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。     

小断块油田集输系统混输管道压降预测方法比较

1．混输管道压降预测方法简介 油田油气集输管线内流体绝大多数流动状态都是油气水多相流动，由于混输过程中流动状态多变，形成流动阻力的规律复杂，目前尚无成熟的、公认的理论计算公式来计算混输管路的压降。一般是由室内试验或生产管线获得的经验、半经验公式进行计算，这些公式只有在一定条件、一定范围内才能获得满意的结果。各油田混输管道压降计算实际应用的方法大多米自设计规范的推荐：     

高含水油田多相混输管道水力计算方法研究

对于三相流管道,构建符合现场实际的压降模型对管网的设计、运行方案的优化调整具有重要意义。使用四种气液两相流压降模型对高含水油田油气水混输管道的压降进行计算,结合实测数据,基于最小二乘法对其中精度最高的水力模型进行了修正;在此基础上,采用单因素敏感性分析方法分析混输管道压降对不同运行参数的敏感性。研究结果表明,对高含水油田多相混输管道而言,杜克勒II法的计算精度最高;模型修正后其计算值与实测值间的平均相对误差可降至9.45%;对混输管道压降影响程度由强到弱的运行参数分别为产液量、含水率、产气量。     

边缘区块油田集油工艺优化研究

华北油田边缘区块油田的开发逐年增多,其特点是油藏构造较为复杂,渗透性能差,产油量低,而原油含水上升较快。文章结合华北油田实际,通过不同区块原油流变性模拟试验;原油三相混输压降模拟计算研究;不同条件下井口回压模拟计算研究,优化出了边缘区块油田的集油工艺,并对边缘区块油田集油工艺进行了技术经济分析。     

特高含水集油管道压降测试

在油田开采过程中,特别是在油田开发中后期,油田产出液的含水率不断上升。大庆油田许多区块的原油综合含水率已达到90％,有的甚至超过了95％。管道的压降是集输系统运行管理的主要技术依据, 本文对大庆油田高含水采油期油气水集输管道压降进行了测试,分析了高含水采油期油气水混输管路压降规律。     

超稠原油掺轻油长距离管道输送工艺技术研究

随着油田超稠原油产量的不断增加,超稠原油长距离输送呈现上升趋势.对于地处偏远的油田,急需研究一种新工艺实现超稠原油长距离管道输送.进行了超稠原油掺入轻油(拔头油)实现长距离管道输送的工艺技术研究,论述了掺轻油输送的工艺方案,分析研究了掺入油的重度对掺油比例的影响,以及轻油掺入量对混合原油的黏度和管道起输压力的影响,并从输油工艺的角度提出了几点认识,以寻求一种经济可靠、高效节能的超稠原油管道输送工艺.     

大港油田原油长输系统常温输送可行性分析

油田原油长距离输送需要加热加压,耗费大量的能量,特别是输送高粘易凝原油,能耗更高.因此原油常温输送对原油长输管道节能降耗具有重要意义.针对长输系统存在的站站加热、站站进罐高能耗输送工艺现状,进行了原油长输系统常温输送可行性分析,提出了相应整改建议,以达到长输系统优化运行、节能降耗的目的.     

大港油田集输系统工艺分析

1．集油工艺 大港油田根据各地区特点和原油物性主要采用 三种不同的集油工艺流程:①板桥油气田原油物性 较好,产气量较高,采用单管加热、高低压分输密 闭集油工艺;②大港中北部油田原油物性较好,含 水较高约90％,普遍采用双管掺常温水不保温工 艺,冬季根据需要掺水适当加热;③南部油田所产 原油密度、粘度、凝固点都较高,伴生气量很少,     

原油混输管线的压降计算方法分析

文中对大庆炼化公司储运系统的多条集输管线压降进行实测,对多条管线中原油、气、水三相流动的压降变化数据进行分析。根据不同管线的原油含水率不同进行了计算校核,总结出原油混输管线压降变化情况,对推广常温下输送原油混输管线的优化设计具有一定的指导意义。     

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。     

基于PIPEFLO软件的冀东南堡油田混输海底管道稳态压降影响因素分析

以冀东南堡油田1-3号人工岛至1-1号人工岛混输海底管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为:当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

