立管顶部节流法控制海管清管段塞的适应性

将新油气区块通过新建海底管道回接至已建处理设施,采用立管顶部节流法控制新建海底管道清管段塞存在很多限制因素,研究海管立管顶部节流法对提高已有设施的适应性尤为重要。通过OLGA软件动态模拟海管清管作业,对比了顶部节流对清管参数的影响,分析了节流阀开度、清管气体流量对清管段塞缓冲体积的影响规律。结果表明:节流阀开度越小,管道系统憋压越严重,节流阀前后压差及出口立管底部压力越大,清管段塞缓冲体积越小;清管段塞缓冲体积随节流阀等效开度的减小并非线性减小,节流阀需要达到某等效开度及以下才能达到较好效果;延长阀门动作时间可以减缓节流阀开启时造成的海管气塞;清管气体流量越小,清管段塞缓冲体积、节流阀前后压差及出口立管底部压力越小。研究结果为海洋油气混输管道的安全输送、清管作业的顺利完成提供了技术支持。     

文昌油田集输-S形立管内严重段塞流的分析与控制

针对文昌油田群8-3A平台、14-3A平台及116FPSO(浮式生产储卸油装置)之间油气混输管道中发生的严重段塞流开展理论分析与试验研究。根据严重段塞流的判别准则,从理论上分析了文昌油田14-3A海管中的流动状态。基于海管尺寸设计改造了集输-S形立管严重段塞流试验平台,模拟现场油气水在海管中发生的各类流型及其转变过程。基于段塞流消除理论和经典PID控制理论,提出一套依据管道各处压力信号的节流阀自动控制程序,在试验中有效消除了严重段塞流。通过对116FPSO进行改造,将该技术应用于文昌油田群现场,显著降低了下海管压力和上FPSO压力的波动幅值,提高了油气产量。(图9,表3,参29)     

立管严重段塞流的一维数值计算与试验对比

针对海洋立管的严重段塞流现象,在等温条件下,采用特征线法,根据下倾管和立管中的气液相连续性方程和动量守恒方程,以及严重段塞流的4个不同阶段的特点,考虑气相的压缩性,分别建立了4个阶段相应的瞬态流动模型,进而得到了准平衡态的一维立管系统严重段塞流物理模型。将模型计算结果和立管试验数据进行对比,结果表明:计算得到的段塞周期和立管底部压力等特征参数与试验数据吻合较好。     

大落差地下水封油库收发油作业的安全性

大落差地下水封油库进行收发油作业时,地面至洞库的立管易出现不满流及喷溅现象,油流对立管底部的冲击力较大.为此,需要在立管上安装节流板,进油立管安装节流板后,底部所受冲力仅为安装节流板前的20％～34％.基于能量守恒及节流板设计规范,建立了收发油工艺数学模型,计算确定了节流板的位置、厚度、孔数、单孔直径等参数.使用TLNET软件模拟地下水封油库停输再启动过程,分析了收发油管道的瞬态压力变化趋势,当启、停泵时间为2 min时,管道沿线最大瞬变压力低于1.9 MPa,小于管道设计承压,不会对油库的作业安全造成威胁.     

空气-水立管系统的严重段塞流瞬态数学模型

严重段塞流形成时,空气-水立管系统的压力和管内瞬时流量等参数大幅波动,不仅对下游设备造成冲击,而且容易导致管道剧烈振动等危害,准确计算严重段塞流瞬态流动参数是评估其危害的基础。基于气体、液体连续性方程与混合动量方程建立严重段塞流瞬态数学模型,详述数值积分方法,对立管试验装置中的严重段塞流现象进行数值模拟,并对模拟结果进行了验证。数值积分中,采用向后欧拉格式进行预报,梯形法校正;采用变时间步长以提高计算效率且保证精度;开展室内试验,并将严重段塞流循环周期、立管底部压力的试验结果与模拟结果进行了对比;将气、液流速和含气率等瞬态流动参数的模拟值与Fluent软件的计算结果进行了对比。结果表明:该数学模型和数值方法能够较好地计算典型严重段塞流的瞬态流动参数,有利于严重段塞流危害的准确评估。     

