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.     

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。     

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...     

湿气混输管道瞬态输送数值模拟研究

湿天然气在混输过程中管道内会产生凝析液和水,由此带来水合物和腐蚀等一系列安全隐患问题,而现有的多相流模型对湿天然气管道低含液率输送工况的计算适用性较差。为准确预测湿天然气管道的低含液率瞬态流动特性,基于双流体模型和特征线算法提出了一个新的低含液率气液混输瞬态水力计算模型,通过实验验证了模型的计算精度,并针对湿天然气管道长距离输送的供气和储气瞬态过程进行了模拟分析。研究结果表明,建立的瞬态水力计算模型能够较准确地预测湿天然气管道的集液量、集气量、起终点压力变化等瞬态输送过程,模型所采用的差分特征线算法具有较好的稳定性和收敛性。     

基于OLGA瞬态模拟的凝析气管道积液影响因素分析

为了研究凝析气管道积液变化的影响因素及变化规律,利用瞬态模拟软件OLGA建立凝析气管道积液模型,通过改变流量、管径、管线入口压力、气体组分来仿真模拟沿管道长度方向的持液率变化规律。模拟结果显示:改变单一变量(流量、管径、管线入口压力、气体组分中C_7+比例),管道的持液率随管道的流量、管径、管线入口压力、气体组分中C_7+比例的增大而增大。通过OLGA软件进行仿真模拟分析可以揭示凝析气管道的持液率变化规律,对于凝析气管道的积液研究具有重要意义。     

长距离湿气管线的停输再启动工艺研究

为了防止长输管道停输再启动过程中生成水合物及蜡,需对管道停输再启动的瞬态过程进行研究。使用OLGA软件模拟的方法,对长距离湿气管线停输和再启动瞬态流动规律进行了研究,并对不同停输工况下再启动过程进行了参数预测及影响因素分析。研究结果表明:再启动期间,管线末端排液量突增;停输温度、压力及管线输量对管线末端气体体积流量、排液量和管线持液率均有明显影响。     

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凝析气相是多元组分的气体混合物，以饱和烃组分为主，在输送过程中由于沿线温度、压力的变化引起的凝析和反凝析现象显著，这使凝析气的管道输送不同于气体或液体的单相输送，其管输方式可分为气液混输、气液分输。气液两相混输投资少、工期短，但要解决困凝析液的积聚而降低输送能力及液塞处置等技术问题；气液分输是先将凝析气分离，然后将天然气和凝析液分别输送，管内流体均为单相流动，气液分输又可分为双管输送和顺序输送。凝析气的气液混相输送是多相流输送的一种特例。针对东海平湖油气田海底输气管道采用多相流技术输送凝析气的实例，分析了凝析气混相输送管道压降、输量和持液率的关系，并指出了预测管路温度下降值是管路安全运行的必要条件。通过对平湖凝析气管道的运行分析，强调工艺配套是多相流技术成功应用的重要条件。     

海底混输管道瞬态过程中稳定平衡时间和总持液量变化规律研究

利用相似准则和灰色关联分析相结合的方法对油气混输环道模拟试验数据进行了分析 ,建立起稳定平衡时间、总持液量与相似准则数之间的函数关系 :在液体流量不变、气体流量增加或减小的过程中 ,稳定平衡时间主要与Ngw、Re、ΔNgw和N1w有关 ;在气体流量不变、液体流量增加或减少的过程中 ,稳定平衡时间主要与Ngw、ΔN1w和N1w有关 ;影响总持液量的主要因素是Ngw、N1w、Re和Eu。以锦州 2 0 2凝析气田为例 ,利用OLGA2 0 0 0软件研究了相同条件下稳定平衡时间和总持液量的变化规律 :瞬态过程中 ,管道沿线各点压力趋于稳定的时间小于整条管道总持液量趋于稳定的时间 ,没有发现各点压力出现过增或过减的现象 ,相反出现了总持液量过增或过减的现象。验证分析结果表明 ,用本文建立的函数关系式进行预测 :稳定平衡时间与OLGA2 0 0 0软件模拟结果吻合较好 ;总持液量比现场清出的液体量大 ,比OLGA2 0 0 0软件模拟结果要小。简要分析了 3种情况下总持液量不同的原因。     

海底混输管道清管过程的数值模拟研究

以锦州202和番禺惠州海底混输管道为例,利用目前国际上先进的OLGA2000多相流瞬态流动模拟软件,对海底混输管道清管过程中流体瞬态流动规律进行了研究;重点研究了清管球在不同管段的运动速度及其相互间的关系,清管前后管道中总持液量的变化规律,清管过程中管道沿线各点压力、终端流型及终端液体流量的变化规律等,以期为今后海底混输管道清管过程的理论和试验模拟研究以及现场清管操作提供指导。     

