严重段塞流压力及持液率波动特性试验分析

利用中国石油大学(华东)自主设计的试验装置,对严重段塞流的压力及持液率波动特性进行了初步研究。在相同工况下,严重段塞流的发生范围随着管道下倾角的增大而稍微增大;严重段塞流的发生严格受到气、液相流量大小的限制,只有在气、液两相流量都较小的工况下,严重段塞流才会发生;稳定流态(即试验数据采集过程中气、液相流量保持恒定不变的状态)下,严重段塞流的压力及持液率波动呈周期性变化,压力波动幅度是未发生严重段塞流现象时的数倍,持液率波动幅度也明显比未发生严重段塞流现象时大。     

气液混输管线与悬链线立管系统严重段塞流数值模拟

针对气液混输管线与悬链线立管系统严重段塞流问题,采用严重段塞流形成条件一致的等效原则,发展了一种将三维管道系统等效为二维管道系统的计算流体力学(CFD)数值模拟方法.以文献中某水平/下倾管与悬链线立管组合系统为对象,结合其实验工况,数值模拟了该种管型下的严重段塞流现象,分析了其压力波动幅值及周期变化特性,数值模拟与文献所述实验结果一致,表明了该数值模拟方法的有效性.     

立管系统中严重段塞流的一维瞬态模型

严重段塞流主要出现在下倾管段、紧接有一上倾管段或立管段的气、液两相混输海底管道中。根据严重段塞流形成的4个阶段,从一维瞬态流体力学方程出发,建立了一个简化的、准平衡态的严重段塞流数学模型,该模型考虑了流体的物性及流动瞬态效应,可对严重段塞长度、段塞周期、流动速度、压力等特性参数的变化进行模拟。与其他瞬态多相流模型相比,本文模型具有数学模型简单、计算效率高的特点。数值模拟结果表明:当管径较小时,无论介质是空气和水,还是空气和油,由本文模型计算得到的段塞周期和压力结果都与实验数据吻合较好;当管径较大时,若介质为空气和水,则本文模型计算结果与OLGA软件模拟结果较接近;若介质为石油和天然气,在模拟工况范围内,除了小气量工况下偏差较大外,本文模型计算结果与OLGA软件模拟结果相比,段塞周期偏差在25%以内,压力偏差在10%以内;此外,用本文模型计算液塞生长阶段时间t1比Saga-tun模型模拟结果更接近实测结果。     

深水油气田水下生产系统双管输送流动安全研究——以流花21-2油田为例北大核心CSCD

深水油气田水下生产系统采用双管输送,海管路由和立管构型的不同、管汇生产井布置、各井产量的差异、流体物性及流型等因素都可能导致两侧管道输量分配不均,给管道安全流动带来风险。以流花21-2油田水下生产系统双管输送为例,采用OLGA软件建立了从水下井口到FPSO分离器的双管输送模型,分析了双管输送偏流和段塞流形成的原因,并对提高管道运行背压、压力与液位高选控制以及管道出口温差控制等3项措施对偏流和段塞流的控制效果进行了对比分析。结果表明:对气油比较低的油气田,提高管道运行背压可消除段塞流,但偏流仍严重;采用压力和液位高选控制,可有效减弱偏流和消除段塞流,气、液偏流率分别降至6.3%、9.6%,且管道输送系统和分离器运行稳定;而采用出口温差控制,对偏流和段塞流控制效果不佳。因此,流花21-2油田最终采用了压力和液位高选控制措施对该油田双管输送进行控制。本文研究为类似油气田双管输送工程设计和生产操作提供了借鉴。     

流体组分含量及入口温度对天然气凝析液输送管道立管系统流体流动特性的影响

天然气凝析液输送过程中海底管道立管系统可能形成严重段塞流.采用多相流模拟软件OLGA 5,分析了天然气凝析液流体组分含量及管道入口温度对立管系统流体流动特性的影响.随着流体中重组分含量的增加和管道入口温度的降低,段塞流段塞长度增大,周期增长,频率减小.应将热力学计算考虑到严重段塞流模型中.     

