水下生产系统清管方案研究

随着深海油气田的开发,水下生产系统将得到越来越广泛的应用。水下生产系统清管方案作为水下生产系统设计的重要组成部分,在设计初期就应充分论证,以确保油气田安全、经济开发。介绍了国外水下生产系统典型的清管方案(包括双海管环路清管方案;单海管水下发球、水上收球方案;单海管水下发、收球方案),总结分析了各清管方案的应用情况,从初始投资、推动清管球的动力、流动安全、收发球作业等方面,对各清管方案的优缺点进行了探讨,提出了水下生产系统清管方案制定建议,对采用水下生产系统进行油气田开发的工程项目具有一定的参考意义。

流花16-2油田海底管道清管方案优化研究

流花16-2油田投产初期,海底管道按原规划需每5天实施一次清管作业,但现场每次清出的含蜡杂质较少。为保证清管作业的安全,清管时需将海底管道输量由4957 Sm^(3)/d降低至4512 Sm^(3)/d,高频次的降产清管作业造成油田产量过多牺牲。为了在保障油田安全生产的前提下实现提质增效,选取冬季典型工况,对流花16-2油田海底管道清管方案开展优化研究。结合各软件的优点,选用OLGA软件模拟流花16-2油田海底管道清管时管道沿线温度、压力变化规律,选用Pipeflo软件模拟稳态工况下管道沿线温度、压力分布情况,选用TUWAX软件预测管道内蜡沉积规律。结果表明:流花16-2油田海底管道冬季运行时,距离海管入口约19.7 km处开始结蜡;该油田需要清管的条件为海底管道已连续运行10天未实施清管作业或在产量未增加的情况下海底管道入口压力的增幅长时间超出0.05 MPa且呈继续增长的趋势;选取2 m/s作为清管器运行速度最大值,要求清管流量应不超过7500 Sm^(3)/d,现场原采用的“清管需减产”方案可优化为“清管不减产”方案,即清管时,按照流花16-2油田当前产液量4957 Sm^(3)/d,无需降低各井口总产液量,只需将发球置换泵流量由2640 Sm^(3)/d调整为2543 Sm^(3)/d。本研究为类似油田海底管道合理清管方案的制定提供了参考。

鲁宁输油管道最佳经济清管周期方案的选择

针对鲁宁输油管道机械清管后的基本运行工况,对三种不同清管周期方案进行计算和分析,并根据对输油电耗的经济对比,提出采用最佳清管方案,提高输油管道的运行效率。

起伏地形湿气管道清管策略分析与研究

某油田经三相分离器分离出的湿气(伴生气)通过管道运送至中央处理厂进行深度处理,通过模拟发现下游生产分离器不能处理清管过程中产生的积液。针对这一问题,对影响管内积液量的因素进行了分析,对4种不同的吹扫和清管方案进行了模拟,最后得到合理的清管方案:先保持稳定运行1 d,随后将输量从4500 m^3/h增加到6500 m^3/h,在下入清管器同时将管道出口压力提高到5 MPa,并将输量恢复到4500 m^3实施清管作业。该方案使管内积液量大幅降低,同时保证了吹扫和清管过程中出口段塞量小于生产分离的有效工作容积,为现场的清管作业提供了技术支撑。

清管段塞预防技术在海底混输管道上的应用

在对天然气凝析液海底混输管道进行清管时,清管段塞会对下游的生产工艺流程产生一定的冲击。通过采用OLGA软件对某海管不同输量工况下管输压降及管内滞液量进行预测,制订出如下清管方案:在清管前通过增加生产井数量或调大采油树油嘴以增加海管的输量,降低管内的滞液量;清管器发出后,再关闭部分生产井或减小油嘴开度,以减慢清管器的行驶速度,从而减小管内积液,达到减小清管段塞和延长清管段塞泄放时间的目的。研究表明:该方案可将段塞容积减小至58 m^3,同时段塞流量降低至以平均输量工况清管时的45%,满足了段塞容积小于平台上段塞流捕集器的有效储存容积(60 m^3)的要求。

航煤管道清管工程中存在的问题分析

针对福州长乐机场航空煤油管道出现锈渣严重堵塞过滤器的现象,制定了具体的通球清管方案。介绍了管道扫油排空、收发球筒安装以及通球、扫线、清管的具体实施过程,对该实施过程中存在的问题进行了分析,提出了相应的改进措施。