一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置的制作方法

1.本实用新型涉及深水油气田开发技术领域，尤其是一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置。


背景技术：

2.我国海上油气田开发正在向深水海域发展，采用水下生产系统双海管回接进行开发是比较常用的开发模式，双海管输送的优势有如下方面：（1）双海管形成环路，实现在平台收发球，避免动用船舶资源进行水下作业。（2）减少海管尺寸，改善流动状态，降低段塞量。（3）操作灵活，当一条海管出现故障，另一条海管还可以保持正常生产。
3.但是，由于两条海底管道的路线不可能完全一致；再加上油气流体在管道内的流动不稳定，这些因素都易造成偏流和段塞，将对整个输送系统产生严重危害：如水下设备的振动和疲劳损害、平台工艺处理流程的不稳定、海管输量和水下化学药剂分配不均等，严重时甚至导致一条管道不流动，造成平台生产关断。
4.因此，需要设计一种减弱双管偏流和消除段塞，同时确保双管输送系统和平台工艺处理系统运行稳定的控制方法。


技术实现要素：

5.本实用新型要解决的技术问题是提供一种深水油气田双管输送稳定流动控制装置，可以减弱双管偏流和消除水下生产系统发生的段塞。
6.为了解决上述技术问题，本实用新型提供了一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置，包括水下管汇撬、第一输送管线、第二输送管线、汇总管线和分离器，所述第一输送管线与所述第二输送管线并联且连接位于水下的所述水下管汇撬与位于海上平台的所述汇总管线之间，所述汇总管线连接所述分离器，所述第一输送管线在靠近所述水下管汇撬设有第一压力变送器，所述第一输送管线在靠近所述汇总管线的位置设置有第一压力调节阀；所述第二输送管线在靠近所述水下管汇撬设有第二压力变送器，所述第二输送管线在靠近所述汇总管线的位置设置有第二压力调节阀；所述第一压力变送器信号连接所述第一压力调节阀，所述第二压力变送器信号连接所述第二压力调节阀。
7.进一步的改进在于：所述第一输送管线包括相连通的第一混输海底管道和第一混输立管，所述第二输送管线包括连通的第二混输海底管道和第二混输立管；所述第一混输立管和所述第二混输立管与所述汇总管线连通，所述第一压力变送器位于所述第一混输立管和所述第一混输海底管道的连接位置，所述第二压力变送器位于所述第二混输立管和所述第二混输海底管道的连接位置。
8.进一步的改进在于：所述分离器上设有气相输出管线和液相输出管线，所述气相输出管线上设置有分离器气相出口压力调节阀，所述液相输出管线上设置有分离器液相出口液位调节阀。
9.进一步的改进在于：所述分离器上设置有分离器液位变送器和分离器压力变送
器，所述分离器液位变送器信号连接所述分离器液相出口液位调节阀，所述分离器压力变送器信号连接所述分离器气相出口压力调节阀。
10.进一步的改进在于：所述汇总管线上设置有分离器入口调节阀。
11.进一步的改进在于：其还包括控制器，所述控制器电连接和控制所述分离器入口调节阀。
12.进一步的改进在于：所述控制器为高选控制器，所述分离器液位变送器和所述分离器压力变送器信号连接所述控制器。
13.进一步的改进在于：所述水下管汇撬与多个水下井口连接。
14.本实用新型的技术效果在于：1、本实用新型的一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置，包括水下管汇撬、第一输送管线、第二输送管线、汇总管线和分离器，第一输送管线与第二输送管线并联且连接位于水下的水下管汇撬与位于海上平台的汇总管线之间，汇总管线连接分离器，第一输送管线在靠近水下管汇撬设有第一压力变送器，第一输送管线在靠近汇总管线的位置设置有第一压力调节阀；第二输送管线在靠近水下管汇撬设有第二压力变送器，第二输送管线在靠近汇总管线的位置设置有第二压力调节阀；第一压力变送器信号连接第一压力调节阀，第二压力变送器信号连接第二压力调节阀；第一输送管线和第二输送管线同时作业，提高了输送效率；通过在第一输送管线和第二输送管线上分别设置压力变送器和压力调节阀，可以调控两条输送管线的输送作业，使两条海管的流量稳定且偏差小，有效减弱偏流，避免造成水下井口流体全部通过一条管道输送，而另一条管道几乎停输，确保深水油气田开发中双管输送系统的稳定运行进而实现平台工艺处理系统的稳定运行；同时可有效消除油气输送工程中会产生的严重段塞流，避免压力波动造成工艺设备、管道等设施的振动和疲劳损害等风险。
