油气混输管流中压降和持液率的影响因素分析

压降和持液率的计算在多相管流工艺计算中占有重要的地位，一般说来，影响压降的主要因素有温度、管径、管路粗糙度、气液相流量等；影响持液率的因素主要有压力、管径、气液相流量等。针对低粘油品用不同的计算模型，编制了计算压降和持液率的软件并进行了计算，结合具体的算例对压降和持液率的影响因素进行了分析。     

多相管流中压降和持液率的影响因素分析

在多相管流中,影响压降的主要因素有温度、管径、管路粗糙度、气液相流量等,影响持液率的因素主 要有压力、管径、气液相流量等。针对高粘原油用不同的计算模型,编制了压降和持液率的软件进行了计 算,并结合具体的算例对压降和持液率的影响因素进行了分析。     

湿气管道积液的持液率突变行为预测

管道积液会对集输系统的正常运行产生不利的影响,精确的积液预测有助于采取措施以减少积液带来的危害,其中临界气速的计算是湿气管道积液预测的关键。通过公开的实验数据,建立了气液两相流机理模型,采用“最小滑移”作为流型转变准则,该模型可直接计算出不同工况下大直径湿气管道临界气速。研究显示,低液相负荷下分层流的持液率存在多解区域,持液率多解区域左边界对应的气相表观速度与基于“最小滑移”流型转变判别法计算出的积液临界气速几乎一致。利用现有实验数据及OLGA软件对模型进行验证,模型计算临界气速较为准确。计算结果表明：湿气管道的倾角、直径、运行压力及管道中液相负荷都会对临界气速的计算结果产生影响。     

多相管流中压降和持液率的影响因素分析

在多相管流中，影响压降的主要因素有温度、管径、管路粗糙度、气液相流量等，影响持液率的因素主要有压力、管径、气液相流量等。针对高粘原油用不同的计算模型，编制了压降和持液率的软件进行了计算，并结合具体的算例对压降和持液率的影响因素进行了分析。     

水平气液两相流动的持液率

这篇研究的目的是为了简化和改进Ｔａｉｔｅｌ和Ｄｕｋｌｅｒ提出的用来估计水平两相流动液体持液率的机理模型。首先做了一个实验，将空气和煤油的混合物通过一个直径２英寸，长１１８英尺的水平管实验段。用测试到的持液率数据对提出的模型进行评价。     

湿气管线中的持液率

为探索湿气管线中的持液率,进行了一项两相流动的实验研究。采用给直径为77.93mm水平管道通球,然后,计量其排出液体积的方法来测取持液率数据。本实验使用了三种不同的两相混合物。把持液率数据与若干预测方法的预测值进行了比较,并对分离流动的力学模型进行了评价。结果表明,没有一种方法能够精确地预测在低持液率区的持液率。本文提出了两个新的水平管线持液率相关式。其中,第一个适于持液率为0～0.35的湿气管线;第二个适于持液率为 0～1.0的任何水平管线。     

水平多相流的流态和持液率

管道中持液率和多相流态对于地面设备的压降计算和设计是非常重要的。要预测持液率 ,首先必须确定流态。所开发的两组人工智能网络模型 (ANN)用以确定水平多相流的流态和计算持液率。     

基于Pearson相关系数的集输管道流动腐蚀主控因素分析

油气田集输管道腐蚀穿孔直接影响油田的安全、环境和生产,明确管道腐蚀的主控因素至关重要.采用多相流瞬态模拟软件OLGA建立管道的里程-高程模型,模拟管道内部流动状态,如温度、压力、持液率、壁面剪切力、气液相流速等参数,利用Pearson相关系数确定影响腐蚀的主控因素,结果表明:随着里程的增加,温度、压力和持液率呈现降低的...     

基于ACE算法的水平管道持液率计算模型北大核心CSCD

目前水平管道气液两相流持液率计算模型较多,且大多基于经验或半经验相关式,持液率计算结果存在较大差异。通过对已有不同实验条件下持液率实验数据的筛选分析,得出管径、气相折算速度、液相折算速度、黏度、压力、温度等6个影响持液率大小的主要因素,在此基础上基于ACE算法建立了水平管道持液率计算模型,并将该模型与已有的持液率计算模型进行了对比分析。研究结果表明:本文基于ACE算法建立的水平管道气液两相流持液率计算模型能够对各影响因素对持液率的潜在影响行为进行描述,具有较高的计算精度,适用范围广,可为水平管道气液两相流持液率计算提供借鉴。     

湿天然气管路持液率计算方法研究

持液率计算在多相流工艺计算中占有重要的地位，各种相关式都是依赖于实验或现场数据得出的经验或半经验相关式。文中叙述了10种持液率相关式，利用实验数据和现场数据进行了评价。结论是Minami-BrillⅠ式、Minami-BrillⅡ式、Lockhart-Martinelli式的计算结果与实际误差较小，推荐采用这3个公式作为湿天然气管路持液率计算公式。     

