基于瞬态特性的海底长输天然气管道泄漏规律研究

为研究海底输气管道瞬态泄漏规律,以渤海某输气管道为例,基于多相流瞬态软件OLGA研究泄漏孔径、输气量、泄漏位置等因素对泄漏过程的影响,提出基于瞬态特性的泄漏量计算方法,对不同响应方式下的泄漏量和直接经济损失进行预测。研究结果表明:泄漏过程可分为急速下降、缓慢下降及稳定3个阶段,泄漏速率呈现出指数下降趋势;泄漏孔径、输气量、泄漏点与入口距离等因素对泄漏速率、泄漏点压力、入口压力影响显著,泄漏背压对其几乎无影响;不同泄漏参数与泄漏孔径、输气量呈现不同的函数关系;当管道泄漏时间超过1 h,利用紧急关断方式可以大幅减少泄漏量和直接经济损失。研究结果可为油气泄漏事故应急处理、现场应急策略制定提供理论参考。

海底管道封堵器封隔圈设计与试验研究

海底管道智能封堵器作为海底高压管道定点封堵工具,能够及时快速地对损伤进行检维修,不仅可以保证正常生产,减少经济损失,还会避免环境污染和生态破坏。为实现Ф304.8 mm(12 in)海管内10 MPa压差安全可靠密封,基于Mooney-Rivlin本构模型进行封隔圈结构参数对密封性能影响的数值模拟研究,确定氢化丁腈材料封隔圈硬度、厚度、高度和倾角对密封性能的影响并获得最优方案,通过试验研究了封堵器密封性能以及内嵌弹簧圈对封隔圈密封能力的影响。研究结果表明:按照数值模拟最优结构参数制造的封隔圈密封性能满足管道10 MPa压差要求,内嵌弹簧圈相比未内嵌弹簧圈的封隔圈在坐封状态下密封性能更好。所得结论可为Ф304.8 mm海管内智能封堵器密封单元制造提供理论和试验依据,增强对封隔圈结构影响密封性能原理的认识。

渤海边际油气田开发“蜜蜂式”采油设施方案研究

针对渤海边际油气田开发需要,开展了"蜜蜂式"采油设施方案研究。以预选目标油田开发数据为依据,提出了"简易井口平台+小型移动式生产储油装置"的3种采油设施方案,并进行了对比分析。"简易井口平台+可移动式采油平台"方案设施可重复利用,建造周期短,投资少,适用于渤海海域周边无生产设施可依托且规模较小的边际油气田的开发。

垦利油田高黏原油掺稀黏度变化规律

为了研究垦利油田高黏原油掺混稀油后黏度变化规律以满足依托式高效开发的要求,以垦利油田高黏原油为基础掺混周围3个油田的稀油原油,利用13种可能适合的掺混黏度预测模型进行预测,并将预测结果与实验值相比较、分析,认为各修正模型主要考虑了组分油之间的相互关系,使得其预测精度较原始模型高。各模型对垦利油田A高黏原油与3种稀油掺混后的黏度预测效果普遍随温度的降低而恶化,在较高温度下预测精度相对较高。Cragoe修正模型和Arrhenius修正2模型对目标油品的掺混均有较高的预测精度,能满足工程实际的需要。综合考虑预测精度和预测稳定性,推荐Arrhenius修正2模型作为垦利油田稠油A与周边稀油掺混后黏度的预测模型。

标准化平台设计法在渤海油田的应用和建议

该文以垦利10-4油田开发项目为例,创造性地提出了一种标准化平台设计法的概念,并介绍了标准化设计的依据和在垦利10-4 WPHA井口平台设计中的实际应用过程,分析了使用标准化设计的优点以及关键风险点,同时对该方法在未来油气田开发项目中的应用给出了建议。

海洋平台生活污水循环利用工艺流程设计与应用

随着海上油田的开发,海洋平台上生活污水的处理问题日益凸显。为实现平台生活污水“零排放”,提出了一种适用于海洋平台的生活污水循环利用工艺流程:首先将平台黑水分别经过管道破碎、厌氧预处理,然后进入生物膜反应器,最后经微电解处理达到中水指标,处理合格后回用冲厕。该工艺流程可以减少平台上淡水或海水的使用,同时避免生活污水外排,目前已经在渤海油田得以应用,运行效果良好,应用前景广阔。

