介质流态对凝析气集输管道的腐蚀影响分析

凝析气田集输管道内介质为气液两相流,气液比较大,流体流型复杂,不同流态对管道弯管和水平管道产生不同的腐蚀机制,其中冲击流对腐蚀的影响最大,雅克拉、大涝坝凝析气田集输管道内介质流态主要为冲击流和分层流,对于冲击流,由于冲刷腐蚀、空泡腐蚀、流体促进腐蚀作用,弯管、管道底部等腐蚀严重,主要呈整体均匀减薄、蜂窝状、沟槽状腐蚀形貌,对于分层流,由于地层水分离沉积,在管道底部、油水分离界面腐蚀严重,呈溃疡状、台地状及烧杯口状腐蚀形貌。针对雅克拉、大涝坝凝析气田流态特征、腐蚀特征,对介质流态对集输管道的腐蚀影响进行了初步分析。     

煤层气集输管道持液率影响因素及排液点优选

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。     

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。     

集输管道系统气水两相流组分模型

提出了一个模拟气水两相流系统的全组分模型。该模型结合了复杂的流体动力学和热动力学模型来描述流体在管道中的流动状态。结果显示,该模型能够预测管道中水的冷凝,估算压力/温度剖面,处理不同的流型和过渡。而且,该模型能够估算碳氢化合物、二氧化碳、硫化氢、甲醇和其他溶解在水相中的物质的浓度。水合物的形成与气流中甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和氮的存在有关,然而当大量的CO2或H2S出现在水相中时会形成酸。研究中开发的模型为生产工程师提供了先进的工具来估算管道系统中水合物和酸类物质的潜在形成。模型计算的流型和压力剖面同实验数据相一致。计算的压力剖面同记录的实验值误差在2.0%以内。同样,估算的平均持液率同Eaton等记录的值相一致。模型能够预测管道中水的初始凝点和水合物中不同物质的浓度。     

起伏地形天然气长输管道运行优化研究

分析了长距离输气管道系统中影响管道运营费用的各种因素，考虑了沿线高程差的影响，以管道运行的终值费用最小为目标函数，加以水力、热力、流态等约束条件，建立了长距离输气管道优化运行数学模型，并利用惩罚函数法对模型进行求解。实例计算结果表明，该模型对实际工作有一定的指导作用。     

基于OpenGL的起伏地形条件下天然气管道路径优选

三维地形的准确表征是天然气管道路径优选的关键,现有研究主要是利用三维曲面进行地形表征,但三维曲面往往依赖于曲面函数,鲁棒性不理想。为准确表征地形特征,依托OpenGL平台,采用空间插值的方法对离散数据网格化生成三维地形。地形模拟试验结果表明,基于OpenGL建立起的数字高程模型(DEM)与用三维曲面方法建立起的三维地形相比,前者高程数据更加接近真实值,误差更小。在此基础上,基于Dijkstra算法和人工势场法,提出D-P算法。实验结果表明,D-P算法不仅可以减少管道建设总长度,降低管道建设费用,而且可以有效地降低管道沿线的起伏程度,适用于管道路径优选模型的求解。     

不同周期的地形起伏分量对叠加速度的影响

起伏的地形可被分解成一系列不同周期的分量。从地形起伏周期和地震排列长度关系的角度分析了地形起伏对速度分析结果的影响。在地形起伏不同周期的分量中，当周期与地震排列长度相近的起伏分量比较大时，常规静校正产生的偏差对速度分析结果的影响会大到无法忽略的程度，这是常规静校正方法所固有的。速度分析时，为了得到可靠的叠加速度，应包含周期与排列长度相近的地形起伏分量的高点和低点位置。用模型数据分析了不同地形起伏分量对速度分析结果的影响，并用实例进行了说明。     

地形对煤层气集输管线水力计算的影响

根据现有输气管线计算公式,分别建立高程差及地形起伏对煤层气集输管线流量、管径、管长以及终点压力影响的数学模型.通过数值计算,研究地形对煤层气集输管线水力计算各参数的影响.当各起伏管段或直管段高程差小于200 m时,地形对集输管线的流量、管径和管长的影响都很小,可忽略.在其他条件相同的情况下,高程差为100m的直管线终点压力会降低5％以上,且高程差越大,压降受到的影响越大,建议在计算压降时,当起点、终点高程差大于100m就应考虑高程差的影响.在地形起伏地区,管线的起伏高程差是影响各参数的主要原因,其中管线压降受到的影响最为明显.     

