国外部分长距离混输管道调研

本文介绍了北海油气田生产中三条长距离天然气／凝析液混输管道、澳大利亚西北大陆架管。澳大利亚Ｓｉｌｖｅｒ Ｓｐｒｉｎｇｓ两相流管道，澳大利亚南部Ｍａｒｌｉｎ、Ｂａｒｒａｃｏｕｔａ的湿天然气管道和美国墨西哥湾ＭＯＰＳ管道等长距离油气混输管道的基本情况，及其管理和液塞处理的方法。     

湿气混输管道瞬态输送数值模拟研究

湿天然气在混输过程中管道内会产生凝析液和水,由此带来水合物和腐蚀等一系列安全隐患问题,而现有的多相流模型对湿天然气管道低含液率输送工况的计算适用性较差。为准确预测湿天然气管道的低含液率瞬态流动特性,基于双流体模型和特征线算法提出了一个新的低含液率气液混输瞬态水力计算模型,通过实验验证了模型的计算精度,并针对湿天然气管道长距离输送的供气和储气瞬态过程进行了模拟分析。研究结果表明,建立的瞬态水力计算模型能够较准确地预测湿天然气管道的集液量、集气量、起终点压力变化等瞬态输送过程,模型所采用的差分特征线算法具有较好的稳定性和收敛性。     

中外长距离油气混输技术之比较

正目前,海上油田和沙漠油田为简化地面工程设施,采用长距离气液混输管道输送,特别是个别海上油田投用一些长距离混输油气到陆岸上处理。长距离混输的关键是混输增压设备,虽然世界各国相继研制出多种多相泵、多相流计量设备,但仍然在适应范围上存在局限性而尚需完善。因此,长距离油气多相混输仍是科技工作者所面临的难题,世界各石油发达国家对此投入了较大经费和人力。一、欧美发达国家长距离油气混输技术迈向工业化阶段     

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由于海底长距离天然气／凝析液混输管道输送压力一般较高,环境温度较低,因此管道内极易形成水合物。水合物可能堵塞管道,对长距离的输送是有害的。针对这一问题,给出了判断气体水合物形成的理论模型和计算方法,可以计算在给出的压力、温度和组成条件下,水合物形成曲线以及不形成水合物所允许的最大含水量。最后将计算结果与国外软件、实验数据作了比较。     

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.     

典型长距离凝析气田混输管道平稳运行数值分析

油气混合管道输送技术是山区、沙漠等自然条件恶劣或基础设施贫乏的油气田实现高水平、高效益开发的关键技术措施之一。通过对长距离凝析气田混输管道工艺模拟计算技术进行研究,对9种经典计算方法 (或模型)的计算结果与实测结果进行对比分析,最终确定采用油气混输管流瞬态模拟计算方法。利用该计算方法,针对塔里木油田近年来陆续开发的凝析气田,选择大倾角山体和浮动沙丘两种典型恶劣地形已建长距离凝析气田混输管道X1和X2开展管道平稳运行数值分析,给出两种典型地形长距离凝析气田混输管道平稳运行建议,解决了生产实际问题,至今已连续平稳运行6年以上。     

富气处理和输送工艺技术

富气输送工艺不要求在矿场提取天然气凝析液成分 ,可以简化油田、凝析气田的气体处理工艺 ,节省天然气凝析液的储运费用。富气输送可采取传统压力下单相输送、高压密相输送、两相输送等 3种基本方式。对富气处理、各种富气输送方式的技术特点进行了讨论和比较 ,指出选择富气输送方式要考虑管道长度、输气量、富气组成 (气体处理工艺 )、边界压力限制等关键参数。与油气长距离混输方案相比 ,只要经过脱硫、脱水处理 ,富气的长距离输送是较稳妥的技术方案。     

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.     

