高含水气井管道积液治理优化方案研究

本研究旨在寻找高含水气井管道积液问题的最优解决方法。针对高湿度井口运行阶段普遍存在的积液问题,本文进行了研究,实施了一套完整的处理方案,这一方案依托于领先的流体动力学理论及优秀的化工技术。分析各项治理方法的优劣,本文聚焦于提升排液系统设计效能的方法,提高气井生产效益与安全性是智能控制策略实施的核心目标。气井积液问题发生率可通过此优化策略大幅降低,提升整体流程的执行效能。关于高含水气井的积液问题处理,针对这一问题,研究提出了创新解决方案,此外,先进技术在油气田领域的运用,确保了其持续发展。

天然气集输管道积液对有机胺缓蚀性能的影响

采用室内动态循环多相流高温高压釜模拟气田集输管线的服役环境,在流速5m/s,有无积液存在条件下进行腐蚀试验、电化学试验和接触角测量,研究了积液对于有机胺缓蚀剂缓蚀性能的影响。结果表明:积液的存在使管材的腐蚀速率增大,相对降低了有机胺缓蚀剂的缓蚀率,且加大了试样发生点蚀的概率。建议合理设计各设施的位置、管线的走向和适当的监测,尽量减少管道的落差,从而减少管道中的积液的形成,同时使用具有一定抗冲刷能力的缓蚀剂。

含硫天然气集输管道积液预测及排液工艺方案

由于建南气田地处山地地区,管线低洼处势必会产生积液,导致管输效率低、能耗高、上游输压高等问题,严重影响管线安全运行。因此,提出了定期排液、增加脱液预处理设备和分子筛脱水设备及清管作业等措施。经技术经济对比,认为在管线起点增加放空排液点方案,现场可实施性和可操作性强。采用该方案对南集站原料气管线进行放空排液,效果较好,排液约5.9 m3,管线压力损失下降为0.58 MPa,降幅52.5%。

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。

基于超声波的管道积液检测方法研究

在工业生产中输气管道内的积液检测是关乎安全生产的重要问题,文章提出了基于超声波的管道积液检测方法。首先介绍了超声波液位检测原理及系统结构,然后在选定的管道上开展了试验,根据阈值确定回波位置。经过多组对比试验,结果表明提出的方法可以实现积液的检测并具有较好的稳定性。

管道积液模型在陕北某气田的建立与应用

陕北某气田地处黄土高原,地面集输管道起伏大,高程差最大达300米,管道地势低洼处极易积液,严重影响管道的输送效率。本文利用Pipephase软件建立管道积液模型,预测分析管道积液量及积液位置,优化气田集输管道清管周期,指导气田集输管道清管作业。

层次分析法在临兴区块集输管道积液解决方案优选中的应用

为促进临兴区块致密气资源勘探开发,加快产能发挥,依据目前临兴区块地面集输现状,提出3个集输管道积液解决方案。运用多目标决策分析的原理,基于层次分析法,构建方案优选模型,通过算术平均法得到评价指标权重,建立判断矩阵,计算综合评价指标并排序,将具有主观性的指标用数值形式表达并进行量化综合比较,克服了传统方案优选(采用优缺点对比方式)的不足。经过计算方案层权重因子,最终推荐在E井场设置分水阀组的方案。在保证安全运行的前提下,该方案使得临兴区块集输管道积液问题得到最大程度解决。

大牛地气田管道积液量的影响因素及计算方法研究

长输管道积液量的计算较为复杂,为此采用OLGA软件研究各因素对积液量的影响程度,同时结合灰色关联法对各因素与积液量的关联度进行分析,简化积液量计算因素。结果表明:与积液量的关联度大小依次为起始压差、进站压力、输气量和环境温度,积液量随着输气量、环境温度的增加而减少,随着进站压力、起始压差的增加而增加。提出采用不同输气量对应的单位压差积液量计算管道积液,通过大牛地气田历史清管数据拟合积液计算公式并在现场清管作业中应用,表现出较好的便捷性和准确率。

关于中江气田外输管道清管作业的思索

四川省德阳市中江气田面积大、分布广、多为山地,天然气集输长输管道高程差大,加上产销昼夜运行波动大,中江气田外输管道运行积液情况严重。通过开展中江-德阳、中江-罗江金山输气管道有效的清管作业,清除管道积液、提高管输效率。针对中江-德阳、中江-罗江金山输气管道历年以来清管数据以及中江首站-龙泉输气管道运行现状,进行分析研究,提出合理化建议。

煤层气输气管道积液排放装置的研制与应用

1任务来源在煤层气开采过程中,煤层气通常是通过管道来集输的。煤层气中的水分会随煤层气进入集气管道,因此传输煤层气的管道中往往会凝析出大量的水,这些水会逐渐聚积在管道底部形成积液,造成输气管道冻堵、腐蚀、气量波动等不良影响。目前常用的输气管道积液处理方式是在管道入口处和出口处安装气液分离器.

