油敢水多相混输模拟仿真系统

原油在管道的输送过程中经常是油气水多相混合的液体，由于相态和流态的不同直接影响原油的输送效率。为解决这些问题，文章介绍一种油、气、水多相混输的模拟仿真系统，该系统可以模拟仿真油、气、水多相以不同比例，不同温度，不同压力，混输后不同相态的各种参数变化，从而找出油、气、水多相混输的规律和特性。根据这些规律和特性，通过控制多相混输的参数使原油的管道输送高效，节能。同时提高原油输送的安全系数。     

水平弯曲管道中固液多相流分相体积含率数值模拟

弯曲管道中固液多相流各相体积的分布特征对油和水的流动特性提供重要的参数,为原油输送和生产剖面测井设计奠定基础。为模拟固液多相流各相体积分布特征,基于边界条件和多相流理论,通过建立三维固液多相流模型模拟,进行瞬态数值模拟最终得到各相体积分布图。模拟结果表明,各相体积分布主要受流速的影响,随着主流速度的增大,水相和油相体积分布呈相反的变化,而与颗粒相体积分数数值大小关系较小。     

大庆油田工程有限公司优势技术概览——多相流混输

多相流混输是国内外油气集输与长输管道领域中的前沿技术,特别适用于海洋、沙漠等自然条件较差地域的油田以及已建油田边缘区块的开发。大庆油田工程有限公司拥有大型多相流实液环道试验装置,可直接采用井口产出的气液混合物配制油气水多相试验介质,进行多相混输压降规律研究。     

乌鄯线掺混输送工艺研究

为确保乌鄯线安全、高效地输送稠油出疆,将北疆油和哈国油掺混为一种混合原油,采用全年常温输送混合原油(北疆油+哈国油)取代目前顺序输送北疆油、哈国油的管输方式。考虑输送介质黏度变化后输油泵特性的变化,利用仿真模拟软件SPS得到乌首站泵输油泵与管道匹配情况,并进行水力、热力稳态计算,得到泵效率、泵出口压力、出站温度,计算出采用不同输送工艺在不同年输量条件下的管输费用。与顺序输送北疆油、哈国油相比,全年常温掺混输送500×104、600×104、700×104t原油时,管输费用每年分别节省610、1 232、3 290万元,可大幅降低输油成本。     

多相混输海管低流量启动与运行安全性研究

海底多相混输管道由于启动时平台产量还没达到很大,且周围环境温度较低,很容易出现问题。以某海底多相混输管道为例,使用多相流仿真模拟软件模拟,该多相混输海底管道在夏季环境温度下以给定的小流量可顺利启动并能安全运行至秋季,11月份之前必须提高管道输量以保障管道运行安全,计算了该管道的冬季安全运行流量。     

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凝析气相是多元组分的气体混合物，以饱和烃组分为主，在输送过程中由于沿线温度、压力的变化引起的凝析和反凝析现象显著，这使凝析气的管道输送不同于气体或液体的单相输送，其管输方式可分为气液混输、气液分输。气液两相混输投资少、工期短，但要解决困凝析液的积聚而降低输送能力及液塞处置等技术问题；气液分输是先将凝析气分离，然后将天然气和凝析液分别输送，管内流体均为单相流动，气液分输又可分为双管输送和顺序输送。凝析气的气液混相输送是多相流输送的一种特例。针对东海平湖油气田海底输气管道采用多相流技术输送凝析气的实例，分析了凝析气混相输送管道压降、输量和持液率的关系，并指出了预测管路温度下降值是管路安全运行的必要条件。通过对平湖凝析气管道的运行分析，强调工艺配套是多相流技术成功应用的重要条件。     

兰成原油管道掺混长庆原油常温输送研究

兰成原油管道自投产以来始终存在哈萨克斯坦原油与长庆原油资源不平均的问题。为了克服鄯兰原油管道来油不足和长庆原油整体资源富余的矛盾,保障供需平衡,开展了兰成原油管道掺混长庆原油的常温输送研究。通过建立SPS仿真模型对兰成原油管道运行数据、管道全线水力坡降、管道沿线温度、管道不同输量下的沿线油温以及油品物性进行分析,发现兰成原油管道掺混长庆原油常温输送是可行的。同时,在特定的掺混比例及输送排量下,兰成原油管道可满足在全年输送过程中掺混200×104～250×104t长庆原油的要求。但因鄯兰原油管道来油分为LC10、HT73、LC7等掺混类型,掺混原油物性经常变化,不同月份掺混输送应同时考虑凝点控制的范围与停输安全的掺混比例,需要"因油、因时"地开展在线掺混工作。     

