油气水多相管流工艺计算方法的对比

油气水多相管流工艺计算主要采用黑油模型和组分模型。采用黑油模型和组分模型进行凝析油气集输多相管流工艺计算各有优缺点。目前,黑油模型建立在经验或半经验关系式基础上,计算精度取决于所采用的经验或半经验关系式的计算精度。建议对组分模型采用数值分析方法求解,以便减小计算误差。     

凝析气井井筒压力计算

准确计算凝析气井井底压力是正确预测产能、合理制订生产方案的关键,近年来凝析气井压力计算重点考虑黑油模型和组分模型的差异,而对优选气液两相管流压降模型的重要性却认识不足。为此,采用Govier-Fogarasi公开发表的94口凝析气井实验数据对工程常用的无滑脱模型、HagedornBrown、Orkiszewski、Gray、MukherjeeBrill、HasanKabir分别按黑油模型和组分模型预测井筒压力。井底流压和压降梯度统计评价结果表明:两相流模型的选择对凝析气井井筒压力预测结果影响较大,而组分模型和黑油模型对部分两相流模型在一定条件下对凝析气井井筒压力计算产生影响;推荐使用Gray模型+黑油模型和HagedornBrown模型+组分模型来预测凝析气井压力剖面,并给出了无滑脱模型的适用条件(液气比为0.5~5m3/104 m3、产气量大于5×104 m3/d);最后指出,采用组分数据计算凝析气井压力剖面时,其数据选择尤为重要,否则预测的误差会增大。该研究成果对于凝析气藏的高效开采具有重要的意义。     

凝析气井井简压力计算

准确计算凝析气井井底压力是正确预测产能、合理制订生产方案的关键,近年来凝析气井压力计算重点考虑黑油模型和组分模型的差异,而对优选气液两相管流压降模型的重要性却认识不足.为此,采用Govier-Fogarasi公开发表的94口凝析气井实验数据对工程常用的无滑脱模型、Hagedorn&Brown、Orkiszewski、Gray、Mukherjee&Brill、Hasan&Kabir分别按黑油模型和组分模型预测井筒压力.井底流压和压降梯度统计评价结果表明:两相流模型的选择对凝析气井井筒压力预测结果影响较大,而组分模型和黑油模型对部分两相流模型在一定条件下对凝析气井井筒压力计算产生影响;推荐使用Gray模型+黑油模型和Hagedorn&Brown模型+组分模型来预测凝析气井压力剖面,并给出了无滑脱模型的适用条件(液气比为0.5～5 m3/104 m3、产气量大于5×104 m3/d);最后指出,采用组分数据计算凝析气井压力剖面时,其数据选择尤为重要,否则预测的误差会增大.该研究成果对于凝析气藏的高效开采具有重要的意义.     

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。     

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.     

凝析气藏数值模拟相态分析研究及应用

凝析气藏与一般的“黑油”气藏不同，如果用“黑油模型”加以研究开发，会造成大量的凝析油滞留于地下而采不出来，有时还会造成油环和气顶油气互窜，从而降低采收率。因此，我们只能选用更为精确的“组分模型”作为凝析气藏模型，并对凝析气藏进行相态分析，章还运用数值模拟软件相态模拟分析软件包DESKTOP—PVT进行了具体应用。     

凝析气藏气液固三相数值模拟

凝析气藏不同于一般的溶解气藏,用一般的黑油模型计算会导致大量凝析油滞留地下,而用组分模型又过于繁琐。针对凝析气藏在开采时会析出凝析液的特点,考虑石蜡的沉积,推导了凝析气藏气液固三相渗流的数学模型。在黑油模型的基础上加入有机固相沉积的组分,对气液固三相渗流数学模型进行了求解并编写了上机程序。根据大港千米桥凝析气藏的实际数据计算,表明凝析气和石蜡的析出会造成近井地带的压力急剧降低,凝析油的分布呈"三区"分布特征。该研究对于掌握凝析气在地下的渗流动态具有重要意义。     

凝析气管道输送泄漏监测技术

凝析气田在新勘探开采的油气资源中占较大的份额，凝析气管输技术在海洋、沙漠、滩海等条件恶劣的环境中已经得到了广泛应用，但随着输气管道使用年限的增长以及一些自然的和人为因素的影响，不可避免地会发生管道泄漏，从而造成环境污染。为此，基于凝析气在输送管道中的流动总处于慢瞬变流状态，根据气体管输的连续性方程、动量方程和混合能量方程，建立了凝析气管输模拟数学模型； 同时为了便于使用计算机实现实时模拟过程，对所建立的模型进行了简化处理，并设计了具体的计算思路；进而以管道SCADA系统实测两端运行参数为边界条件，根据凝析气管输瞬变流数学模型，建立了凝析气管道输送泄漏监测的方法。实例计算结果表明，所提出的方法是一种可行度很高的凝析气管输泄漏检测方法。     

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湿天然气输送技术的应用,可使处于海洋、沙漠、戈壁、滩海等恶劣环境下的凝析气田的操作人员和开采费用下降。在实际运行中,湿天然气在输送管道中存在气液两相,因此管道中的流动总是处于慢瞬变流动状态。文章从流体力学的基本规律出发,建立了描述湿天然气管道输送调峰工况下瞬变流的数学模型方程,并对模型方程作了简化处理,设计了具体的计算思路。根据输送边界条件,给出了动态模型方程的数值计算方法、管道离散格式、参数存储     

双重介质拟组分模型

本文介绍一种网格迭加(Superpose Grid)双孔双渗拟组分模型.它与双孔单渗模型相比、适用范围更广、更具一般性,同时,还兼有黑油模型和多组分模型的某些优点,如:相平衡计算简洁、可模拟凝折油气藏等.文中给出了数学模型、离散过程及求解方法等,本模型巳在华北苏桥凝析气藏的开发设计中得到实际应用.     

