液形成位置的规律。模拟结果表明,管线中积液并不是在每个低洼处同时形成,而是在第一个上倾管处铺满之后逐渐向下一个低洼处递进。通过对积液临界倾角的计算,分析得出了产生积液的第一个起伏弯头的位置。在管线最先形成积液处安装凝水缸进行局部排液,可以达到延长清管周期、节约人力、物力的目的。     

改变输量对输气管线积液量的影响

对输气管道清管周期影响因素的分析认为,管道的输气效率是影响清管周期的最主要因素。运用JAVA语言编制了管道输气效率的计算程序,分析了管线积液对输气效率和清管周期的影响;同时对不同工况下的普光气田D404～D405管线和长治气田A集气站处理中心管线进行了OLGA模拟,并对输气效率进行了计算。分析结果认为:在流量较低的情况下,管线积液量会持续增长,输气效率持续下降,直到低于允许的最小输气效率时,应对管线采取清管作业;在流量较高的情况下,管线的积液量会在短时间内达到平衡,此时的输气效率趋于稳定,随着时间的推移因存在腐蚀或者固体杂质的影响输气效率缓慢下降;针对流量较低的情况,采用提升入口气量进行的管线积液吹扫是一种更为便捷的清管手段,并给出了临界吹扫流量的计算公式。     

松南气田天然气水合物的防治技术

松南气田因CO2含量较高,其天然气水合物形成温度较高,井筒及地面集输系统在冬季生产过程中极易形成天然气水合物,严重影响安全生产。为此,分析了高含二氧化碳气井集输系统发生天然气水合物堵塞的原因,在现有集输系统适应性分析的基础上,结合天然气水合物形成的边界条件,提出了高含二氧化碳气井集输系统天然气水合物的防治措施:清洗井底脏物和天然气水合物;站场设备采用水套炉和电伴热加热,应用聚氨酯硬质泡沫塑料保温材料进行绝热保温;集输管线加注天然气水合物抑制剂;完善外输气管线加药流程;合理控制单井气管输温度;制定合理的清管周期。     

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。     

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。     

输气管线燃气轮机天然气压缩机组效率测定与分析

燃气轮机天然气压缩机组是天然气输送管线上的主要耗能设备,燃气轮机天然气压缩机组的效率测定是十分重要的,燃气轮机天然气压缩机组是否能在高效区工作,对于输气管线系统耗能水平的高低具有重要的影响,文中通过对天然气输送管线上的GE、RR两个不同型号机组效率的测定,计算出了不同转速下的效率值,就GE、RR机组在不同转速下的运行效率进行了分析比较,对天然气输送管线节能降耗,燃气轮机天然气压缩机组经济运行起着积极指导作用,为在不同输气管线上机组的选型提供科学依据.     

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。     

高含硫气井集输系统天然气水合物的防治——以川东地区高含硫气井为例

高含硫气井因H2S含量较高,其天然气水合物形成温度较高,井筒及地面集输系统在冬季生产过程中极易形成天然气水合物,严重影响安全生产。为此,分析了高含硫气井集输系统发生天然气水合物堵塞的原因,在现有集输系统适应性分析的基础上,结合天然气水合物形成的边界条件,提出了高含硫气井集输系统天然气水合物的防治措施:井筒加注防冻剂或解堵剂;清洗井底脏物和天然气水合物;站场设备采用水套炉和电伴热加热,应用聚氨酯硬质泡沫塑料保温材料进行绝热保温;集输管线加注天然气水合物抑制剂;进行集输系统适应性改造;合理控制计量温度;制订合理的清管周期。     

普光气田集输管道清管周期优化

长时间运行的湿气管道,会造成缓蚀剂涂膜破坏、腐蚀速率增加、管道输送效率降低,影响集输管网的安全高效运行。为提高系统效率并减缓腐蚀,普光气田对集输管道内壁定期进行了清管和批处理涂膜作业,然而频繁地进行清管和批处理作业将影响气田的产气量,同时还增加现场操作人员的劳动强度和生产成本。通过对油溶性缓蚀剂的失效规律进行分析,并结合气田腐蚀数据,将清管周期优化为35 d,在有效控制管道内腐蚀速率的前提下,降低了清管作业费用,减少了管线停运时间,取得了显著的经济效益,并保障了集输系统的平稳运行。     