含CO_2油水混输管道内腐蚀仿真研究

CO2驱油、注水采油以及油水混输技术的应用,虽然节省了投资成本,但增加了油水混输管道CO2腐蚀失效的安全隐患。应用全瞬态多相流软件OLGA,将油水多相流模拟与CO2腐蚀预测数值仿真相结合,研究了立管角度、立管高度、入口温度、处理量、Cl-浓度、HCO3-浓度以及缓蚀剂MEG浓度对含CO2油水混输管道内腐蚀的影响。结果表明:在某些极端开发条件下,立管底部是腐蚀失效高风险点,需要提高立管底部腐蚀裕量;Cl-、缓蚀剂MEG浓度对油水混输管道内腐蚀速率的影响趋势相似,均存在浓度临界值,一旦超过该值,其对腐蚀速率的影响趋势将发生显著变化。     

海洋L形立管系统底部连续气举水力模型

为了研究海洋L形立管系统底部连续气举水力模型,基于立管底部连续注气条件,分析L形立管系统内可能发生的两相流动过程,建立了针对下倾管-立管系统严重段塞流工况下立管底部连续气举的一维准稳态数值模型。该模型能对有回落循环过程、无回落循环过程、非稳态震荡过程及稳态两相流动过程的相关参数进行数值模拟,从而得到不同流动类型特征参数随时间变化的规律,且模拟结果与第3方实验数据吻合较好。与Jansen模型相比,该模型的适用性和稳定性更强。基于模型模拟结果和实验数据,分析了注气量对立管底部连续气举效果的影响,以期对海洋立管系统安全稳定流动提供借鉴。(图8,表3,参27)     

海底油气混输管道严重段塞流的问题分析

对海洋平台油气混输管道易发生段塞流的问题进行了分析,给出了工程中预测严重段塞流发生的经验公式以及控制严重段塞流发生的几种常用控制措施,并在自供气举法的基础上提出采用改进调节注气量的方式可实现对强烈段塞流的有效控制.     

深水海管并联集输系统段塞联合接收技术

深水油气开发中通常采取多条混输海管分别由不同水下生产系统回接至同一中心平台处理,不同海管的运行状态不同,清管、停输再启动或增加输量等瞬态操作将会产生体积巨大的段塞,影响平台上部流程运行。根据段塞缓冲体积计算公式,针对2种深水海管并联集输系统,从流动保障角度提出了段塞联合接收策略:优化段塞接收方式,将平台上部所有段塞接收设备联合起来,配合工艺流程调节,共同应对某一条海管的严重段塞流工况;或优化组合各海管运行状态,合理规划海管系统操作参数、步骤和时机,从而减少海管系统总体段塞缓冲体积。以某深水气田为例,对比了应用该技术前后段塞缓冲体积及段塞接收设备尺寸的变化,结果表明:在保障段塞流安全平稳接收的前提下,段塞联合接收技术可大大节省平台空间和工程投资。     

原油海底管道掺气混输的可行性研究

利用OLGA2000多相流非稳态模拟软件,对LD10-1CEP至陆地终端的海底输油管道每天增输5×104m3天然气的工艺可行性进行了研究,计算结果表明,应用油气混输工艺是可行的,虽然管道中会出现段塞流,但并不严重,仅需在终端设置一个分离器或段塞流捕集器即可控制段塞流。经过计算,分离器的理论最小容积为33.76m3,在安全系数为1.5时,分离器的容积为50.63m3。     

管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算方法

在CO_2管输过程中,为了保障管道的安全运行,需要准确预测其节流特性,以防节流后管道发生冻堵。从分子角度分析了不同相态CO_2节流效应机理,利用多元非线性回归方法提出管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算方法。该计算方法包括3种相态的管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算公式,形式简单,计算速度快,具有更好的工程利用价值。使用实验数据对经验公式的准确性进行了验证,在管输工况下其平均相对误差为10.63%。该计算方法为CO_2管道设计与运行过程中的节流温降计算提供了参考。     

高含CO_2的多相流体系节流效应模型

CO_2驱采油过程中,为了保证集输管道的安全运行,必须准确预测其井口节流特性,以防止节流后管道发生冰堵。基于BWRS状态方程、相平衡原理及热平衡方程,提出适于高含CO_2的多相流节流效应模型。该模型在低压(5 MPa以下)范围内具有较高的精确度,计算结果与Aspen HYSYS软件计算结果对比,误差范围为±1%。研究表明:在模型适用范围内,CO_2多相流体系含CH_4、N_2、H_2这3种杂质均提高了CO_2-H_2O多相流体系节流后的温度,其中H_2对节流后温度的提升最大。节流温降随气液比的增大而增大,当气液比低于10时,气液比变化对节流后温度的影响较明显。研究结果对CO_2驱油井采出流体节流安全控制与管道冻堵防治具有指导意义。     

