海底无保温油气混输管道压降计算

将海底输水管道临时改为油气混输无保温管道,由于油气水物理性质的差别,应根据管内流体气、液2相的粘度、密度、界面张力等重新建立压降模型。根据胜利油田20B、20A、251B、CB502平台海底管道的数据及多相流管路压降理论,采用对比分析、数学模拟等方法,建立了贝格斯-布里尔压降模型及海底无保温油气混输管道压降数学模型。分析了包括介质起始温度、气相液相流量、管道内径、倾斜角度多种因素对海底管道压降的影响,为海底管道的设计提供了参考依据。     

油气混输技术的研究及应用

本文对油气混输技术的研究和应用做了一般性阐述，并对今后该项技术的研究和应用提出了几点看法。     

用贝克法计算混输管路压降的程序

本文用曲线族法求出了贝克流型图中的流型分界线方程，编制了用贝克法计算混输管路压降的程序，并通过实例计算取得了较好的效果。     

原油混输管线的压降计算方法分析

文中对大庆炼化公司储运系统的多条集输管线压降进行实测,对多条管线中原油、气、水三相流动的压降变化数据进行分析。根据不同管线的原油含水率不同进行了计算校核,总结出原油混输管线压降变化情况,对推广常温下输送原油混输管线的优化设计具有一定的指导意义。     

复杂地形条件下油气混输技术研究

长庆油田地形复杂,油藏深、渗透率低、区块分散,地势高低起伏,主要生产流程采用螺杆泵进行油、气、水三相混输,由于地形原因流体在管道输送中会出现段塞流,对下游设备造成损害。本文通过模拟分析了长庆油田池46井区管线中流体的流动情况,结合沿线地形,分析流体在输送过程中出现的流型,研究复杂地形条件下的油气混输技术。     

用有限元法计算油气混输管路压降

1.数学模型关一个气液两相流的计算模型繁多，笔者选择了Begsges＆Brillif（以下简称B法）。计O压降时，将油气两相混输的流态分为4大类7种流态：门）分层流：＊’民流；②波流；③环流。（2）间隔流：。h寒流；③段流。（3）分敞流：。l。池流；②雾流。。1）过i）K流。H法是以。｛人杜沈志进行判断和计算的，具体计计治貌如「。l·I两相的富鲁德数N。人中：。，。；—一气流混合流速，m／s；7。，；．一7；。／＋7）。。；。，。；—～液相表现速度，m八；；，。；一液体流挂（l。；／S）增道流通截面积，（fll“）；s，。。一”L千H…     

混输泵油气密闭混输

胜利油田临盘采油厂油气集输系统除唐庄油田这一小油田有一接转站外,其他几个大油田如临盘油田、商河油田和临南油田均实现了单井进站、集中计量、油气混输的“两级布站”密闭工艺流程,集输半径最长达11.5km。集输系统末端的几座拉油站,随着内部挖潜及滚动开发的不     

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。     

基于现场数据的海底混输管道水力计算模型适用性分析与优化

针对渤海油田海底管道网络原始设计模型预测结果与投产后实际运行数据普遍存在差异的问题,为提高新油田开发时在役管道依托校核的可靠性和准确性,基于现场实际运行大数据,通过数据分析、噪点消除、归类总结和反演对比等方法,对混输管道水力计算模型进行适用性评估和改进。从油品性质、气液比、含水率等角度筛选3条有代表性的海底混输管道,以经过优化处理后的现场运行数据为基础,对比不同水力计算模型的压降计算误差,从而确定各类海底管道的推荐计算模型。推荐的水力模型和修正方法可为其他类似管道提供借鉴,用于海底混输管道输送能力的深入挖潜,为未来渤海油田新油气田的依托开发提供依据。     

减阻剂在海底油气水混输管道中的应用

海上油田开发后期随着含水率不断上升和油水乳化程度不断增强海底油气水混输管道输送阻力不断上升,导致海底管道输送能力下降。针对这个难题,通过对油水混输液乳化机理的研究,并且对NA平台至A平台6in油气输混输管道注入试验减阻剂,发现在海底管道输送量不变的情况下,注入一定浓度的减阻剂,可以将6in混输管道压差降低70kPa。但是注入浓度范围很窄,没有达到预期的试验效果。然而在试验过程中发现A平台至2-1PAP平台12in混输管道压差降低200kPa。通过对12in海管压力变化的研究分析得出结论：此类型的减阻剂需要与管道内的液体有充分的接触时间,并且对油水乳化液有破乳效果,才能达到降低粘滞阻力的目的,进而提升油气水混输管道的输送能力。     

高压水射流解堵技术的应用

介绍了高压水射流装置的工具结构、工艺过程、解堵机理、施工工艺、实施效果，指出高压水射流解堵技术对解除油层井壁堵塞，污染，提高近井地带渗透率效果较好，是一种简便易行的工艺解堵增产措施。     