川南气田集输气管线通球清管的实践

通球清管是天然气集输管道组焊完成后必须进行的重要工艺程序,也是管道投入运行后进行生产管理所必须采取的重要工艺措施.它对提高集输管线的输气效率和延长其使用寿命有十分重要的意义,在有水气田的生产中尤其如此。管道施工时,常在管中遗留机械杂质,管道组焊试压后,管道中的残留水难以排尽,管道投入生产运行后,气井所产的凝析油、水以及其他污物也会随天然气流带入管道中,使管道流通截面局部缩小或堵塞,增大阻力,降低输气效率,故要通球清管。近年来,川南矿区先后在17条集输气管线上建立了18套通球清管装置,进行了34次通球清管,为降低管道输压,确保低压小产气井、气水井的生产,     

长北天然气集输管线完整性评价及管理

为了全面了解长北天然气集输管线的内外腐蚀情况、几何形状是否异常和防腐层是否完整,长北项目自2010年起采用内检技术和外检技术,主要指智能清管技术（漏磁检测技术）、多频管中电流法检测技术（PCM）和交流地电位梯度法（ACVG）对长北天然气集输管线进行全面检测,检测结果通过开挖验证法进行了确认,可靠性较高.因此,以检测结果为基础,利用管道缺陷失效压力模型结合ERP曲线和设定防腐层质量等级及百分比对集输管线完整性进行评价,结果表明长北天然气集输管线完整性状况良好,同时对检查出的管道缺陷提出整改措施及建议.     

苏里格气田湿气输送管线析出水变化规律分析

根据苏里格气田湿气输送特点,选用TGNET软件建立模型,结合天然气含水量计算公式,详细分析了苏里格气田集输管线析出水变化规律,最后得出影响析出水变化规律的主要因素;该方法还可以计算集输管线内的析出水量,为生产中管线的清管作业提供指导。     

天然气抽空的产生及危害

天然气从地下采出后经过集输设备、管线长距离高压密闭输送至用户。在集输设备发生故障、管线破裂的修复过程中,常会出现天然气抽空而导致施工作业困难、管线设备内燃、甚至发生爆炸引起伤亡事故。本文介绍了天然气抽空产生的原因及危害,提出了在现场施工中控制和避免产生抽空的建议。     

气田采气管线清管保障措施分析

清管技术在油气集输过程中是一种常见的清除管道内杂质和积液及腐蚀产物的方法,其能够有效地将管道内存在的所有杂质和积液等清除掉,大幅度提高管道的输送效率,同时清管作业还能够有效防护管道内壁的腐蚀.然而,清管过程中面临着各种风险,为尽量减少清管过程风险,保证采气管线在运行期间的平稳性和高效性,应做好采气管线清管保障措施.本文...     

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。     

气田集输系统效率评价方法

气田集输系统效率评价方法是用来评价气田集输系统管网、站场运行效率状况的指标体系。气田集输系统效率可以用能量指标进行评价,用单位能量表示。普光气田目前运行35座井站,3条输气管线,经计算,集气站效率为70.7%,管网效率为90%,集输系统效率为63.6%。管网效率计算式不但揭示了管道进出口的能量关系,同时揭示了管道积液规律与能量的关系,即积液增加气体流通量减少,管效降低。气田集输系统效率评价方法符合气田集输系统能量传递规律,能够揭示气田集输系统能耗薄弱环节,对气田集输系统运行参数优化提供了理论依据。     

相国寺储气库采气管道清管周期探讨

相国寺储气库采气管道属于湿天然气输送管道,无法直接获得采气管道入口天然气的含水量,难以预测管道内的积液规律并制定合理的清管周期。为此,结合管道实际运行压力、输量、清管液量等参数,基于气液两相流动仿真方法,确定了管道内天然气含水量及清管周期的计算方法。以相国寺储气库南段采气管道B段为例,进行了实例分析。结果表明:①计算的管道终点压力、终点温度、清管液量与实际值之间相对偏差范围为0.91%～4.1%;②提出的模型和方法可用于分析管道输量、积液量与管输效率之间的关系;③以管输效率不小于95%为原则,同时考虑积液恢复时间、收球站清管水量接收能力,确定了南段采气管道B段在不同输量下的清管周期。     

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综合分析了影响天然气输气管线清管通球运行规律的七个主要方面的影响因素：①沿程压力及平均压力；②沿程温度及平均温度；③输气量；④清管球与管壁的摩擦阻力；⑤清管球前段和后段天然气流动的沿程阻力；⑥积水静压引起的压力损失；⑦积水流动的沿程阻力。提出了这些因素对清管通球运行规律的影响的数学模型和计算方法，并以靖边——榆林输气管线为例，对积水静压阻力的计算给出了计算方法。其结果可为任一输气管线的清管通球运行情况的预测和监测提供理论及计算依据。