港西油田出砂油井砂粒自由沉降速度研究及应用

为提高出砂油井同心双管水力喷射携砂采油工艺设计参数的合理性,有效防止出砂油井在生产过程中砂粒沉积,避免油井出现砂卡、砂埋现象。以砂粒水动力学为依据,通过室内实验分析,建立了砂粒等价水动力粒径与筛析粒径直线关系式,并根据砂粒自由沉降规律,分析出了不同颗粒直径砂粒在井筒中的自由沉降速度,然后对比井筒混合液向上流速,判断出油井是否会出现沉砂。结果表明:建立的砂粒自由沉降速度模型可用于直井、斜井和水平井的砂粒自由沉降速度分析,能为港西油田出砂油井同心双管水力喷射携砂采油工艺参数的优化设计提供技术支撑。     

水下穿越管道悬空段受力特性的试验研究

水下穿越管道在常年服役过程中由于自然、人为等因素易产生裸露、悬空等现象,使得管道部分或全部暴露于水流中,其受力状态发生改变,甚至断裂,严重威胁着管道安全与河流生态健康。为了研究水下穿越管道经水流冲刷露出的悬空段所受水流作用力的受力特性,开展了水工物理模型试验,探究了在流量一定时,流速、管流夹角、管径以及间隙比4种因素对穿越管道悬空段所受水力荷载的影响。试验结果表明：管道迎水面部分受压,部分受拉,管道背水面全部受拉,管道迎水面中点处压力值最大,管顶拉力值约为管底拉力的1.05～1.25倍,管道表面各点压力值与流速、管径、管流夹角呈正相关,与间隙比呈负相关,管道压力分离点位置随流速、管流夹角、管径的增大而前移,随间隙比的增大而后移。单位长度管道所受上升力大小约为水平拖曳力的1/10～1/20,二者均随流速、管流夹角、管径的增大而增大,随间隙比的增大而减小。根据试验数据,结合多元回归模型拟合得到单位长度管道所受水平拖曳力和上升力的计算公式,其公式计算结果与试验结果基本一致,且在实际工程算例中具有良好的普适性。研究成果将为水下穿越管道的布线设计、冲刷防护及运营管理提供一定的理论参考。     

适度出砂技术在海上稠油油田的应用研究

通过理论计算和室内出砂模拟实验,分别从地层出砂、井筒附近防砂以及井筒内的携砂生产三方面时适度出砂开采方式进行了研究.结果表明:地层出砂对储层物性有所改善,不同粒径段颗粒出砂1%后,渗透率增幅为20%左右,其中细微砂粒(<39 μm)的产出对渗透率提高贡献最大,为21,07%-37.60%;防砂管和地层环空间砂粒的堆积对产能影响很大,环空无砂时产能提高1.71倍,但当环空充满砂时产能仅提高14.70%;只有当井筒内的流体流速大于等于砂粒的沉降末速时产出砂才能被携带出井筒.该开采方式在渤海稠油油田得到成功应用.     

电加热埋地油气集输管道热力计算与实验研究

为了解决热水伴热油气集输管道在生产实际中存在的问题,综合考虑了地面温度变化、大地温度场、管径、运行参数和物性变化等多方面因素变化的影响,建立了电加热埋地油气集输管道的数学物理模型,编制了计算程序,并在小型电加热埋地管道实验台上进行了相应工况的实验研究,修正了理论解．结果表明,计算结果与试验吻合良好．     

海底管道砂沉积模拟研究

海底混输管道运行一段时间后, 管道内部砂沉积等会导致管道通过量减小, 明显降低缓蚀剂效率, 加 速管道底部磨蚀, 甚至造成清管器卡堵事故。以位于海上某油田群 A平台至B平台的海底混输管道为基础, 根据现 场实际数据合理建模, 采用F LUENT软件进行数值模拟, 研究了海底管道水平段以及弯管段在砂含量、 砂粒径、 砂 密度以及流速等参数不同时的砂沉积规律。模拟结果表明, 海管沿程沉砂量与含砂量、 砂粒径、 砂密度正相关, 与流 速负相关; 而沉砂量最大位置规律相反。平均沉砂量对各参数的敏感性从高到低依次为含砂量、 流速、 砂粒径、 砂密 度。     

埋地油气管道腐蚀研究

关于埋地油气管道腐蚀研究一直都是油气储运及集输工程的一个重要课题.阐述埋地油气输送管道腐蚀的主要形式及机理.在输油管道的内腐蚀、杂散电流干扰、应力腐蚀开裂、涂层失效等方面进行了分析,探讨高强度管道钢腐蚀中最突出的问题.     

