油气两相混输的稳态计算程序——STPHD

详细介绍了我国自行开发研制的管路两相混输稳态计算程序－－ＳＴＰＨＤ的设计思路，计算步骤、特点和功能。能动地试验管路的计算产和试验值相比较表明，该软件在油气两相流的流动特性模拟方面具有足够的计算精度，它能正确反映管路中压降、温降的变化趋势并能对段塞流的流动特性进行详细的预测，因而可为油气混输管线的正确设计、动力设备的选型、管路终端处理设备的设计以及实际安全经济运行提供必要依据。     

油气混输段塞流捕集器的现场应用

胜利油田海上平台主要采用油气混输上岸集输工艺达到回收海上平台采出的天然气和降低工程投资的目的。埕北30潜山油藏油气储量丰富，通过技术经济对比分析，其油气集输工艺确定采用油气混输上岸方式，在陆上建设海五联合站。但埕北30油气集输海管立管较高、液气比大，上岸油气混输管线末端极易出现段塞流。段塞流的产生使多相管流出现不稳定振动，会造成管路压降急剧增大。影响站内正常生产和安全，危害极大，段塞流捕集器是解决该问题的关键殴备。为确保海五联安全生产，降低工程投资，在研究混输管线瞬变流动规律的基础上。建，范了捕集器系统的优化数学模型，编制了捕集器优化设计动态模拟软件，结合胜利埕岛CB30油田上岸混输管线生产工艺参数，研制设计了段塞流捕集器并在海五联进行了生产应用。     

水平管油气水三相流压降特性实验研究

为了深入了解水平管内油气水三相流的流动特性并准确预测流动过程中的压降变化,以白油、自来水和空气为实验介质,在多相流实验平台上进行了油气水三相流流动实验研究。对实验过程中出现的流型进行整理,将水平管内油气水三相流的流型划分为分层流、泡状流、间歇流(段塞流和弹状流)和环状流。基于Chishlom的压降关联式,重新定义了关联参数C,并提出了适用于水平管油气水三相流的压降预测关联式。通过与实验测量压降比较可知,改进的压降预测关联式能较好地预测水平管内的油气水三相流压降,可以作为水平管油气水三相流摩擦压降计算的通用关系式。     

小断块油田集输系统混输管道压降预测方法比较

1．混输管道压降预测方法简介 油田油气集输管线内流体绝大多数流动状态都是油气水多相流动，由于混输过程中流动状态多变，形成流动阻力的规律复杂，目前尚无成熟的、公认的理论计算公式来计算混输管路的压降。一般是由室内试验或生产管线获得的经验、半经验公式进行计算，这些公式只有在一定条件、一定范围内才能获得满意的结果。各油田混输管道压降计算实际应用的方法大多米自设计规范的推荐：     

水平管油气水三相段塞流压降预测模型

油气水三相流动条件下,油水混合物黏度不但受油黏度、水黏度及含水率的影响,还与流动状态密切相关,缺乏可靠的黏度预测方程是导致段塞流压降预测精度不高的重要原因。为此建立了油气两相段塞流压降方程,并与油水混合物黏度预测模型融合,在油气水多相流实验环道上进行了实验验证,为提高油气水三相流压降预测精度提供了新的途径。     

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。     

地形起伏多相管流工艺计算简化方法研究

长度平均简化法和压力分布简化法都可用来进行地形起伏多相管流的工艺计算。长度平均简化法比压力分布简化法计算简单，占用机时少。起伏管路的压降比对应水平管路的压降变化大。管线起伏对压降的影响比温降大。起伏管路的温降曲线和单相流体相似。     

水平多相混输管线的稳态计算

利用数值化的方法对多相混输管线进行模拟,可以正确反映管路中的压降及流动参数的变化,从而为油气混输管线的正确设计、动力设备的选型、管路终端处理设备的设计以及安全经济运行提供必要的依据。本文对用于瞬态模拟的漂移流模型和无压波模型进行简化,并将简化模型应用于稳态计算,通过实例计算,将简化模型模拟结果与经验公式和常用计算软件计算结果进行了对比。结果表明,与经验相关式相比,简化模型能更好地模拟多相混输管线的稳态状况。     

油气混输管流中压降和持液率的影响因素分析

压降和持液率的计算在多相管流工艺计算中占有重要的地位，一般说来，影响压降的主要因素有温度、管径、管路粗糙度、气液相流量等；影响持液率的因素主要有压力、管径、气液相流量等。针对低粘油品用不同的计算模型，编制了计算压降和持液率的软件并进行了计算，结合具体的算例对压降和持液率的影响因素进行了分析。     

