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煤层气开采压力低、产量小,且常含有大量液态水,集输管道上坡段容易产生管道积液,使得摩阻增大并出现段塞流,引起压力骤降,不利于集输管道安全运行。本文利用模拟软件OLGA分析入口流量、管径、气液比和出口压力对煤层气集输管道持液率的影响,得到了煤层气集输管道各管段持液率分布规律,并进一步比较了基于管道持液率、流型、压降和排液点个数的4种排液点设置方案。结果表明,煤层气集输管道压力骤降段均出现在上坡段,出口压力对管道持液率影响最为显著,入口流量和气液比对管道持液率影响规律相似,不同管径下管道持液率在流动方向上的分布也具有一定的相似性;设置排液点后,管道持液率明显下降,管道积液情况得到改善,且方案比较表明,当排液点设置在管段低洼处时,管道持液率最低,且各管段均无段塞流出现,管道压降最小。 相似文献
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多起伏湿气集输管线工艺计算方法优选 总被引:2,自引:0,他引:2
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。 相似文献
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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。 相似文献
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注汽管线的压降比较大,影响因素比较多,主要有注汽流量、管径、环境温度、保温层材料及厚度等。从管径对蒸汽参数的影响情况来看,应尽可能地采用大管径注汽;在注汽流量等其他条件不变的情况下,管径越大,管线压力损失就越小。保温层材料及厚度主要影响管线的热损失,通过影响干度进而对压力产生一定的影响。在管径优化过程中,根据河南油田现场运行经验,在压降方面投入的运行费用每年1~3万元比较经济。河南油田实践表明:对不同的管径,最佳保温厚度可在80~100 mm之间选取。 相似文献
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低压煤层气集输采用环状集输管网工艺在国内属首创。文章介绍了环状集输管网管径的计算原理,推导了环状管网管径的计算公式,提出了环状管网计算起点、终点位置的确定方法和管道平均温度、压力的计算方法等。文章最后结合工程实例,阐述了这些理论和公式在某煤层气田矿场集气工程中的应用,并介绍了几点体会。 相似文献
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河南油田在稠油热采过程中,发现注汽管线的压降比较大.管径是影响地面注蒸汽管线压降的主要因素之一,根据注入蒸汽的压力和流量来优化管径,优化的经济指标是管线的投资成本和运行成本.在注入8、10及17 MPa不同压力和5、10 t/h不同流量下进行管线组合,从四种管径中优选出适合各自组合的管径.在实际应用中应根据注汽流量来优化管径的大小,在保证蒸汽干度情况下,尽可能采用大管径,以降低压力损失. 相似文献
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地形起伏多相管流工艺计算简化方法研究 总被引:1,自引:0,他引:1
长度平均简化法和压力分布简化法都可用来进行地形起伏多相管流的工艺计算。长度平均简化法比压力分布简化法计算简单,占用机时少。起伏管路的压降比对应水平管路的压降变化大。管线起伏对压降的影响比温降大。起伏管路的温降曲线和单相流体相似。 相似文献
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《油气田地面工程》2017,(10)
地形起伏地区的湿天然气集输过程中,湿天然气中的水分容易聚集在管道底部位置较低的区域,并形成积液,进而引发液塞的形成,使得管道内流量及压力发生剧烈波动。为准确获得气液两相液塞的起塞过程及特征参数,建立内径为150 mm、长16.5 m的起伏管线模型,利用VOF界面捕捉方法建立三维数值模型,对液塞起塞进行数值模拟研究,得到了液塞体的相分布,压力、速度分布,气液界面的起塞和演化过程,以及积液液面起塞的临界表观气速;分析了表观气速及积液量对液塞形成时管道压降的影响。模拟结果表明:积液液面由于KelvinHelmholtz不稳定效应形成液塞;液塞头部速度及上半部分液体速度对液塞的运动起决定作用;液位高度与管径之比小于0.6时,不形成液塞;液塞形成时的压降会随表观气速及积液量的增加而增大。 相似文献
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地形起伏不均是造成凝析气单管气液混输管道生产不稳定的一个重要因素。为了了解地形起伏对凝析气单管气液混输管内流体压力、温度、持液率、持液量、流体流型、天然气水合物形成情况等的具体影响,借助于PIPEPHASE工艺流程模拟软件,选用由组分热物性模型、BWRST状态方程及MBE水力学模型共同构成的经验组合模型,以某凝析气田的一个集输管网系统为研究对象,模拟计算和分析了不同程度地形起伏下凝析气管网运行工况的变化情况。分析结果表明,管内流体压力、持液率的波动幅度以及管路总压降均随着地形起伏程度的增加而增大,但管路沿程温降和总持液量受地形起伏的影响较小;此外,地形起伏还容易导致管内流体流型出现不稳定情况,也易使管内形成天然气水合物,且地形起伏程度越大,天然气水合物生成的可能性就越大。该分析结果对地形起伏地区凝析气集输管道的工艺设计和生产运行管理具有一定的指导作用。 相似文献
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针对低压气田集输工艺的特点,将其集输管网管径优化问题视为线性规划问题,以管网建设折算费用最小为目标函数,以管道的稳态分析、管道和压缩机参数及集气站进站气压限制等为约束条件,运用PIPEPHASE软件优选集输管网经济管径,并在此基础上对管网管径方案进行了比选.再结合工程经验,对优选出的管径方案进行管线压降损失、气体流速和管线投资费用等多方面综合考虑验证,确保满足技术经济要求. 相似文献
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针对欠平衡连续油管钻井中螺旋管段气液两相流摩阻难以计算的问题,采用数值模拟方法,研究了气液两相流在连续油管螺旋管段中的流动,揭示了两相流在螺旋管段的流动特性。对影响摩阻压降的相关因素进行了分析,计算了不同的充气量、采用不同密度和黏度的钻井液以及不同曲率时螺旋管段的摩阻压降。结果表明:充气量越大,螺旋管段摩阻压降越大;钻井液的密度和黏度越大,螺旋管段摩阻压降越大;螺旋管段的曲率比越大,螺旋管段摩阻压降越大。该研究对于指导欠平衡连续油管钻井作业时选择充气量、钻井液和滚筒,计算水力参数和泵压具有重要的参考意义。 相似文献
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通过自定义函数和数值模拟方法研究泡沫流体在连续管中流动的压降,并且对比了计算结果与模拟结果。对于泡沫在直管段内流动,由于考虑了加速压降和真实速度剖面的影响,模拟压降比计算压降大。对于泡沫在螺旋管段内流动:由于泡沫具有压缩性,其物性随压力变化,所以当出口压力不同时,同一位置处速度剖面和密度剖面不同;由于离心力的作用,速度剖面不对称;出口压力、注气流量和曲率对压降影响比较明显。对连续管泡沫钻井进行水力参数设计时,尽可能地提高注入压力,可减少泡沫在螺旋管段流动的压降。 相似文献
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随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。 相似文献
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