基于OLGA的起伏湿气集输管道水力特性研究

由于多相流动的经济性,气田大部分集输管道都采用气液混输技术。集输管线在通过地形起伏的地区时,气体的压力、温度及流速将随之变化,地形起伏不均是造成气田气液混输管道生产不稳定的一个重要因素。采用多相流模拟软件OLGA建立了湿气集输管道水力计算模型,模拟分析了地形起伏程度、管道输气量、管径、含水率对管道压降的影响。并对不同影响因素下的模拟结果进行分析,该分析结果为地形起伏地区气田集输管道的运行管理和设计提供了理论基础。     

高压大直径天然气-凝析液管流计算模型

前人提出的平界面和曲界面模型大多是基于低压、小管径、水平或接近水平管道空气-水条件的实验数据得来的,如何选择长距离、高压、大直径、起伏地形天然气-凝析液管道水力计算模型是一个需要研究的问题。针对高压、大直径、起伏地形条件下的天然气-凝析液混输管线,运用相态与物性、水力、热力耦合的计算方法对分离流的气-液平界面和曲界面机理模型进行了适用性比较研究。将平界面和曲界面模型下的几何关系和摩阻系数计算相关式运用于实际的高压天然气-凝析液长距离地形起伏管道中,对比水力热力计算结果与实际生产数据,认为平界面模型较曲界面模型能更准确地预测高压、大直径天然气-凝析液两相流管线的压降和积液量。     

天然气凝析油海管清管模拟分析

输送介质为天然气和凝析油的多相流混输海底管道,在正常运行时,由于管内气液分层流动,管道沿程的压降较小。在清管操作时,受立管处累积的液量和段塞流的影响,管道入口压力上升,可能超过正常运行时的压力。本文利用国际先进的OLGA软件,对清管过程中的压力、流量变化进行数值模拟,为混输海管的设计提供了理论依据。     

天然气-凝析液管道研究进展

湿天然气与干天然气不同,是多元组分的气体混合物,成分以饱和烃组分为主。由于输送过程中沿线温度、压力的变化,凝析和反凝析现象显著,使得天然气-凝析液的管道输送不同于气体或液体的单相输送,其实质是气液混输[1]。国内的一些凝析气田或油田,伴生气从联合站或平台分离器和原油稳定装置生产出来后,接着输送至天然气处理厂。随着压力、温度的降低,在联合站或者平台分离器到天然气处理厂的富气管线内,会有液体凝析,导致此处管段处于多相流动状态。我国早期开发的位于四川地区的气田,虽然在井口处设置了分离器,但仍有液体凝析,其部分管线仍处于多相流动状态。     

榆林气田天然气凝析液管道工艺设计方法研究

本文在分析了榆林气田天然气凝析液混输管线原设计的基础上,结合这条气液混输管线的现场运行状况,对天然气凝析液两相混输管路的工艺设计方法,进行了分析研究。通过横向对比榆林天然气凝析液管线的具体设计数据,纵向对比管线设计数据与现场运行数据的差异,并采用当前较为先进的OLGA工艺设计计算软件对之进行核算,结合以往的工艺设计经验,对目前所采用的天然气凝析液混输管道工艺设计方法提出一些可供参考的新建议和想法。     

低含液率气-液两相流研究现状分析

在石油天然气工业中，低含液率气-液两相流动广泛存在于湿天然气管道中。湿气输送管道内经常含有水和天然气凝析液，这些液体的存在会导致沿管线的压降明显增加。而压力梯度的预测对于选择合适的管材和确定管道尺寸有直接的影响。因此，在湿天然气输送过程中，研究低含率气-液相流动的流动特性是非常重要的。本文针对低含液率气-液两相流动的研究现状进行了综述和分析。     

凝析气田长输管道水合物防治的实践应用

凝析气田长输管道输送介质大多为气液混输,冬季沿程温降过大,极易导致管道内生成天然气水合物,为了防止天然气水合物生成对长输管道的堵塞,降低管道过流面积。有必要弄清楚水合物形成的条件和原因,以便提出有针对性的解决措施。凝析气大多为多相流输送,以饱和烃组分为主,在输送过程中由于沿线温度、压力的变化极易引起凝析和反凝析现象,在气液混输中,气相含烃量很高,冬季气温低时促进了水合物的生成。通过对水合物形成原因、塔里木某凝析气田气相组分和运行工况的综合研究,找出最大的影响因素,结合实际,提出最有效的解决方案。通过HYSYS模拟计算,找到了防止水合物生成的最佳方法。采取降压生产,油气分输的措施,并在生产中实践成功。所以,防止天然气水合物的生成十分重要。     

