低液量水平管气液分层流摩阻压降的计算

在大型多相流试验环道上进行了空气-水、空气-HVIW150基础油试验,对水平管低液量气液分层流的流动特性进行了研究.选取了ARS模型作为界面形状模型,同时以动量平衡方程为基础,求解了气液两相流的摩阻压降,并将模型预测值与试验所测的摩阻压降作了比较分析,得出了分层流摩阻压降变化的一些规律,在低液量的分层流动中推荐采用ARS界面模型.     

气液两相流瞬变流数值模拟研究

根据双流体模型建立了气液两相流瞬态水力学模型,对数学模型进行了特征化分析,利用模型方程的特征值和左特征向量将偏微分方程组转化为常微分方程组。以预估-校正法为基础,采用差分特征线算法进行数值求解,并编制了相应的程序。在大型多相流试验环道上进行了气量快速增加和减小的试验,计算值与试验值的比较结果表明,算法的收敛性和稳定性很好,程序较好地预测了气相流量瞬变过程中的压力和含气率的变化,能够分析瞬态流动过程中各参数的变化。     

煤层气采气管道压降特性试验

煤层气的排采特性决定了进入采气管道的煤层气同时含有水和粉尘等颗粒杂质,气体在流动过程中的压降损失势必受到水和固体颗粒的影响。为此,利用试验环道模拟煤层气集输管道多相介质的流动特点,试验研究了气液两相和气固两相流动的压降特性,得出如下结论：煤层气采气管道气体流速应控制在4～8m/s范围内,并应适当采取清管等措施,减少固相沉积物;采气管道水力计算可以忽略固体颗粒的影响而采用气液两相压降计算方法。（图6,参7）     

小口径海底管道水力清管工艺

管径小于102 mm的小口径海底管道的清管施工是一项难度较高的工程作业,对于此类小口径管道,当采用传统通球清管作业时,清管球卡堵的风险与大口径管道相比要高出很多。对内径为40.6 mm的钢管与软管组合连接的小口径管道内的杂质类型及粒径进行分析,并研究其在管道内的启动情况,通过计算选取合适的清管液流动速度并进行现场实际验证,采用3倍以上管道内杂质沉降速度的清管液流速带动管道内杂质的水力清管方式能够将小口径管道内的杂质进行有效清理。因此,在不采用清管球的条件下采用合适流速的清管液进行管道内杂质清理的方式,可以应用于单一材质小口径管道和不同材质管道连接的小口径管道中,从而规避通球清管作业的卡球风险,在清理效果相同的情况下,提高了作业效率,降低了施工成本。     

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。     

多相流管道输量突增的瞬态效应试验研究

在大型多相流环道上进行了液量增加的瞬态试验，讨论了试验中的瞬态效应。当液相流量快速增加后，压力波首先传播到管道各点，压力发生扰动，一般时间后空隙传播到各点，压力快速上升。压力快速变化向下游的传播速度等于空隙波的波速。在段塞流时，空隙波波速等于液塞运动速度，在分层流时，空隙波波速等于液体实际流速；在气团流时，空隙波波速等于气液混合物的速度。差压的变化较为复杂，在不同流型和液量下的变化不同。     

预测水平管-气液两相环状流液膜分布的简化模型

对环状流切向动量方程进行了化简,忽略了二次流引起的剪切应力、静压梯度,同时不考虑液相夹带的影响,得到一个简化的水平管环状流液膜分布模型。在测试段直径为40mm的两相流实验环道上进行了试验,采用新型电容探针测量了与管底部夹角分别为0°,45°,90°,135°,180°共5个周向位置处的液膜厚度。模型预测值与试验结果和文献数据相符。与传统预测方法相比,该模型只需要气液相流量作为输入参数,从而大大简化了运算。     

