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凝析气在地面集输过程中,由于反凝析现象呈气液两相流动状态。这种流动状态一仅要满足水力条件和热力条件的要求,而且还必须满足气液平衡条件的要求。通过建立水力和热力计算公式以及气液平衡状态方程组成计算方程组,并采用有限差分方程求数值解,得到了满意手计算结果。 相似文献
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针对龙岗酸性气田某些集输管道内积液和腐蚀严重的问题,基于气井采出流体的性质及输气管道基本运行参数,采用OLGA软件模拟两条典型的低流速管道及不同流量下的001—6#采气管道,分析两条管道内的流型、持液率以及流体与管壁间的剪切力沿管道的变化规律,研究流量对001—6#采气管道内各流动特征参数的影响规律。结果表明:OLGA软件模拟两条采气管道的压降和温降与实际生产数据一致,其模拟结果可靠;下坡管内持液率小于0.05,流体与管壁间的剪切力小于20Pa,上坡管内持液率为0.3~0.4,液相一管壁最大剪切力为80-270Pa,上坡管段是积液和腐蚀严重的区域;气体流量对龙岗001—6#低流速采气管道的流动特征参数影响很大,进一步减小气体流量会使上坡管内持液率及液体一管壁剪切力急剧增大,从而加剧管内积液和腐蚀;当气体流量增大至97.5×10^4m^3/d时,管内的持液率和管壁剪切力均很低,管内积液和腐蚀问题有所缓解。(表6,图6,参9) 相似文献
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为有效清除地面起伏湿气集输管路中的积液,设计加工了一种涡流工具。通过Fluent数值模拟与环道试验分析不同气液相折算速度入口条件对涡流工具排液效果的影响,并对涡流工具的工作效果进行评价。结果表明:安装涡流工具后,上倾管内液相回流及底部积液现象有所缓解,上倾管内维持环状流流型,持液率有所下降。涡流工具的排液降压能力与气液相折算速度、管路倾角有关。在倾角一定的情况下,气相折算速度越大,涡流工具的排液降压能力越强;在相同气、液相折算速度入口条件下,管路倾角(0°~45°)越小,涡流工具的排液降压效果越好。研究成果可为指导涡流排液技术的现场应用提供理论依据。 相似文献
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针对气田集输管道易发的积液问题,将井筒中常用的泡沫排液技术创造性地应用至集输管道。通过环道测试、高速摄像、数据分析等方法探究发现,泡沫排液技术在起伏管道内表现出排液和减阻两种效果,并进一步研究了入口条件、管道起伏角度及发泡剂加注浓度等因素对上述效果的影响。试验发现:相比井筒,管道的起伏坡度更小,会影响管内泡沫的发泡程度,使流体的泡沫质量处于泡沫分散区或泡沫干扰区,而促使泡沫流体进入稳定泡沫区是保证泡沫排液技术在地面起伏管道内有效应用的前提。当工况为低含液率、大倾角起伏管道以及高于临界胶束浓度的加注浓度时,泡沫排液技术表现出更好的排液和减阻效果。建议现场作业改变原有的加注方式,提高发泡剂注入量,并采用有效手段提高地面起伏管道内流体的泡沫质量。 相似文献
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管道积液是气田开发过程中的常见现象,会对天然气集输系统的正常运行产生极大影响。积液预测有助于及时采取措施,减少积液带来的危害,而临界气速的计算是管道积液预测的关键。对管道临界气体流速预测相关研究进行了回顾,指出了最小压降模型、液滴模型的局限性,而液膜模型具有较好的适用性。结合管道积液实际情况,提出将现有管道积液研究成果应用于生产实际需要选择适用于不同情况的管道积液准则;合理表征不同倾角下管道内液膜周向分布;考虑复杂地形条件下大尺寸湿气管道气液流动特性;采用合理的界面摩擦因数计算式。(参51) 相似文献
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与常规的油-气-水三相流动相比,低持液率三相流动混合物由于液体含量极少,因而具有独特的流动特性,使得对其持液率和管输压降的预测更加困难。针对低含液湿天然气的集输特点,根据流体力学的基本原理,建立了用于预测管道内油-气-水三相混合物的持液率和管输压降模型,简化了关于湿壁分数、液-壁摩擦因子、界面摩擦因子、油水混合粘度的经验闭合关系式,提出了液滴夹带的气体流速判断条件,并考虑气液界面之间的非水平特点,给出了曲面气液界面的处理方法。模型的计算结果与室内实验结果吻合较好,能够较准确地预测管道内油-气-水三相混合物的持液率和管输压降等流动参数,对于低持液率湿天然气管道的设计和运营管理等具有很好的指导作用。 相似文献
