苏里格气田湿气输送管道内腐蚀评价方法初探

苏里格气田井间串接集输模式下,多数管道为湿气输送,管内积液量变化大且成份复杂。以某Φ406.4 mm×7.1 mm,长31.7 km输气干线为例,通过清管液、固形物分析,实物腐蚀测试及腐蚀软件预测评价了平均内腐蚀程度。借鉴ICDA方法,通过临界倾角计算对比查找出36处易积液段腐蚀风险点以支持开展后续监测评价。结合该两项工作基本掌握此管道内腐蚀状况,且该方法可对苏里格气田此类管道的内腐蚀评价提供一定参考。

长北气田TPO湿气输送可行性分析研究

随着长北项目年产量30亿m^3生产规模的实现,关于TPO今后该如何开发,以及采取何种模式来开发是我们目前所面临的一个重要问题。主要从技术角度和经济效益两方面对TPO湿气输送改造的可行性进行了分析研究,湿气输送改造将对生产上的减员增效、科学化决策、降本创收都将有着积极的深远的促进作用。

旁通清管器在湿气输送管线清管中的应用

在湿气输送工艺管道中,管线积液严重,使用常规清管器会造成清管液体短时间内集中到达下游,下游液体处理装置来不及处理,上游生产气量受影响的不良后果;同时由于管道内积液严重,会造成清管过程中压力波动幅度大、对弯头冲击大的影响。为了减小清管作业对正常生产和管道运行安全的影响,对旁通清管器进行了试验,利用清管器后端气流对前端液柱的喷射影响,延长清管液体到达下游处理装置的时间,达到试验目的。通过现场试验,取得了清除管线内积液、缓解下游液体处理压力、降低对生产气量影响的良好效果。

湿气输送管线压降计算的公式选择及影响因素

海底湿气输送管线在输送过程中,由于沿程温度的降低,可能有少量液态烃析出,因此这类管线需按混输管线来选择流型系统。湿气输送管线压降的计算是影响平台工艺输送方案、优化管径的主要因素之一,选择适合的计算模型是解决问题的关键。对于海底湿气输送管线的工艺计算,关键是流型、滞液量以及摩阻压降公式的选择。采用Pipeflo软件进行计算,目前认为选择Tailer&Dukler流型模式,管内滞液量采用Eaton公式,压降计算采用Oliemans(1987)计算,其结果较接近实际情况。

某在役天然气湿气输送管道腐蚀穿孔失效原因分析

采用剩余壁厚检测、腐蚀形貌观察、金相分析、X射线能谱分析等对某天然气湿气输送管线的腐蚀失效原因进行了检测与分析。研究结果表明该管线有两种差别较大的腐蚀类型。腐蚀是由CO2和H2S共同作用产生。管线的失效原因是内壁腐蚀穿孔,CO2腐蚀起主导作用,穿孔部分的腐蚀性质为不均匀全面的腐蚀,并且伴有严重的坑蚀。

湿气输送技术分析

从气体组成、烃露点相态、管道水合物生成条件和水露点四个方面分析并研究了掺混不同比例的克拉2气田湿气的天然气气质。介绍了湿气输送产生的危害,提出了编制并及时调整应急供气方案,增加气质监测次数,加密清管周期,提高压气站过滤分离器能力,提高压缩机燃气供气温度和干气密封温度等作为湿气输送的安全措施,指出了西气东输管道湿气输送应注意的问题。

浅析高酸性湿气输送采气管线腐蚀分析与防治措施

在实施高酸性湿气输送的过程中,传输的气体属于具有腐蚀性的气体,这些腐蚀性气体也会对输送管线造成相应的损坏,从而产生外部防腐蚀层脱落的问题.伴随着时间的推移,高酸性湿气输送的不断发展,其腐蚀严重程度也会不断提升,为高酸性湿气输送工程埋下相应的安全隐患.因此相关部门需要提出一些智能技术,针对内部管线安装检测设备,对于一些脱落的腐蚀层及时修补,对腐蚀现象进行有效缓解.