15.2、本实用新型的一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置，在海上平台的部分，分离器上设有气相输出管线和液相输出管线，气相输出管线上设置有分离器气相出口压力调节阀，液相输出管线上设置有分离器液相出口液位调节阀，分离器液位变送器信号连接分离器液相出口液位调节阀，分离器压力变送器信号连接分离器气相出口压力调节阀；并且还将分离器液位变送器和分离器压力变送器的信号输入至高选控制器，高选控制器根据分离器内的液位和压力信息控制位于汇总管线的分离器入口调节阀；这种采用分离器压力/液位高选控制，相比于单独的压力控制或液位控制，可以及时稳定分离器内压力和液位，使分离器能够用于处理输送管线内的段塞流。
16.3、本实用新型的一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置，控制设备都设置在平台上，减少水下阀门的使用数量，流程简单、操作方便，有效降低工程费用。
附图说明
17.图1是本实用新型的一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置的整体结构示意图；
18.图2是本实用新型的一个实施例中海底管道出口气、液流量变化图；
19.图3是本实用新型的一个实施例中海底管道出口温度和压力变化图；
20.图4是本实用新型的一个实施例中分离器内压力和液位变化图。
21.图中主要标号说明：
22.100
‑
控制装置、1
‑
水下管汇撬、2
‑
第一输送管线、3
‑
第二输送管线、4
‑
汇总管线、5
‑
分离器、6
‑
气相输出管线、7
‑
液相输出管线、8
‑
分离器液位变送器、9
‑
分离器压力变送器、10
‑
分离器入口调节阀、11
‑
控制器、12
‑
水下井口、21
‑
第一压力变送器、22
‑
第一压力调节阀、23
‑
第一混输海底管道、24
‑
第一混输立管、31
‑
第二压力变送器、32
‑
第二压力调节阀、33
‑
第二混输海底管道、34
‑
第二混输立管、61
‑
分离器气相出口压力调节阀、71
‑
分离器液相出口液位调节阀。
具体实施方式
23.下面结合附图和具体实施例对本实用新型作进一步说明，以使本领域的技术人员可以更好的理解本实用新型并能予以实施，但所举实施例不作为对本实用新型的限定。
24.图1是本实用新型的一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置的整体结构示意图，参见图1，一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置100，包括水下管汇撬1、第一输送管线2、第二输送管线3、汇总管线4和分离器5，第一输送管线2与第二输送管线3并联且连接位于水下的水下管汇撬1与位于海上平台的汇总管线4之间，汇总管线4连接分离器5，第一输送管线2在靠近水下管汇撬1设有第一压力变送器21，第一输送管线2在靠近汇总管线4的位置设置有第一压力调节阀22；第二输送管线3在靠近水下管汇撬1设有第二压力变送器31，第二输送管线3在靠近汇总管线4的位置设置有第二压力调节阀32；第一压力变送器21信号连接第一压力调节阀22，第二压力变送器31信号连接第二压力调节阀32。
25.本实用新型的一种深水油气田双管输送稳定流动的控制装置100，包括水下管汇撬1、第一输送管线2、第二输送管线3、汇总管线4和分离器5，第一输送管2与第二输送管线3并联且连接位于水下的水下管汇撬1与位于海上平台的汇总管线4之间，汇总管线4连接分离器5，第一输送管线2和第二输送管线3两条输送管线分别在靠近水下管汇撬1处设置压力变送器，在靠近汇总管线4的位置设置有与压力变送器一一对应的压力调节阀；压力变送器信号连接和控制压力调节阀的开度；第一输送管线2和第二输送管线3同时作业，提高了输送效率；通过在第一输送管线2和第二输送管线3上分别设置压力变送器和压力调节阀，可以调控两条输送管线的输送作业，使两条海管的流量稳定且偏差小，有效减弱偏流，避免造成水下井口流体全部通过一条管道输送，而另一条管道几乎停输，确保深水油气田开发中双管输送系统的稳定运行进而实现平台工艺处理系统的稳定运行；同时可有效消除油气输送工程中会产生的严重段塞流，避免压力波动造成工艺设备、管道等设施的振动和疲劳损害等风险。