海底管道立管局部冲刷数值模拟

基于κ-ε湍流模型,建立了海底管道立管与海洋平台桩腿相连接、海流流经海洋平台桩腿发生绕流现象的三维流场模型,模拟了冲刷过程中不同条件下立管附近流场及压力的变化,研究了海底管道立管局部冲刷机理.模拟结果表明:随着与立管连接的横管悬空量增大,立轴漩涡越来越密集,海底管道局部冲刷速度加快;在一定范围内,随着桩腿与立管间距的增大,冲刷速度加快,但是当该间距增大到一定程度时,冲刷速度逐渐减慢;增大桩腿的直径,可以减少海流携带泥沙量,冲刷作用得以减缓.     

海底油气管道多相流动中的若干技术

分析了海底混输管道多相流动中的若干关键技术问题,这些技术问题是,天然气凝析液输送技术、油水(稠油/水)输送、油气水三相流动规律的研究现状及存在问题;海底管道流动保障技术(气体水合物、结蜡等固态物控制)、海洋立管中严重段塞的形成和控制方法、天然气/凝析液清管技术、多相计量和增压设备和技术等。指出了在对多相管流研究的基础上,以流动安全技术作保障,应用先进的多相计量和增压设备,采用高度自动化控制系统,建设长距离、大口径、高压力油气混输管道,可以为我国的海洋油气田向更深水海域发展提供技术支持。     

长输管道清管系统应力与振动分析

在长输管道的清管过程中,时常伴有段塞流产生,造成管系中含气率和压力的显著变化,导致管系在段塞流的作用下发生机械振动。依据ASME B31.8-2014《气体输送和分配管道系统》标准,运用CAESARⅡ软件建立清管器管系的应力分析模型,并利用时程分析法分析段塞流对管系的冲击振动影响。应力分析结果表明:在持续载荷工况下管道一次应力满足要求,在动态载荷工况下管道二次应力满足要求,并得出管系在操作载荷工况下管口与支架的受力情况;对清管系统的振动分析表明:段塞流出现区域管系振动位移较大,在段塞流出现附近区域支架受力较大,且在持续载荷工况与动态载荷工况共同作用下,最大应力为54.338 MPa,满足应力校核要求。     

基于混合模型的管道输沙特性数值模拟研究

【目的】探索管道水沙两相流的流场结构和输沙特性,为进一步研究管道输沙过程中阻力损失随含沙量、流速等的变化规律奠定基础。【方法】采用多相流混合模型和标准k-ε湍流模型,利用管道清水层流和湍流流场模拟,验证所选模型的可行性,并将模拟得到的管道流场以及阻力情况与实测值和计算值进行对比,确定模型参数,进一步结合小浪底水库现场管道抽沙试验,对管道流量(Q)为620和950m3/h工况下含沙量(Cv)分别为3.74%,10.53%,22.64%,37.74%和45.28%的5种含沙水流进行数值模拟计算,并分析其流场结构和流速、含沙量的垂向分布等水力特性。【结果】根据模拟值与实测值以及计算值的综合对比情况,选定粗糙度0.6mm、粗糙常数0.6、入口湍流强度25%为参数组合来模拟分析管道含沙水流的流动特性,得到了5种含沙量工况下管道输沙过程中的水沙两相流分布和管道横断面的流速分布,以及5种含沙量下横断面流速的垂向分布和含沙量的垂向分布规律,具体表现为:在管道流量Q=620和Q=950m3/h时,管道中心断面水沙呈上小下大的悬移质分布形态,随着水流含沙量的增加,管道底部沙量逐渐增大,当含沙量增加至45.28%时,管道中的水沙几乎为稠密的沙浆,在垂向分布上管道含沙量出现顶部小而底部大的现象。另外,管道的断面流速呈现出顶部流速大而底部流速小的现象,且随着含沙量的增大,高流速区扩大且逐渐向管道顶部上移,与大流量工况相比,小流量时高流速区集中且上移明显。垂向流速分布不再呈对称分布而出现管道顶部大、底部小的分布形态,且随着含沙量增大,不对称性更加明显。【结论】多相流混合模型可用于管道输沙流场的模拟计算,模拟结果表明,挟沙水流极大地改变了管道清水流场时呈轴对称分布的流速形态,表现为管道顶部低含沙区流速大,底部高含沙区流速小,且含沙量越高,不对称性越显著;随着流速增大,水流挟沙能力大大提高,流速分布的不对称性显著降低。     

