高气油比混输管路水力计算模型的比较

在气液两相流研究中，管道的压降计算是一项极为重要的工作。在常用的多相混输计算软件中，有多种水力学计算模型，适用于不同流型的水力计算。对于高气油比混输管道，利用锦州20－2凝析气田和上海－平湖气田的实际生产数据，对混输管路水力计算的参数进行了研究分析，筛选出了用于压降计算的模型方程BBME、MBE和DE，并对多相混输管道压降与流量的关系作了讨论。     

复杂湿气集输管网清管时机的确定

在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100％或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。（表1,参6）     

两相管流压降计算及影响因素

油气混输管道在油气田地面集输系统中的应用日益广泛,其压降计算对于经济管径的选择具有决定性作用.基于Dukler I、Dukler II、Beggs-Brill (B-B)和Baker这4种油气混输管道压降计算公式,以C++Builder 6.0为编程环境,编制压降计算软件,针对具体实例计算管道压降,并与多相流模拟软件OLGA的计算结果对比,得出不同计算公式的适用条件.此外,针对高、低粘原油,选择适当的计算公式研究油气混输管道压降的主要影响因素,获得其在不同气液比、管径和流型下的压降变化规律.     

上海平湖海底天然气管道输送问题研究

应用HYSYS和PIPESYS软件对上海平湖油气田海底天然气管道进行水力分析，采用管道现场操作运行数据与软件计算结果进行比较，得出适用于管道压降和集液量的计算方法，并对输送压力、输量与管道集液量、集液形成时间的关系进行了研究，指出管道在小输量、低压力工况下运行，管道内形成的集液量越多，形成集液所需的时间就越长。借助HYSYS软件分析了凝析气的物性，绘出了相包络线和水化物形成曲线，通过分析得出，上海平湖油气田海底天然气管道在运行过程中不会形成水化物。     

泡排技术清除起伏管道积液试验

【目的】受起伏地形的影响,湿天然气集输及油气混输管道易在沿程起伏及低洼处形成积液。由于起伏集输管道与垂直气井在倾角方面存在巨大差异,作为气井清除积液的成熟方式,泡沫排液技术无法直接应用于混输管道排液,其可行性需进一步论证。【方法】利用气液多相管流试验环路,通过管流试验探究不同倾角条件下泡沫对气液多相流流动特性的影响,并明确含泡沫多相流的起塞作用机制;基于无机盐改变泡沫体系性能,探究泡沫性能变化对含泡沫多相流动特征产生影响的原因,并分析含不同流动状态下流动特征参数与压力差压的特征。【结果】在与气井倾角差异较大的低起伏管道中,可通过添加表面活性剂的方式清除积液,并对段塞流工况的发生起到较好的抑制作用;通过在SDS(Sodium Dodecyl Sulfate)表面活性剂溶液中添加NaCl、MgCl2作为环境影响因素,利用金属网格传感器、高速摄像系统以及压力传感器,进一步探究无机盐条件下SDS水基泡沫排液效果,发现无机盐引起的泡沫性能差异会对泡沫排液效果产生较大影响;当管道内出现过量稳定泡沫时,会引起管道沿程压降显著增大。【结论】将泡沫排液技术应用于有积液的集输管道排液时,稳定性是选择合适泡...     

气液两相流管道内腐蚀失效概率计算方法

气液两相流管道广泛存在于油气开采和集输过程中,确保其安全可靠运行具有重要的理论和工程意义。在所有失效类型中,内腐蚀缺陷是造成气液两相流管道结构失效的主要原因之一。将管道内腐蚀速率预测模型与结构可靠性评价方法相结合,对气液两相流管道进行内腐蚀失效概率计算:针对气液两相流的流动特征,采用流体相平衡模型、气液两相流模型及腐蚀速率预测模型,计算气液两相流管道在不同流型下的内腐蚀速率;基于ASME B31G-1991《腐蚀管道剩余强度评价方法》中推荐的腐蚀缺陷极限状态方程,考虑管道运行和制造中存在的不确定性,并结合腐蚀速率计算结果,采用蒙特卡洛方法计算管道发生小孔泄漏和爆裂的失效概率。将提出的内腐蚀失效概率计算方法应用于某气液两相流管道,结果表明当缺乏有效的内检测数据或实际管输工艺发生变化时,该方法能够有效预测失效概率,保障油气管道输送安全。     

延安气田多起伏地面管道临界携液流速计算模型

延安气田所处地形复杂,管道起伏多且高程较大,管道积液是气田集输系统生产过程中常见的问题之一,极易引发段塞流,甚至影响气田正常生产。基于液膜模型,考虑运行压力、井口温度、摩尔含水率、管道公称直径及管道倾角5个因素,建立上倾管段临界携液流速计算模型。进而结合延安气田现场运行数据,研究多起伏地面管道的最大倾角、总起伏高程、起伏次数对临界携液流速的影响规律,对已建立的上倾管段临界携液流速计算模型进行修正,结果表明：修正后的多起伏管道临界携液流速模型计算结果与现场数据吻合度高,修正后的模型计算结果准确率达90%,对于多起伏地面集输管道具有较强的适用性,可为延安气田多起伏管道积液预测提供理论支撑。（图8,表3,参35）     