两相管流工艺计算软件的研制

利用流体力学理论 ,结合目前国内外最新的两相流理论和实验研究成果 ,在描述气液两相流水力计算、热力计算和流型判断的数学物理模型基础上 ,研制出适用于海洋、沙漠、丘陵地区原油与伴生气、凝析天然气与凝液输送工艺的一套新的计算模拟软件TFTCS。介绍TFTCS软件的结构、功能、适用范围。用该软件对锦州 2 0 - 2海底湿天然气管道进行模拟计算 ,并与管线生产数据进行对比 ,用国外同类软件PIPEPHASE进行验算。实例计算分析表明 ,该软件功能完善 ,操作方便 ,计算结果可靠 ,能满足油气混输管道的设计计算和生产管理的需要     

海底多相流混输管道压降计算主要影响因素分析

以我国海洋油气开发工程为例,以黑油物理模型为基础,利用PIPERFLO软件,分析了不同压降计算模型、起输温度、气体流量及总传热系数(K)对海底多相流混输管道压降计算的影响。用不同压降计算模型得到的混输管道的压降结果相差很大,在设计混输管道时,应根据实际情况选择合适的模型。设计高粘原油混输管道时,应根据油品物性将起输温度控制在适当的范围;设计低粘原油混输管道时,在满足管道终端温度要求条件下,应尽量降低起输温度。海底油气混输管道存在一个最小压降气液比,按此气液比确定高粘原油混输管道的气体输量,可降低管输原油粘度,从而减小管道压降。对海底多相流混输管道应进行一定的敏感性变量分析和结果预测,以保证管道具有一定的抗波动能力。     

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埋地油气管道通过潮湿地区或永冻地带时，由于管内介质与周围土壤相互热力作用，使管道周围土壤中水分汽化或冰土解冻，出现干燥圈或融化圈现象，进而使得土壤和管道发生不均匀的下沉，使管道受力发生变化，有时甚至会破坏管道结构的完整性；同时，在干燥圈或融化圈内的土壤热物理性质也将发生变化，若不考虑这种变化，必然会影响热力计算的合理性。因此分析管道周围土壤干燥圈或融化圈变化对管道系统的设计、施工和管理是十分必要的。中考虑油气管道对其周围土壤的影响和半无穷大土壤的传热，提出了描述土壤传热的数学模型。由于该模型涉及到相交及相交界面的变化，属于斯特凡(Stefan)问题。通过一定的数学处理得到了计算干燥圈或融化圈的特征线方程，并采用差分法进行求解特征线方程，获得了满意的结果。表明该计算方法是可行的。     

油气烃类体系完整P-T相图模拟计算

通过对油气烃类体系相平衡热力学理论模型的分析，建立了以摩尔质量等比例关系和体积等比例关系表示的油气烃类体系完整P—T(压力—温度)相图的模拟计算方法。运用该原理并结合状态方程，模拟计算了典型的凝析油气体系、挥发油气体系和黑油体系的两种表现式的完整P—T相图。所得相图形态可直观地给出不同类型油气相态特征，不仅可为石油工业油气藏类型识别、开发阶段预测以及油气分离工艺设计等提供依据，而且在理论研究上还可用于评价状态方程对不同油气烃类体系的适应程度，检验烃类体系一状态方程模型一流体热力学参数场之间的热力学一致性。     

状态方程型井筒三相流模型

本文从相态研究入手，用状态方程和相平衡计算描述流体在井筒中的相态变化，通过能量方程计算出井筒多相流压力分布以及油气水分布。本文方法适用于各种井筒（直井和斜井）以及各种类型的流体（黑油、挥发油、凝析气、湿气和干气）。     

天然气-水/盐水体系相平衡计算

准确模拟天然气-水系统的相平衡对于消除油气安全输送隐患具有重要的意义。为此,基于气-水二元体系相平衡的研究成果,给出了3种简单实用的多元气-水体系相平衡求解方法：VPT状态方程法--采用状态方程计算气液相组分逸度;PR状态方程法--采用由实验数据回归拟合得到两套二元交互系数和新型Alpha函数,再分别计算气、液相组分逸度;PR Henry法--采用状态方程、活度模型和Henry定律计算气液相组分逸度。此外,对于多元气-盐水体系的相平衡,采用Pizter模型计算了溶解盐的影响。数值计算结果表明：3种方法均能够较准确地预测气相含水量和气体在水/盐水中的溶解度,且计算精度能够满足工程要求,但其中以VPT状态方程法的精度为最佳。     

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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。     

Pigging simulation for horizontal gas-condensate pipelines with low-liquid loading

Liquid condensation in natural gas transmission pipelines commonly occurs due to the thermodynamic and hydrodynamic imperatives. Condensation subjects the gas pipeline to two phase transport, which dramatically affects their delivery ability and operational modality and the associated peripheral facilities. It is therefore imperative for the pigging simulation in gas-condensate flowlines to be taken into consideration in their design. Periodic pigging helps keep the pipeline free of liquid, reducing the overall pressure drop, and thereby increasing the pipeline flow efficiency. A new simplified pigging model has been developed for predicting the pigging operation in gas-condensate horizontal pipelines with low liquid-loading, which couples the phase behavior model with the hydro-thermodynamic model. The comparison of the calculating results with those of the two-phase transient computational code OLGA (with a dynamic, one-dimensional, extended two-fluid model), indicates the new pigging model has a good precision and high speed in calculation. The model also contains the capability of pig-tracking and slug-length-increasing model, which can be suitable for engineering design.