煤层气地面集输管道积液预判分析

由于煤层气地层压力低,整个地面集输系统需采取低压集气方案,因此地面集输管线中压降尤为重要。管道积液是管线压降不可忽视的因素,结合煤层气集输管线中低压力、低液量、高流速的流动特点,选择倾斜管段中Beggs-Brill气液两相流关系式,对地面起伏管线中的持液率进行分析。通过计算不同管径、不同产水量工况下管线中的流型变化及持液率变化,预判管线积液情况,指导煤层气管线排液设计,这对煤层气地面集输设计及生产运行管理具有实质性参考意义。     

起伏湿气管路持液率和压降计算模型

湿气集输管道在天然气开发中发挥着重要作用,如果湿气管道内存在积液,会导致能耗增加、腐蚀加剧和生成水合物等问题,但目前尚没有一个瞬态两相流模型能够准确地计算起伏湿气管道中的积液和压降规律。在已有的两相流双流体模型基础上,基于连续性方程和动量方程,建立了一种新的适用于起伏管路的瞬态两相流理论模型,并利用数值方法通过编制MATLAB程序实现对起伏湿气管道中持液率及压降等的计算。利用普光气田现场湿气集输管道的运行数据对模型进行了验证,并与多相流软件OLGA的模拟计算结果进行了对比。验证结果证明所建立的模型计算精度较高,持液率和压降的相对误差分别为±15%、±5.5%,可以应用于起伏湿气管道两相流的模拟。     

湿气输送管线压降计算的公式选择及影响因素

海底湿气输送管线在输送过程中,由于沿程温度的降低,可能有少量液态烃析出,因此这类管线需按混输管线来选择流型系统。湿气输送管线压降的计算是影响平台工艺输送方案、优化管径的主要因素之一,选择适合的计算模型是解决问题的关键。对于海底湿气输送管线的工艺计算,关键是流型、滞液量以及摩阻压降公式的选择。采用Pipeflo软件进行计算,目前认为选择Tailer & Dukler流型模式,管内滞液量采用Eaton公式,压降计算采用Oliemans(1987)计算,其结果较接近实际情况。     

起伏管气液两相携液能力的试验研究

为了研究气田中地面起伏管线的输送特性，采用室内模拟试验与数值模拟相结合的方法，研究管线积液情况和气量、液量和倾斜角等因素的影响规律。通过倾斜管线气液多相流室内模拟试验测量了不同气量、液量和倾斜角下的压降和携液量，发现压降和携液量随气量、液量的增加显著增大。当气量在35～70 m³/h时，由于管内形成了段塞流，携液量波动较为明显。起伏管线的沿程持液率模拟显示，积液主要位于凹陷段和上倾段，且随着气量增大，逐渐向上倾段偏移。当倾斜角增加时，上倾段的持液率不断下降然后上升，在6°时具有最小值，压降则随角度线性增大。基于试验数据和马克赫杰-布里尔计算方法，建立了起伏管路上倾段的持液率预测公式，误差低于5%。研究结果可为集输管线的防积液工艺参数优化提供参考。     

煤层气集输管道持液率影响因素及排液点优选

煤层气开采压力低、产量小,且常含有大量液态水,集输管道上坡段容易产生管道积液,使得摩阻增大并出现段塞流,引起压力骤降,不利于集输管道安全运行。本文利用模拟软件OLGA分析入口流量、管径、气液比和出口压力对煤层气集输管道持液率的影响,得到了煤层气集输管道各管段持液率分布规律,并进一步比较了基于管道持液率、流型、压降和排液点个数的4种排液点设置方案。结果表明,煤层气集输管道压力骤降段均出现在上坡段,出口压力对管道持液率影响最为显著,入口流量和气液比对管道持液率影响规律相似,不同管径下管道持液率在流动方向上的分布也具有一定的相似性;设置排液点后,管道持液率明显下降,管道积液情况得到改善,且方案比较表明,当排液点设置在管段低洼处时,管道持液率最低,且各管段均无段塞流出现,管道压降最小。     

油田伴生气管线清管模型研究

文章建立的油田伴生气管线清管模型详细说明了如何计算清管始发站输气压力、沿程压降和清管器与管壁摩擦引起的压降。其中沿程压降的计算采用组合水力学模型（Dukler-Eaton-Flanigan），即用Eaton法计算截面含液率,用duklerⅡ法计算水平管路压降,用Flanigan法计算管路起伏的附加压降。最后对某条伴生气管线应用此模型，通过计算很容易判断始发站输气压力是否满足清管要求，同时分析了气液比对清管的影响，说明该模型符合实际，有较强的工程实用性，对伴生气管线的运行管理具有重要意义。     