子洲气田西干线积液量计算及药剂排液工艺技术

中国石油长庆油田子洲气田公司西干线积液导致管输效率低、能耗高、管网节点压力高,目前采取的频繁清管措施,不但影响正常供气,还存在着卡球、憋压等风险,给安全生产带来了极大的隐患。为此,根据实际管线路由以及气液两相流理论,建立了适用于该气田支干线的积液量计算数学模型,利用实际生产数据、清管参数进行模型的拟合和修正,得到西干线积液量与集气量、集气压差的实用关系式。同时根据该气田管线积液高含醇(体积分数为35%)、高含凝析油(体积分数为42%)的特点,研制开发了高抗醇、高抗油管道泡排剂UT-14,并进行了药剂排液试验。结果表明:试验前后管道进出口压差最多降低0.22MPa,排液效率超过33%,证实西干线积液实用公式的正确性和药剂排液在复杂地表下集气管线的适用性,可作为目前清管工艺的替代工艺,以确保集气管线的连续、安全生产。该成果对提高起伏管线集输效率、降低集输能耗和清管风险具有重要意义。

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。

输气管道清管工艺及周期的确定

输气管道清管作业是保障管道安全平稳,经济高效运行的必要手段,管道中水和凝析液的析出、水合物的生成以及管道腐蚀的发生是导致管道输气能力下降的最主要原因。通过对管道内杂质的形成原因进行分析,得出影响输气管道清管周期的三个因素;以管道最小允许输送效率为衡量标准,通过建立方程求解实际管道的输送效率并与标准规范中的数值进行比较,以此来确定输气管道的清管周期。

煤层气集输管道持液率影响因素及排液点优选

煤层气开采压力低、产量小,且常含有大量液态水,集输管道上坡段容易产生管道积液,使得摩阻增大并出现段塞流,引起压力骤降,不利于集输管道安全运行。本文利用模拟软件OLGA分析入口流量、管径、气液比和出口压力对煤层气集输管道持液率的影响,得到了煤层气集输管道各管段持液率分布规律,并进一步比较了基于管道持液率、流型、压降和排液点个数的4种排液点设置方案。结果表明,煤层气集输管道压力骤降段均出现在上坡段,出口压力对管道持液率影响最为显著,入口流量和气液比对管道持液率影响规律相似,不同管径下管道持液率在流动方向上的分布也具有一定的相似性;设置排液点后,管道持液率明显下降,管道积液情况得到改善,且方案比较表明,当排液点设置在管段低洼处时,管道持液率最低,且各管段均无段塞流出现,管道压降最小。

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.

延安气田多起伏地面管道临界携液流速计算模型

延安气田所处地形复杂,管道起伏多且高程较大,管道积液是气田集输系统生产过程中常见的问题之一,极易引发段塞流,甚至影响气田正常生产。基于液膜模型,考虑运行压力、井口温度、摩尔含水率、管道公称直径及管道倾角5个因素,建立上倾管段临界携液流速计算模型。进而结合延安气田现场运行数据,研究多起伏地面管道的最大倾角、总起伏高程、起伏次数对临界携液流速的影响规律,对已建立的上倾管段临界携液流速计算模型进行修正,结果表明:修正后的多起伏管道临界携液流速模型计算结果与现场数据吻合度高,修正后的模型计算结果准确率达90%,对于多起伏地面集输管道具有较强的适用性,可为延安气田多起伏管道积液预测提供理论支撑。(图8,表3,参35)

HYSYS软件在复杂山区页岩气集输管线中的应用

针对某山区页岩气田现阶段天然气集输过程中由于压力、温度、高差等因素造成的管道积液增多、管输压力不断升高的情况,使用HYSYS软件的多相流动静态模拟功能对集气管线进行模拟。通过建立页岩气在管段中流动的动静态模型,分析造成管道积液、段塞流形成的影响因素,模拟管道内流体流动及清管动态,分析确定清管时机及合适的分离捕集器尺寸,为现场安全运行提供指导。

混输海管变工况研究与清管影响因素

油气混输海底管线内物流为多相流动,与单相管路相比具有更为复杂的特点。混输方式能大大降低海管敷设和运行维护的费用,但带来的多变工况问题又给管道的维护带来了诸多的麻烦。文章以某海域高气油比混输海管为例,根据该海管在生产、维护作业中的特点,以生产数据为基础,通过模拟计算和理论分析方式研究混输海管变工况与海管清管相关的系列问题,提出了一系列解决方法,例如降低管道积液、控制清管段塞等。

微倾斜管道零液流量临界气速实验与建模

临界气速是气相能够排出管内积液的最小流速,准确预测临界气速对预防管道积液具有重要意义。实验预先在微倾管道"V"型低洼处注入已知体积的液体,在液流量为零条件下调节气速至临界状态,并测量临界气速,临界持液率和临界压降。本文建立了考虑管道倾角影响的相界面摩擦因子计算模型,并基于水平相界面形状闭合FLAT预测模型。将实验结果与模型预测值进行了对比,结果表明:微倾斜管道临界气速与初始积液量无关;随着倾角的增加,临界气速增加,临界持液率减小,临界压降梯度增加;相界面摩擦因子修正系数随倾角的增加而线性增加。

输气管道清管工艺及周期的确定

输气管道清管作业是保障管道安全平稳,经济高效运行的必要手段,管道中水和凝析液的析出、水合物的生成以及管道腐蚀的发生是导致管道输气能力下降的最主要原因,通过对管道内杂质的形成原因进行分析,得出影响输气管道清管周期的三个因素;以管道最小允许输送效率为衡量标准,通过建立方程求解实际管道的输送效率并与标准规范中的数值进行比较,以此来确定输气管道的清管周期。