稠油集输工艺设计

在稠油集输工艺设计参数的选取中，当稠油乳状液为牛顿流体时，可按达西公式计算水力损失，其粘度可由粘度比法求出；非牛顿流体乳状液紊流态水力计算，应通过实验确定摩擦系数，再按过西公式计算压降；对纯稠油、含地层水稠油、稠稀混合油和掺破乳剂溶液稠油的停输启动压力．采用剪切力公式推算。在稠油的油气分离工艺设计中，对计量分离器，应尽量简化分离器的结构；对生产分离器．可适当增加分离元件，使油气分高效果相对提高；终端油气分离器或气体除油器，应设计较完善的油气分离结构；此外，应慎用丝网除雾器。在稠油脱水工艺设计中，应注意脱水措施及脱水方法的选择。在稠油集输中应多采用低级数、低转数的容积式转子泵。但在选用泵型时，应根据设计工作条件对泵的流量、扬程、轴功率及高效率区间进行校核。     

稠油井生产井筒压降梯度特点分析

以稠油井筒传热模型和实验得到的不同温度、含水率时的井筒混合液粘度关系式为基础,利用均流模型下的波特曼-卡蓬特方法建立了井筒压降模型。该模型主要适用于油-水两相且油水混合液粘度范围小于10000mPa·s的稠油油井。利用该模型对实例进行分析计算,结果表明:当井口温度为25℃时,越接近井口摩阻压降梯度越大,总压降梯度也越大;当井口温度为80℃时,整个井筒内的摩阻压降梯度和总压降梯度变化均不大,相当于稀油生产。利用该井筒压降模型计算出的值与实测结果误差较小,能够有效计算稠油井井筒压力分布。     

稠油管流实验研究

稠油其轻组分含量少、密度大、粘度高 ,一般在较宽的温度范围内呈显牛顿流体特性。通过稠油的管流实验发现 ,稠油输送时 ,由于粘度较高 ,因此管路内一般为层流 ,流量和压降成线性关系。在管输设计时采用流变仪测试粘度比较安全 ,可以作为设计的基础数据 ,并由实验得到了一种管输稠油水力摩阻系数的计算模型。     

天然气集输站场管路水力计算

本文介绍了天然气集输站场管路与长输干线水力特性的区别。站内管路水力计算采用达西公式,摩阻系数采用科尔布鲁克公式,局部阻力压降采用等效长度法。霍尔—亚伯勒公式计算天然气压缩系数,李公式计算动力粘度。可用计算机程序求解,对高、中压天然气集输站场管路水力计算具有实用意义。     

基于Beggs&Brill模型的油田水力集输半径分析

带倾角的多相流管路工况复杂,集输半径不能根据经验直接获取,为此需建立完整的集输半径计算模型。基于流态划分的油田集输半径确定主要包括压降公式的选用、流态确定、摩阻系数的计算、截面持液率方案选取。常用的BeggsBrill压降公式没有直接的流型计算方法,采用改进的Barnea流态公式结合修正后的BeggsBrill持液率计算公式来弥补。以某油田集输管网为例,运用此方法得出的带倾角管路集输半径与约束条件下的实际集输半径基本相符。     

页岩气水平井生产压降计算新模型

页岩气水平井井筒流动规律复杂,常规井筒压降模型适应性各不相同.为了提高水平井井筒压力和流态分布预测准确度,通过国内外大量实验数据优化了井筒压降模型的流型转换界限,并在泡状流、段塞流条件下使用M-B模型持液率和无滑脱摩阻系数,环雾流条件下使用B-B模型持液率和滑脱摩阻系数,分层流条件下考虑液滴夹带的持液率和滑脱摩阻系数,...     

油气水混输减阻理论与方法

基于新滩垦东 18油水采出液的乳化水含量及特性 ,分析油气水在混输过程中的流动状态。应用反相乳化降黏法和气 非牛顿流体流动规律 ,研究W /O型乳状液的降黏效果、油水混输减阻效果以及油气水混输减阻途径。结果表明 :①油气水在混输过程中容易形成呈非牛顿特性的W /O型乳状液 ,油气水混输问题可归结为气液两相流中的气 非牛顿流体流动问题 ,其水力计算可参照成熟的气液两相流动的相关处理方法 ;②采用适当的降黏剂 ,可以有效地降低W /O型乳状液的黏度和油水混输压降 ,降黏率可达到 99%以上 ,减阻率可高于 6 0 % ;③油气水混输减阻可通过采用适当的化学剂改变W /O型乳状液的内外相或阻止其形成实现 ,其关键在于降低W /O型乳状液的稠度系数和流性指数或油水界面张力。     