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混输管路清管操作实验和理论的研究对混输管线的设计及生产管理具有重要意义。为研究混输管路清管工况下的变化规律，建立了长380米、管径80毫米的混输清管实验管道，利用水和空气为试验介质，得到了混输管路清管过程清管器运行时间和运行速度变化规律，并得到了通过清管球压降的计算关系武。针对水平管路，建立了清管模拟的数学模型，编制了计算软件，用于预测混输管路清管过程中清管时间、清管球运行速度等。软件计算结果与实验数据的吻合较好。     

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凝析气相是多元组分的气体混合物，以饱和烃组分为主，在输送过程中由于沿线温度、压力的变化引起的凝析和反凝析现象显著，这使凝析气的管道输送不同于气体或液体的单相输送，其管输方式可分为气液混输、气液分输。气液两相混输投资少、工期短，但要解决困凝析液的积聚而降低输送能力及液塞处置等技术问题；气液分输是先将凝析气分离，然后将天然气和凝析液分别输送，管内流体均为单相流动，气液分输又可分为双管输送和顺序输送。凝析气的气液混相输送是多相流输送的一种特例。针对东海平湖油气田海底输气管道采用多相流技术输送凝析气的实例，分析了凝析气混相输送管道压降、输量和持液率的关系，并指出了预测管路温度下降值是管路安全运行的必要条件。通过对平湖凝析气管道的运行分析，强调工艺配套是多相流技术成功应用的重要条件。     

气量增加段塞流场中压力波传播特性分析

利用改进后的段塞流跟踪模型,对水平管气量瞬变空气-水段塞流场中的压力波传播特性进行了模拟研究,主要分析了压力波沿管线的变化规律以及入口初始液相流量和气相流量的变化对压力波速的影响,并将模型模拟结果与长380m、内径80mm的大型多相流试验环道上的试验结果进行了比较。结果表明,该模型能够有效地模拟气量瞬变段塞流场中压力波的传播特性;压力波速沿管线具有衰减特性;在气量增加过程中,增压波速沿管线的衰减速率逐渐降低。     

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同常规的垂直井相对比，采用水平井开采能够大幅度增加油气井与油气藏的接触面积，改变油气藏中井筒附近区域的渗流方式，降低渗流阻力，进而可以利用较低的生产压差来实现更高的油气产量。因此对于稠油油气藏、大倾角多层油气藏、天然裂缝油气藏、薄油层油气藏、具有气顶或者底水的油气藏以及海上油气田的开采，水平井技术越来越受到人们的关注。在水平井开采中,井筒沿程有流体不断地流入，使得水平井筒中的流动成为一种沿流动方向质量流量逐渐增加的变质量流动。由于油气藏中复杂的地质条件以及水平井段的流动特点，还会出现油、气、水的多相流动，这就使得水平井段内的流动变得更加复杂。水平井筒变质量流动规律的研究是水平井产能预测、水平井水平段长度优选以及水平井完井设计优化等的基础。文章从物理模拟实验及数学模拟两个方面对水平井筒变质量流动规律的研究方法及原理分别进行了介绍，并阐述了该研究领域所取得的最新进展。     

减阻技术对海洋油气管线中多相流动与传热的影响

在海洋环境中多相流条件下应用减阻技术,可以在相同的管线压力下,有效提高油气输送量。减阻技术影响多相流的摩擦阻力、持液率和界面现象,可使多相流的的减阻率最高达到60%以上,可减少多相流体与管壁间的传热;某些情况下,减阻技术还能够改变多相流的流型、抑制剧烈弹状流,改善油气输送系统的运行工况。     

海底多相流混输管道压降计算主要影响因素分析

以我国海洋油气开发工程为例,以黑油物理模型为基础,利用PIPERFLO软件,分析了不同压降计算模型、起输温度、气体流量及总传热系数(K)对海底多相流混输管道压降计算的影响。用不同压降计算模型得到的混输管道的压降结果相差很大,在设计混输管道时,应根据实际情况选择合适的模型。设计高粘原油混输管道时,应根据油品物性将起输温度控制在适当的范围;设计低粘原油混输管道时,在满足管道终端温度要求条件下,应尽量降低起输温度。海底油气混输管道存在一个最小压降气液比,按此气液比确定高粘原油混输管道的气体输量,可降低管输原油粘度,从而减小管道压降。对海底多相流混输管道应进行一定的敏感性变量分析和结果预测,以保证管道具有一定的抗波动能力。     

