基于FLUENT的黏稠油垂直上升水环输送数值模拟

海洋稠油资源是未来原油产量增长的重要来源,但相对于陆上油田,海洋稠油集输因涉及低温环境与立管输送而更具挑战性。采用水环举升稠油可以极大地减小输送摩阻,是一种非常有潜力的稠油“冷输”方法。基于油水两相流及计算流体动力学理论,利用FLUENT6．3．26及GAMBIT2．3．16软件,建立了垂直上升稠油一水中心环状流（CAF）的几何模型与数学模型,评价了模型的有效性,模拟分析了垂直上升CAF的流态及特点,探讨了不同水环生成器环隙宽度及油水流速对垂直上升CAF的影响。结果表明：当油水流速比在一定范围内时,所建模型对垂直上升CAF的模拟结果与实验结果一致性较好;垂直上升CAF在入口端能保持理想的中心环状流,具有光滑的油水界面,但随着油水协同向上流动,油水界面开始波动;水环生成器的环隙宽度对垂直上升CAF的影响较大,环隙过小,水环稳定性较差,流动摩阻较大,而环隙过大则输油量较小;同时兼顾能耗与输油量,在模拟条件下,水环生成器环隙宽度为1．8mnl时输油效率最高。（图7,表1,参13）     

粘稠油水环输送的稳定性

水环输油是一种较先进的输油方法,尤其是对粘稠油的输送更佳。保证水环的稳定性是水环输送的关键。通过初步的理论分析和试验研究,明确了水环不稳定的原因,指出要保证水环的平衡稳定就要保证核心油柱的结构稳定和防止油粘壁。同时介绍了为保证水环的稳定在试验中所采用的工艺方法。目前已具备粘稠油水环输送工业性实验的条件。     

粘稠油水环输送现场应用试验

文中介绍了稠油井集输管线上进行水环输送的现场试验及由试验摸索出正常运行和长期停输后再启动的操作规程,验证了适合于水环输送的最佳条件和应用范围。结果表明在掺水8％～20％的条件下,能形成长期稳定的水环,获得较明显的减阻效果及经济效益,从而证明了水环输油工艺可在短距离管线上安全而又高效地输送粘稠油品。     

稠油在低温环境下的伴水输送实验

使用自行设计的稠油伴水输送实验系统,以液体石蜡和固体石蜡产品配制的模拟稠油为研究对象,开展了冬季低温条件下的稠油伴水输送实验,观察到理想水悬浮分散流和有限段塞水悬浮分散流两种流型.基于两种流型均符合层流理论的假设,采用达西定律,分析了油水混合液表观粘度与流型、含水率、管径的关系,结果表明,当含水率高于80％且管内油水混合液温度远低于稠油凝点时,管内油水混合液呈现稳定的理想水悬浮流型;当含水率低于一定水平时,管内油水混合液的流型由理想水悬浮流型转变为有限段塞水悬浮流型,但段塞长度和间距相对稳定,同样呈现出良好的流动性;管道内径会影响伴水输油时段塞的形成,管道内径越小越易出现段塞.     

浅议魏荆线低输量运行工艺

随着东部油田开采接近晚期,魏荆线(魏岗—荆门)的输量逐年递减,选择经济合理的输送方式是一个重要课题。用添加降凝剂输送原油,降低了进站温度,两泵两炉运行时,全年最低输量为135×10~4t;间隙输油也是降低输量的一种措施,根据管道局的有关规定,魏荆线采用间隙输油方式时,全年可停输67次,最低输量135×10~4t/a;在管道输油量过低的情况下,采用正反输是一种比较合理的选择。通过对这三种输油方式经济效益的比较分析,认为只要设备、仪表先进及炼油厂配合,若年输量在168×10~4～135×10~4t之间,魏荆线输油可采取间隙输油方式;年输量为135×10~4t以下时可采用正反输运行方式;如果降凝剂的成本降低,则加注降凝剂输油是一种更加经济的措施,加注降凝剂输油有比较广阔的前景。     

