超定线性方程校核注水系统管段摩阻

以往多采用通过利用节点压力及流量,在满足注水系统水力平衡和参数的取值范围的约束下,进行优化计算,来确定最优的管段摩阻取值。管道摩阻的校核是注水管网系统仿真计算、管网改造计算和参数优化计算过程中的重要部分。本文采用多工况数据,利用超定线性方程最小二乘解进行管段摩阻系数优化计算,取得了较好的效果。     

高压玻璃钢管与钢管的技术经济对比

随着玻璃钢管制作工艺的发展 ,玻璃钢管以它的优越特性越来越多的运用于各个行业中 ,如输水工程、高压注水工程、输油工程、输气工程等。1 .技术分析( 1 )水力学特性。由于注水压力较高 ( 1 7ＭＰａ左右 ) ,注水管多采用无缝钢管 ,本次水力特性分析就以无缝钢管和玻璃钢管作对比。假设流量Ｑ =1 0 0 0ｍ3/ｄ,长度Ｌ =1 0ｋｍ ,采用ＤＮ1 0 0的不同管材的管线输送 ,其雷诺数Ｒｅ为1 474〔1 0 6,玻璃钢管与无缝钢管摩阻系数和水头损失分析按有关公式计算 ,结果见表 1。表 1　玻璃钢管与无缝钢管摩阻系数与水头损失对比管材名称绝对粗糙度 (ｍ…     

粗糙度对输气管道摩阻系数的影响

采用Colebrook White公式和数学计算方法 ,深入研究了粗糙度对输气管道摩阻系数的影响。发现总体上摩阻系数随相对粗糙度的降低而减少 ,在相对粗糙度较大的区域摩阻系数的减少更明显 ,而在相对粗糙度较小的区域摩阻系数几乎不再减少。在管壁绝对粗糙度和气体粘性长度相同的输气条件下 ,摩阻系数随管径的增大而降低。采用涂层等表面技术来降低输气管道的绝对粗糙度 ,可显著降低摩阻系数     

微小井眼循环系统压力损失规律研究

通过研究,建立了微小井眼连续管内及环空压耗计算模型;根据所建立的数学模型及设定的参数,计算了不同井深和排量下连续管直管段、螺旋管段及环空的压力损失,得到了压力损失与各参数之间的变化规律曲线。曲 线表明,在相同流量下,直管段、螺旋管段及环空的压力损失随井深（长度）的增加而线性增加;流量增大,相同长度的直管段和螺旋管段的压力损失增大,环空压耗也增大;长度相同时,在螺旋段产生的摩擦压力损失远比在直管段的大;随着井深的增加,连续管的总压力降呈下降趋势。     

锦州油田注水配套技术的实践与应用

锦州油田主要为砂岩油藏,地层中黏土含量高.长时间注水使黏土中的蒙脱石易发生水化膨胀,导致地层堵塞,引起地层渗透率下降,严重影响油水井的正常生产.同时由于注水管网投产年限较长,已不能满足油田高压注水的要求,常规污水水质与标准注水指标差距较大,欠注井逐年增加,油田水驱效果逐渐变差.针对这一现状,锦州油田充分利用欢三联污水深度处理站的有限水源,对潜力区块实施注水配套技术,有针对性地加强潜力区块储层敏感性研究,实施储层防膨,改善注水配伍性,实施单井增注,建设注水站集中增注.改善了注水水质,保证了注水压力,提高了水驱效果.文章介绍了锦州油田注水区块高效开发的一系列技术.     

欠平衡连续油管钻井中螺旋管段气液两相流摩阻压降特性研究

针对欠平衡连续油管钻井中螺旋管段气液两相流摩阻难以计算的问题,采用数值模拟方法,研究了气液两相流在连续油管螺旋管段中的流动,揭示了两相流在螺旋管段的流动特性。对影响摩阻压降的相关因素进行了分析,计算了不同的充气量、采用不同密度和黏度的钻井液以及不同曲率时螺旋管段的摩阻压降。结果表明：充气量越大,螺旋管段摩阻压降越大;钻井液的密度和黏度越大,螺旋管段摩阻压降越大;螺旋管段的曲率比越大,螺旋管段摩阻压降越大。该研究对于指导欠平衡连续油管钻井作业时选择充气量、钻井液和滚筒,计算水力参数和泵压具有重要的参考意义。     

高压注水复合管线连接方式优选及仿真分析

高压注水复合管线中嵌入高强度、低密度、高耐磨性、长寿命及耐蚀性的内衬管,可大幅度提高管线的使用寿命。以支干线小口径复合管线为研究对象,设计三种连接方式连接处的内衬结构。基于流固耦合理论,建立了不同连接方式复合管线的流固耦合有限元仿真分析模型,研究高压注水条件下支干线小口径复合管线最佳连接方式,以及注水流量对复合管线内衬应力的影响规律。针对选取的连接方式,设计了管线内衬厚度,分析流量对复合管线内衬应力的影响,为支干线小口径高压复合管线的设计及工程应用提供参考。     

PCP节能技术

自油田注水开发以来,注水系统泵管压差问题一直未能得到有效解决,造成大量电能浪费.PCP技术是将前置增压泵与高压注水泵串联,通过增压泵电机变频控制调节增压泵的输出压力和流量,从而达到控制高压注水泵输出压力和流量的目的,该技术成功地解决了泵管压差问题,节能效果显著.     