油气混输管道的内壁腐蚀

较之单相输送管道，油气温输管道的内壁腐蚀要严重得多。其内壁腐蚀主要是CO2腐蚀和H2S腐蚀。混输管道的腐蚀与流型有关，以段塞流和分层流流型下的腐蚀最具代表性。通常认为，当系统中CO2分压超过20kPa时，该烃类流体是具有腐蚀性的，且CO2腐蚀速度与CO2分压的0．67次幕成正比；当合H2S的天然气输送系统的总压大于0．448MPa、H2S分压高于0．34kPa、介质pH值＜6时，将会发生硫化物应力腐蚀开裂。在油田油气集输系统中，允许的CO2浓度可通过腐蚀诺漠图及计算确定；多相流管道管径的确定亦应当考虑腐蚀问题。     

A united model for predicting pressure wave speeds in oil and gas two-phase pipeflows

A pressure wave, caused by unsteady operations such as a shutdown or restart, pigging, slug flow or input flow rate transient changes during an oil–gas pipeline transmission, could cause a safety hazard to the whole pipeline system. Because of the compressibility of the gas phase, the changes of interface between the gas and liquid, the momentum and energy transfer between the two-phase and the single-phase to the wall, all make it complicated for predicting the pressure wave speeds for oil and gas two-phase flow in long-distance pipelines. On the basis of the gas–liquid two-fluid model, this paper analyzes the pressure wave propagation for the two-phase flow. Pressure sources of gas–liquid momentum equations are described as the function of the gas–liquid flow velocities, gas void fraction, void fraction gradient and their differentiations, which make the two-fluid model hyperbolic. With the introduction of virtual mass force, the united model for prediction of the pressure wave speeds has been developed. And the gas–liquid Equations of State (EOS) has also been used in the united model, which can analyze the effects of the different system pressures. Important factors, such as the virtual mass coefficient and the gas void fraction, are also discussed. The developed model fits well with the experimental data, and can be used to predict wave speeds for different flow patterns, such as stratified flow, dispersed bubble flow and slug flow.     

气液混输管道管式段塞流捕集器设计原理及实践

段塞流是气液混输管道中一种常见的流型流态,对下游设备的压力波动影响极大。从段塞流的动力特性出发,分析了段塞流的物理特性和国外管式段塞流捕集器的结构特点和分离原理,建立了一套管式段塞流捕集器主要参数的设计计算数学模型,对主要设计参数进行了敏感性分析,得出规律性认识并给出设计案例。对研究管式段塞流捕集器的设计方法和优化凝析气田地面工艺流程有积极意义。     

高含硫气液混输管道在清管工况下的瞬态流动规律及优化设计

针对目前对高含硫气液混输管道清管工况瞬态流动规律认识不足,导致管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸不好确定的问题,以某高含硫气田为例,采用数值模拟方法,研究了清管过程中管道起点压力、管道终端排液量等参数的变化规律,分析了管内气相流速与原料气气液比对清管工况的影响,进而提出了高含硫气液混输管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸的优化确定方法:①当管内气相流速介于2~6m/s时,清管中管道起点压力超压现象不明显,清管时宜将管内气相流速控制在此范围内;②当管内气相流速或气液比减小时,清管中管道起点压力峰值和终端排液量均将增大,但不同管道的增大幅度并不一致,管道越长、高程差越大,其增加幅度越大;③在设计阶段,应根据管道运行后期可能会遇到的低管内气相流速与低气液比工况参数来确定管道合理的设计压力与段塞流捕集器尺寸。该成果可为高含硫气液混输管道的优化设计与清管操作提供依据。     

评价铅直气液两相管流的压差计算方法

本义研究了大庆油田500井次的自喷油井实测生产资料,检验和评价了丹斯-若斯等八种铅直气液两相管流的压差计算方法.结果表明,在不同含水率和不同生产油气比的情况下,以奥齐思泽斯基的方法最佳.但是在不同的低、中、高含水率及低、中生产油气比下,又各有其最佳的计算方法.例如在低含水率和低生产油气比的情况下,最好采用阻力系数法;在低含水率和中生产油气比的情况下,丹斯-若斯方法最佳;在中含水率和低生产油气比的情况下,阻力系数法最佳;在中含水率和中生产油气比的情况下,流动型态法最佳;在高含水率和低生产油气比的情况下,阿济兹-戈威尔-福格拉锡方法最佳;在高含水率和中生产油气比的情况下,奥齐思泽斯基方法最佳,以上结果可供设计工作者参考.