基于AQWA与OrcaFlex的海上漂浮软管输油系统仿真

风浪流联合作用下漂浮软管的运动状态与受力情况非常复杂,为此采用AQWA与OrcaFlex联合仿真的方法对海上漂浮软管输油系统进行动态仿真分析。通过建立数值模型,利用AQWA软件对油船进行频域分析,再利用OrcaFlex软件对漂浮软管、油船、浮筒、系泊缆之间的耦合运动进行时域分析。结果表明:风浪流对漂浮软管所受张力影响呈非线性增长,漂浮软管输油系统张力最大点在软管两端位置,通过设置沿线系固锚可以明显降低软管所受张力,减少漂移量。采用该方法和模型对输送距离为1100 m的海上漂浮软管输油系统进行分析,得出最优软管长度为1300 m,无沿线系固时软管漂移量约为300 m,可以满足4级海况下的安全要求。研究成果对于此类海上漂浮软管输油系统的动态仿真分析具有借鉴意义。     

稠油-水两相流乳化条件的实验模拟

以胜利油田典型稠油掺水集输管道进/出口采集的7种油水样为研究对象,基于实际管输油水介质中的乳化水含量,实验模拟与确定实际油水流的乳化条件,测试分析不同稠油的乳化特性,对比分析模拟乳化油与实际乳化油粘温特性的相似性,探讨不同油水混合液在相应模拟乳化条件下的反相点与实际油水流乳化水含量之间的关系。结果表明:特稠油掺水完全乳化所需的搅拌时间比普通稠油长得多,普通稠油完全乳化所需的搅拌时间与掺水率呈正相关,特稠油完全乳化所需的搅拌时间与掺水率无明显关联性;室内模拟乳化油与管输实际乳化油的粘温特性相似,模拟油水乳状液的反相点与相应的实际管输油水流的乳化水含量基本相同。因此,室内可以模拟确定稠油掺水输送的乳化条件。     

稠油胶体体系的研究与应用进展

综述了稠油胶体体系理论在国内外研究应用的进展,分析了稠油胶体体系具有的双电层效应、稳定性与流变特征等性质,介绍了稠油胶体体系在稠油开采、输送和加工中的应用,在此基础上提出稠油胶体体系理论研究过程中存在的问题,并探讨了今后稠油胶体体系的研究方向。     

绝缘层厚度对孔电解加工稳定性和精度的影响

通过对孔电解加工中加工间隙的电场和流场仿真,研究了电极绝缘层的涂覆尺寸特征对小孔加工性能的影响.进行了管电极电解小孔的试验,得到了理想的绝缘层厚度参数.试验和仿真均表明, 增大绝缘层厚度可以减小孔的侧面腐蚀面,并使孔圆度有所增加,同时提高了加工过程的稳定性,但过大的涂覆厚度易出现打火甚至加工短路.     

稠油管道不稳定工作特性的极点流量计算

对稠油管道进行了水力和热力计算,采用黄金分割法对稠油管道不稳定工作状态的极值点进行了求解,计算结果可以为稠油管道工艺参数的设计提供依据.给出了稠油管道的工作特点及确定输油温度和管道工作范围的原则.     

水膜发生器的研制及流场分析

水膜发生器是超稠油水膜面减阻技术中使管道内形成环状水膜的流体机械设备,其内部流场需要长期保持稳定,以形成稳定的水膜。在设计水膜发生器时,使高压水流射入后通过一个厚度为1mm的穿孔板再形成水膜,穿孔板部分区域不开孔,其余部位均匀开孔,以控制水流动能和速度,进而控制水膜厚度。高效渗透筛管的选择决定水膜面的稳定性,其关键在于确定穿孔板的开孔率和开孔直径。运用ANSYS软件对水膜发生器的强度进行分析,以确定其应力集中部位并进行加强处理,使用材料为X52的管线钢制作水膜发生器可以满足实际运行条件的要求。运用Fluent软件对水膜发生器内部流场进行模拟,以确定水膜发生器的合理长度和开孔直径,优化运行参数。     

提高原油管输效率的物理方法

提出了三种降低原油热输能耗的控制方法，即温度控制法，粘度控制法和流量控制法，并分别阐述了这三种控制方法的工作原理及特性。对这三种控制方法进行了对比，结果表明，控制流量法能直观地反映原油的实际输量和管壁的结蜡状况，可以达到节省燃料油，提高管输效率的目的。     

