海底油气管道多相流动中的若干技术

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1、第26卷第12期油气储运#1#综述海底油气管道多相流动中的若干技术*徐孝轩宫敬(中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院地面工程研究所)(中国石油大学(北京))徐孝轩宫敬:海底油气管道多相流动中的若干技术,油气储运,2007,26(12)1~7。摘要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

2、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。主题词海底管道多相流流动保障技术海上油气田开发正在向深水海域发展,目前世里,超过百公里的管道只有平湖)上海和在建的春界上最深的海上油井已超过3000m。海洋油气田晓气田)宁波的海底管道。目前,海底管道最大管集输系统的集输半径大,管道距离长,深海水温度径为508mm(绥中3621油田上岸管道),在建的春低,这些特点都给海底多相混输管道的运行和管理晓)宁波管道直径为711mm(壁厚15.9mm),而带来新的挑战。随着我国油气战略调整,为保障国

3、国外海底混输管道的管径最大为1016mm。此外,家能源供应安全,开发海上油气资源是当前和今后我国近海油田水深较浅,渤海油田的最大水深在的工作重点之一。30m左右,东海平湖油气田的水深约80~90m,南20世纪70年代以来,我国对多相流运动规律海崖城1321气田的水深约100m。及工艺计算方法、混输工艺技术、混输设备应用技术(2)输送稠油和含蜡油的管道较多。渤海所产进行了系统的研究,已取得多相流试验环道及中试的原油多为稠油和含蜡油,原油/水管道的流动特性基地建设、工艺计算软件研制、多相流量计标定装置十分复杂,压降计算、流型预测等不够准确,稠油、含建设等成果,有些设备已应用于现场,为海底混

4、输管蜡油/气/水混输技术有待深入研究。道的实际应用和进一步研究奠定了基础。(3)在海管建设技术上,我国同发达国家相比有较大差距。我国海底管道的设计和施工技术落后,一、我国海底油气混输管道建设概况国内距离最长、压力最高的海底混输管道(平湖油气田)上海管道,崖城1321气田)南山处理厂混输管国外海底混输管道建设取得了长足的发展,北道)都是外国公司承建的。海、墨西哥湾、澳大利亚等国家和地区建立了多条海[1]底混输管道,混输技术取得了巨大进步。我国海二、海底管道多相流流动规律研究洋石油开发起步迟于发达国家15~20年,至今开发活动主要集中在渤海、东海和南海等部分海域。与1、天然气/凝析液管道发

5、达国家相比,我国混相管道具有以下特点。20世纪80年代末期,相态模型被引入天然(1)距离短,管径小,水深浅。开发活动主要在气/凝析液混输管路的工艺计算中,从此相态模型成近海,输送距离短,管道长度多在几公里或几十公为气体凝析液混输管路稳态、瞬态模拟的必备模型。*100083,北京市海淀区学院路31号;电话:(010)82282446。#2#油气储运2007年[3]挪威、英国、法国、美国等均在天然气/凝析液混输管送工艺是制管技术发展到一定水平而出现的新的路的稳态、瞬态模拟方面进行了系列的理论和试验管道输送工艺,其进一步提高了管道输送效率并兼研究。天然气凝析液管道的瞬态模拟计算在20世顾了节

6、能和环保,实现了较高的综合效益,代表着当纪90年代取得了重大进展,但模型和算法仍有很大今天然气管输工艺的最高水平。此外,还应对凝析[4,5]的改进空间。液输送管道定期清管,以保证流动效率。[6]建设长距离、大口径、高压力混输管道是发展趋2、油水(稠油/水)两相管流研究势。在工程实践中,虽然天然气/凝析液两相流管道油水两相流属液液两相流范畴,液液两相流的[2]的操作运行获得了成功,但是低持液率两相流管研究进展远远落后于气液两相流、气固两相流和液道的持液率、压降的理论预测精度却不尽如人意,主固两相流。稠油是世界主要能源之一,世界上估算8要问题有,气液界面的形状、尺寸,界面的摩阻因数,的稠油

7、资源量为9000@10t,相当于稀油资源的液滴的夹带,环状流形成机理,环状流中气液界面摩2.5倍。我国也有丰富的稠油资源,约居世界第四阻因数和流型转变准则等。低持液率两相流试验数位。由于油水混输的流动特性和原油管道存在很大据非常有限,而且主要是小管径、常压、水平管道的差异,特别是稠油和水的两相流动,在不同的流动状试验数据,而考虑地形起伏的大管径、高压低持液率况下,例如反相(phaseinversion)流动前后,油水体两相流试验室数据几乎没有。