无人机在天然气长输管道地质灾害预警的应用

长输管道在我国大量使用,为国家经济发展提供了强劲动力,但是长距离天然气输送管道沿线必然会穿越许多地质灾害风险区,会受到山体滑坡、洪水、等地灾危害事件的威胁。无人机是目前发展比较快的一个高新技术产品,它可以在应对长距离天然气管道地质灾害中发挥重要作用。通过介绍无人机在长输管道地灾预警方面的应用,得出无人机可以用于管道巡检、灾害监测、滑坡、泥石流预警中;并针对无人机应用于天然气长输管道地灾预警中的特点、优点进行了分析。     

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。     

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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。     

流体组分及其含量变化对天然气-凝析液混输上岸管道滞液量和压降的影响

利用当前国际上先进的OLGA 2000多相流瞬态流动模拟软件,对辽东湾锦州20-2凝析气田和东海平湖油气田上岸管道天然气凝析液混输状态下流体组分及其含量变化对管道滞液量和压降的影响进行了分析。C7 重组分含量的微小增加会引起管道内滞液量的急剧增大;C6 (或C7 )重组分的存在对管道压降有一定的影响。在天然气管道工艺设计中,应该对流体组分含量变化作敏感性分析。     

LNG长输管道输送技术研究

随着天然气消费量逐年增长的趋势,充分考虑长距离输送的经济性和技术可行性,建设LNG长输管道非常必要。笔者对LNG长输管道建设的经济进行了分析,就管道工艺计算、绝热方式选择、输送工艺技术以及管道冷收缩、预冷等问题作了介绍,最后展望了我国LNG长输管道输送的应用前景。     

天然气长输管道输气量控制调节与分析

随着经济的发展,我国大部分地区都安装了天然气管道。由于我国资源分布不均匀,存在西气东输的现象。在如此长距离的管道输气过程中必然会造成大量天然气的损失,所以,对长输管道输气量进行合理控制与调节,提高输气效率是当务之急。     

多年冻土区长输管道防冻保温技术探讨

长输管道作为一种安全、高效、经济的石油及天然气输送工具,在连续性长距离输送方面具有显著优势。然而,在高纬度多年冻土地区长输管道设计、施工的难度较大,管道冻害问题长期存在,为了有效降低管道冻害程度,系统分析了多年冻土地区长输管道常见冻害原因,采取多种措施确保管道安全平稳运行。     

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。     

长距离油气多相混输系统工程设计

与油气分输常规工艺相比,长距离油气混输工艺具有明显的降低投资规模的优势,可使自然条件恶劣的海上油气田和边际油气田实现有效开发。但长距离油气混输技术也是流体输送领域中最为复杂的技术之一,目前刚刚进入工业化应用阶段。为此,介绍了中国石油大庆油田建设设计研究院运用"九五"期间对这一技术攻关取得的成果,设计建成了我国石油行业规模最大的油气混输系统——哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田长距离油气混输系统工程的经验,分析了工程概况与主要特点,讨论了需要解决的5个关键技术问题:①长距离起伏敷设混输管道压降的准确预测与管径优化;②强烈段塞流的捕集与末端分离器的平稳运行技术;③首站与混输干线事故流程的设置与控制技术;④混输干线投运与停输再启动瞬态工况的准确预测与操作程序;⑤H2S应力腐蚀与氢致开裂的抑制技术。并有针对性地提出了9项工艺技术措施。上述项目一次性投产成功,投产后平稳运行至今,开创了中国石油行业大输量、长距离油气多相混输系统工程设计的先例,其输量、长度、百万吨产能投资综合指标等都进入世界前列,被评为中国石油天然气集团公司科技十大进展。     

天然气管道通球扫线和氮气置换难点及对策

天然气长输管道清管、干燥、氮气置换是管道施工的重要工序,也是投产运行管道降低积液带来的腐蚀风险的重要措施。由于天然气具有易燃易爆等特点,因此对天然气管道系统进行通球扫线比较危险。结合某外输天然气管道通球扫线工程,介绍了通球扫线作业的难点、清管器到达和通过监测点的判断方法、运行异常的情况及处理措施、积液的回收、管道注氮的注意事项等。实践表明,长距离湿气管道采用清管扫线方式清理积液效果较好,可为今后类似项目的施工提供参考。