输气管道清管周期的影响因素及确定方法

对输气管道清管周期影响因素进行了分析,确定将最小允许输送效率、最大允许积液量和最大允许压降作为清管的参考标准,以水力摩阻因数、管输流量、输送效率为基础,提出了沿途有、无支管并入的情况下,是否需要清管作业的理论判断流程。介绍了通过软件模拟静态积液量并结合气体携液能力综合确定清管周期的软件模拟法。结合苏里格北二干线实例,详细阐述了两种方法的具体应用步骤,分析了该理论判断流程的局限之处,最后得出：应针对不同的应用场合选取合理的清管参考标准,并使用合适的计算方法确定清管周期;应针对不同的管输介质和管输工况,选取合理的积液量和两相压降预测相关式,以确定合理的清管方案。（表4,图4,参13）     

秦京输油管道合理清蜡周期的确定

用理论计算和实际运行数据统计分析相结合的方法,以输送一定量原油所需燃料、动力费用为目标函数,分析了秦京输油管道输油燃料和动力费用随清蜡后天数增大的变化规律,确定了安全经济的清蜡周期.     

复杂湿气集输管网清管时机的确定

在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100％或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。（表1,参6）     

湿气管道清管周期确定方法的适应性分析

湿气管道在实际运行中,需要基于某些方法确定清管周期,以保证管输效率。为研究国内常用清管周期确定方法的适应性,对最小输气效率法、最大允许压降法、最大积液量法存在的不足进行剖析,并基于2条实际管道,重点研究了清管后管线输送效率和积液量的变化规律。结果表明:当利用最大积液量法时,决定清管周期的关键因素是清管液塞量而不是管内积液量;通过静态积液量确定清管周期的做法具有一定的局限性;当管道输送量较大时,利用最小输气效率法和最大允许积液量法得到的清管周期均为无限大,无法有效应用;对于实际管道,无论是最小输气效率法还是最大积液量法,得到的清管周期都过于短暂,不能用于指导现场清管周期的确定。     

苏里格气田骨架集输管网风险识别与控制

通过建立天然气管道失效故障树,以管道失效为顶事件,运用故障树定性分析法对苏里格气田骨架集输管网进行风险识别,得出造成管道失效的主要风险有第三方破坏、自然灾害、人员操作不当、材料缺陷等。结合该气田骨架集输管网管理运行的实际情况,提出了7个方面的控制措施:管道标识齐全完整、定期巡护、交叉作业监护到位、数字化管理、天然气管道保护宣传到位、预防自然灾害、加强阴极保护、定期清管。为了进一步提高管网的安全运行水平,从完善管理体系、开展管道腐蚀检测、应急保障、增加联络线优化集输工艺、改进清管器等方面提出了建议。     

苏里格气田井口电磁阀技术应用研究

苏里格气田地处大漠戈壁,自然条件恶劣,随着开发年限的延长,苏6、苏36—11区块单井数量多,管理任务重,为此采用井口电磁阀技术以提高单井生产的管理效率。介绍了电磁阀的结构和工作原理,分析了电磁阀的应用现状,指出电磁阀在实际应用中存在的问题并提出了相应改进措施,为天然气井的生产提供参考。     

苏里格气田数字化集气站橇装化

为了实现大规模、低成本建设,长庆油田推行了以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为核心的管理模式,并针对苏里格气田50×10^4m^3／d标准数字化集气站展开了橇装化研究。根据采出水外输方式的不同,提出了3种橇装建设方案：①采出水和天然气混输至下游场站;②采出水和天然气分别管输至下游场站;③采出水采用罐车拉运方式运至处理厂。结合苏里格气田的特点及现状,最终选择采出水采用罐车拉运方式作为建设方案,该方案提高了建设速度、减少了站场占地面积。采用橇装化建设提高了站场运行的可靠性、稳定性,提高了管理水平,是工程建设的必然趋势。（图7,参6）     

苏里格气田气井现状及钻井泥浆的成分、危害

随着苏里格气田天然气探明储量的增加，气田的开发力度逐渐加大，气田开发带给当地的生态环境问题也在凸显。本文介绍了苏里格气田的现状及钻井泥浆的成分及危害，为减少环境危害提供理论依据。     