聚驱油气水三相流混输管道压降修正计算方法

油气水三相混输管道的水力计算是油气管道设计和生产运行方案制定的基础。采用Beggs-Brill模型进行聚驱采出液油气水三相流混输管道水力计算时误差较大,平均相对误差为33.26%。为了提高模型的计算精度,以拟合优度最大为目标研究建立了Beggs-Brill水力修正计算模型,并以萨南油田聚驱采出液油气水三相混输管道生产运行数据为样本进行了验证,结果表明,修正后模型的平均相对误差比修正前降低了21.64%,计算精度大幅度提高。     

油气混输工艺在低输量管道安全运行中的优势分析

为了保证华北油田某区块J-S输油管道能够在低输量下安全运行,对比分析油气混输和低含水油输送两种技术方案,优选通过油气混输的运行方式降低J-S输油管道最低启输量和启输温度。通过在J站新建伴生气压缩、注入、放空系统,在S站新建分离、过滤、放空系统,利用两相流在管道中的流动特性,提高管道内介质流速,并将J站富余的伴生气资源通过管输的方式输送至S站。设计采用PIPESIM软件及HYSYS软件进行模拟,计算结果相互验证。该方案不但解决了J-S输油管道低输量下安全运行的问题,同时缓解了J油田与S油田伴生资源分布不均匀的矛盾,降低了油田原油生产成本。     

冀中油田集油流程优化研究

随着原油综合含水不断上升,原油产量大幅度降低,冀中部分油田地面设施能力已不适应这一变化。文章重点论述冀中南部油田各断块原油性质分析,原油流变性模拟实验和三相混输压降模拟计算。在此基础上,进行了集油流程的研究及其技术经济对比,优选出油田较适用的低能耗集油流程。     

克-独管道输送春光油田原油可行性分析

针对中石化春光油田净化油全部装车外运,存在装车费用高、油气损耗大、调节能力差等问题,提出用克-独管道输送春光油田原油来解决外输问题。从克-独管道现状、资源调配运行模式、管道能力核算等方面进行了论述,提出了克-独管道全线采用旁接罐输油工艺,并进行正、反输工艺改造,改造后克-独管道可向独山子石化或克拉玛依总站方向输送春光油田原油。经多方面比选,确定春光油田稠稀混油输至克拉玛依总站方向更经济可行。     

常温掺输技术研究与应用

油田开发进入中后期,随着含水上升液量增加、地面系统规模的扩大,原油生产能耗不断升高。为了提高效率、降低能耗,充分利用采出水的热能,开展了不加热集油的常温掺输技术研究,通过试验得出掺水量的确定原则并研发了定量掺水工艺,在吉林油田英148辖区应用取得了理想的效果。同期相比,掺输水温由60℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到23℃,试验区块油井全部实现了全年常温掺输,系统运行压力平稳,节能降耗效果显著。     

NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

以NP1-3D至NP1-1D人工岛间海底混输管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为,当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

西部原油管道低输量连续运行研究

为了解决西部原油管道冬季运行期间短期内油源不足的境况,减少管线间歇输送时的停输次数和停输时间,西部原油管道鄯善—兰州干线低输量连续运行的可行性研究显得尤为必要。对西部原油管道鄯善—兰州干线900、850和800 m3/h三种低输量工况进行了连续运行测试试验。通过北京油气调控中心的SCADA系统得到了全线在低输量下连续运行期间站场的总参数表和输油泵的总参数表。试验数据的分析结果表明西部原油管道短期内低输量下连续运行是可行的,保障了西部原油管道冬季安全平稳运行,顺利完成管线输送任务。     

长输管道顺序输送的混油损失分析

为适应不同原油的长管道输送，分析了原油长输管道进行顺序输送时产生混油的多种因素，为降低长输管道顺序输送油品产生的混油损失，介绍了检测混油界面应采用的方法。     

高含蜡海底油气混输管道蜡沉积规律研究

以渤中34-1油田高含蜡原油的油气混输为研究对象,通过小型环道蜡沉积实验和采用多相流动态软件OLGA、TUMAX软件进行了海底油气混输管道蜡沉积规律研究.结果表明,相对于单相管道而言,混输管道内气相流体流动对沉积的蜡晶具有较强的剪切剥离和携带作用;随着流体流速增大到一定程度后,蜡分子运动过程中剪切剥离效果占主导,蜡沉积...