天然气管道输送技术及优化模型设计

天然气是一种优质的能源,随着我国对天然气需求量的增加,完善和优化我国后续天然气管道优化设计势在必行。世界天然气管道发展大致经历了四个阶段,从以前的小管径、输送距离短,输送压力小,发展到大管径管道,输送距离长,输送条件复杂,输送压力逐步加大,管线错综复杂以及自动化数字化管道。我国天然气管道保持着快速的增长,在天然气输送管线优化设计中,提高天然气管道输送效率依然是我国天然气管道技术提高的发展目标,基于此,在综合考虑众多技术经济指标的基础上,建立了天然气输送管线费用最小化优化设计模型,西气东输西二线管线优化应用结果表明,反映管道管径、输气压力对总费用的实际影响大小的基础上,得到管道输送费用最小的方案,证实了此优化设计模型在西气东输管线输送优化设计中具有很高的适用价值。     

段塞流气塞破裂后管线压降特性

在气液两相流动中,气塞形成后可能会由于地形变化、输送设备、或其他人为因素引发破裂,引发流体的流动状态变化及压力波动。为了深入了解段塞流流动过程中气塞破裂机理,建立了段塞流流动过程中气塞破裂的物理数学模型,以气液两相流流动参数和管线几何尺寸为研究对象,对气液两相流气塞破裂所引发的压力波动进行分析。结果表明:其他条件相同时,相同长度气塞破裂引发的气塞上游管线压力降低的幅度随上游管线持液率的增大而逐渐增大,随管道直径、液塞尺寸、混合物流速的增大而逐渐减小。     

气塞破裂后油气混输管线压力变化规律

油气混输具有流型变化多、流动不稳定、流动规律复杂、易产生段塞的特点,造成管路运行不平稳、波动大、段塞冲击设备等问题,实际运行中工艺计算问题会变得十分复杂。通过建立段塞流气塞破裂力学模型,研究不同直径管线的气塞破裂可能引发的压力波动与冲击,对比分析气塞破裂后管线压力变化规律,研究结果表明:其他条件相同时,随着管径的减小,相同长度气塞破裂引发的气塞上游相同位置管线压力降低的幅度增大;随着气塞长度的增大和管道直径的减少,气塞破裂引发的压力波动向管道上游波及的距离不断增加。     

复杂地形条件下气液两相混输工艺水力模型建立

随着普光气田的开发,关于复杂地形条件下的气液混输工艺计算模型,特别是湿气集输工艺计算模型成为研究的关键问题。针对低含液复杂地形条件,建立了水力计算模型,提出了气液界面的凹面湿壁分数、剪切应力以及摩擦因子计算闭合关系式。开展了室内实验,验证了压力与持液率计算模型的准确性,收集了普光气田的现场生产压力和清管积液量数据,计算的压降结果与生产数据之间的误差在±5%以内,积液量的预测结果误差在±10%以内,吻合较好,建立的模型可以用于该条件的工艺计算。     

地形起伏管路气液两相段塞流模型研究

段塞流是气液两相流动中的一种常见流型,由于地形原因,管路多处于起伏状态,而目前国内外对起伏诱发的气液两相管路段塞流研究尚不成熟。针对实际气液两相管路中频繁出现的地形起伏段塞流,首先利用历史数据对现有段塞流模型的适用性进行了比较,建立了地形起伏状态下段塞流的液塞追踪修正模型,最后利用FLUENT软件进行了模拟,研究了管路起伏诱发状况对段塞流段塞分布、拐角处持液率、液塞长度和压降的影响,并将模拟压降与计算压降进行对比,结果表明建立的模型具有一定的精度,对于实际的地形起伏诱发段塞流管道的安全高效运行有一定的指导意义。     

借助地图软件高程数据分析油气混输管道运行工况的方法

油气混输与单相输送的水力特性因受到油气之间的滑脱作用有很大的不同,在地形起伏较大地区管线该现象表现更为明显。在没有高程数据情况下模拟长距离油气混输管线压降,使结果产生较大的偏差,借助G l o b a l m a p p e r软件获取高程数据,利用P i p e p h a s e稳态多相流软件对管线进行模拟计算,使计算结果更加精准。     