油田注水井远程注水控制系统

油田注水井远程控制系统集工业计算机、无线网络、智能控制仪于一体，融合注水管压、套压、油压以及注水流量等信息，采用模糊自适应PID策略，进行稳压、恒流、定量调节，实现配水全过程智能控制。该系统的投运，解决了以往高压注水中无法实现的平稳注水、定量注水及准确注水的难题，实现注水流量的自动设定，实时监控配水间内各注水井的瞬时流量、累积流量和注水压力等参数，为油田减小输差、提高产量提供了技术保障。     

连续油管侧钻径向水平井循环系统压耗计算模型

通过分析相同条件下高压软管段压耗实测值与已有金属直管压耗公式计算值之间的关系,提出了高压软管段压耗计算公式,经理论推导建立了完整的连续油管侧钻径向水平井循环系统压耗计算模型。利用所建压耗计算模型研究了管径、管长、泵排量和流体动力黏度等参数对循环系统各部分压耗的影响规律。结果表明:0.025 4 m(1 in)连续油管的螺旋段、直管段压耗都明显大于0.038 1 m(1.5 in)连续油管,约为后者的8～10倍;高压软管段压耗在循环系统总压耗中占有较大比重,文中算例结果为86%;相同条件下,清水加减阻剂后压耗约为清水压耗的1/2。     

致密气藏超长水平段低摩阻水泥浆固井技术

长庆油田致密气藏超长水平段固井,存在裸眼段长、环空间隙小、流动摩阻压耗大和施工压力高,易发生漏失造成固井质量差和后期环空带压等一系列复杂问题,严重影响后续开采和单井产量。为此开发了低摩阻低密度水泥浆和低摩阻高强韧性水泥浆,来提高水泥浆的流动性,降低流动摩阻压耗、施工压力和漏失风险。低摩阻低密度水泥浆采用耐压性能优良的空心玻璃微珠做为主要减轻材料,提高体系的耐压性能,入井后保持较高的结构圆整度,有效降低摩阻压耗。低摩阻高强韧性水泥浆在常规高强韧性水泥浆的基础上,引入实心玻璃微珠和复合高效增强剂,在保证水泥石力学性能的基础上,提高了水泥浆的流动性能,降低了水泥浆的摩阻压耗。室内模拟实验表明,低摩阻低密度水泥浆较常规低密度水泥浆范宁摩阻系数由0.0593降低至0.0295,降低50.25%;低摩阻高强韧性水泥浆较常规高强韧性水泥浆摩阻系数由0.070降低至0.0414,降低40.86%。前期先导性试验应用表明,使用低摩阻水泥浆摩阻压耗降低明显,有效降低施工压力。采用低摩阻水泥浆并进行低摩阻高强韧性水泥浆分段梯度携砂设计,助力致密气藏5256 m超长水平段固井施工顺利完成,固井质量合格,为长庆致密气藏超长水平段固井提供有力的技术支撑。      

涡动钻柱内赫巴流体的流动特性研究

为了揭示钻井液在钻柱内的流动特性,采用数值模拟方法建立了涡动钻柱内赫巴流体的流动模型,结合流体力学相关理论,对比分析了速度剖面与表观黏度剖面,研究了钻柱自转速度、公转速度、轴向流速及流体密度等参数的变化对钻柱内流场的影响,得到了各参数对涡动钻柱内摩阻压耗的影响规律。研究表明,公转速度正向增大或反向减小时摩阻压耗都有减小的趋势,自转速度增大时摩阻压耗有增大的趋势。由此可见,考虑钻柱涡动的摩阻压耗变化规律,可使涡动钻柱内钻井液的描述更接近于实际钻井工况,有助于钻井液循环系统的优化。      

偏心环空循环压耗的数值模拟与验证

在水平井和复杂结构井中，井斜角和方位角随井深不断变化，套管在井内不易居中，影响流体在环空中的流动状态和循环摩阻。现有的偏心摩阻压耗计算模型是基于特定井眼尺寸和流体性能条件下建立的，不具备普适性。为此，结合某水平井井眼尺寸和流体性能，基于计算流体力学(CFD)的仿真理论与方法，分析了不同套管偏心度和直径比对环空流态与摩阻压耗的影响，对比了套管居中和套管偏心工况下环空摩阻压耗与当量循环密度(ECD)分布特征。结果表明：随着偏心度增大，宽间隙中心流速增大，壁面低流速域增多，增加了流体滞留量；直径比越小，有助于提高窄间隙流速；环空间隙越小，套管偏心对摩阻压耗影响越大。实例井偏心环空摩阻压降比同心环空低2.16 MPa;文章建立的摩阻压降计算模型比现有经典模型误差更小，为偏心环空下摩阻压降的准确计算提供了可靠的计算方法。     