礁灰岩裂缝充填超轻颗粒用携砂液技术研究

针对礁灰岩储层在裂缝中充填超轻颗粒的携砂液技术需求,以过滤海水为基液,以助排、分散一体剂为主剂,研究了一套携砂液体系。当携砂液体系的表面张力为24.31 mN/m、界面张力为0.122 mN/m时,具有较好的助排能力,且超轻颗粒在携砂液中分散良好。沉降速度与普通陶粒相比从0.58 cm/s降低至0.35 cm/s,对超轻颗粒具有较好的悬砂效果,砂比为10%~50%的超轻颗粒在搅拌下可有效悬浮,静置后在270~470 s可沉降。研究的携砂液体系可满足超轻颗粒在裂缝中携带和充填的需求。     

复杂山地湿气集输管道积液动态累计规律

复杂地表条件下高含硫天然气集输管道积液会在管道低点聚集,降低管道输送能力,引起压力的急剧波动,加剧系统腐蚀。针对多起伏、高压力、大管径湿气集输管道积液的问题,建立了基于流型的气液两相流积液瞬态预测模型,模拟了普光气田P201集气站及末站集输管道积液动态累计规律。研究发现,在入口气量、管路结构不变的情况下,清管后积液首先出现在离入口最近的上坡段,随着输送时间的延长,积液从入口依次向下游推进。在气量为500×104 m3/d,入口质量含气率为0.008 9条件下,测试管路积液在36h后达到一临界值,此时管内积液量将不发生显著变化。临界积液量受气体流量影响显著,气体流速越大,气液界面剪切应力增加,携液能力越强,临界积液量越小。     

波流作用下海床稳定性和海底管道局部冲刷分析

针对深水油气开采中的海底管道安全铺设与运营问题,总结和归纳了可用于海床稳定性分析及管道周围局部冲刷预测的方法,并推导了水流作用下平衡冲深和悬跨长度间的关系式.在此基础上,利用Fortran和Visual Basic混合编程技术开发了专用分析程序.结合我国南海某工程海域的实际工程问题,对水流、波浪和波流共同作用下的天然底床稳定性进行了分析,同时给出了管道铺设以后,其局部冲刷的垂向极限平衡深度、横向扩展速率以及初级和次级横向扩展的转折点时刻等.结果表明：水流因素对深水区的底床稳定性起主要决定作用;同时若底床泥沙颗粒粒径越小,则其所起的黏性作用就越大,管道冲刷扩展速度越小.该分析结果为实际海底管道路由设计及工程施工方案的制定提供了技术依据.     

全井简泡沫油流临界携砂流速计算模型

为满足渤海油田“适度出砂”技术的应用,确定合理生产参数,推导了泡沫油流条件下井筒压力梯度数学模型;结合考虑管壁效应的颗粒群干扰沉降速度公式,建立了全井筒临界携砂流速计算模型．实例计算表明：泡沫油流的出现增强了井筒携砂能力,但越靠近井底泡沫油流携砂能力越弱,井筒末段最容易发生沉砂．     

油基体系下天然气水合物浆液流动实验研究

在多相流管输体系下,水合物浆液在流动过程中会遇到崎岖不平的地形地貌,此时采用倾斜管道显得尤为重要。因此,研究了天然气水合物浆液在倾斜管内的流动特性对堵塞管路的影响。在低温高压可视水合物实验环路上,开展了油基体系下油＋天然气的水合物堵管实验,探究了初始压力、初始流量等因素对天然气水合物浆液流动和堵管时间的影响。同时,利用实时在线颗粒测试仪,对水合物生成、流动及堵管过程中水合物颗粒的微观变化进行了分析。结果表明,随着初始压力增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均缩短,天然气水合物堵管趋势增大;随着初始流量增大,天然气水合物的诱导时间、生成时间和浆液流动时间均延长,天然气水合物堵管趋势减小。对水合物生成至堵管的过程以及堵塞机理进行了分析。对油基体系下天然气水合物堵塞管路的研究结果表明,在油基体系下可以通过减小初始压力、增大初始流量来有效地减小天然气水合物堵塞管路的概率。研究结果可为维持和保证天然气水合物在管道中的安全流动提供理论参考及依据。     

含气高含水率原油低温集输温度确定方法研究

黏壁温度作为普适性低温集输边界条件,其在高含水率开发后期的油田中得到了广泛推广及应用。当集输温度高于黏壁温度时,集输管线运行平稳;当集输温度低于黏壁温度时,绝大部分集输管线的压降显著升高,部分集输管线的压降变化不明显。现场降温试验结果表明,当集输管线进入计量间温度逐渐降低至凝点以下6、8、10、12℃时,井口回压存在运行平稳、小幅波动、低频大幅波动和高频大幅波动四个阶段的变化,且当集输温度过低时,集输管线内存在多次“再启动”过程。不同气油比条件下的现场集油管线掺气降温试验结果表明,当气油比分别为40、80、160 m³/t时,集输管线可以在进入计量间温度低于黏壁温度3、4、6℃的工况下进行低温集输。     

异径T型管道内油气分离过程数值模拟

气液两相流经T型管后,两相介质在各自分支管内相态分布不均,严重时支管内可能只有气体,而主管内为气液混合物。借助CFD软件数值模拟了不同时刻分支处的流动情况,得到了分支管内油气分离特性。结果表明：油气流经T型分支管时,会在支管处出现气液分离现象,离分支口越近,分离现象越明显;当距分支口一定距离时,几乎没有分离现象。     