堵塞工况下工艺泄压系统的动态分析

以国内某海上油田中心平台原油处理一级分离器(CEPA-V-2001A/B)为依托,建立符合实际情况的工艺泄压模型,用于单体设备和多体设备在堵塞工况下,紧急关断阀SDV和安全泄压阀PSV的泄放过程计算与分析。结果表明,单体一级分离器气相或油相出口发生堵塞时,系统压力均会超过SDV联锁关断压力和PSV设定压力,需考虑设置SDV和/或PSV安全保护装置;水相出口发生堵塞时,本由水相出口排出的水量在油相液位控制器的作用下,通过增大油相出口阀门开度实现油、水同时排出,不会引起系统的超压;对于给定的单体一级分离器,可选取口径为324.5mm的G型PSV阀用于堵塞工况的泄压保护;当两分离器并联工作时,其中某一分离器的气相、油相或水相出口发生堵塞,不会引起系统超压。

渤海老油田水处理利旧改造的工程案例

渤海老油田在开发后期多数面临高含水、生产污水含聚等问题,平台现有生产设施处理能力随着生产年限下降,难以满足现有处理需求。同时,老油田面临经济效益下降的风险,采用新设备、新技术在经济上不可行。该工程案例对闲置设施进行了评估,应用于补充老油田生产污水处理设施能力不足,可有效解决该难题。

混合胺法脱碳技术分析

通过对比MDEA溶液掺入DEA前后的脱碳效果,分析混合胺液用于脱碳的经济性和适应性,主要形成如下结论:在MDEA基液基础上,掺入少量的DEA后,脱碳效果显著提高,是一种有效的脱碳方法,且脱碳效果在一定范围内随着DEA量增加而大幅提升;当脱碳达到同一深度时,混合胺液的经济性明显优于MDEA溶液,主要体现在胺液循环量少和再生重沸器负荷低;同时,由MDEA和DEA形成的混合胺法的适应性好,可以满足较大范围内含碳天然气的脱碳要求。对于给定的气质和几种混合胺液配比,30%MDEA溶液与10%DEA混合形成的混合胺液脱酸效果最佳。

海底混输管道清管段塞影响因素分析及控制

海底油气混输管道在进行清管操作时,清管段塞会对下游的平台生产流程及设备带来冲击、振动等影响。在管道与平台连接处安装段塞流捕集器能够有效减小清管段塞造成的不利影响,但受平台面积的限制,段塞流捕集器的尺寸不宜过大。以渤海某油田的新建海底管道为例,分别研究管径、出口压力、管道输量等因素对清管段塞体积的影响规律,进而提出控制清管段塞体积、优化段塞流捕集器尺寸的可行措施。研究计算表明,通过优化清管操作,可将该海底管道的清管段塞体积由28.4 m^3减小至14.0 m^3左右,优化了捕集器的尺寸,减少了工程投资。

起伏湿气管路持液率和压降计算模型

湿气集输管道在天然气开发中发挥着重要作用,如果湿气管道内存在积液,会导致能耗增加、腐蚀加剧和生成水合物等问题,但目前尚没有一个瞬态两相流模型能够准确地计算起伏湿气管道中的积液和压降规律。在已有的两相流双流体模型基础上,基于连续性方程和动量方程,建立了一种新的适用于起伏管路的瞬态两相流理论模型,并利用数值方法通过编制MATLAB程序实现对起伏湿气管道中持液率及压降等的计算。利用普光气田现场湿气集输管道的运行数据对模型进行了验证,并与多相流软件OLGA的模拟计算结果进行了对比。验证结果证明所建立的模型计算精度较高,持液率和压降的相对误差分别为±15%、±5.5%,可以应用于起伏湿气管道两相流的模拟。

