��Һ�����·���ʱ�������������ٶ�Ԥ��

混输管路清管操作实验和理论的研究对混输管线的设计及生产管理具有重要意义。为研究混输管路清管工况下的变化规律，建立了长380米、管径80毫米的混输清管实验管道，利用水和空气为试验介质，得到了混输管路清管过程清管器运行时间和运行速度变化规律，并得到了通过清管球压降的计算关系武。针对水平管路，建立了清管模拟的数学模型，编制了计算软件，用于预测混输管路清管过程中清管时间、清管球运行速度等。软件计算结果与实验数据的吻合较好。     

水平气液混输管路清管操作的数值模拟

混输管路清管技术的研究对混输管线的运行管理具有非常重要的意义,在分析清管物理模型的基础上,建立了清管器前段塞流动的特征参数计算模型、动态数学模型以及相应的数值计算方法,并进行了数值模拟.利用拉格朗日法跟踪清管球和段塞运行情况,计算得到了测压点的压力随时间的变化,并与实验数据进行了比较,得到了清管过程中压力变化规律.利用数学模拟方法可以计算清管过程中管线的压力分布,利用压力分布可以跟踪清管球在管线内的运行状况,这为混输管路的运行管理提供了理论依据.     

水平管路清管过程流动参数变化规律模拟研究

混输管路清管技术的研究对混输管道的运行管理具有非常重要的意义.在分析清管器清管物理模型的基础上,建立清管器的特征参数计算模型、动态数学模型和数值计算方法,并进行数模拟,计算出测压点压力随时间变化的数据,并把它们与试验数据进行比较,得到清管过程中压力的变化规律.通过数学模拟,可以计算清管过程中管道的压力分布状况,利用压力分布状况就可跟踪清管球在管道内的运行情况.     

水平管路清管过程流动参数变化规律模拟研究

混输管路清管技术的研究对混输管道的运行管理具有非常重要的意义。在分析清管器清管物理模型的基础上 ,建立清管器的特征参数计算模型、动态数学模型和数值计算方法 ,并进行数值模拟 ,计算出测压点压力随时间变化的数据 ,并把它们与试验数据进行比较 ,得到清管过程中压力的变化规律。通过数学模拟 ,可以计算清管过程中管道的压力分布状况 ,利用压力分布状况就可跟踪清管球在管道内的运行情况     

海底混输管道清管过程的数值模拟研究

以锦州202和番禺惠州海底混输管道为例,利用目前国际上先进的OLGA2000多相流瞬态流动模拟软件,对海底混输管道清管过程中流体瞬态流动规律进行了研究;重点研究了清管球在不同管段的运动速度及其相互间的关系,清管前后管道中总持液量的变化规律,清管过程中管道沿线各点压力、终端流型及终端液体流量的变化规律等,以期为今后海底混输管道清管过程的理论和试验模拟研究以及现场清管操作提供指导。     

管输流动体系下CO2水合物生成特性的研究

在高压水合物环路装置上进行CO2水合物生成特性实验,探究其耗气量与初始实验压力、流量等因素的关系.研究发现:在初始实验压力4.5 MPa、反应温度3℃,流量1375 kg/h、管路含水5 L的条件下,管输流动体系下诱导时间在1500～1600 s之间;CO2水合物生长速率与耗气量随着初始实验压力的升高、反应温度的降低而...     

长输天然气管道低输量下清管方法的研究

长输天然气管道输量较低时,管线无法进行正常的清管作业。为此摸索出人为建立清管压差、并利用站场放空回路上安装放空总阀控制气量的清管方法,同时对于管线首段、末段清管,也采用降低运行压力的办法进行处理,保证了清管作业的顺利进行。在实际应用中,取得了显著效果。     

天然气掺凝析油混输海底管道清管过程模拟

采用OLGA2000软件对天然气掺凝析油混输海底管道进行清管过程模拟,分析清管过程中运行参数的瞬态变化规律。结果表明,海底管道清管速度为3.7~5.3m/s,清管时间为20278s,清管后海底管道恢复到原来稳定状态的时间为88356s;在清管最后512s内海底管道终端流型为段塞流,当清管球前面的段塞到达终端时,通过终端的液体流量急剧上升,具有清管过程最大值,给段塞流捕集器造成巨大冲击,需要采取行之有效的段塞流防治措施。     

海底油气混输管道中清管段塞的控制方法

随着海洋油气田开发的快速发展,海上油田油气集输系统越来越复杂,海底油气混输管道越来越多,输送距离也越来越长.海底油气混输管道操作条件的改变(如管道的停输、再启动、清管操作、输量变化等)、地势的起伏等可能形成管内严重段塞,影响下游设备运行甚至造成危害.针对某海上油田开发中油气混输管道运行遇到的段塞流问题,分析对比了3种清管工况清管段塞流量,以及下游平台接收清管段塞流的流程,计算了段塞流捕集器台数及尺寸,并提出了控制段塞的方法.旨在为进一步开展海底油气混输管道严重段塞流的研究提供借鉴,为工程实践提供参考.     

