海洋集输管道严重段塞流控制管理

由于严重段塞流现象给海洋油气生产造成了极大困扰,本文总结了生产中常用的控制方法,如节流法和气举法等,并分析了各种控制方法的优缺点及适用性。节流法适用范围更广,但容易造成能量损失,降低油田产量;气举法能够提升产量,保护下游设备,但需要充足的气源支持。     

水下生产系统流动保障管理策略的研究

本文针对包括水下采油树、中心管汇、管道终端管汇、工艺管线、跨接管等水下设备设施.研究内容涉及初次开井、系统正常生产运营、计划/非计划关井以及热井/冷并再启动全部阶段,分别从生产管理、段塞流管理、水合物管理、石蜡沉积管理、污垢与腐蚀管理,对水下生产系统流动保障的管理策略展开研究.     

油田油气集输联合站生产系统严重段塞流的研究

文章分析了油田油气集输联合站生产系统严重段塞流存在的条件和成因。通过现场测试,对严重段塞流的循环过程和特性规律进行了深入研究;重点介绍了段塞流的捕集、压力波动图等对水平下倾-铅直管段流型的描述。并结合联合站原油处理工艺特点,提出了吸管效应在严重段塞流形成过程中具有关键作用。     

关于管道段塞流的一些研究

在近海油田的管线系统中常出现段塞流,这是生产过程中最不希望看到的现象,它给正常的生产带来了很大的困难。本文旨在阐述有关段塞流的研究情况,以期对我国处于起步阶段的海底管道的建设工作有所帮助。     

东方终端收球工艺设计及风险应对

中海石油(中国)有限公司湛江分公司东方终端担负着海上东方气田和乐东气田的天然气和凝析油的处理任务,处理合格的天然气外输到下游各个用户,处理合格的凝析油装船外输。文章通过对上岸收球工艺进行分析,找出工艺设计的优、缺点并制定出针对性的应对措施,从而使整个工艺操作更加优化、外输更加稳定。     

集输管线中段塞流计算

气田采出气往往含有较多的水,在集输管网中积聚,影响管线输送效率。本文使用PIPEp HASE软件计算管网中两相流流态、液塞大小以及清管液塞长度。同时对清管过程中形成的液塞静压力进行计算,以保证管线环向应力在规范要求的范围内。     

段塞流捕集器三通管线穿孔失效分析

某海上平台的段塞流捕集器管线的三通位置出现穿孔失效,为查找管线穿孔原因,文章通过宏观分析、微观分析、化学成分分析、金相检验、硬度测试、流体冲蚀模拟评估等方法,对三通管段进行失效分析。根据分析结果,三通管线的穿孔位于介质双向汇聚的出口侧管体,穿孔所在管体部位母材大面积壁厚减薄且延伸至环焊缝。分析结论为管体材质符合标准要求,排除由于介质的腐蚀性造成的局部减薄影响,管线穿孔的主要原因是当前运行工况下介质双向汇聚部位的局部流速大于临界冲蚀速率,经过长期的冲刷腐蚀,最终导致管体局部穿孔。     

螺旋段塞流捕集器的设计与优化

段塞流捕集器是油田地面集输工程中至关重要的设备,其运行性能对保障下游设备内气液流量的稳定具有重大影响。针对液体携带的强动能会对设备内件产生撞击、造成下游设备内液面波动过大等问题,提出螺旋段塞流捕集器设计方案,结构型式以螺旋分配器、聚结板、导流板、折流板为主要部件。采用计算流体动力学模拟软件FLUENT,基于双欧拉模型,考察螺旋分配器的消能效果和螺旋段塞流捕集器的流动过程。针对介质流速过大(9 m/s)时仍有较大残余动能,提出为螺旋分配器加筛型盖板,将聚结板改为稳流板的优化措施。优化后,气相经过气体稳流板,具有残余动能的液相进入液体稳流板,气液两相均得到较好的稳流效果,较大程度上解决了混输段塞流对油气集输运行设备的影响,提升了油气勘探开发过程的安全性。     

海上平台三相分离器运行影响因素及对策

随着投产时间增加、来液负荷增加和井口产出液的物性变化,渤海海域埕岛中心2号平台三相分离器处理效果变差,处理能力降低。为缓解海上新建产能的压力,分析影响因素,采取针对性措施,提高处理能力和效果。     

基于OLGA一体化模型的新井接入流动模拟

针对A气田地面管网出现较为严重的积液和段塞流的问题,根据A气田现场数据,建立了基于OLGA软件的油藏-井筒-管网一体化模型,研究了新井接入条件下相邻井的压力变化和集输管线中积液与段塞流的变化情况。结果表明,建立的油藏-井筒-管网OLGA一体化模型最大误差为6.92%,满足生产模拟;新井产量增加到一定条件时（11 万m3/d）,相邻井平台汇压明显下降（从3.75 MPa降至2.56 MPa）,其他井平台的汇压变化不大（0.1 MPa范围内波动）,主要原因是新井和相邻井汇合后的管线压降出现明显降低。而汇合管线压降降低的原因是新井汇入后管线输量增大,管内积液量、持液率、段塞流数量明显降低,增大了汇合管线的输送效率。同时,模拟发现管网积液高风险位置主要为低洼段,段塞流高风险位置主要为上坡段。