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根据海底凝析气管道的输送特点,从凝析气两相流流型判断、凝析气输送工艺计算数学模型的建立、不同稳态工艺计算类型的数值算法等三个方面进行了研究,编制了相应的计算机程序。用平湖至上海和JZ20—2凝析气管道的生产数据,对所选计算模型的正确性和可靠性进行了检验,检验结果表明,与国外多相流软件PIPEPHASE和热力学模拟软件HYSIM的计算偏差均在10%以内。实例计算结果证明,所提出的计算模型对海底凝析气管道的工艺计算具有足够的计算精度,能正确模拟出实际管道的沿线压力、温度、持液率、气液相速度的变化规律,对管内流型、水合物形成区域的预测也符合实际情况。 相似文献
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顺北油气田集输管网集输半径大、气油比高、地形起伏大、流态复杂,时常引起管道低洼处积液量大、段塞流等多种复杂工艺问题。为此,建立气液混输管网水力仿真计算模型,并利用顺北油气田现场数据对模型进行修正,进而开发油气混输管网仿真计算程序,对顺北1区集输管网气液混输特性进行仿真及参数预测。结果表明:建立的水力计算模型仿真结果与实测数据的误差基本在±6%以内,满足运行需求;管网各管道的持液率均较低,流型以分层流和环状流为主;针对管网中压降与温降较大、管输效率较低、积液量较大的管道分别提出了优化及保护建议。研究成果可为气液混输管网设计及安全运行提供技术依据。(图3,表7,参30) 相似文献
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针对<气液两相流的混输泵扬程计算>一文中的泵扬程若干计算公式形式、气体压缩相关公式、多变指数的表达式、混输泵气体压缩过程多变指数趋于∞问题,以及泵扬程计算处理方法等进行了探讨,提出了若干见解,以供读者商榷讨论之用. 相似文献
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与垂直管中气液两相流压力降的实验数据比较,Orkiszewski模型预测的压力降,其平均相对误差达到63.62%,最大相对误差达98.07%。针对Orkiszewski模型预测相对误差偏大的问题,首先介绍了实验数据的获取过程,然后结合实验数据,指出Orkiszewski模型对环雾流流型的预测误差较小,对段塞流流型和过渡流流型的预测误差偏大。对Orkiszewski模型的参数进行了敏感性分析,结果表明液体分布系数模型中的阈值是敏感性最强的参数。同时通过分析Orkiszewski模型的组成结构,指出段塞流流型中的液体分布系数计算公式复杂。为此,提出了一种新的液体分布系数阈值模型,得到了一种改进的Orkiszewski模型。实验数据的计算结果表明了改进模型的优越性,改进模型的预测平均相对误差降低到34.98%。针对油相连续且总流速达到3.048m/s的段塞流流型数据,改进模型的平均相对误差可以从原模型的76.17%降低为17.21%。 相似文献
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有效排出积液对低压低产气井的稳产保产具有重要意义。针对目前大牛地气田直井积液状态无动态监测手段、排液方法相对粗糙的缺陷进行排积液方法研究。首先基于两相流的形成与转换机理,结合环状流、过渡流、段塞流、泡状流4种流态的特征,定义了无积液、井壁积液、井筒积液、井底积液4种积液状态;其次,通过对比实际产量与各流态的形成边界以及临界携泡流量的大小关系,将4种积液状态的气井进一步细分为8类,并将泡沫排水、提产带液、降压带液等排水方法进行组合,制定了针对性的8类排积液方法;最后,实例分析证明该方法在现场应用中取得了良好的效果。 相似文献
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气液两相嘴流的临界压力比值(Rc)是判断自喷井是否处于临界生产状态的重要参数,也是判别 自喷井能否实现稳产的关键数据.前人通过实验模拟获得的油嘴后与油嘴前的压力比值(R21)在油田实际应用中常出现较大的偏差,为精准地确定北阿油田的Rc,利用现场设备,选取井口压力、产量或油嘴直径均有很大差别的25 口油井,历时3个月的现场测试,对所有数据进行统计分析后,最终确定该油田Rc为0.532.在全油田范围内剔除Rc大于0.532的13 口井,对剩余的41 口井使用不同的气液两相嘴流模型进行综合评价.结果表明,运用Achong模型计算产能的平均相对误差为13.26%,平均绝对误差为15.12%,相关系数为85.54%,综合评定系数为0.86,相比其他模型更符合油田的生产特征,对合理选择该油田油嘴直径、完成日产指标及延长油井自喷期提供了理论依据,同时对其他类似油田也具有一定的借鉴和指导意义. 相似文献