文昌油田群海底管线段塞流试验研究

为消除严重段塞流对设备及油田生产的影响,以文昌油田群第二条输送线路为研究对象,建立模拟试验装置,对海底管道多相流的流动状态及参数变化等进行试验研究,分析了出现的各种流型特征。针对空气-白油(LP-14)-水多相流的流型图,研究了流型变化的机理,给出了严重段塞流发生的条件,并在此基础上分析了严重段塞流发生周期循环过程以及流动的周期长度、液塞长度、气液流出速度与入口气液流量的关系。研究结果表明:长液塞流出上升管时的速度会有一个突跃,对出口阀门以及捕集器等设备的冲击非常大;长液塞长度随着气相折算速度的增大而减小,随着液相折算速度的增大而增大;下倾角会加强严重段塞流,使段塞周期延长;在空气-水-油三相中,由于油的黏度和油气的强烈混合等因素导致油气水三相严重段塞流更加复杂;随着液相黏度的进一步提高,严重段塞流已经不易发生,若发生则其流量区域也明显减小;采用出口节流阀能有效控制严重段塞流的发生,但是1%的阀门开度会对出口节流阀性能造成巨大的影响,使其更加容易被破坏。研究结果可为进一步探索合理可行的消除严重段塞流的方法提供参考。     

海底混输立管段瞬态流动规律及其敏感性分析

利用OLGA 2000软件对某海底混输管道系统立管段瞬态流动规律及其敏感性进行了数值模拟分析,在立管底部、顶部以及管道入口、出口处压力波动很大,容易形成段塞流;采取适当减小立管管径、管道出口节流阀开度、多相流含水率以及增大管道出口压力、降低立管高度和增大多相流气油比等措施,可以在一定程度上减弱或消除立管中严重段塞流的影响。今后应加强数值模拟、试验模拟和理论计算等方法的综合研究,深入探讨海底混输管道立管段严重段塞流的形成机理,并探索经济、有效地控制和消除严重段塞流影响的措施。     

多相管流模拟软件MPF与OLGA和LedaFlow预测能力对比

为了对比国产化软件MPF与成熟商业软件OLGA和LedaFlow在多相流稳态、瞬态工况方面的预测能力,采用这3个软件模拟了不同生产工况下油气水管输稳态工况和严重段塞流瞬态工况,横向对比了3个软件在温度、压力、速度、持液率、段塞周期及液塞长度等方面的计算结果差异。结果表明：稳态工况下,3个软件水力计算结果与现场数据相对误差绝对值均在3%以内,MPF和LedaFlow热力计算模型能够精确到每一相,二者计算结果更为接近;气液相速度方面,MPF对水力段塞流形成过程的处理更符合实际物理过程。严重段塞流瞬态工况下,3个软件的持液率波动位置及频率变化较为吻合,MPF与OLGA预测的波动周期相差很小。由于MPF对严重段塞流模型进行了简化处理,故其对立管底部压力、最大液塞长度计算结果均高于OLGA和LedaFlow的计算结果,且其对立管底部气相速度波动的预测不够准确。建议后续研究中进一步完善MPF中的段塞流等模型,结合测试更新,全方位提升MPF的预测功能及可靠性。     

严重段塞流对JZ25-1S油田群生产的影响及对策

针对气液混输海底管道严重段塞流对JZ25-1S油田群生产的严重影响,通过综合应用提高海底管道输送压力、设置段塞流捕集器和在立管顶部水平段安装带有控制模式的压力调节阀等措施,实现了对严重段塞流的有效控制,确保了油田群的正常生产,从而保障了对陆地原油处理厂的正常原油输送和对陆地天然气分离厂的平稳供气。     

高含硫气液混输管道在清管工况下的瞬态流动规律及优化设计

针对目前对高含硫气液混输管道清管工况瞬态流动规律认识不足,导致管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸不好确定的问题,以某高含硫气田为例,采用数值模拟方法,研究了清管过程中管道起点压力、管道终端排液量等参数的变化规律,分析了管内气相流速与原料气气液比对清管工况的影响,进而提出了高含硫气液混输管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸的优化确定方法:①当管内气相流速介于2~6m/s时,清管中管道起点压力超压现象不明显,清管时宜将管内气相流速控制在此范围内;②当管内气相流速或气液比减小时,清管中管道起点压力峰值和终端排液量均将增大,但不同管道的增大幅度并不一致,管道越长、高程差越大,其增加幅度越大;③在设计阶段,应根据管道运行后期可能会遇到的低管内气相流速与低气液比工况参数来确定管道合理的设计压力与段塞流捕集器尺寸。该成果可为高含硫气液混输管道的优化设计与清管操作提供依据。