湿气输送管线热电偶套管失效分析

长庆气田某段天然气输送管线在役热电偶运行仅10个月就发生突然失效,无法进行温度测量,停输后卸下,可见热电偶套管外壁出现了严重的点蚀现象。采用宏观分析和剖管检测观察套管内外壁腐蚀情况,采用扫描电镜(SEM)分析微观形貌,采用直读火花光谱仪分析套管材质,采用能谱分析(EDS)和X射线衍射仪(XRD)对腐蚀产物进行成分分析。结果表明:热电偶套管未按设计要求使用304奥氏体不锈钢,而使用了2Cr13马氏体不锈钢,且材质存在设计要求较低的问题。另外,湿气输送时,天然气中含有一定饱和度的水分,在CO2、H2S、Cl^-等多种腐蚀因素的协同作用下,2Cr13热电偶套管很快出现点蚀穿孔,进而导致热电偶腐蚀失效。最后,针对湿气输送工况下热电偶套管的腐蚀机理,提出了相应的改进措施。

西气东输管道压缩机组输送湿气实践分析

针对西气东输管道受上游气源气质的变化,管输天然气露点严重偏离设计值的问题,根据国内标准及国外对管输天然气质量的要求,对管输气质进行了分析。指出了所采取的降低管道积水、提高燃气轮机燃料气温度和干气密封气温度等相应的工程措施,虽可以保证压缩机输送高露点天然气,但也存在压缩机组连续运行时间短、较正常运行故障停机次数时显增多等弊病。并提出了相应的建议。

石油天然气管道系统中的低含液气液两相流研究综述

低含液气液两相流广泛存在于石油管道系统中。对低含液气液两相流的两种典型工况(天然气生产井、长输管道湿气输送)进行了介绍,对低含液气液两相流动的研究现状进行了总结,提出未来模拟实验的工况应力求接近实际,为低含液气液两相流动的实际应用提供可靠的流动保障方案。

风暴-低涡影响下青藏高原一次强降水过程

利用联合台风预警中心(Joint Typhoon Warning Center,JTWC)最佳路径资料、逐小时降水资料和ERA5再分析资料,研究2017年5月26—31日孟加拉湾风暴与高原低涡共同影响下青藏高原一次强降水过程,结果表明:风暴和南支槽共同作用下建立的孟加拉湾至青藏高原的水汽输送带为高原低涡-切变线区域的降水提供水汽。南支槽后冷气流在青藏高原南部陡坡下沉形成冷垫,孟加拉湾偏南暖湿气流首先沿冷垫向北抬升,爬上青藏高原后向北在高原切变线附近再次抬升,增加降水区地表至对流层高层大气中的可降水量。风暴偏南风暖湿气流与青藏高原北部干冷空气交汇产生锋生,大气湿斜压性显著增长,湿等熵线密集陡立导致垂直涡度剧烈发展,有利于高原低涡加强。风暴北上过程中其高层反气旋式出流加强青藏高原槽前西南风高空急流,辐散增强有利于低层切变线发展和高原低涡东移,产生大范围强降水。高原低涡切变线与风暴水汽输送的正反馈作用,为降水区提供持续视热源和视水汽汇,有利于青藏高原降水系统的维持和发展。

川东北高含硫气田集输工艺设计与优化

随着罗家寨、普光、龙岗、元坝等川东北气田的相继开发,高含硫气田集输管网设计已日益发展成熟,集输技术呈现多元化。分别以普光主体、大湾区块、元坝等高含硫气田为代表,主要从集输工艺选择和管网设计方面,对集输发展现状和在国内各气田的应用情况进行系统阐述,对比分析各种集输技术的适应范围及优缺点,本着"降低投资、优化工艺"的原则,为我国类似气田的开发积累先进经验和提供设计参考。

