一种解决长距离海底混输管道清管段塞的系统的制作方法
【专利摘要】本实用新型公开了一种解决长距离海底混输管道清管段塞的系统。所述系统包括一凝液分离器和一丙烷储罐；设于终端的段塞流捕集器的液相出口分别与凝析油稳定装置Ⅰ和所述凝液分离器相连通；所述凝液分离器的气相出口与高压放空系统相连通，液相出口与所述丙烷储罐相连通，所述丙烷储罐通过一回输泵与凝析油稳定装置Ⅱ相连通。本实用新型在根据管道直径、长度及输送气油比等条件进行工艺动态模拟计算后，可推广应用于更大直径、距离更远的海底油气混输管道及陆上终端，应用前景广阔。
【专利说明】一种解决长距离海底混输管道清管段塞的系统
【技术领域】
[0001]本实用新型涉及一种解决长距离海底混输管道清管段塞的系统。
【背景技术】
[0002]在深海天然气资源或离岸远的浅海大型天然气资源开发中，常采用设置大型天然气集输处理平台、脱水后的油气通过长距离海底油气混输管道输送至陆上终端进一步处理的工程模式，这种类型的海底管道距离长，需要设计为管径大、输送压力高以满足气田开发过程中高峰产量的输送需要，但在气田投产初期或后期天然气产量低的阶段，管内气体流速低会造成大量的液体(凝析油或原油)滞留在管中。如果此时清管，海底管道出口液体流量会在某个时间段集中流出，大幅度超出陆上终端段塞流捕集器的接收能力及凝析油或原油稳定系统的处理能力。
[0003]因工程进度或天然气市场逐步成长等原因，提高气田开发初期产量常常难以做至IJ。气田开发后天然气产量也会大幅度降低，如无周边资源接入无法维持海管内较高的气体流速。如果采用油气分输方案，海底管道的投资是非常巨大的，可能会导致气田开发项目经济效益的大幅度下降或因经济性差而不能开发。如果按天然气低流量工况设置段塞流捕集器，由于段塞流捕集器设计压力高、占地面积大、制造费用高、难度大而使用率却很低，这种方案是不经济的。因此，寻求一种降低和解决海底长距离油气混输管道清管段塞的综合技术是非常必要的。
实用新型内容
[0004]本实用新型的目的是提供一种解决长距离海底混输管道清管段塞的系统，利用本实用新型可解决长距离油气混输管道清管段塞大的问题，其建立在气田生产及工程系统设计的基础上，成本低廉、技术可行、便于深海或浅海大型天然气资源开发项目应用。
[0005]本实用新型所提供的一种解决长距离海底混输管道清管段塞的系统，包括一凝液分离器和一丙烷储罐；
[0006]设于终端的段塞流捕集器的液相出口分别与凝析油稳定装置I和所述凝液分离器相连通；
[0007]所述凝液分离器的气相出口与高压放空系统相连通，液相出口与所述丙烷储罐相连通，所述丙烷储罐通过一回输泵与凝析油稳定装置II相连通，，将临时储存在所述丙烷储罐中的不合格凝液回输至凝析油(原油)稳定系统中。
[0008]上述的解决长距离海底混输管道清管段塞的系统中，所述凝液分离器的液相进口管线和液相出口管线上均设有液位调节阀；
[0009]所述凝液分离器的气相出口管线上设有压力调节阀。
[0010]上述的解决长距离海底混输管道清管段塞的系统中，所述段塞流捕集器和所述凝液分离器均与一液位传感器相连接，所述液位传感器与所述液位调节阀相连接，并控制所述液位调节阀的开闭。[0011]本实用新型具有以下优点:
[0012]1、本实用新型可使深海气田或离岸距离达300公里的浅海大型气田开发采用油气混输技术，可避免铺设独立输油管道，大幅度降低海底管道投资，提高了气田开发的经济效益。
[0013]2、本实用新型适用于设水下生产系统+中心集输处理平台+长距离油气混输管道+陆上天然气处理终端的气田开发模式，在降低海底管道清管段塞的同时可降低段塞流捕集器的投资，也可减少清管段塞对终端工艺系统操作的冲击，提高海上平台、海底管道、陆上终端的系统运行可靠性，此方法和流程已在番禹、惠州天然气开发等工程项目成功应用5年。降低和解决清管段塞的工艺方法和流程适用于管径小于等于30英寸，管输距离在300km以内的海上气田开发,成本低廉,前景广阔。