湿气海底管道清管分析与策略制定

国内某长距离湿气海底管道PL因地形复杂、环境温度低等原因,在运行过程中使大量积液滞留于海管中,将加速管道的内腐蚀或水合物生成,对海管的安全运行造成威胁,因此需要根据实际情况制定合理的清管周期和清管方案。通过分析将最大积液量法用于清管时机的判定依据,计算发现,该方法得到的清管周期过于短暂。主要是因为清管段塞量过大而不能被段塞流捕集器所吸收,于是提出4种减少瞬时段塞的清管方案。通过模拟计算分析并综合现场操作难易程度,最终确定较优的清管方案和合适的清管周期。为现场的安全清管提供技术支持。

三桩筒型基础平台的结构和拖航稳性分析与应用

以渤海湾应用的典型三桩筒型基础为例,通过结构静力分析和拖航稳性分析,推导出结构浮运重量与吃水对应关系,为结构设计和浮运施工方案提供理论依据。现场施工证明了计算分析的正确性,并对渤海近年该典型结构海上成功应用实例进行介绍,以期开阔工程技术人员海上简易平台设计思路,为极浅海海洋工程技术提供有益参考。

渤海边际油田集成创新理念及实践

随着渤海整装油田的减少,为应对渤海油田产能的持续性接替,迫切需要加速储量向产量的转化速度,由此边际油田开发日趋重要。前期研究领域经过多个项目以集成创新为导向的一体化开发模式实践,降低了渤海边际油田开发的储量动用门槛。文章以渤海边际油田为背景,介绍了其一体化集成创新实践的内涵与做法及实践的成效。

某终端沉降罐改造及污泥干化技术应用

针对某终端沉降罐的污泥沉积问题,制定沉降罐内安装内置式刮吸泥机的方案,避免含聚污油泥在沉降罐底部沉积,确保终端安全正常生产。结合该终端污泥现状和新增的沉降罐排泥系统,对含聚污泥进行干化处理。该方案可大幅度减少含聚污泥外运量,降低其处理费用,同时可回收污泥中的原油,获得良好的经济效益和社会效益。

双效溴化锂机组在某终端废热回收中的应用

为节省某终端电能消耗和减少原油燃烧耗费,充分回收利用该终端废热烟气和伴生气的热能,跟踪国内外废热回收技术的最新进展,分析比较几种废热回收技术各自的优缺点。结合某终端废热烟气和伴生气现状及其所需能耗分析,制定双效溴化锂机组对其低品位废热烟气和伴生气的回收利用方案,采用HYSYS软件模拟其工艺流程并进行热力计算,使其满足终端的夏季制冷和冬季供暖需求。结果表明:通过双效溴化锂机组的应用及对其工艺流程的改进,可充分利用废热烟气和伴生气的热能,充分节约电能和降低原油消耗,提高能源的整体利用效率,同时降低废热烟气和伴生气的热污染和能源浪费,减少二氧化碳的排放量,最终达到节能减排的目的。

超滤工艺处理含油污水抗污染性能研究及优化

随着渤海油田注好水、注够水、精细注水等目标的提出,水质成为衡量注水能否达标的关键因素之一。为了实现含油污水处理指标的精细化,对精滤膜工艺进行抗污染性能的优化升级。通过研发单位体积内多通道、疏油性更强、分离效率更高的陶瓷膜本体,使其孔隙率由31%提升至46.8%,大幅提高膜材料的亲水疏油性;研发滤饼层预涂膜强化分离技术,使油与膜表面接触角达到137.3°,表现出超疏油特性。实现强化高效分离。第三,研发复合配方多维清洗工艺,减少膜腐蚀的前提下有效恢复原通量的99%。

管式精滤设备在渤海稠油油田适应性分析

渤海油田常规水处理工艺主要由斜板除油器、气浮设备、核桃壳过滤器组成,具有技术可靠性强、成熟度高等优点,但在稠油油田污水处理时达标难度较大。为了提高稠油油田污水处理效果,对管式膜设备进行了水处理室内试验及适应性分析。结果表明,高黏含油污水经过管式膜后油含量小于3 mg/L,悬浮颗粒物含量小于1 mg/L,满足回注水质A1级标准,设备运行期间压差稳定,连续运行51 d,反冲洗2次,产水水质满足回注要求。管式精滤设备处理含油污水时运行可靠性强、处理指标精细,满足海上油田绿色开发的要求。