基于LedaFlow的天然气凝析液管道瞬变过程模拟

随着油气田不断向深海开发,多相混输管道的流动安全保障技术面临巨大挑战,天然气凝析液管道的不稳定工况会导致管道运行参数发生剧烈变化,给管道安全运行造成严重威胁。采用新型的多相流瞬态模拟软件LedaFlow对某天然气凝析液管道的水力和热力工况进行稳态、瞬态模拟,得到不同工况下管道沿线温度、压力、持液率及总积液量的变化情况。结果表明:LedaFlow的计算结果理论上是正确的,其变化趋势符合理论预期。通过软件计算可对管道运行中的安全操作和下游设备设计提供建议,从而为工程实际提供参考。(图5,表3,参20)     

近海凝析气的管道输送

随着近海油气田的开发,通过海底管道输送凝析气的工程技术也不断发展。凝析气是多元组分的气体混合物,以饱和烃组分为主,在开采、输送过程中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。气液混输中通常采用气液两相混输,这种混输投资少、工期短,但要解决因凝析液的积聚而降低输送能力及液塞处置等技术问题;密相气体输送是管内单相流动,管道建造和运行费用高。气液分输就是先将凝析气分离,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。凝析气管道输送工艺参数中,沿线压降、温降、持液率三者密切相关,互相影响。分析了凝析气输送管道压降、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。结合东海平湖油气田的开发,通过对气液比、输送压力、管径三者的选择分析,就油气单管混输工艺进行了技术经济评估。     

油气水混输技术在石南油田的应用

针对石南油田基东集输管道起点压力高,部分计量配水站的气液无法进入集输系统这一问题进行了分析,发现采用三相混输公式求出的管道各段压降预测值与实测值较接近,误差在5%～30%之间,且较安全.根据压力预测结果选择油气水混输泵,在基东集输管道起点区域增建了混输泵站及配套控制系统,有效解决了其混输难题,提高了经济效益.     

海底气液混输管道瞬态清管数值模拟

海底气液混输管道由于入口液相流量较高,且存在下倾管-立管的特殊结构,导致清管器在管内运行时,清管器运行参数及管内流体的流动参数均出现较大幅度的波动。针对海底气液混输管道的清管过程,以Minami清管模型为基础,将管道重新划分为上游两相流区、清管器区、液塞区及下游两相流区,并对4个区域分别建立对应的瞬态流动模型,通过耦合各区域的瞬态流动模型,实现对海底气液混输管道清管过程中相关参数的模拟计算。最后,以渤海某实际海底气液混输管道为研究对象,模拟分析了清管过程中清管器运行参数、管内流体流动参数的变化规律,验证了模型的准确性。研究结果有助于提高管道的清管效率,为制定合理的清管方案、高效安全地进行现场清管作业提供指导。     

气液混输管道组分跟踪及相变量预测

气液混输过程中存在相间能量消耗、相间传质等现象,从而影响管内介质的流动状态和管道运行参数,气液相的组成也会不断变化。利用LedaFlow软件对某实际气液混输管道进行稳态模拟,对比分析物性表模型和组分跟踪模型得到的管道沿线参数模拟结果以验证组分跟踪法的可靠性,进而开展管道瞬态模拟,分析流体组成的变化规律并预测气液两相相变量。结果表明：该管道内流体沿程液化,气相摩尔流量下降,其瞬态流动过程为一个气相不断液化的过程;在稳态模拟中采用LedaFlow相平衡计算方式,即按照各相的流量占比与静止状态下的气液相分布相同的原则,可更为准确地确定流动过程中的相变量。研究成果可为气液混输管道中相变规律预测提供理论基础,提升气液混输管道流动安全评价的准确性。（图11,表2,参23）     

长庆气田集输管道内腐蚀直接评价技术优化

长庆气田采集输管道由于运行模式多样,流态和腐蚀环境差异大,采用内腐蚀直接评价技术标准中预测模型进行预测时与实际检测结果误差较大。结合长庆气田集输管道运行工况特点,采用Fluent与Solid Works软件建立了基于集气量、水气比、管道倾角的三维流型分布图,以De Warrd模型、Sw RI模型为基础,分别建立和优化了适合实际工况参数的腐蚀预测模型,通过9条管道31个开挖点的检测验证表明,检测点预测吻合度最高为86.67%,基本满足管道腐蚀风险判别的需求,提高管道高程-里程数据准确性、降低开挖位置定点误差等措施有利于提升预测吻合度。(图7,表5,参22)     