积液量预测方法在海底天然气管道中的应用

天然气输送过程中,在一定的温度和压力条件下会有凝析液析出造成管内积液,积液量的准确预测是确定合理清管方案的前提。为此,建立了积液量预测模型,认为管路积液量大小是由液相析出量和气体携液能力综合作用的结果,液相析出量主要取决于管线内的温度和压力,而气体携液能力主要与气相流速、管道结构以及管内流型等参数有关。对“友谊号”外输管线积液量及其分布进行了预测,获得了持液率和积液量沿线分布曲线。该预测方法对于清管作业时管路末端液体收集容器的确定、清管器的选择等具有参考意义。     

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。     

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。     

地形起伏对凝析气集输管道工况的影响

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。     

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。     

非稳态模型下的间歇气举流动特征分析

间歇气举时发生在井筒及地面管线内的流动是不稳定的气液两相流,目前学者对这种流动的研究多基于稳态模型,认识程度还不够深,这对精确刻画间歇气举流动特征带来一定困难。利用瞬态模拟软件OLGA建立了间歇气举非稳态流动模型,分析了间歇气举流量、压力、持液率、流型等参数随时间及空间的变化规律;对比了低产能井在连续气举与间歇气举举升状态下的产能差异,研究结果对实际开采具有一定的理论指导意义。     

起伏湿气管路持液率和压降计算模型

湿气集输管道在天然气开发中发挥着重要作用,如果湿气管道内存在积液,会导致能耗增加、腐蚀加剧和生成水合物等问题,但目前尚没有一个瞬态两相流模型能够准确地计算起伏湿气管道中的积液和压降规律。在已有的两相流双流体模型基础上,基于连续性方程和动量方程,建立了一种新的适用于起伏管路的瞬态两相流理论模型,并利用数值方法通过编制MATLAB程序实现对起伏湿气管道中持液率及压降等的计算。利用普光气田现场湿气集输管道的运行数据对模型进行了验证,并与多相流软件OLGA的模拟计算结果进行了对比。验证结果证明所建立的模型计算精度较高,持液率和压降的相对误差分别为±15%、±5.5%,可以应用于起伏湿气管道两相流的模拟。     

水相相态变化规律及气井产水成因研究

温度和压力是影响天然气中水相相态变化的主要因素,气体在从储层流向地面的过程中,会产生等温降压渗流和降温卸压流动两个物理过程,在这两个过程中必然会引起天然气中的水相发生蒸发或凝析现象.分析表明在等温降压渗流过程中只发生单向蒸发现象;在降温卸压流动过程中会发生蒸发与凝析的双向变化过程.通过水相相态的变化规律的分析,研究了天然气中水蒸汽含量随温度和压力的变化规律,计算了气井的凝析水量,结合气井出水特征综合判断了气井产水的来源,对于制定合理的气井工作制度具有一定的指导意义.     

电加热气举井井筒瞬态换热模型及其应用

电加热是高凝油藏井筒降黏的重要手段,在环空流体流动的情况下无法利用常规井筒静态换热模型优化电加热参数和加热周期。采用漂移模型描述井筒中的气液两相流动、在Hasan-Kabir模型的基础上考虑电缆换热和环空注入气体换热的影响,建立了多热源条件下的井筒瞬态换热模型。对电加热气举井优化分析表明,该模型可以预测不同加热周期、不同注气参数情况下的井筒、环空内的温度、压力、持液率等参数的瞬态变化,不但可以用于周期性电加热油井,也可以用于其他多热源、多相流动的油井。     

凝析气液复杂渗流数学模型

为真实反映凝析气藏相变过程中流体的流动情况，需要考虑气、液相变作用及流-固热耦合对凝析气藏渗流规律的影响。引入相变产生的毛管力、界面阻力及非达西因子，建立表征凝析气藏多相高速流动相变特征的渗流方程，同时考虑气化潜热及流-固热耦合，推导出流-固热耦合能量方程，结合凝析气藏相变特征的传输方程，对速度场、温度场进行量化计算，从而合理描述流体渗流的特性和过程。利用该模型进行凝析气井复杂渗流规律研究，结果认为：凝析气相变对凝析气渗流的影响显著；流体与岩石颗粒温度在相变区都是先升后降，最终低于气藏原始温度，但岩石颗粒温度变化有滞后趋势；模型考虑界面张力、毛管力时预测的凝析气产能低，凝析油产能高。     

测试井口固定油嘴内的流体流动特性

采用RNG k-ε湍流模型及Sutherland Viscosity Law可压缩流体黏度修正模型,对测试井口的一种固定节流油嘴内的流体流动过程进行了数值模拟研究。通过数值模拟得到的节流油嘴内质量流率变化规律与理论计算结果对比,验证了所采用的模型和计算方法的准确性。分析了不同节流压力对油嘴内流体流动特性的影响规律。计算结果表明,由于油嘴节流降压,气体体积膨胀出现超音速流动,所形成的高速射流促使油嘴外壁附近出现漩涡流动; 油嘴内部压力变化趋势为先下降后升高,然后又缓慢降低的过程; 由于节流降温效应,气体流过油嘴时温度下降,油嘴内出入口压力比小于临界压力比时,最易形成天然气水合物,出现堵塞管路的风险。