水平管气液两相分离流相间水力摩阻系数计算

在大型多相流实验装置上研究了水平管气液分层流和环状流流动特性,采用气相动量方程求解了气液相间摩阻系数,与已有的经验公式进行了对比分析,建立了适于水平管气液两相分离流相间水力摩阻系数的计算方法。在分层流水力计算中可以采用Shoham&Taitel公式计算气液相间水力摩阻系数,在环状流水力计算中推荐采用Laurinat公式计算相间摩阻系数。     

油水两相水平管流流动特性分类系数研究

基于新的油水两相水平管流流型分类法,提出牛顿流体流动的流型分类系数Zn和牛顿-非牛顿流体流型分类系数Zc.Zn可用来粗略判断表现出牛顿流体性质的油水两相流的流型;Zc则可用来判断油水两相流能否出现非牛顿流体性质的流型.Zn与Zc虽然是在特定条件下只考虑流体流动主要影响因素得出的数值,但能够在一定程度上反应出油水两相水平管流的流型.     

一种改进的预测连续油管环空摩阻压降的计算方法

在前期分析计算连续油管管内摩阻压降的基础上,进一步介绍了一种准确确定连续油管环空摩阻压降的计算方法,分析了管道几何尺寸,表面粗糙度,泵排量,流体性能,雷诺数,摩阻系数,偏心度等参数对层流态和紊流太时的环空摩阻压降的影响效果,对各参数的确定,给出了计算公式,并进行了实验验证,还列举了带内管的连续油管环空偏心影响效果的分析方法,较全面地阐述了连续油管的环空水力性能,并给出计算实例。     

多相管流中沿程摩阻系数分析

沿程摩阻系数是制约多相管流发展的关键,摩阻系数是压降计算的重要内容之一,其计算的准确性直接决定的压了压降计算的准确性,分散泡状流仅需用到气体或流体与管壁之间的相互作用,分层流,环状流和段塞流不仅用到气体或液体与管壁之间的相互作用,还要用到气液 面之间的相互作用,气体或液体与管壁之间的沿程摩阻系数可以采用单相流体沿程摩阻系数的计算方法,不同的流型,不同的流型,气液界面的摩阻系数计算方法不同。     

�Ĵ���������ˮ��Ħ��ϵ����ʽ̽��

输气管道水力计算是管道设计、评价和管理的基础。实际应用的各种水力计算公式都是在基本公式基础上，代入适合不同管道和气质条件下的水力摩阻系数公式而导出的。虽然欧美等国已总结归纳了数十个摩阻系数计算公式，但这些公式应用在四川输气干线上仍有较大偏差。为此运用流体力学理论和数学方法，结合四川输气管道的实际情况，推导出输气管道在紊流状态下的水力摩阻系数计算公式，并拟合出一套适合四川输气管道实际运行工况的水力计算公式。通过实测比较，文中所提供的公式与潘汉德尔公式、布拉塞尔斯公式以及威莫斯公式相比，误差要小得多，也更符合四川输气管道的实际情况。     

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。     

气液两相流管流压降计算理论综述

本文综述了石油开采工业中气液两相压降计算理论的主要发展及研究成果,从早期的借鉴单相流计算方法,到目前广泛采用的依据流型和流态、考虑流体与管道和气液相面相互作用的理论,阐述了摩阻系数的计算方法,以便为气—液两相流管道的设计提供理论依据。     

Colebrook-White方程显式公式对比研究

摩阻系数的估计是管道系统设计的一个关键,Colebrook-White方程是计算粗糙管紊流状态时摩阻系数的一个典型方法。调研了Colebrook-White水力摩阻系数公式显式化的新进展,将多个显式近似公式进行了计算精度和计算时间的对比,介绍了精确且计算方便的显式Colebrook-White公式,为输气管道工程推荐了实用的摩阻系数计算公式。     

GERG气体摩阻系数方程及其显式化公式

预测天然气管道中天然气的流动,一个关键的问题是为摩阻系数λ的计算选择合适的公式,Colebrook-White方程并不是一个适用于所有流态的普适化摩阻系数计算公式。介绍了新的气体摩阻系数GERG方程,该方程的适用范围较宽,计算时在一定情况下可以替代著名的Colebrook-White方程、Zegarola关联式;并可根据已知的数值,通过调整方程的参数,得出目前所有典型摩阻系数方程给出的计算值。但GERG方程为摩阻系数λ的隐式方程,求解过程较复杂,因此提出了该方程的显式形式,显式公式的验证计算表明:新公式的精确度较高,计算时间相对较短,可避免隐式方程求解的迭代算法。     