对氨基苯酚-乙醇/水复合溶剂体系饱和蒸汽压的测定和关联

在363～423 K条件下,采用静态法测定了质量分数为55%的乙醇-水复合溶剂（以下简称试样1）及质量分数为25%的对氨基苯酚-乙醇/水复合溶剂体系（以下简称试样2）的饱和蒸汽压。用Antoine方程对实验数据进行了非线性回归。结果表明,试样1的Antoine方程常数项A,B,C依次为16.042,-3 305.400,-64.496,相关系数为0.999 97。试样2的上述各值依次为10.525,-605.260,-269.020,0.999 94。试样1的计算值与实验值的平均偏差为0.60%,最大偏差为1.27%;试样2的分别为0.95%,2.30%。     

南阳含蜡原油混合输送的结蜡特性

以南阳油田含蜡原油(1#原油、2#原油及其混合原油)与沉积物为研究对象,采用族组成分析、流变性测量、显微观察和气相色谱分析的方法,探讨了含蜡原油混合输送的结蜡特性。实验结果表明,混合过程主要表现为物理变化;混合原油的反常点与1#原油一致,析蜡点显著升高;与混合原油相比,沉积物中的蜡含量显著升高,沥青质含量增大,胶质含量显著减小,反常点和黏度显著增大,黏度随温度变化更敏感;沉积物与1#原油的蜡晶颗粒大小相差不大;沉积物和1#原油均含有C_(37)~+组分而2#原油没有;混合原油和沉积物的物理性质与1#原油基本一致,表明1#原油对混合原油的基本性质和结蜡特性起到了主要作用。     

大斜度井注水井筒压力场计算模型分析研究

我国陆上油田为提高采收率而陆续进入注水开发时期,采用大斜度井分层注水的作业方式数量逐年增加。为研究大斜度井注水管柱井筒压力分布规律,建立了井筒压力场计算模型,并通过分析注水过程中流体在注水管柱内外空间的流动过程,得到摩阻系数作为不定常数时,流体摩阻引起注水管柱内流体压降变化,最后通过两口大斜度注水井的管柱数据,对已建立的井筒压力场模型进行计算验证,得到井筒压力随井深的变化曲线,发现曲线线性度较好,井斜角变化越大而井筒压力增加越快的规律,所得压力数据可用于求解注水管柱变形量等其他力学参量。     

注水管柱压力场计算模型研究

通过直筒内单相流体理论,在给定摩阻系数τ的情况下,建立了流水管柱压力场数值计算模型;在未给定摩阻系数τ的情况下,通过注水管柱摩阻损失的相关计算以及与经典经验曲线的对比,得出了摩阻系数τ计算复杂且不易计算的同心注水管柱油管内、油套环空内的流体摩阻损失,以及由流体摩阻损失引起的注水管柱油管内、油套环空内压降的计算模型,为开发注水管柱力学分析仿真软件计算注水管柱油管内和油套环空内的压力奠定了理论基础。     

基于PCP技术的压流可调高效自动化注水泵站系统

针对当前油田注水耗电占原油生产总成本的比例大,严重制约油田的采收率、生产成本和生产效率这一问题,在吸收、消化引进国外泵站技术的基础上,经过几年的努力研究,结合国内泵站运行和注水管网的实际状况,采用先进的PCP技术原理,开发了一台完整的PCP技术系统.     

成品油管道顺序输送中混油界面检测方法的研究

不同标号的成品油在通过外输管道交替输送的过程中都会产生混油。混油的出现将会降低油品品质,还会增加油品处理成本,及时准确掌握混油界面情况,对安全生产具有重大意义。本文介绍一种近年来在油品分析领域成功应用的一种新型技术--信息融合技术,阐述其基本原理及在工程中的应用。     

水驱气藏气相阈压梯度预测模型

鉴于现有气相阈压梯度预测模型不能准确描述气相阈压梯度随气相连续性的变化规律,在改进气相阈压梯度实验流程的基础上,选取四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组碳酸盐岩储层标准岩心,开展了气相阈压梯度实验,建立了综合考虑岩石渗透率和气相连续性的气相阈压梯度预测模型,对比分析了基于不同气相连续性表征参数建立的气相阈压梯度预测模型的预测结果。然后,根据该气藏气井的测井解释成果,采用基于相对可动气饱和度建立的气相阈压梯度预测模型,预测了不同类型储层的气相阈压梯度。研究结果表明:①相对可动气饱和度考虑了束缚水饱和度和残余气饱和度对气相连续性的影响,较之于含水饱和度而言,相对可动气饱和度能够更好地表征气相在多孔介质中的连续性;②气相阈压梯度随岩石渗透率、相对可动气饱和度的降低而增大,在渗透率、相对可动气饱和度较低时,气相阈压梯度随渗透率、相对可动气饱和度的降低而急剧增大;③普光气田主体气藏Ⅰ类储层的气相阈压梯度较小,其数量级在0.01 MPa/m,Ⅱ类储层的气相阈压梯度较Ⅰ类储层有所增大,Ⅲ类储层的气相阈压梯度则急剧增大。结论认为,基于相对可动气饱和度建立的气相阈压梯度预测模型能够更加准确地描述气相阈压梯度随岩石渗透率和气相连续性的变化规律,所取得的研究成果可以为准确认识水驱气藏气—水两相渗流规律奠定基础。