输气管道仿真中摩阻系数相关参数设置

摩阻系数是管道仿真软件水力计算的重要参数,为了提高模拟准确度,研究优化设置软件中的摩阻计算公式和参数很有意义。编程计算了Weymouth、Pan（A）、Pan（B）、AGA、Colebrook、Nikuradse公式在不同相对粗糙度和雷诺数下的摩阻系数,和Moody标准图谱比较精度后获得了各公式的适用范围,发现Colebrook公式的适用范围和精度最优,AGA公式次之,其他公式则适用于不同的范围。结合3条真实管道与现场实际工况,在模型仿真运行时动态调整绝对粗糙度,反算出实际值0．010、0．015和0．013mm。故绝对粗糙度推荐值为0．010～0．015mm。     

典型含蜡原油管道运行数据分析

惠银线全年分为春夏秋冬4个工艺运行时期,使用全线温降法分析管线油温数据,获得不同时期全线总油温损耗;常温输送首站油温必须高于33℃。通过分析管线全年中间站场启炉运行工况,对比各管段百公里摩阻数据,获得夏季常温输送,应关注灵武至永宁管段摩阻变化,其余时间关注永宁至银川管段摩阻。利用公式计算获得不同月份各管段总传热系数,在温降及停输计算中总传热系数应采用实际计算值。     

摩阻系数方程对比研究

重点介绍了GERG(Groupe Européen de Recherches Gazières)公司提出的GERG摩阻系数方程,将该摩阻系数方程与Weymouth方程、Zegarola方程、经典的Colebrook-White摩阻系数方程应用实际运行数据计算,经过对比分析得出:Weymouth方程适用于管壁粗糙度k为20~30μm的管道;Zegarola方程适用于从光滑管道粗糙管流态剧烈变化的摩阻系数计算;在进行当量粗糙度反算时,建议使用Colebrook-White方程,避免出现不合理的数值;当GERG摩阻系数方程中的可调节参数n=1时与Colebrook-White摩阻系数方程计算结果接近;当GERG摩阻系数方程中的可调节参数n≥9时,摩阻系数计算结果趋于稳定;n值反映了流态的变化,其数值的设定与反映流态的雷诺数一致时结果准确。     

基于人工鱼群算法的管道摩阻系数校正

在管网摩阻系数校正问题中,最优化模型是被讨论和应用最多的模型.其思想是:在满足管网水力平衡和校正参数取值范围等约束条件下,寻找最优校正参数的取值,使得由管网节点实测压力值与计算压力值之差的平方和所构成的目标函数值最小.提出一种基于人工鱼群算法校正油田注水管道摩阻系数的方法.结合注水管网的实际数据,利用人工鱼群算法对模型求解.从管道摩阻系数校正的结果看,校正值与管道实际摩阻系数值误差的平均值是0.99.     

海上疏松砂岩油田注水压力优化方法研究

海上疏松砂岩油田设计阶段确定的注水压力不能完全满足油田开发过程中配注量的需求,严重影响了油田正常高效生产。结合海上梯级压力测试数据,认为造成注水压力不满足需求的主要原因是近井筒地带存在附加阻力。在此基础上,建立了一种近井筒地带附加阻力的计算方法,并结合井筒摩阻和液柱压力等形成了注水压力优化方法。渤海油田现场试验结果表明,注水压力优化方法可指导不同生产阶段注水压力的确定,具有较好的应用推广价值。     

油田注水系统降低能耗对策研究

某油田注水站注水泵管泵压差4.5 MPa,注水泵单耗14.84 k Wh/m3,标耗1.14 k Wh/(m3·MPa),注水系统效率仅23.07%,注水能耗及效率都远小于国内平均水平。通过计算该油田注水系统能耗,分析注水高能耗原因,提出了注水泵变频改造、更换小排量注水泵、优化注水管网等对策。实施这些措施可使注水能耗降低约24.56%,注水系统效率增加约30.56%,为油田降低注水系统机泵运行能耗和提高注水系统效率提供了借鉴。     

智能分注分层流量自动比对测试技术研究与应用

智能分注工艺可以持续、稳定地实时监测井下每层段的瞬时注入流量、温度和注水压力,但智能分注井井下配水流量计在生产过程中存在流量漂移及分层水量计量误差的问题。通过自动调整单井高压流量自控仪流量,对各层水量计量仪表进行比对测试,可解决智能分注分层水量误差问题,即以自动化运行代替现场的人工操作,配套进行远程调控、定期调控,保障分层注水准确性。智能分注工艺在二连油田实施了43口井,其中智能分注分层流量自动比对测试现场已应用38口井,自动比对测试和测调后的井下各层智能配水仪流量计流量数据与高压流量自控仪流量数据吻合,误差为±1%,满足注水准确度要求,智能分注井分注合格率从87.2%提升至97.7%。智能分注工艺可为油藏分析提供连续、准确的数据,对其他油田智能精细分层注水具有一定的借鉴意义。