湿气管道积液模型研究现状

天然气凝析液输管道输送过程中会产生少量积液,但对管道压降却影响巨大,本文介绍了目前的低液量管道的界面模型并根据现有实验这些模型的应用情况进行了总结。     

煤层气集输管道设计影响因素研究

煤层气田的特点是煤层气组分较纯,气田单井产量低,井网分布密集且井口数量众多,井口压力较低。由于煤层气田集输管网压力较低,需建设大量管道,投资费用高。研究煤层气集输管道计算影响因素及其规律对管道参数设计和优化、降低管道总体投资具有重要意义。采用多相流模拟软件OLGA建立了煤层气集输管道水力计算模型,模拟分析了管道流量、管径、含水率、进站压力对管道压降参数的影响,得出管径是集输设计的主要影响参数。敏感性分析结果显示煤层气集输管道设计参数的关键影响因素为管径和流量,且管径的影响最大。研究对于煤层气田的集输管道的计算和设计具有指导意义。     

天然气水合物的生成对浆液流动稳定性影响综述

目前在海底混输管道的水合物风险控制策略中,允许水合物在管道内的生成,以液固浆液流动的形式对海底油气产物进行输送。其中主要通过控制浆液中水合物的生成量和聚集程度,来实现对海底集输管线的流动安全保障。液固浆液流动具有相当复杂的流动特性,固相颗粒的引入对于流体的流动特性影响很大。本文分别综述了拟单相流动体系和气液多相流动体系中水合物颗粒对于管输体系流动稳定性的影响以及水合物对混输管道堵管特性的影响。着重讨论了水合物在管道壁面的生长和沉积特性、水合物与气液流型的耦合关系以及不同体系中水合物的堵管机理。此外,对软件模拟在水合物生成及浆液流动特性研究中的应用做了简单介绍。最后,根据对相关研究结果的总结,指出水合物在壁面生长沉积的微观特性和定量表述、颗粒不同分散形式的临界流速、不同气液流型条件下的水合物生成特性和颗粒行为等是今后水合物相关研究中需要进一步深入探究和明确的问题。     

天然气长输管道气推气投产工艺混气段影响因素

在我国输气管线建设发展过程中,如何通过天然气长输管线置换投产技术保障输气管线的安全性是现阶段研究的重点,而加强对天然气长输管道气推气投产工艺混气段形成过程的分析,了解对于混气段影响的因素,可以提升运行的效果,保障天然气长输管道混气段控制工作的有效开展。对此,文章主要对天然气长输管道气推气投产工艺混气段影响因素进行了简单的探究分析。     

天然气管线清管收球作业风险分析及应对

斯伦贝谢长和油田工程有限公司延北项目天然气开发采用井下节流、低压集气工艺,采气管线及集气管线共计316km,管线多经地形起伏山区,在清管作业过程中,因管道积水静压阻力、地形起伏诱发段塞流等,造成天然气压力波动、瞬时气液流量剧烈波动等原因,造成收球端天然气净化厂压缩机入口带液等情况威胁压缩机组安全,严重时损坏机组,造成全厂停车。天然气净化厂总结了实际清管收球作业过程中出现的问题,并针对相关风险制定了应对措施,尤其在预防压缩机入口带液方面采取了多种措施控制,并在实际清管作业过程中实践和验证了其良好的实用效果。     

浅谈油气储运气液两相流常温输送工艺

对集输工艺压降规律进行了讨论,叙述了气液两相流常温输送压降计算的研究成果,阐述了油气水三相混输管的特点及发展。希望能对我国油气储运气液两相流常温输送工艺的优化和加强提供参考。     

高气液比倾斜管临界携液流速研究

天然气在管道输送过程中,随着温度和压力的降低会产生凝析液,凝析液聚集在管道的低洼处形成积液,不仅堵塞管道影响输气效率,而且腐蚀管线。生产中,通常采用提高气速的方法排出管道积液,能够使得管道积液从低洼处被携出的最小气速为该管道的临界气速。文中根据倾斜管内液相的基本动量方程,进行适当假设,建立倾斜管临界携液模型,并设计地势起伏的管路与实验管架,进行不同工况的实验,以确定管道的临界携液气速。另外还挑选出合适的气液界面摩擦系数,代入临界气速方程进行求解。结果对实验值与模型计算值进行对比,吻合度较好,其中Linehan的气液界面系数更适用于黏度较小流体模型的计算,Wongwises的气液界面系数则更适用于黏度偏大的流体。