高含水油气水三相流混输管道压降计算研究

油气水三相混输管道的压降计算是油气管道设计和生产运行方案制定的基础。为了评价并提高不同压降模型的计算精度,设计了一套能准确监测某油田油气水混输管道运行参数的数据采集系统。在此基础上,对常用的Beggs-Brill模型进行了压降计算,但存在较大误差。采用最小二乘法对模型进行修正,Beggs-Brill修正模型将误差由32.79%降低到9.54%,Beggs-Brill修正模型有效提高了计算精度。     

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。     

含水率对原油集输管道结蜡影响分析

原油输送过程中由于管道沿线温度逐渐降低通常会在管道中结蜡,严重影响原油的正常输送。本文在分析原油集输管道石蜡沉积机理的基础上,利用沉积倾向系数法建立原油集输管道石蜡沉积模型,具体分析含水率对原油集输管道结蜡的影响,分析发现含水率对原油集输管道结蜡影响较大,其中在转向点附近时集输管道的结蜡率最高,在进行集输管道工程设计应尽量避免。     

水平渐变管内油水两相流模拟研究

为优化油气集输管道局部管道结构,采用计算流体力学软件对水平渐变管内油水两相流进行数值模拟,对比不同含水率、不同入口流速条件下两相流流型,分析油水两相流在管道内的压力分布规律。结果表明,渐变管内油水两相流流型为水包油流型,管壁主要为油相润湿;渐缩管压力随流向位移持续下降,渐扩管先下降后上升再下降;整体压降速率与含水率成反比,与入口流速成正比。研究结果可以为优化稠油集输管网管道结构、降低管道流动能耗等油水混输问题提供参考。     

油气两相流压降计算及其影响因素

多相混输技术在油气田集输系统中的应用日益广泛,其压降计算的准确性对于管网设计有着绝定性的作用。为了研究某油田油气两相流压降的影响因素,结合多相流理论建立了管道的两相流压降模型,并应用PIPEPHASE模拟软件进行计算。利用该模型,计算出该管道的压力参数的变化;在此基础上计算出不同算法的压降变化规律。研究表明:BBM、DR、DUKLER、GRAY、GRYM、XIAO这几种算法的计算误差均≦15%,且BBM算法在产气量增加到一定值后误差会迅速增大,所以该算法需要修正后才可以在大流量情况下使用。     

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。     

环路管网井口回压影响因素分析

井口回压是环路管网安全集输控制的主要参数之一,其值与计量间掺水压力、掺水温度、掺水量、产液量、计量间回油压力、计量间间回油温度(原油凝固点)、管道直径、结蜡厚度、管道长度等参数有关,利用环路混输温降、压降模型,针对井口回压的影响因素进行定量分析,利用研究结果可优选环路稳定集输的控制措施。     

基于原油长输管道压降的思考

原油长输管道压降是原油长输管道运输过程中需要考虑的重要问题,因此,文章结合实际从管道的压降计算基础公式出发,在分析相关需要计算内容的基础上,对压降计算的要点进行分析,目的在于提高原油长输管道运行的质量,促进企业的发展。     

原油集输管道腐蚀影响因素研究与分析

原油集输管道的设计、管理不及原油长输管道,加之近年来原油集输腐蚀泄漏事件频发,特别是新两法实施后环境保护矛盾十分突出,因此针对原油集输管道的腐蚀影响因素进行研究和分析,探讨不同影响因素的腐蚀机理和腐蚀特点,从源头上提高管道的防腐能力,延长管道的实际使用寿命,确保原油集输管道的本质安全显得十分重要。     

某页岩气田集输管道输送效率分析

某页岩气开采区块目前已投运三个井区,形成了较大的集输管网规模。由于采用湿气输送方式,随着管道沿线温度、压力变化,集输管道内有液态水析出,影响了管道输送效率。结合集输管道输量计算公式和BWRS状态方程,建立了页岩气集输管道输送效率模型,结合现场数据,分析了集输干线输送效率,并获得了集输管道输送效率与管道输量、压降之间的关系式,当计算得到的管道输送效率低于最小输送效率时,可对管道进行清管作业。     

月东稠油油田海管工艺设计研究

月东稠油油田中心岛至陆岸终端的的油水混输海底管道长达28公里，且原油在50℃时黏度高达2413mpa.s，海管输送存在一定能难度。本项目海管工艺设计时充分考虑了原油黏度高，海管输送距离长的特点，利用加热和加入降粘剂的方式进行输送。卫星岛至中心岛之间的混输海底管道距离较短，压降可用DUKLER压降公式进行计算，实践证明计算结果符合实际情况。     

管道原油结蜡速率实验与清管技术研究

针对原油在管道集输过程中在管壁结蜡危害的问题,首先分析了管道结蜡沉积机理,在此基础上,综合考虑了蜡分子浓度梯度、管壁处剪切应力、油流温度梯度以及粘度等因素建立结蜡沉积速率模型,根据实际油田地区情况,结合当地季节土壤温度,做了含水率、集油温度、流量等对结蜡速率的影响,研究表明含水率在65%左右,也就是在转相点附近管道结蜡速率最高,主要是原油粘度影响较大;集油温度越高,结蜡速率越低,是由于温度的高低决定了分子的扩散和热运动大小;流量越大,结蜡速率越低,是因为剪切应力破坏了管壁结蜡沉积强度。针对结蜡对管道堵塞腐蚀的影响,选取PIG清管技术进行处理,能够有效的降低管道输送压力,降低管道穿孔风险,在保障年输量的条件下,节约电量高达4.32×105 k W?h,年运行费用减少了123.89×104元。实验结果有助于指导该地区原油集输管道工程设计。     