油田地面集输系统常用加热炉适应性分析

针对集输系统在用加热炉存在不同程度的炉管结垢,炉管弯曲变形,腐蚀渗漏,对流室结露、偏流,炉效低等问题,分析了管式加热炉、真空相变加热炉和承压相变加热炉的主要结构、工作原理、技术特点及存在的问题。结合现场应用,提出应根据被加热介质的物性特点合理选择加热炉类型：掺水加热、系统来液加热宜选用管式加热炉,原油外输加热、热化学脱水加热宜选用承压相变加热炉。研究结果对高凝稠油油田的原油集输处理具有一定的参考价值。     

基于反馈式流向图的多级分支管网顺序输送排产方法

中国石化担负着多级分支管网顺序输送多种原油至沿途各家炼厂的复杂生产任务。采用数据平面图形压缩方法掌控多级分支管网的全月度输油计划,以时间为坐标横轴,以站场为坐标纵轴,以颜色代表油种,以粗实直线代表油品批次,以细实折线标识油品罐存,以红色细虚线标识各种油品的罐容上下限,以其他彩色细虚线标识油品批次的站间流向,最终形成一种反馈式流向图管网排产方法。该方法可实现月度内各级站场油品批次与罐存数据的全局关联和图示,直观地反馈油品批次安排的不合理性,启发调度人员在经济流量区间内折中优化关于批次平稳与节能降耗的矛盾性目标,最终实现全网、全月度运行计划的高效编制。(图4,表3,参22)     

河口稠油掺水降粘输送试验研究

由于胜利油田河口稠油粘度高、密度大,因此稠油的开采、输送和加工处理都比其它石蜡基原油困难得多.为了寻求更经济、有效、可靠的稠油输送方法,通过大量的室内环道试验和现场试验,研究分析了稠油掺水输送的技术条件及降粘效果,并通过优化得出了河口稠油的最佳输送工艺参数,表明了稠油掺水降粘输送是一种比较经济、有效的稠油输送方法.     

稠油集输中催化裂化降粘技术的研究

分析了稠油粘度高、胶质沥青质含量高的根本原因,针对常规输油工艺的特点及存在的问题,提出了矿场催化裂化降粘的新思路,催化裂化主要是将稠油含碳数多的稠油大分子降解为含碳数少的轻质油小分子。阐述了稠油催化裂化及降粘原理,指出低温高效的稠油裂化催化剂的筛选、热驱方式的选择及矿场稠油裂化装置的布置与规划是该种新技术的关键。     

日东原油管道高黏油掺混输送工艺

日东原油管道通过使用静态掺混装置实现了高黏油的在线掺混输送,并积累了大量的生产数据和经验。介绍了日东原油管道的掺混工艺、输送油品的物性、掺混界面的移动对运行参数的影响及油品静置对启输的影响。以黏度异常事件为例,对比分析了事件前后管道流量、压力、黏度及水力坡降等重要参数和数据,最终确定高稠油掺入比和部分管段沉积的杂质颗粒黏团为两个关键影响因素。为确保管道的运行安全,避免再次发生黏度异常事件,建议结合生产实际情况,以取样数据为依据,严格控制掺混比例和黏度等运行参数,明确清管频次,进一步优化管道生产运行。研究成果可为管道安全输送掺混油提供技术支持。     

含蜡原油乳化机制影响下的蜡晶形态及聚集行为

以含蜡原油-水两相为代表的混输是油田集输生产中普遍采用的储运工艺,在油田地面工艺优化及节能增效开发的背景下,混输过程中面临的流动保障问题因油水乳化机制的影响而更为复杂、严峻。集偏光显微观察实验与普通光显微观察实验于一体,通过建立油水乳化体系中蜡晶形态及聚集行为的表征方法,实现了乳化水存在下蜡晶微观形态及聚集结构特征的直观再现,并定量化构建了乳化机制影响下蜡晶特征参数的分布规律。结果表明:随着温度升高、乳化剪切作用增强,蜡晶形态、结构趋向规则化,且其聚集行为受到抑制;含水体积分数对油水乳化体系中蜡晶形态及其聚集行为的影响则表现出在转相点附近发生特征转变。对乳化环境下蜡晶形态及其聚集行为的定量表征和分析,为深化理解管输剪切流场中油水两相蜡沉积过程的作用机制提供了必要基础和依据。