起伏管气液两相携液能力的试验研究

为了研究气田中地面起伏管线的输送特性，采用室内模拟试验与数值模拟相结合的方法，研究管线积液情况和气量、液量和倾斜角等因素的影响规律。通过倾斜管线气液多相流室内模拟试验测量了不同气量、液量和倾斜角下的压降和携液量，发现压降和携液量随气量、液量的增加显著增大。当气量在35～70 m³/h时，由于管内形成了段塞流，携液量波动较为明显。起伏管线的沿程持液率模拟显示，积液主要位于凹陷段和上倾段，且随着气量增大，逐渐向上倾段偏移。当倾斜角增加时，上倾段的持液率不断下降然后上升，在6°时具有最小值，压降则随角度线性增大。基于试验数据和马克赫杰-布里尔计算方法，建立了起伏管路上倾段的持液率预测公式，误差低于5%。研究结果可为集输管线的防积液工艺参数优化提供参考。     

湿天然气集输管线缓蚀剂分布的数值模拟

加注缓释剂是一种经济高效的防腐工艺。缓蚀剂加注工艺一般由预膜工艺和正常加注工艺两部分组成。采用数值模拟的方法对预膜工艺和正常加注工艺下的缓蚀剂在管壁内的流动规律进行研究,结果表明:在管道横截面上,液相分布沿周向十分不均匀。即随着与壁面距离的减小,缓蚀剂在管顶的含率越来越低,在管底的含率越来越高;在10点钟～2点钟范围内,液含率低于入口液含率的1/10 000;正常加注工艺在弯头区域0～33°范围内无法修复管顶预膜层,在管道运行过程中应对该部位进行重点监测。     

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。     

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。     

集气站双筒卧式重力分离器运行效果评价

对靖边气田9个集气站一级双筒卧式重力分离器的运行效果进行了评价。现工况下分离器的实际处理量均小于最大理论处理量,表明重力沉降区工作正常;大多数分离器的弦丝捕雾网损坏严重,无法正常工作;分离器出口仍含有微量游离水,表明现有的一级重力分离工艺不能满足分离要求,需要增加二级过滤分离器,完善集气站的气液分离工艺。     

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.     

基于凝析气相变的凝析油聚集规律研究

在凝析气藏衰竭开发过程中，当压力低于露点压力时反凝析油会在井筒附近聚集，堵塞凝析气的渗流通道，降低气相有效渗透率，导致产能降低，且两相流动区和凝析油堵塞区将随着生产的延续不断向远井处扩展。根据Fevang和Whitson等对凝析油气的流动分区，利用物质平衡原理和拟稳态渗流理论，对凝析气藏衰竭开发过程中的3区变化规律进行了严格推导，得到凝析气藏衰竭开发过程的3区扩展模型。利用3区在凝析气藏中扩展和缩小的规律，能够准确预测凝析油气两相流动区和凝析油堵塞区变化规律，为正确评价凝析气井的产能提供理论依据。实例计算表明，新模型预测的3区扩展模型是正确的。     

胡-陈预测模型在凝析气藏开发中的应用

凝析气藏具有特殊的热力学性质，当地层压力低于露点压力时，地层中流体将出现相态变化，使凝析油的产量变化复杂，难以采用简便方法加以预测。大量凝析气藏的矿场资料表明，其天然气与凝析油产量变化存在相互关联又相对独立的规律。所以把天然气和凝析油分别作为相对独立的对象进行研究，将预测模型方法引入到凝析气藏油、气可采储量及未来产量预测中。经实例计算的累积产量与预测值的相对误差在5％以内，证实了预测模型在凝析气藏油、气产量和可采储量的预测方面是可行的。     

油气藏数值模拟技术在带油环凝析气藏开发中的应用

近年来,如何高效开发凝析气藏尤其是带油环凝析气藏已成为国内油气田开发中的一个重要课题。以滩海某带油环凝析气藏为例,主要采用油气藏数值模拟技术对其合理井网井距、井型、水平井合理水平段长度、合理油气开发程序、油环注水效果及凝析气藏循环注气效果进行了计算分析,得出了具体的开发方案。     

凝析气井无阻流量影响因素分析

在凝析气藏开发中，单井的绝对无阻流量与合理产能是比较重要的参数，它直接影响到气井开发的可行性及整个气田的开发规模。本文针对凝析气藏开发中经常存在的反凝析的现象，首先从理论上对影响凝析气井的产能因素进行了分析，然后利用气藏工程方法和单井数值模拟方法进行了系统的研究，确定了影响凝析气井产能的主要因素，提出凝析气井产能求取的可行性方法。     

预测天然气水合物生成条件回归公式的评价

水合物的生成会给天然气生产和集输过程带来极大的困难,准确预测水合物形成条件至关重要。归纳总结了预测天然气水合物形成温度的回归公式,包括Makogon公式、Towler公式、Bahadori公式。通过比较公式计算值与实验值,计算出平均相对误差来评价各公式的计算精度。计算结果表明,对于非酸性天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.55%、0.40%和0.43%。对于低含CO2天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.41%、0.32%和0.52%。Towler公式的计算精度最高。此外,3种公式均无法准确预测含硫天然气的水合物形成温度。     

凝析气藏压裂返排参数对气井产能的影响

为了确定低渗透凝析气藏压裂后的最佳返排速率，首先建立压裂返排物理模型，然后通过保角变换，将压裂后形成的椭圆形流动区域转化为圆形流动区域，利用平面径向流产能公式确定压裂后气井的产能。利用该产能模型进行实例分析，发现凝析气藏压裂返排速率影响气井的产能，返排速率过快或过慢都会降低气井的产能。中原油田白庙断块沙三中亚段以100m^3／d左右的初始返排速率返排，压裂后将获得最高产能15000m^3／d。