稠油掺稀后混油粘度数学模型研究

稀释输送是传统的稠油降粘输送方法,因其工艺简单,降粘效果在管输过程中较稳定,一直在国内外得到广泛应用。但稠油中加入稀油后其混油粘度又是一个难点,混油粘度是摩阻计算的重要参数,是输油管道设计和运行管理的重要参数,其准确性对水力计算结果至关重要。混合原油的粘度计算,国内外学者提出了不少经验公式、半经验公式以及计算图表,且大多是利用实验数据通过线性回归得到的,每种模型都有一定的适用范围。依据风城油田的普通稠油、特稠油、超稠油的掺稀实验数据,结合单对数Shu模型、双对数修正Ⅲ模型、Cragoe修正模型,分析了不同模型的最佳适用范围。对于风城油田稠油掺稀输送的混油粘度计算问题具有一定的指导意义。     

海上油气水多相管流中沿程摩阻因数分析

沿程摩阻因数是制约多相管流发展的关键,摩阻因数是压降计算的重要内容之一,其计算的准确性直接决定了压降计算的准确性.基于Xiao等人的流型判别法,将流型分为分层流、段塞流、环状流和分散泡状流等4种流型.分散泡状流仅需用到气体或液体与管壁之间的相互作用;分层流、环状流和段塞流不仅用到气体或液体与管壁之间的相互作用,还要用到气液界面之间的相互作用.气体或液体与管壁之间的沿程摩阻因数可以采用单相流体的沿程摩阻因数方法计算.对于不同的流型,气液界面的摩阻因数计算方法也不同.     

稠油的类乳化复合降粘作用机理

讨论了油水乳状液的粘度与水外相体积分数之间关系的 3种理论公式 (Einstein ,Hatschek ,Richardson公式 )和真实乳状液的各种复杂类型 ,包括极少量水与油形成的核心 环状流。提出在稠油中加入少量的水、油溶性降粘剂、乳化剂 ,使稠油形成油相不易聚结的水外相类乳状液 ,以大大降低稠油粘度的方法并讨论了涉及的机理。将5 0℃、6 3.5s- 1 下粘度 >17.8Pa·s的胜利乐安稠油与加有 0 .1%特制乳化剂、0 .0 5 %油溶性共聚物降粘剂MSA的水在 5 0℃混合 ,油水体积比分别为 8.5∶1.5和 8.0∶2 .0 ,药剂加量以药剂与稠油的质量比表示 ,形成的类乳状液的粘度分别为 6 73.2和 2 4 1.5mPa·s (5 0℃ ,113.5s- 1 ) ,降粘率分别为 96 .6 %和 98.8%。在油水体积比 8.5∶1.5 ,MSA加量 0 .0 5 % ,乳化剂加量 0 .1% ,温度 5 0～ 80℃的条件下 ,用煤油代替水 ,在 <80℃时稠油降粘率均较小 ,且温度越低 ,降粘率差别越大。考察了MSA加量 (0 .0 1%～ 0 .1% )、乳化剂加量 (0 .0 5 %～ 0 .1% )、油水体积比 (8.5∶1.5～ 7.0∶3.0 )、乳化温度 (5 0～ 70℃ )的影响。本方法可用于稠油的井筒降粘开采。图 2表 4参 13。     

稠油输送抗乳化减阻剂的优化

采用宏/微观测试手段分析了旅大油田稠油采出液乳化致稠的主要影响因素,比选评价可有效抑制油水乳化的抗乳化减阻剂复配体系;依据稠油现场集输设计方案,采用动态流变学测试方法,模拟稠油-水乳状液加剂前后表观黏度的变化规律,并利用OLGA软件计算油水液加剂前后管输流动摩阻,评价复配体系的抗乳化效率及减阻效果。结果表明：温度和含水率是影响稠油乳化的主要因素;在稠油采出液中加入200 mg/L的复配抗乳化体系(m(AP9901)∶m(TA1031)=2∶1),可有效抑制油水乳化,降低油水界面张力,还可促进W/O型乳状液破乳析水,显著降低油水混输流动摩阻,减阻率可达66.87%。