旁通清管技术在长北项目的应用

为解决在湿气输送集中处理工艺模式下,集气干线清管操作时,产生大量液体、处理厂排液不及时、严重影响天然气生产的情况,长庆油田长北项目通过论证分析,提出采用旁通清管技术进行清管作业。经对长北项目北干线的运行工况进行分析,对旁通清管器在不同旁通量时的情况进行模拟,最终选用保守旁通量进行实际测试。实践证明,旁通清管技术能够有效减缓清管器运行速度,延长管线内液柱到达处理厂的时间,减少产量损失,效果明显。

元坝高含硫气藏地面集输系统水合物预测及防治

元坝海相气藏为高含硫化氢天然气气藏,长距离输送情况下易形成水合物。针对元坝酸性气藏气样组份,开展不同压力下的水合物形成条件室内模拟实验,并通过室内实验与管网建模计算相结合的方式,对元坝集输系统水合物形成温度进行了模拟计算,定量确定了集输系统防止水合物形成所需的运行温度。同时通过对水合物抑制剂法和保温输送法进行对比研究,形成了元坝气田湿气加热保温输送的水合物防治对策,为同类型气藏集输水合物对策的制定提供参考。

普光气田地面集输系统的内腐蚀控制与监测

分析了高含H2S/CO2气田的腐蚀特征,探讨了在普光气田开发建设同期模拟普光集输工况开展的腐蚀性研究与成果;针对普光高含硫、复杂地形、人口密集、全湿气输送的地面集输系统,重点介绍了"抗硫碳钢+缓蚀剂+清管+腐蚀监测"的综合腐蚀控制与监测设计方案,初步地总结和评价了投产运行后腐蚀控制与监测的实际实施效果,对存在的问题给出了建议。

普光气田地面集输系统的内腐蚀控制与监测

分析了高含H2S CO2 气田的腐蚀特征，探讨了在普光气田开发建设同期模拟普光集输工况开展的腐蚀性研究与成果；针对普光高含硫、复杂地形、人口密集、全湿气输送的地面集输系统，重点介绍了“抗硫碳钢＋缓蚀剂＋清管＋腐蚀监测”的综合腐蚀控制与监测设计方案，初步的总结和评价了投产运行后腐蚀控制与监测的实际实施效果，对存在的问题给出了建议。

高含硫化氢气田集输工艺系统优化

元坝气田滚动建产工程结合传统含硫气田的开发工艺, 吸收普光气田开发高含硫气田的成熟技术和生产实践经验, 对元坝高含硫气田的集输工艺进行优化设计。经过对分离流程、腐蚀控制系统、污水流程进行优化,降低了地面工程的投资,降低了高含硫天然气集输风险。

涪陵页岩气田集输系统优化研究与实践

涪陵页岩气田位于重庆市涪陵区,针对涪陵龙马溪组页岩气田进行了商业开采和地面集输工程建设,气田集输采用高压采气、中压集气、集中脱水的湿气输送工艺,利用'辐射+环状'管网形式将井口天然气输送至集气站,经加热、节流、计量后外输至脱水站脱水。在对国内外页岩气集输工艺现状进行研究的基础上,分析目前涪陵集输系统的现状及存在的问题,通过采取两相流在线计量、集气干线清管以及增压开采技术等一系列措施,减少了占地面积,提高了管道集输效率,确保集输系统安全、平稳、高效输气。

海底湿气管道段塞流捕集器容积的计算方法

为合理确定海底湿气输送管道终端段塞流捕集器的容积尺寸,将海底管道和段塞流捕集器视为一个整体,采用稳态模拟软件Pipeflo对湿气管道进行模拟计算。首先,根据稳态模拟结果确定段塞流捕集器的液体排量;其次,通过确定清管工况段塞容积,初步得出段塞流捕集器的储存段容积和水的缓冲容积;最后,根据不同输量下管内滞液量计算Ramp-up工况段塞容积,校核段塞流捕集器的排放能力和容积,从而确定管道终端段塞流捕集器的容积。结果表明:根据不同输量下稳态计算结果确定清管和Ramp-up工况下产生的最大段塞量,其计算结果与OLGA软件模拟结果相差较小,因此,通过稳态模拟确定段塞流捕集器尺寸是合理可行的,且该方法简单便捷,为项目早期研究提供了技术支撑。