本期导读

正研究探讨RESEARCHDISCUSSION湿气集输管道在天然气开发中发挥着重要作用,如果湿气管道内存在积液,会导致能耗增加、腐蚀加剧和生成水合物等问题,但目前尚没有一个瞬态两相流模型能够准确地计算起伏湿气管道中的积液和压降规律。"起伏湿气管路持液率和压降计算模型"一文,在已有的两相流双流体模型基础上,基于连续性方程和动量方程,建立了一种新的适用于起伏管路的瞬态两相流理论模型,并利用数值方法通过编     

对Beggs＆Brill相关式的改进

Ｂｅｇｇｓ＆Ｂｒｉｌｌ相关式只能预测水平管线的流型;Ｍｕｋｅｒｊｅｅ＆Ｂｒｉｌｌ经验相关式,可进行倾斜上管路的流型判别。Ｂｅｇｇｓ＆Ｂｒｉｌｌ相关 计算下坡流动时,持液率偏大,压力回收过大,导致计算的压降值过小。在下坡管路可采用三种改进方法;（１）在下坡管路中略压力回收;（２）只考虑气体的压力回收;（３）由于在下坡管段内的 型常为分层流,可采用１９９０年Ｘｉａｏ等人的分层流醛为计算分层流的持液率和     

高气液比气井井底流压计算方法研究

为解决高气液比气井井筒温度分布和压力计算精度低、计算方法可用性差的问题,运用热力学、传热学以及两相流理论,对气井稳定连续生产时的流动特征和传热过程进行分析,采用Beggs和Brill普适化相关式,结合Kelessidis和Dukler流型判别方法及温度分布计算模型,建立高气液比气井井底流压计算模型并针对新疆一口气井进行求解。在高气液比情况下,计算得到的温度分布及井底流压与油田现场测试数据对比,平均相对误差仅为3%,表明了文中的温度模型以及压力计算方法具有较高的精确性。模型计算所需参数容易得到,具有较好的实用性,可大面积推广应用。     

地形对煤层气集输管线水力计算的影响

根据现有输气管线计算公式,分别建立高程差及地形起伏对煤层气集输管线流量、管径、管长以及终点压力影响的数学模型.通过数值计算,研究地形对煤层气集输管线水力计算各参数的影响.当各起伏管段或直管段高程差小于200 m时,地形对集输管线的流量、管径和管长的影响都很小,可忽略.在其他条件相同的情况下,高程差为100m的直管线终点压力会降低5％以上,且高程差越大,压降受到的影响越大,建议在计算压降时,当起点、终点高程差大于100m就应考虑高程差的影响.在地形起伏地区,管线的起伏高程差是影响各参数的主要原因,其中管线压降受到的影响最为明显.     

地形起伏对凝析气集输管道工况的影响

地形起伏不均是造成凝析气单管气液混输管道生产不稳定的一个重要因素。为了了解地形起伏对凝析气单管气液混输管内流体压力、温度、持液率、持液量、流体流型、天然气水合物形成情况等的具体影响,借助于PIPEPHASE工艺流程模拟软件,选用由组分热物性模型、BWRST状态方程及MBE水力学模型共同构成的经验组合模型,以某凝析气田的一个集输管网系统为研究对象,模拟计算和分析了不同程度地形起伏下凝析气管网运行工况的变化情况。分析结果表明,管内流体压力、持液率的波动幅度以及管路总压降均随着地形起伏程度的增加而增大,但管路沿程温降和总持液量受地形起伏的影响较小;此外,地形起伏还容易导致管内流体流型出现不稳定情况,也易使管内形成天然气水合物,且地形起伏程度越大,天然气水合物生成的可能性就越大。该分析结果对地形起伏地区凝析气集输管道的工艺设计和生产运行管理具有一定的指导作用。     

天然气泄漏燃烧对管道钢管性能影响研究

天然气集输站场小间距并行管道如果发生泄漏,可燃气体扩散受管道布局影响,在管道附近积聚,点燃后产生的喷射火焰将严重影响周边管道和设备的运行安全。针对集输站场并行管道小间距架空敷设的特点,建立泄漏扩散模型,模拟分析并行管道的喷射火焰高温覆盖范围,以此研究钢管理化性能的变化规律。研究结果表明,在天然气向平面喷射的情况下被点燃后,当管道间距不超过2 m时,泄漏点周围30 m的空间可产生1000 K以上的高温,从而使该高温范围内的钢管发生软化、组织相变,并出现附加内应力及裂纹等。建议集输站场内并行天然气管道的间距应大于2 m,并采用埋地铺设管道,以利用土壤进行火灾爆炸防护。     