天然气凝析液起伏管道集输敏感特性模拟研究

天然气凝析液管道采用气液混输技术进行输送,地形起伏可能造成管线内流型复杂和流动不稳定,导致管线低洼处容易产生积液,影响集输效率。采用多相流模拟软件LedaFlow建立某凝析气田集输管道水力模型,模拟分析地形起伏对管线压力和持液率分布的影响,探究削弱地形起伏对压力波动影响的集输条件,模拟分析输气量、管径以及管道出口压力对起伏管道水力特性的影响。研究表明:地形起伏增大了压力和持液率的波动,使流动不稳定。高输量、小管径和低压集输能够削弱地形起伏的影响。高压集输压降小,低压集输压降大,存在最优运行压力使生产成本最低。该研究为气液混输管路输送参数的选取提出了合理化建议,对复杂地貌条件下天然气凝析液集输管道的设计和运行管理具有意义。     

上倾管高黏油气两相流型及压降特性

利用室内实验装置,对上倾管内高黏油气两相流的流型和压降特性进行了实验研究。实验中观测到7种流型,得到了不同工况下的压力波动信号及压降值。实验结果表明,由于液相黏度的影响,上倾管内大部分流型的过渡边界向流型图的左侧偏移,且黏度越大偏移程度越大。将流型数据与Barnea流型判断模型进行对比,发现在高黏度时两者误差较大。根据压降数据得出,由于高黏度时液滴的附着作用增强,在气液表观速度均较小时,会出现黏度增加而压降却减小的现象。验证了OLGA模型和Zhang模型对于压降的计算精度,发现高黏度时模型的计算误差远大于低黏度情况。通过高黏度闭合关系式对Zhang模型进行修正,结果表明可以显著地提高其计算精度。     

基于风险的油田油气集输管线维护决策优化方法

将长输管道最优完整性维护决策方法——损失函数法应用于油气集输管线的维护决策优化.该方法以油田油气集输管线的风险检测和风险评价结果为基础,通过引入决策准则、后果函数、状态集及决策集等概念,并对油气集输管线失效后果量化,进而建立决策优化数学模型.通过计算各决策的损失函数确定最优的维护决策方案,应用此方法对某原油外输管线进行了维护决策优化,达到了较好的维护效果.     

油气集输管线温降计算方法

油气集输管线沿线的温降将在一定程度上受到油管向着周围地层环境散热以及沿线压降等多种因素的影响。然而沿程压降又将由于不同的流动形态而各有区别。通过考虑上述要素,提出了计算油气集输管线沿着温降数学模型,从集输管线稳态的能量微分方程为基础,综合考虑平均气舍以及其对传热的影响,从而得出了油气集输管线的温降解析表达式,为类似油气集输管线温降的计算提供了可供参考的经验。     

埋地输油管道散热模型研究

埋地热含蜡原油管道的运行中涉及若干复杂的非稳态传热问题。从管内原油传热和管道与外部环境的传热两方面,分析和总结了含蜡原油管道非稳态传热问题的研究现状,介绍了管道在土壤中传热的影响因素,阐述了管道停输状态下管内含蜡原油相变传热的规律及研究方法,建立原油集输系统保温管道散热的数学模型,为评价保温管道状况和界定保温效果衰退程度提供科学的依据。     

阴极保护防护技术在英买力油气集输管道中的应用

当前,国内外油田油气集输管道主要以钢管为主,部分原油外输管道的外防腐层老化破损,阴极系统长期欠缺保护,加之管道覆盖土壤本身就是特殊电解质,导致管道腐蚀不断加剧。本文主要探讨了阴极保护防护技术在油气集输管道中的应用,对笔者所在塔里木油田英买力气田群油气集输管道采用阴极保护技术的案例作了详细分析,探讨了阴极保护在油气集输管道应用的可行性。     

水平管路油气混输模拟技术

以双流体模型为基础,建立了适用于水平油气混输管路的瞬态数学模型,并讨论了模型的求解以及分层流的结构方程对计算结果的影响。在大型多相流实验环道上进行了大量的混输瞬变流动过程实验,利用实验和现场数据对瞬态模型模拟得到的混输管道中的平均持液率、压降以及瞬变过程的入口压力、持液率等流动参数等进行了验证和计算,结果表明建立的模型可以比较准确地预测油气混输管路中的流动参数。     

萨北油田输油管道优化运行可行性分析

萨北油田经过40多年的开发建设,已建站间输油管道长度约125Km。现阶段由于部分输油管网运行时间较长,且随着产量的变化,存在外输不平衡、温降大、压降大、能耗高等问题,严重制约经济生产运行。本文通过对东部过度带转油站的外输含水油基础物性测试分析工作,掌握含水油粘温变化规律及原油凝点,析蜡特性,并应用室内模型对不同输油管道的水力、热力特性进行分析研究,确定试验区块外输管道在不同季节下的最小安全输量及在不同含水率、不同输量条件下的最优热力工况和水力工况。为今后全厂集输系统优化运行,降低生产成本提供技术借鉴。