多起伏湿气集输管线工艺计算方法优选

多起伏低持液率天然气集输管线的工艺计算是当前亟待解决的问题之一,已有的多种计算方法各有其局限性。为此,需要筛选出适用的计算方法准确预测多起伏湿气集输管线的积液和压降,为管线的高效运行和清管方案制订等提供依据。在考虑了热物性参数变化以及天然气多组分相平衡的基础上,采用C语言编制了5种常见工艺计算相关式或模型的计算程序,分别模拟了普光气田P201站至集气末站集输管线的多种运行工况,并与现场生产数据进行对比分析。结果表明：向上倾斜管段采用Beggs & Brill相关式、水平管段采用Eaton相关式、向下倾斜管段采用Xiao & Brill模型能够比较准确地预测多起伏低持液率管线中的积液量;Eaton相关式、DuklerⅡ相关式以及Mukherjee & Brill相关式预测的压降值偏小,而由Eaton Flanigan相关式、DuklerⅡ Flanigan相关式及Xiao & Brill模型计算得到的压降值偏大;Flanigan相关式过高地估计了低持液率管线中的高程压降损失;由Beggs & Brill相关式计算得到的压降精度较高,对此类管线的初步设计及运行模拟有较好的指导作用。     

煤层气成藏条件及开采特征

根据煤层气的存储状态及煤层所处的构造位置,将煤层气划分为自生自储吸附型、自生自储游离型和内生外储型3种成藏模式,不同成藏模式的富集高产机制不同。基于沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、阜新及铁法盆地不同层位煤层气甲烷含量及甲烷碳同位素分布研究,煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏3个时期,特别指出了开采中窜位和窜层引发二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回,细划分出优质煤层富含气段;进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集的控制作用,阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。最后,总结了煤层气的开采特征,指出煤层气井开采中包含阻碍、畅通和欠饱和3个开采阶段,欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段;并认为由构造部位和层内非均质性的差异形成了自给型、外输型和输入型3类开采特征。     

煤层气地面集输管网的瞬态水力热力计算模型

煤层气特有的排水采气特性与煤层气区块复杂的地形条件,都极易导致凝析水在煤层气管网低洼处聚集,致使管网压力波动更加明显而频繁,给管网安全运行与维护带来了较大的隐患。为此,基于两相流水力热力相关计算公式,利用管网节点法与大型稀疏矩阵的求解方法,建立了煤层气集输管网的瞬态水力热力计算模型。综合考虑管网所在地区的地形起伏情况,对不同时间条件下的管网各节点参数进行了计算,从而明确了煤层气地面集输系统水力热力参数随时间与集输距离的变化规律。结果表明:(1)各管沿线的质量含气率逐渐下降,持液率不断上升,并受到地形起伏的影响而发生较大波动;(2)积液多存在于管路前端地势低洼处的初始上坡段,并且在管网清管后运行20 h时低点持液率超过高点持液率的1.5倍;(3)随着管路的延长,气相流速不断增大,沿线饱和含水率不断减小;(4)管路全线压力随时间的增加而逐渐下降,在地形起伏明显的地区,受持液率变化的影响,压力也发生了小范围的波动;(5)积液的产生是导致管网压力波动的主要原因。     

水平管段塞流持液率的试验统计分析

对水平管段塞流持液率进行了试验研究。通过对试验结果的统计分析可以得出:①可以利用段塞流持液率的波动情况来确定液塞频率。②在段塞流动中,当气相折算速度和液相折算速度相差不大时,持液率概率密度函数呈双峰分布;当液相折算速度不变时,随着气相折算速度的增大,持液率概率密度函数第2峰值逐渐减小,直至消失而变为单峰分布;利用这一特征可初步确定段塞流动中气、液相流量相对大小。③折算速度的变化会引起液塞持液率的变化,液塞持液率随气相折算速度的增大而减小,随液相折算速度的增大而增大。     

基于遗传算法的气田集输管网整体优化方法

目前气田常用天然气集输管网分级优化法的缺点在于每一级的优化结果仅仅是局部最优解,难以保证最终结果是全局最优解。为此,提出了基于遗传算法的气田集输管网整体优化方法,即以整个管网的投资费用最低为目标函数建立数学模型,采用遗传算法求解,在遗传算法中将各站的站址及站辖管道的管径放在一起作为优化变量,求出管网投资费用最低时各站的站址以及各条管道的管径;同时针对遗传算法本身的局限性,结合模拟退火算法,调整了优化方法的适应度函数。实例计算结果表明,该整体优化方法在节省投资方面要优于传统的分级优化方法。     

极浅海域水下集输管道的拖管施工和受力分析

本文通过对渤海湾埕岛海区第一条水下集输管道的施工情况介绍和管段在不同状况下的受力分析，向设计、施工单位介绍极浅海域管道的敷设方法。     

浅析酸性天然气集输管道失效特性

酸性天然气集输管道由于运行风险较高,在进行管道完整性管理时需对其进行失效模式分析。介绍了天然气集输管道的通用失效模式,对酸性天然气集输管道的失效特性进行了分析,论述了酸性天然气的腐蚀和堵塞失效的机理,并提出了将堵塞作为集输管道失效模式的分析方法,以期降低集输管道运行的风险。     

流体组分及其含量变化对天然气-凝析液混输上岸管道滞液量和压降的影响

利用当前国际上先进的OLGA 2000多相流瞬态流动模拟软件,对辽东湾锦州20-2凝析气田和东海平湖油气田上岸管道天然气凝析液混输状态下流体组分及其含量变化对管道滞液量和压降的影响进行了分析。C7 重组分含量的微小增加会引起管道内滞液量的急剧增大;C6 (或C7 )重组分的存在对管道压降有一定的影响。在天然气管道工艺设计中,应该对流体组分含量变化作敏感性分析。