清管段塞预防技术在海底混输管道上的应用

在对天然气凝析液海底混输管道进行清管时,清管段塞会对下游的生产工艺流程产生一定的冲击。通过采用OLGA软件对某海管不同输量工况下管输压降及管内滞液量进行预测,制订出如下清管方案:在清管前通过增加生产井数量或调大采油树油嘴以增加海管的输量,降低管内的滞液量;清管器发出后,再关闭部分生产井或减小油嘴开度,以减慢清管器的行驶速度,从而减小管内积液,达到减小清管段塞和延长清管段塞泄放时间的目的。研究表明:该方案可将段塞容积减小至58 m~3,同时段塞流量降低至以平均输量工况清管时的45%,满足了段塞容积小于平台上段塞流捕集器的有效储存容积(60 m~3)的要求。     

多相流管道清管模型研究概况

清管作业是管道建设和运动过程中不可缺少的工作内容。定期清管可以降低流体压降 ,提高管道的输送效率。综述国内外对多相管流清管模型的研究概况 ,分析清管模型存在的不足 ,对进一步开展研究具有一定的借鉴作用     

Zn-Al水滑石及焙烧产物对甲基橙废水的吸附研究

土库曼斯坦某气田集输采用多井集气、气液混输工艺,在处理厂集气装置终端设置2台段塞流捕集器,单台容积150m3,设2台缓冲沉降罐,单台容积100m3。为确保气田集气干线清管过程的安全平稳,同时复核下游段塞流捕集器和缓冲沉降罐的有效性,利用目前较为先进的多相流动态模拟软件OLGA分别对各干线的100%、75%、50%和25%输量工况下的清管工况进行动态模拟。模拟结果表明:①气田处理厂集气装置段塞流捕集器和缓冲沉降罐容积设计合理,能保证大部分清管工况的平稳安全;②低输量工况清管前,应临时增加产量,提高管道持液能力,减少清管液量;③小产量清管过程中,应降低输量,同时控制清管速度在0.3m/s以上,延长清管时间,充分利用下游管道排液能力,减少液体在段塞流捕集器和缓冲沉降罐内的聚集。     

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。     

BH油田储层保护技术现场应用效果评价研究

采用传统清管器进行天然气凝析液管道的清管作业时存在着液塞量大、清管速度控制难度大等问题,射流清管技术因其可以有效减少清管段塞,实现缓蚀剂等的布设,成为近年来研究的热点。在文献调研的基础上,采用多相流动态模拟软件OLGA建立海底管道清管模型,进行了管道参数、工况参数以及海底环境参数等射流清管过程模拟分析,通过清管速度、压力、液塞流量变化等因素对比分析了射流清管器与传统清管器的清管效果,得到了射流清管效果随旁通率的变化关系,为实际应用提供了指导。     

苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟

对清管过程中的两相流流体特征的研究有助于管线及上下游设备的设计及操作。为此,采用稳态Barua模型与具有较好组分追踪功能的TACITE编码瞬态模型对苏里格气田集气管线清管操作中两相流瞬时流动规律进行了研究,重点分析了通球过程中流型、液体流量、压力、清管速率及天然气水合物堵塞等工况的变化规律。结果表明：由于清管过程中地形起伏较大,流体出现了多种流型,液体流量与压力沿程波动较大;清管器速度在上升管段和下降管段的凹凸结合处由于前后压差的明显变化会发生较大的改变。通过对管道总持液量变化的分析,获取了清管后各阀组管线恢复稳态的时间。采用瞬态分析方法对清管器运行中温度变化研究的结论表明：各阀组在清管过程中没有天然气水合物的形成。进一步验证了清管节流理论的正确性。     

容器式捕集器结构尺寸的优化设计

在对捕集器系统进行理论研究的基础上 ,利用C+ + Builder编程环境编制了容器式捕集器结构尺寸优化设计软件。该软件根据标准油气分离器的工艺计算方法进行初步设计 ;采用动态模拟技术 ,建立捕集器内压力、液位变化、气液出口调节阀等动态优化数学模型。当管路为段塞流时 ,可动态模拟当 1/ 10 0 0概率最大液塞进入捕集器时液位和压力的动态变化 ,据此确定捕集器最优结构尺寸 ;当管路为其它流型时 ,可确定已知结构捕集器清管时允许的最大液体流量 ,以指示清管操作。     

国内外油气水多相管流技术的研究

地面油气水多相管流的研究经历了从经验、半经验关系式开始,到统一流动模型、瞬态模型和物理机理模型的发展过程。研究热点是:地形起伏多相管流的研究;油气水多相管流的研究;多相泵和多相流量计的研究;建立大型实验架,把这些在低压、小管径和低输量条件下得出的关系式加以适当修正后用到实际多相管路。筛选出一些较好的关系式,组合成一些适用范围广,精度高的组合关系式。     

输气管道内凝析液对流动参数的影响分析

在天然气的输送过程中，当天然气的水露点或烃露点高于管线埋设处的最低地温时就会有凝液析出。凝析液的存在不仅会增加通球扫线的次数，而且还会影响到管输效率。在有凝析液存在的气液混输管路中，凝液量、管径、流量、管线倾角等都会对压降产生影响。为此，利用HYSYS的流程模拟功能建立模型，分析了凝液量、含水率、管径、管线倾角、流量等因素对压降的影响；并以中原油田文柳线630管线为例进行了计算与分析，对比了凝析液存在与否对压降的影响，并计算得到了管线内的积液量。利用该方法可对管线的清管作业提供指导，并根据管线的运行情况给出合理的清管周期。     

高气液比垂直两相管流流型判别研究

在多相管流中,流型判断准确与否决定着压降计算的精度,根据流型来选择相应的压降计算公式,能提高压降结果的准确性。目前,在现场所遇到的绝大多数多相流问题是气一液(油、气),气一液一液(油、气、水)形式的多相流。本文以气一液两相流为主,着重讨论其流型的划分和判断。并模拟高气液比环境进行了一组室内实验,应用Beggs-Brill、Aziz-Govier、Kaya、Zhmx4种模型分别对室内实验流动形态进行了判断,结果表明Kaya和Zhmx模型对高气液比垂直管流的流型判断比较准确。