气相流量变化过程瞬态压力特性的试验研究

气液混输管道中常常出现由气相流量变化引起的瞬态过程，在接近现场管道的多相流环道上进行了气量变化的瞬态试验，讨论了瞬态压力特性。当气量突变后，压力波向下游传播，各点依次发生变化，变化趋势相同，而压力最大变化值沿线衰减，压力变化速率也递减。当突然增加气相流量时，管道压力突增，其峰值超过最终稳态压力值，在峰值附近有一段时间压力基本不变，随后压力降低，向终稳态发展，而突然减小气量，变化方向则相反。气量减小的瞬态过程时间长于气量增加的瞬态过程时间。小液量和大液量工况下的瞬态压力变化有所不同，两种情况下的过冲量沿线变化趋势相反。     

气液两相间歇流流型下的蜡沉积规律

利用多相流动蜡沉积试验环道,以高含蜡量原油为试验介质,对气液两相流的蜡沉积规律开展试验研究,得到间歇流流型下蜡沉积层厚度随液相折算速度、气相折算速度和间歇频率等流型影响因素的变化规律。结果表明：在间歇流流型中,蜡沉积物在管壁环向分布较为均匀。当液相折算速度恒定,平均蜡沉积层厚度随气相折算速度的增大而减小。若气相折算速度保持恒定,液相折算速度较低时,平均蜡沉积层厚度随液相折算速度的增大而增大;液相折算速度较高时,平均蜡沉积层厚度随液相折算速度的增大而减小。若气相折算速度相同,段塞频率随液相折算速度的增大而显著增大,导致平均蜡沉积层厚度呈现减小趋势。研究结果为建立气液两相流动蜡沉积动力学模型奠定了基础。（图6,参6）     

多相流管道声波泄漏检测技术北大核心

目前,油气混输系统中多相流技术的工程应用日益增多,而多相流管道的安全问题相比单相介质管道复杂很多。基于声波传感技术具有频率范围宽、传播距离长、易识别等优点,将声波传感技术应用于多相流介质两相流管道。通过泄漏前后动态压力信号最大均值和最大均方值波动值变化,判断流型、流量、泄漏方位、泄漏孔径这几种因素变化对泄漏信号的影响。通过理论分析建立了分层光滑流、分层波浪流、段塞流稳定流动过程中动态压力波动幅值与气液流量关系模型,用于确定各流型下稳定流动背景噪声幅值波动,为气液两相流管道泄漏声波检测技术的实现奠定了基础。     

跨国长输天然气管道清管作业特点

清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要作业,可保证管道的安全运行和输气效率。跨国天然气管道的清管作业不同于常规清管作业,其具有一定的复杂性和特殊性。介绍了中亚天然气管道在清管站设置、清管站工艺、清管器选型等方面与国内一般管道的不同之处,并以中亚天然气管道清管作业为例,对中亚天然气管道乌国段的清管工艺特点和清管经验以及跨国段管道清管作业的特点和关键要点进行了总结和解析,以期为后续跨国长输天然气管道的清管作业提供帮助。     

湿气管道清管周期确定方法的适应性分析

湿气管道在实际运行中,需要基于某些方法确定清管周期,以保证管输效率。为研究国内常用清管周期确定方法的适应性,对最小输气效率法、最大允许压降法、最大积液量法存在的不足进行剖析,并基于2条实际管道,重点研究了清管后管线输送效率和积液量的变化规律。结果表明:当利用最大积液量法时,决定清管周期的关键因素是清管液塞量而不是管内积液量;通过静态积液量确定清管周期的做法具有一定的局限性;当管道输送量较大时,利用最小输气效率法和最大允许积液量法得到的清管周期均为无限大,无法有效应用;对于实际管道,无论是最小输气效率法还是最大积液量法,得到的清管周期都过于短暂,不能用于指导现场清管周期的确定。     