[0014]3、在不大量增加设备的情况下，借助现有设备进行适当改造，便可实现降低和解决海底长距离油气混输管道清管段塞大的问题，成本低廉；
[0015]4、本实用新型在根据管道直径、长度及输送气油比等条件进行工艺动态模拟计算后，可推广应用于更大直径、距离更远的海底油气混输管道及陆上终端，应用前景广阔。
【专利附图】
【附图说明】
[0016]图1为本实用新型解决长距离海底混输管道清管段塞的系统的示意图。
[0017]图中各标记如下:
[0018]I凝液分离器、2丙烷储罐、3凝析油稳定装置1、4高压放空系统、5回输泵、6凝析油稳定装置I1、7液位调节阀、8压力调节阀、9液位传感器。
【具体实施方式】
[0019]下面结合附图对本实用新型做进一步说明，但本实用新型并不局限于以下实施例。
[0020]如图1所示，本实用新型提供的解决长距离海底混输管道清管段塞的系统包括一个凝液分离器I和一丙烷储罐2，设于终端的段塞流捕集器的液相出口分别与凝析油稳定装置I 3和凝液分离器I相连通。凝液分离器I的气相出口与高压放空系统4相连通，液相出口与丙烷储罐2相连通，且丙烷储罐2还通过一回输泵5与凝析油稳定装置II 6相连通。在凝液分离器I的液相进口管线和液相出口管线上均设有液位调节阀7，凝液分离器I的气相出口管线上设有压力调节阀8。
[0021]本实用新型还设置2个液位传感器9，分别与段塞流捕集器和凝液分离器I相连接，2个液位传感器9均与液位调节阀7相连接，并控制液位调节阀7的开闭。
[0022]本实用新型的使用过程如下:
[0023]如图1所示，在气田投产初期最低输气量条件下实施清管，完成海底管道工艺动态模拟及清管计划制定后，海上平台开备用生产井或开大生产井油嘴，提高进入油气混输管道的输气量至最低输气量的2倍，使管道出口压力条件下气体流速不小于2-3m/s。在段塞流到达终端前，打开凝液分离器入口阀、液相出口阀、气相出口阀及丙烷储罐不合格凝液进罐阀。清管段塞到达后分三部分，一部分储存在段塞流捕集器中、一部分去凝析油稳定装置I 3、另一部分由管道出口压力7000kPaA节流到2000kPaA后进入凝液分离器I中进行油气分离。经凝液分离器分离的液相进入丙烷储罐2中储存，分离的气相进入终端高压燃气放空系统。清管过程结束后，海上平台、陆上终端生产恢复稳定后，通过凝液回输泵将丙烷储罐中的不合格凝液泵送至凝析油稳定装置II 6中进行处理。
[0024]如果气田开发后期产量下降，无法实施增大输气量的过程，此时丙烷产量也大幅度下降，丙烷储罐可用容积大，可使大于段塞流捕集器容积、凝析油(原油)稳定装置处理量的清管段塞全部进入丙烷储罐储存，清管结束后再泵送至凝析油(原油)稳定系统处理。
【权利要求】
1.一种解决长距离海底混输管道清管段塞的系统，其特征在于:所述系统包括一凝液分离器和一丙烷储罐； 设于终端的段塞流捕集器的液相出口分别与凝析油稳定装置I和所述凝液分离器相连通； 所述凝液分离器的气相出口与高压放空系统相连通，液相出口与所述丙烷储罐相连通，所述丙烷储罐通过一回输泵与凝析油稳定装置II相连通。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于:所述凝液分离器的液相进口管线和液相出口管线上均设有液位调节阀； 所述凝液分离器的气相出口管线上设有压力调节阀。
3.根据权利要求2所述的系统，其特征在于:所述段塞流捕集器和所述凝液分离器均与一液位传感器相连接，所述液位传感器与所述液位调节阀相连接，并控制所述液位调节阀的开闭。
【文档编号】F17D3/01GK203743856SQ201420100735
【公开日】2014年7月30日 申请日期:2014年3月6日 优先权日:2014年3月6日
【发明者】周晓红, 陈宏举, 王军, 朱海山, 黄 俊, 江志华, 路宏, 陈晶华, 杨壮春, 高静坤 申请人:中国海洋石油总公司, 中海油研究总院, 中海石油深海开发有限公司