26.如图1所示，本实施例中，第一输送管线2包括相连通的第一混输海底管道23和第一混输立管24，第二输送管线3包括连通的第二混输海底管道33和第二混输立管34；第一混输立管24和第二混输立管34与汇总管线4连通，第一压力变送器21位于第一混输立管24和第一混输海底管道23的连接位置，第二压力变送器31位于第二混输立管34和第二混输海底管道33的连接位置，两个压力变送器分别测量两根混输立管进口的压力值，并通过控制位于混输立管出口处的压力调节阀的开度，来实现调节两根混输立管内的压力。
27.如图1所示，分离器5上设有气相输出管线6和液相输出管线7，气相输出管线6和液相输出管线7用于将分离器5分离出的气体和液体分别输送至下游气体处理装置和液体处理装置，气相输出管线6上设置有分离器气相出口压力调节阀61，液相输出管线7上设置有
分离器液相出口液位调节阀71，可以控制分离器5内的气体输出量和液体输出量。
28.进一步的改进在于：分离器5上设置有分离器液位变送器8和分离器压力变送器9，分离器液位变送器8信号连接分离器液相出口液位调节阀71，分离器压力变送器9信号连接分离器气相出口压力调节阀61，实现根据实时检测到的分离器5内压力情况和液位情况，并根据分离器5内的压力和液位调整分离器气相出口压力调节阀61和分离器液相出口液位调节阀71的开度。
29.进一步的改进在于：汇总管线4上设置有分离器入口调节阀10，控制油气输入分离器5的速度。
30.进一步的改进在于：其还包括控制器11，控制器11电连接和控制分离器入口调节阀10，便捷调控油气输入分离器5的速度，控制器11位于海上平台上，操作方便，有效降低工程费用。
31.进一步的改进在于：控制器11为高选控制器，分离器液位变送器8和分离器压力变送器9信号连接控制器11，控制器11根据分离器5内的液位和压力信息控制位于汇总管线4的分离器入口调节阀10；这种采用分离器5压力/液位高选控制，相比于单独的压力控制或液位控制，可以及时稳定分离器5内压力和液位，使分离器能够用于处理输送管线内的段塞流。
32.进一步的改进在于：水下管汇撬1与多个水下井口12连接，每个水下井口12通过一条支路与水下管汇撬1相连，通过压力平衡在水下管汇撬1分配双管输量。
33.本实用新型在水下阀门的使用数量较少，且控制设备均位于海上平台上，操作流程简单。
34.图2是本实用新型的一个实施例中海底管道出口气、液流量变化图，图3是本实用新型的一个实施例中海底管道出口温度和压力变化图，图4是本实用新型的一个实施例中分离器内压力和液位变化图；如图2、图3和图4所示，本实用新型的工作过程为：第一压力变送器21和第二压力变送器31实时监测到第一输送管线2和第二输送管线3内的压力信息并分别控制第一压力调节阀22和第二压力调节阀32的开度，调节确保第一输送管线2和第二输送管线3内的压力维持恒定值，避免由于段塞造成管道内的压力波动大，使两条输送管线内的流动阻力一致，确保双管输送流量和压力稳定，如图2和图3所示；从而有效控制段塞和减弱偏流。
35.参见图1，水下井口12的油气水混合流体通过第一输送管线2和第二输送管线3输送至平台，由于平台工艺处理系统的压力相比海管内的压力较低，油气水混合流体登平台后将节流降压闪出气体，闪蒸后的流体进入分离器进行气液分离处理。分离器压力变送器9监测的压力信号用于控制分离器气相出口压力调节阀61，分离器液位变送器8监测的液位信号用于控制分离器液相出口液位调节阀71，分离器压力变送器9和分离器液位变送器8监测的信号同时输入高选控制器11，高选控制器11将分离器压力变送器9和分离器液位变送器8的输出值进行比较，选择输出值较大的信号控制分离器入口调节阀10。通过高选控制可以有效处理由于平台闪蒸的气体造成的段塞流，使位于海上平台的工艺处理系统能稳定运行，最终实现分离器压力和液位维持在设定值，如图4所示。
36.以上所述实施例仅是为充分说明本实用新型而所举的较佳的实施例，本实用新型的保护范围不限于此。本技术领域的技术人员在本实用新型基础上所作的等同替代或变
换，均在本实用新型的保护范围之内。本实用新型的保护范围以权利要求书为准。