低输量下含蜡热油管道的优化运行研究

我国东北含蜡原油管道低输量运行问题日益突出,管道结蜡问题变得愈来愈严重。含蜡原油管道输送成本主要由动力消耗和燃料消耗两项组成。蜡层厚度增大,使得动力消耗增大,燃料消耗减少。在保证安全运行的前提下,管壁留有一定的余蜡厚度对经济运行有利。建立以单位运行能耗费用最低作为管道经济运行的目标函数,以余蜡厚度、清蜡周期为决策变量的经济运行模型并用数值方法求解。用所建立的模型指导现场实际运行有较好的经济效益,该公式适合低输量下高含蜡原油管道的清蜡周期和余蜡厚度计算。     

油水两相流体系下的CO2腐蚀行为研究

目前常采用注水方式开采石油,但是含水输油管道中常发生CO₂腐蚀现象,因此采用计算流体力学方法（Computational Fluid Dynamics,CFD）,研究了不同含水率、不同流速下的直管和弯管中油水分布情况,确定了输油管道CO₂腐蚀的发生条件,并分析了流速及含水率对壁面剪切力的影响。结果表明,CO₂腐蚀的发生取决于管道内的含水率和流速。当含水率升高时,油品浸润在管道内壁阻止腐蚀的发生;当含水率降低时,积水量增加,导致CO₂腐蚀严重。当流速增大时,管道内发生湍流,因此难以形成积水,降低腐蚀风险。但是,流速增大时会导致壁面剪切力增加,破坏腐蚀产物膜,进而进一步加快腐蚀速率。向下倾斜弯管在重力作用下往往不会发生积水,腐蚀风险低;向上倾斜弯管最容易发生积水,腐蚀风险高;受冲刷作用的影响,弯头端的腐蚀严重。弯头处容易受腐蚀和力学的交互作用,因此腐蚀严重。研究结果对油田集输管道的安全运行具有一定的指导意义。     

低油价形势下海外油气田地面工程集输管道设计探讨

限制冠状病毒传播的努力使全球处于封锁状态,由此导致全球石油需求降低及过剩。石油危机将导致众多石油公司走向破产或考虑他们的机遇。针对低油价的情况,结合部分海外油气田集输管道的工程设计经验,对海外油气田地面工程集输管道从厂站模块化、站外集输管道管廊化以及对非金属管道推广应用进行了总结和探讨,希望对低油价形势下海外油气田地面工程集输管道设计起到一定借鉴作用。     

倾斜管内油水两相流数值模拟

倾斜管内的油水两相流流动是油田地面集输管道内最常遇到的流动现象。采用VOF在不同含水率和混合流速条件下对不同角度的倾斜管内的油水两相流进行数值模拟。通过计算可知,管内流型受管道倾斜角度影响。倾斜管内的油水两相流压降与含水率和流体混合流动速度有关,倾斜管内流体压降随含水率的增大而减小,随流体混合流动速度增大而增大。倾斜管压降计算公式对高含水期的油水两相流压降规律预测同样适用。     

加拿大SAGD油砂集输管网适应性评价

集输管网适应性评估是对已设计好的管网系统面对将来可能出现的工况进行模拟,评估其适应能力。运用数值模拟技术手段,建立了加拿大Mackay River SAGD油砂乳状液集输管网的瞬态计算模型,分析了分输、混输两种集输模式管网系统的温降、压降等水力-热力特性。结果表明,两种模式下设计的管网系统均可以满足采油,分离等生产工艺的要求。对于管网腐蚀问题,运用腐蚀模型进行了模拟计算,结果表明分输情形下CO2腐蚀严重,建议使用混输模式。特别地,对于井口出砂对管线弯头的磨蚀预测进行了模拟计算,结果表明出砂磨蚀并不严重,管网整体适应性良好。这种多相混输及磨蚀的模拟计算,为加拿大SAGD油砂集输管网适应性评价提供了较为准确的手段,可为管网的规划、改造及优化提供依据。     

管壁中不同含水率的气主导体系水合物沉积规律

管道中多相流动条件下的水合物生成和沉积会形成流动障碍,影响正常的油气生产和运输作业。基于水平环状流气主导体系中水合物易在气相中夹带的液滴中形成或者在管壁上生成的特点,建立管壁中不同含水率的气主导体系水合物沉积模型,分析了水平环状流中不同影响因素下的水合物沉积规律。结果表明,在水平环状流中,随着含水率和过冷度的增大,水平环状流中管壁上的水合物沉积速率逐渐增大,最大沉积速率增至原来的3倍,发生水合物堵塞的风险增大;由冷凝水生成的水合物沉积会随着时间的增加而增大。本研究可为后续相关的水合物堵塞以及水合物防治提供理论参考,具有重要的应用价值。