埋地混输管道热力计算分析

针对埋地混输管道运行温度普遍较高而导致原油集输系统生产运行成本过高的问题,根据热力学理论,推导出了混输管道沿程温降公式及井口掺水量、掺水温度公式。通过所编制的计算机程序,确定了埋地混输管道运行的工艺参数。     

油田地面集输管网优化计算研究

根据混输的模型方程并结合网络图论理论,对油气集输管网系统优化设计计算结果进行了分析,推导出了适用于管网系统的多相水力学计算的基本方程,该方程由节点连续性方程、环能量方程和两相流模型方程组成.建立了管网优化的数学模型,并给出了具体的算例.     

气液两相流管道泄漏规律模拟

气液两相流管道流动参数复杂,一旦发生泄漏,管道内的工艺运行参数会发生改变,从而极大地增加泄漏检测难度。以流体力学基本守恒方程为基础,利用双流体模型建立气液两相流泄漏系统数学模型,并以5 km混输管道为模型,模拟分析分层流和段塞流流型下气液两相流管道的泄漏规律,探究流型、泄漏点尺寸及位置等因素对流动参数的影响。结果表明:管道发生泄漏后,管道沿线压力均降低;泄漏点上游流速略有上升,下游流速明显降低;泄漏点下游持液率降低,上游持液率几乎不变;当流型为分层流时,泄漏不会导致流型改变;当流型为段塞流时,较大尺寸的泄漏会使流型由段塞流变为分层流,较小尺寸的泄漏不会改变流型;泄漏点越靠近管道出口,泄漏点上游压力降低幅度越小。     

油气田集输管网系统优化研究进展

在油气田集输管网(Gathering Pipeline Network,GPN)系统优化研究中,模型存在"维数灾难"问题,导致求解困难。通过文献调研,基于管网连接结构优化与管道路径优化两方面,对目前油气田集输管网研究成果进行评述,剖析了油气田集输管网优化模型中的各个子问题,全面系统地总结了针对各个子问题的求解方法,并对星状管网、插入型枝状管网、环状管网的优化研究提出了建议,为未来油气田集输管网优化提供了研究思路。     

大落差成品油管道顺序输送的特点

由于大落差成品油管道存在的翻越点等原因,顺序输送时随着混油段位置的变化,管输量,各站进出口压力及节流量等情况均在变化。以格拉管道为例,对大落差成品油管道顺序输送的运行工况进行了分析,介绍了分析方法和水力计算程序以及水力计算所依据的数学模型构成,提出了计算步骤并分析了计算结果,提出应加强管道自动调节和自动控制能力,以满足运行参数的要求,保证管道正常运行。     

樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统北大核心

樊北煤层气因其低压、高密、大起伏、小流量的特征,使得其集输管网系统结构复杂、压力敏感、流动参数变化细微,工艺分析和调度管理工作困难。以PNS(Pipeline Network Simulation)管网仿真软件为核心,结合樊北煤层气集输管网三维地理信息系统、SCADA系统及实时数据库,描述了樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统的构架,阐述了动态仿真模型、模型自适应及在线仿真的实现过程,讨论了动态仿真与GIS地理信息系统交互式作用及自动建模和动态查询展示的方法和过程,实现了动态仿真调度系统在线分析和跟踪煤层气管网系统的流动,量化集输管网系统运行状态并分析评价指标,直观搜索、查询及展示系统中各个部分的运行参数,为大型、复杂煤层气地面集输管网系统的调度管理提供及时、准确的分析手段和决策依据,协助调度方案的决策和实施。将系统应用于樊9集气站煤层气集输管网,得到整个管网系统的流动状况,可为调度管理决策提供及时、准确的量化数据。     

樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统

樊北煤层气因其低压、高密、大起伏、小流量的特征,使得其集输管网系统结构复杂、压力敏感、流动参数变化细微,工艺分析和调度管理工作困难。以PNS(Pipeline Network Simulation)管网仿真软件为核心,结合樊北煤层气集输管网三维地理信息系统、SCADA系统及实时数据库,描述了樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统的构架,阐述了动态仿真模型、模型自适应及在线仿真的实现过程,讨论了动态仿真与GIS地理信息系统交互式作用及自动建模和动态查询展示的方法和过程,实现了动态仿真调度系统在线分析和跟踪煤层气管网系统的流动,量化集输管网系统运行状态并分析评价指标,直观搜索、查询及展示系统中各个部分的运行参数,为大型、复杂煤层气地面集输管网系统的调度管理提供及时、准确的分析手段和决策依据,协助调度方案的决策和实施。将系统应用于樊9集气站煤层气集输管网,得到整个管网系统的流动状况,可为调度管理决策提供及时、准确的量化数据。