苏里格气田井下节流参数优化

井下节流工艺是苏里格气田低成本高效开采的关键技术。针对气井产水后井下节流油嘴是否利于携液这一生产技术难题,建立了带井下油嘴的产水气井压力、温度模型。在井下一级节流方面,对比分析了节流前后气液流速、持液率、液体体积流量、举升压降等参数,井下节流后气体流速增幅远大于液体流速,使液体持液率下降,但液体体积流量增大,即携带相同体积流量的液体所需的临界气量更小,证实了井下节流对携液有利。据此在卡瓦安全的前提下推荐井下一级油嘴位置为距产层顶部300~500m。在井下二级节流方面,从节流压降、温降入手对比分析了"下小上大"和"下大上小"两种二级节流技术方案,推荐采用"下小上大"和节流压降等分的设计方案,并根据温度恢复度来确定两个油嘴的间距,完善了井下二级节流技术方案。该研究成果将进一步完善井下节流携液的基础理论,为类似气井采用井下节流低成本高效开采提供了重要的技术支持。     

苏里格气田柱塞气举排水采气工艺技术研究

苏里格气田为典型的“三低”气藏，气井生产中后期携液能力降低，导致井筒积液，影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，开展了柱塞气举排水采气工艺试验。介绍了柱塞气举工艺原理及柱塞组成，通过柱塞气举参数设计、柱塞类型及优化方式优选，总结了柱塞气举现场试验开展情况及试验效果评价。柱塞气举工艺利于排出井筒积液，确保了气井产能的有效发挥，经济效益可观，取得了良好的应用效果，为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺的推广应用提供了的借鉴。     

跨国长输天然气管道清管作业特点

清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要作业,可保证管道的安全运行和输气效率。跨国天然气管道的清管作业不同于常规清管作业,其具有一定的复杂性和特殊性。介绍了中亚天然气管道在清管站设置、清管站工艺、清管器选型等方面与国内一般管道的不同之处,并以中亚天然气管道清管作业为例,对中亚天然气管道乌国段的清管工艺特点和清管经验以及跨国段管道清管作业的特点和关键要点进行了总结和解析,以期为后续跨国长输天然气管道的清管作业提供帮助。     

长输天然气管道在线清管作业运行速度控制

在长输天然气管道在线清管作业过程中,存在介质流速较高,清管器磨损量大及跟踪监控困难等问题,如果球速控制不当,将导致清管器卡堵或造成收球端设备损坏。结合山东省天然气管道有限责任公司济淄线输气管道在线清管作业实际情况,根据速度模型计算分析,适时掌控清管器的运行状况,及时调整工艺设备参数,有效控制了清管器的运行速度。采用“二次收球”的作业方法,运用牛顿第二定律及能量守恒定律两种方法的计算结果,调节清管器进入收球筒的运行速度,达到安全完成收球作业的目的。建议进一步加强对瞬时气量变化规律的研究,以更加精确地控制清管器的运行速度。（表2,图5,参8）     

天然气管道在线清管作业风险识别及控制

长输天然气管道在线清管作业是在不停输、不放空及不影响给下游用户供气的情况下,使用管输天然气作为清管器运行动力源的特殊清管作业,极具风险.结合清管作业的具体实施流程以及山东省天然气管道公司济淄输气管道十余次在线清管作业的现场经验,分别对发球作业环节、清管器运行过程和收球作业环节进行风险分析,详细阐述了风险形成的具体原因并提出了具有针对性的风险控制措施.后期的风险控制能效分析结果表明,各类风险因素基本得到了有效控制,确保了济淄天然气管道在不停输情况下清管作业的顺利进行,可为今后天然气长输管道在线清管作业提供借鉴和理论参考.     

基于智能清管检测的酸气集输管道可靠性评价

普光气田高含硫天然气集输管道腐蚀风险较高,为了全面掌握管体的状态,在投产前后分别对集输管道进行了智能清管检测.投产前检测发现外部金属损失点10处,投产后一年检测发现外部缺陷点9处、内部缺陷点7处.经开挖验证和检测分析,外部金属损失为建造或施工损伤,内部损失点由气液界面腐蚀造成.采用概率统计方法评估管道的可靠性,采用剩余强度理论评估管道的安全性,结果表明:检测到的缺陷点未对管道安全造成明显影响,管道整体可靠性较高.(表2,图3,参7)     

超大输量天然气管道工艺方案筛选

借鉴国外超大输量天然气管道输送方案的研究成果,从提高输送效率的几个主要方面入手,结合以后可能出现的单管输送300×108 m3/a和450×108 m3/a的输量情况,以3000 km长度为基准,对设计压力10～20MPa、管径1016～1422mm、钢级X80～X100的天然气管道,进行工艺方案的经济费用匡算,筛选出经济性较优的方案.对板材和钢管的生产加工、钢管的止裂韧性、阀门设备等影响工程建设的关键控制性因素进行调研,筛选1422mm、X80、12 MPa为较可行的方案,并建议对此方案开展深入研究.