长庆页岩油多相结蜡特性与清管周期研究

页岩油作为一种非常规油气资源，其特性在全寿命开采周期内与常规石油资源差别较大。而目前国内大部分油田和设计单位仍以常规油田技术模式实现页岩油集输，这种保守的技术模式造成了能耗较高的问题。为提高开发的整体效益，实现集输系统能量最优利用的同时保证集输管道安全运行，开展长庆油田华H100平台原油集输管路多相流结蜡特性研究，利用室内控温油气水三相流实验系统，结合国内外已有的油-气、油-水、油-气-水多相结蜡规律模型以及油田生产实际，分析了含水率、温度、混合流速和气液比等因素对原油结蜡特性的影响规律，绘制不同工况条件下的蜡沉积速率曲线，并找出导致不同蜡沉积速率的原因。基于实验数据，建立结蜡速率、压降梯度与管径、流速、含水率、气液比和温度之间的关系模型。同时，利用达西公式和伯努利方程进行推导，根据现场井口回压与进站压力，得出适用于长庆油田华H100平台集输管道清管周期的计算关系式。此研究为解决管路结蜡问题提供了理论依据，为页岩油无杆采油地面多相集输工艺优化奠定了基础，达到集输系统优化简化、节能降耗的目的。     

CO_2管道输送技术研究

在CO2回注油气藏提高油气采收率可获得经济效益与环境效益双赢的背景下,研究了CO2热物性参数及管道输送技术。通过调研国内外CO2管输工艺及经验,借鉴油气管道的设计理念和计算方法,针对CO2低临界点的特性,探讨了高含CO2混合物气相、液相和超临界相三种相态输送工艺。在单一相态输送的前提下,比较了不同输量、不同管径下,高含CO2混合物的单向流输送距离。计算表明,超临界管道的单相流最远输送距离Ld最大,气相和液相管道的单相流最远输送距离Ld较小。对于一定输量和输送距离的CO2管道,采取不同输送方式,对应的最优管径不同,对于大输量、长距离工况,气相输送的最优管径最大,超临界输送的最优管径最小。CO2管输技术的研究为CO2不同相态输送方式的经济性对比提供了借鉴。     

含蜡原油的多相流输送：溶解气体对析蜡温度的影响

在寒冷地带,特别是在海洋上开采原油和凝析油的过程中。石蜡沉积问题已成为人们越来越关注的主要生产问题。油井在水下完井和与原有的处理装置相连需要使用多相流管道。对海底输送管道可采用的运行管理措施有限且这些措施费用都很高,因此有必要深入研究采出液在多相混输过程中的性质,以降低管道的运行费用。     

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沙漠油气田集输管线、海底油气输送管线和地面长输管线中，常遇到起伏的油气水多相管路出现段塞流，加大沿线压降、加大管壁腐蚀，甚至使管路出现不稳定的振动现象。因此如何预测沿线段塞流的流动特性参数具有重要的现实意义。文章介绍一种新开发出的具有较好用户界面具可在Windows平台下操作的段塞流软件；该软件可以从始端开始计算，也可以从终端开始计算；提供了三个可供选择的计算模型；提供了油气水多相管路沿线的压降、温降和持液率曲线图；可以计算所有的段塞流特性参数值；软件具有较高的计算精度。     

减阻技术对海洋油气管线中多相流动与传热的影响

在海洋环境中多相流条件下应用减阻技术,可以在相同的管线压力下,有效提高油气输送量。减阻技术影响多相流的摩擦阻力、持液率和界面现象,可使多相流的的减阻率最高达到60%以上,可减少多相流体与管壁间的传热;某些情况下,减阻技术还能够改变多相流的流型、抑制剧烈弹状流,改善油气输送系统的运行工况。     

含天然气水合物的海底多相管输及其堵塞风险管控

为了提升深水油气开发海底输送系统多相流动的安全运行水平、推进“天然气水合物（以下简称水合物）浆液输送技术”的工业化应用进程,基于所搭建的水合物流动保障实验平台,结合水合物动力学生成机理、多相流动规律和可靠性理论,开展了含水合物的海底多相管输及其堵塞风险理论与技术研究。研究结果表明：①水合物颗粒的存在,会减少分层流区域,增强段塞流动趋势,更易形成环状流和波浪流,基于小扰动法所建分层流判别准则,能合理划分实验流型数据;②考虑水合物颗粒间聚并剪切,结合有效介质理论,建立了水合物浆液的黏度、阻力计算方法,预测精度均在±20%以内;③提出了含水合物多相管输的临界悬浮流速概念,分别建立了低于该流速的气浆、高于该流速的固液多相流动机理模型,能更加合理地描述水合物颗粒与多相流动耦合影响规律; ④观察到水合物壁面沉积4阶段历程,通过不同实验条件下水合物沉积率的定量表征分析,揭示了各因素对水合物壁面沉积的作用机理;⑤定量分析了不同流型下水合物颗粒的聚并沉积状态,定性分析了各流型中水合物的堵塞机理及风险;⑥引入可靠性理论,建立了以水合物体积分数为判定条件的极限状态方程,耦合抽样及快速求解理论,实现了含水合物多相输送管道堵塞概率表征,并给出了水合物浆液管道稳定运行的安全评价等级划分原则。结论认为,该研究成果能从定性和定量两个方面有效预测多相混输管道中水合物的生成及堵塞风险,有助于保障海底输送系统多相流动的安全运行。     