长北气田集输干线清管研究

长北气田地面建设工程中气田集输采用丛式井及气液混输工艺,集输管道内持液量较大且中央处理厂(CPF)内无段塞流捕集器,集输干线清管操作风险较大。为保证集输系统的安全,有必要对集输干线的清管进行研究。实际清管前采用两相流模拟软件OLGA进行清管段塞液量的模拟,制定详细清管操作方案。将2009年6月长北气田集输北干线的实际清管操作数据与软件模拟结果进行对比,对清管方法提出合理化建议。针对长北气田集输系统的实际情况,采用非常规清管方法对集输管线进行清管有利于降低操作风险。     

基于有限元法的大落差管段清管冲击分析

“川气东送”管道全长约2 200 km,沿线地形地貌复杂,多处形成大落差起伏,最大坡度达60°,给管道清管作业带来一定的困难和风险。为此,针对大落差管段建立了清管动力学有限元模型,在给定清管器进入管道时的初始运行速度、管道内压等作业参数的条件下,采用ABAQUS有限元分析软件分析了橡胶清管球在大落差管段清管时的运行规律以及清管器通过时管道的振动情况,研究了清管器冲击时的管道应力变化与清管器速度及管道内压的变化关系,评估了大落差管段清管时的安全性。结果表明：①橡胶清管器清管作业时,管道内部的输送压力对大落差管段的冲击载荷影响明显,管道最大应力会随着管道内压的增大而增大;②清管器的速度对冲击应力的影响不大,基本呈增长趋势,变化范围在7 MPa之内;③清管器通过时管道发生明显振动,通过后管道恢复原状;④为保证清管器顺利通过大落差管段,增大了清管器两端压差,此时清管器速度表现为增长趋势。     

深水油气管线天然气水合物生成条件预测方法及应用

在深水油气田开发中,为了有效防止天然气水合物的生成,迫切需要对天然气水合物生成条件进行准确预测。为此,根据深水环境压力高和多温度梯度的特点,应用气液两相流理论与传热学原理建立了适用于深水油气管线的温度预测模型;在现有实验数据的基础上,对5种天然气水合物预测方法进行了对比优选,结合Beggs-Brill方法建立了预测深水油气管线天然气水合物生成条件的模型,并编制了相应的计算程序。实例研究结果表明,管线流量越大、绝热材料导热系数越小、绝热层厚度越大、停产时间越短时,天然气水合物的生成区域就越小。该模型可用于制订合理的管线流量指标、选择恰当的管线保温材料和准确计算无接触时间,对深水油气田的安全生产提供了技术支持。     

排水采气井油管和环空两相流压降优化模型

根据川西南威远气田大水量气井现场测试数据,建立了举升油管和油套环空气液两相流压降优化模型.将油管内的持液率模化为气相、液相无因次速度和液相无因次粘度的函数;环空流动的持液率模化为气相与液相折算速度、密度和粘度三个相对量的函数.以最小计算压降与实测值的平均绝对误差作为目标函数,优化持液率关系式的参数值和管壁粗糙度修正系数.经综合评价表明,对于大水量气井条件下,新模型的计算结果与现场数据十分吻合,其性能明显优于所比较的5个常用经验相关式.文中还对此模型进行了水气比敏感性分析.     

The Investigation of Vertical Wells' Optimum Two-phase Flow Empirical Correlation for the Ab-Teymour Reservoir

Abstract

There are different procedures for predicting pressure drop in two-phase flow pipelines. However, for each reservoir one or two correlations or mechanistic models give more accurate results. The authors investigated various correlations and mechanistic models in order to match fluid pressure losses considering all parameters such as friction, liquid holdup, superficial velocities, densities, viscosities, and interfacial tension. Commercial software, Pipesim, was used to simulate the fluid pressure losses. Drift flux modeling for predicting pressure profile was also investigated. A program for calculating pressure drops and average deviation of calculated pressures using this drift flux model was developed and the results were compared with other correlations.     

苏里格气田集输管道段塞流的动态预测

苏里格气田地面环境恶劣,由于地形起伏变化较大,在集输管道中极易形成段塞流,造成管路的不稳定振动。如何准确预测管道系统段塞流的形成对高效开发苏里格气田具有非常重要的意义。现采用TACITE软件对苏-10井区集气阀组管道的正常投产和通球情况下的段塞流进行预测,并采用PIPEFLO软件对其结果进行验证,结果表明：TACITE计算结果比PIPEFLO计算结果较保守。经预测,在苏-10井区由于地形变化大产生了地形段塞流,流体在流动过程中流型等流动特性发生了变化。流体经上凹肘部时会产生段塞积液,引起不稳定的振动现象,导致液体出流;流体经上凸肘部时,由于流动特性变化,段塞流可能存在或消失。在通球过程中,由于清管器的运行,使管道各点出现超高压力值,应引起注意。