克乌成品油管道复线泵机组的优化运行方案

根据克乌成品油管道复线泵机组输油的原设计方案,当实际年输量低于195×104t/a时,全年间歇性停产时间合计为158d,增大了首站启停输作业次数和设备操作过程中发生事故的概率,并因需要控制首站出站调节阀开度节流而导致能量损失。基于近两年的输油工况,从能耗的角度出发,分析比较了分别运用临时投产与设计安装的泵机组能耗差异,据此提出在不同年输量范围内的泵机组优化运行方案:当年输量为195×104～300×104t时,以新建泵机组"2台给油泵+2台输油主泵(半扬程泵和全扬程泵各1台)"的工况满负荷运行;当年输量小于195×104t,运行临时投产输油泵机组当年输量为300×104～400×104t时,采用新建泵机组"3台给油泵+2台多级输油主泵"的工况满负荷运行;当年输量超过400×104t时,以新建泵机组"3台给油泵+2台多级输油主泵+1台单级输油主泵"的工况满负荷运行。     

顶张紧式立管作业风险源识别与失效模型

顶张紧式立管(Top Tensioned Riser,TTR)主要应用于深水油气田开发中的单柱式平台和张力腿平台,为了保证海洋工程作业的安全可靠,对复杂载荷条件下顶张紧式立管作业过程中的风险进行了分析。根据美国大陆架区域立管失效资料整理、统计结果,对立管关键工作步骤的危险与可操作性分析进行风险源的识别;将风险源按照因果关系建立了TTR的失效故障树,通过上行法求出故障树的最小割集;将模糊数学的层次分析法与专家评价法相结合,对故障树进行定量分析。基于专家评价结果,确定了故障树中基本风险事件、顶事件的发生概率,并针对概率较大的风险事件提出了防控措施。通过对TTR作业风险源进行识别,建立了基于故障树的失效模型,解决了深水立管事故数据缺乏且不确定性较高的问题,为深水立管的风险管理提供了参考。     

日照-仪征原油管道水击分析与保护

长输原油管道在输油生产过程中,会因输油站的误操作而造成管道水击现象,使管道发生局部超压、液柱分离和泵机组汽蚀。介绍了输油管道产生水击的原因;分析了日照-仪征原油管道压力自动调节系统、压力超限保护系统和水击控制系统的构成;对仪征误关进站阀的事故工况进行了模拟,分析说明了该管道的水击保护过程。结果表明：日照-仪征原油管道水击保护系统的应用具有可行性,可有效防止严重水击工况对管道和设备造成危害。（图3,表4,参7）     

法兰连接式柔性软管膨胀弯在工程中的应用

在海流作用下,海底管道因海床冲刷而产生悬空的现象时有发生,尤其位于沉箱式平台附近时更为明显,极大地影响了在役海底管道的安全运营。在复杂特殊的海洋环境下,选择合适的膨胀弯材料,是确保整条海底管道长期安全运行的关键。以辽东某油田柔性膨胀弯安装工程为例,介绍了所选取的柔性软管膨胀弯的结构形式和基本参数,分析了柔性软管膨胀弯相比钢制膨胀弯的优势,并对安装方法进行了研究。针对柔性软管膨胀弯安装存在的3个技术难点提出了解决措施:使用水泥沙袋对冲刷部位及立管悬空进行处理,为柔性软管膨胀弯提供支撑;合理设置弯曲限位,实现软管膨胀弯安装路由与设计相符;采用水平撑杆将柔性软管膨胀弯吊装下水,在平台基础结构上安装2个临时吊点,通过倒链调整膨胀弯法兰位置,完成立管法兰对接。以上措施在工程实践中取得了良好的效果,可为今后类似安装工程提供一定参考。(图7,表2,参20)