黑油模型在凝析油气多相集输管流工艺计算中的应用

采用黑油模型计算凝析油气的热物性参数,并采用经验或半经验关系式计算集输管路的压力、温度,计算精度能够满足要求。在输送压力高于凝析油气露点压力的情况下,首先应考虑采用黑油模型进行工艺计算。     

长距离油气多相混输系统工程设计

与油气分输常规工艺相比,长距离油气混输工艺具有明显的降低投资规模的优势,可使自然条件恶劣的海上油气田和边际油气田实现有效开发。但长距离油气混输技术也是流体输送领域中最为复杂的技术之一,目前刚刚进入工业化应用阶段。为此,介绍了中国石油大庆油田建设设计研究院运用"九五"期间对这一技术攻关取得的成果,设计建成了我国石油行业规模最大的油气混输系统——哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田长距离油气混输系统工程的经验,分析了工程概况与主要特点,讨论了需要解决的5个关键技术问题:①长距离起伏敷设混输管道压降的准确预测与管径优化;②强烈段塞流的捕集与末端分离器的平稳运行技术;③首站与混输干线事故流程的设置与控制技术;④混输干线投运与停输再启动瞬态工况的准确预测与操作程序;⑤H2S应力腐蚀与氢致开裂的抑制技术。并有针对性地提出了9项工艺技术措施。上述项目一次性投产成功,投产后平稳运行至今,开创了中国石油行业大输量、长距离油气多相混输系统工程设计的先例,其输量、长度、百万吨产能投资综合指标等都进入世界前列,被评为中国石油天然气集团公司科技十大进展。     

安哥拉B1506区块深海油气田水下多相泵设计因素考量

为提升安哥拉B1506区块边际油藏开发潜力,解决边际油田长距离管道输送带来的流动保障等问题,水下多相增压泵的选择和应用成为最合理的选择。此文通过对安哥拉B1506区块油藏条件和流体性质的分析,以油藏模型(Eclipse)为约束,结合系统网络模型(Gap)的研究结果,为满足油藏采收率和最大含气量的要求,分析确定了多相泵吸入压力:并通过模拟开发生命期内管线温度,确定了管线的设计最大温降,并制定了保温措施以避免管道内产生析蜡、水合物堵塞等流动问题;同时,通过分析确定多相泵与已建气举模块的逻辑关系,达到与已建FPSO系统匹配的目的,以实现油田减产、关停等情况下的系统的平稳运行。通过对1506区块多相泵选用的相关因素分析,确定了深水多相泵设计的参数和工艺流程,为国内深水边际油气田的开发提供技术储备。     

海洋油气水下处理系统研究现状和发展趋势

介绍了当今世界上已经投入使用或正在试验开发的油气水下处理技术,包括水下多相混输技术、水下海水分离技术、水下气体分离技术及水下多相分离技术,阐述了水下处理系统的种类和应用现状。在深入分析海洋油气田不同开发时期水下处理系统开发模式的基础上,总结了多相混输系统、海水分离回注系统和油气水三相分离系统等3种典型的水下处理系统设计开发流程。最后对国内海洋油气水下处理系统的研究开发提出了建议。     

海底管道油气混输关键装备的实验研究

多相增压泵、混相计量仪和油气水分离器是实施海底管道长线混输中的关键设备。中国科学院力学研究所用于研究这些关键设备的模拟实验装置,包括了集重力、膨胀和离心原理于一体的高效油气水分离器和引射增压泵、叶轮增压泵等设备。首先采用控制气液两相压比和流量比的方法实现了水平、垂直管内各种流态的仿真模拟,并用狭缝光和快速摄影技术得到了清晰的流态照片,用硅阻差压式压力传感器测量了一定距离内管流压降和同一截面不同位置的压差分布;然后介绍对上述设备进行各种流态下分离器的分离效果以及引射增压、叶轮增压泵的性能、效率试验的方法和初步结果。     

油气储运技术面临的挑战与发展方向

介绍了近年来发达国家和我国在海洋油田油气储运技术、多年冻土带长输管道技术、天然气水合物储运技术、油气混输技术和油气存储技术等方面的研究与应用进展,及所取得的成果和存在的不足。针对中国石油在油气储运技术领域亟需解决的技术难题,提出中国石油在油气储运领域今后应开展的研究工作和发展方向,进一步提高我国的油气储运技术水平。