复杂地表气田集输管道的泡沫排液技术

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。     

顺北油气田集输管网气液混输特性模拟

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）     

起伏湿气管道持液率分布规律及临界倾角模型

起伏湿气管道在实际运行过程中,管道低洼处和上坡段容易形成积液,从而造成管输效率降低、管道压降增大、水合物生成、形成段塞流以及管道内腐蚀加剧等一系列问题,为此,对地形起伏湿天然气管道的积液规律进行分析。以某集气站集输管道为例,探究了地形起伏湿天然气管道沿线的液体分布情况,针对管内气体流速、管道倾角等因素对管道持液率的影响进行敏感性分析,得到该起伏湿气管道的积液规律以及某流量工况下管道不出现积液现象的临界管道倾角,并基于此建立了气体流速、管道倾角以及持液率之间的预测数学模型,将模型计算结果与软件模拟结果进行了对比分析,验证了预测模型的准确性。预测模型为湿气管道实际运行过程中的积液控制与安全运行提供了理论依据。     

多起伏地形下油气混输管道的水力特性

油气混输与单相输送的水力特性因油气之间的滑脱有很大的不同,多起伏管道表现得更为明显。塔里木油田塔中401计量站至塔中四联合站输送管道(塔四联管道)累计起伏高度超过300m,起伏地形造成油气混输非常困难。利用多相流动态模拟软件OLGA对这种工况进行了动态模拟计算和分析,研究了影响管道混输的几个主要因素,并以管道混输启动参数对计算结果进行了验证。     

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）     

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。     

油气混输管道中的波动现象

研究表明,在油气混输管道中,由于气液两相物性的差异和气液相间相互作用等原因,以及在管道停输、启动过程、段塞流动、清管、入口液量的瞬态变化等不稳定操作工况下,都伴随着不同的波动现象.气液多相管流中的波动现象,可分为密度波、压力波、界面波3种.不同性质波的存在加快了流体流动,增强了界面间能量和动量传递,使得两相流的传热、传质及流型都发生很大变化.同时,巨大的压力波动对管道及其下游处理设备带来一定的安全隐患.分析了气液两相流中密度波、压力波、界面波的研究进展,旨在为进一步研究油气混输管道瞬变流动提供理论借鉴.     

混相输送技术与应用

就国内外多相流管道的建设、混输管道流动规律、多相计量技术、多相增压技术、富气输送技术及固态生成物问题等方面的现状和应用情况进行了叙述。目前混相输送技术发展的总趋势是：建设长距离、大口径、高压力混输管道；应用先进的多相增压和计量设备；系统采用高度自动化控制；向深水海域和沙漠深处发展。     

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.     

多相流管道温降公式的推导

多相管流温降计算是压降计算的基础,其对加热器的设计和对了解气液相平衡等都具有重要的意义,多相流混输管道的温降计算和单相气体或明显不同,温降计算相当复杂,气液混合物不仅要通过管壁向外界散热,而且气液之间还存在质量交换和能量交换,根据能量守恒原理,既考虑天然气的焦耳－汤姆逊效应,又考虑了液体的摩擦生热,推导了计算多相管流温降的理论公式,在考虑管道起伏对温降的影响后,将液体持液率代替质量含气率计算混合物的比热,公式的精度更高。     

地面起伏湿气集输管道涡流排液数值模拟及试验

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。     

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。     

基于两相流模型的直井动态排积液方法研究——以大牛地气田为例

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。     

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.     

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）     

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。     

长距离油,气,水管道混输系统

在海洋油田的开发中，若在海上建立多个开采处理平台，来处理井液（含油、气、水）是极不经济的，于是提出了多相流的管道输送问题，即将末处理的井液输送到岸上，然后进行处理。国外多相流管道混输技术成功地应用于海洋油田的开发，这项技术也可引入荒漠油田及滩涂油田的开发。     

含CO_2油水混输管道内腐蚀仿真研究

CO2驱油、注水采油以及油水混输技术的应用,虽然节省了投资成本,但增加了油水混输管道CO2腐蚀失效的安全隐患。应用全瞬态多相流软件OLGA,将油水多相流模拟与CO2腐蚀预测数值仿真相结合,研究了立管角度、立管高度、入口温度、处理量、Cl-浓度、HCO3-浓度以及缓蚀剂MEG浓度对含CO2油水混输管道内腐蚀的影响。结果表明:在某些极端开发条件下,立管底部是腐蚀失效高风险点,需要提高立管底部腐蚀裕量;Cl-、缓蚀剂MEG浓度对油水混输管道内腐蚀速率的影响趋势相似,均存在浓度临界值,一旦超过该值,其对腐蚀速率的影响趋势将发生显著变化。     

多相混输管道水合物流动的LedaFlow软件模拟

为了深入探讨多相管道混输体系水合物浆液输送技术,采用LedaFlow软件进行抑制剂注入和水合物浆液多相混输的模拟计算。利用软件的参数优化模块计算最佳抑制剂注入量;利用软件水合物输送模块进行水合物浆液输送模拟计算。根据模拟计算结果,分析管内水合物浆液流动规律,初步探索LedaFlow软件在水合物浆液流动安全保障中的应用,以期为天然气凝析液管道的水合物流动安全保障提供参考。     

改进的段塞流特性参数理论计算模型

段塞流特性参数的计算是油气混输管道工艺计算的基础。诸多研究成果表明，用平衡液膜简化法计算段塞流流动参数，其计算结果明显比试验数据的偏差大。在液膜高度渐变物理模型的基础上，用两相流水力学方程，推导了一个段塞流液膜区完全耦合的流动参数计算模型。在计算液塞区参数时，采用了一组综合流体物性、倾角、管径等因素的经验计算式，其中部分关系式经过Tulsa大学TUFFP数据资料分析，与现有半经验半理论的计算式相比，统计误差较小，准确度较高。利用改进的计算模型对某油田一段混输管道的段塞流特性参数进行了预测。