天然气管道清管作业风险分析及应对措施

天然气长输管道需要定期清管,以保证管道安全平稳运行。由于天然气自身易燃易爆的性质以及天然气管道运行压力较高等原因,清管作业存在许多风险。基于国内长距离输气管道的清管作业经验,概述了天然气管道清管过程中可能存在的各种风险,包括清管器卡堵和窜气、盲板操作风险、阀门泄漏、硫化物自燃、天然气爆炸、环境污染等,针对各种风险提出了应对措施。为确保清管作业安全,需要收发球现场各工作小组、沿线阀室、各监听点积极配合。     

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。     

海底油气管道多相流动中的若干技术

分析了海底混输管道多相流动中的若干关键技术问题,这些技术问题是,天然气凝析液输送技术、油水(稠油/水)输送、油气水三相流动规律的研究现状及存在问题;海底管道流动保障技术(气体水合物、结蜡等固态物控制)、海洋立管中严重段塞的形成和控制方法、天然气/凝析液清管技术、多相计量和增压设备和技术等。指出了在对多相管流研究的基础上,以流动安全技术作保障,应用先进的多相计量和增压设备,采用高度自动化控制系统,建设长距离、大口径、高压力油气混输管道,可以为我国的海洋油气田向更深水海域发展提供技术支持。     

深水油气管道再启动过程模拟计算

为了研究深水油气管道再启动过程的多相流动和传热规律,结合传热学和多相流理论,建立了深水管道再启动过程数学模型,给出了模型的定解条件和求解方法;利用该模型,仿真模拟了深水管道再启动过程中温度和压力等参数的变化规律;在此基础上对水合物的生成情况进行预测并分析参数敏感性。研究表明：启动流量、绝热层的导热系数和厚度可以明显改变管内流体的温度分布,且启动流量越大、绝热层导热系数越小、厚度越大、管内流体温度越高,生成水合物的风险越小。研究结论可为深水油气管道再启动的安全进行提供理论指导。     

新建天然气管道的除水与干燥技术

综述了当前新建天然气管道的各种除水和干燥技术。举例介绍了适合距离较长的管道一次性完成除水使用的两类除水清管列车及其技术细节，以及适用于较短距离管道（段）除水使用的分多次单发清管器的除水方法和除水技术要点。分别对目前最常用的真空干燥法、干空气吹扫干燥法和甲醇扫线干燥法的原理、工艺、技术要点、优点和缺点等进行了论述。提出了涩宁兰管道选用干空气吹扫法干燥的建议，并对某管段干燥需要的时间进行了预测。     

轮库输油管道通球试压

根据轮库输油管道建设的特殊施工条件,介绍了这条管道通球扫线及试压的方法和过程,对试压爆管的原因进行了分析,指出钢管的制造质量必须进一步提高,直焊缝的冲击韧性有待加强。同时认为,这次通球试压、抢修施工的组织工作比较完善,为使管道在预定日期投产起到了重要作用。     

大落差天然气管道安全清管工艺条件

大落差地区的天然气管道清管时,受地形起伏和管道积液量的影响,清管器的运行速度容易发生剧烈波动;清管器与管道在弯头处碰撞,形成冲击载荷,威胁管道运行安全。以中缅天然气管道龙陵输气站至保山输气站大落差管段为例,基于管道仿真技术,分析清管器最大运行速度与管道压力、输量、积液量之间的关系,指出积液量是影响清管器最大运行速度的主导因素;确定管道应力不超过管材许用应力条件下的清管器最大允许运行速度,以及与之相对应的最大允许积液量;将积液量与管道输量、两端压差关联,提出由管道输量和压差所表征的管道安全清管工艺条件,为判断大落差天然气管道安全清管条件提供了可靠、实用的方法。     

清管作业对低输量原油管道稳定性的影响

针对清管器在含蜡原油管道中的受力情况建立了清管模型,通过采用四阶龙格-库塔方法和VC 编制程序清管模型进行的数值计算及求解,得到了清管器在含蜡原油管道中的运行规律。根据清管作业时管道各运行参数的变化曲线,分析了清管对低输量管道运行稳定性的影响,并提出了相应的清管安全措施,为解决低输量原油管道清管时的实际问题提供了理论参考。