页岩气集输管网适应性评价分析

为了改变页岩气田生产初期和后期的流体压力、产量波动较大对集输管网生产过程中工况变化适应性较差的问题。基于长宁某区块页岩气田集输管网的运行现状和工况特点，针对管网布局、输送工艺和增压工艺三个方面，分别择优选取适应性评价指标进行适应性分析评价。结果表明：长宁区块页岩气田集输管网的总体可靠度较高，增压工艺处理规模较大但增压效率较低。在滚动式组合增压模式最大设计规模下，尽量提高增压比。评价结果旨在为长宁区块页岩气田集输管网安全、平稳运行提供技术支持。     

微气泡抑制垂直管中段塞流过程的实验研究

利用微气泡不易聚并的流体特性,提出了采用微气泡抑制段塞流的新方法.针对实验室规模的海洋石油工业集输-立管系统内段塞流流动过程,利用电阻层析成像技术(ERT)、压力信号分析法和高速摄像法对垂直管段塞流特性和微气泡开展了实验研究,获得了段塞流典型流型以及微气泡流体特性.在微气泡流体特性研究的基础上,进一步探索了微气泡对段塞流的抑制作用,实验结果表明:尺寸范围在1～50μm之间的微气泡,在进气量设定为4 L/min时可在一定流速范围的液体中稳定存在;在气液比为1.18、1.36和1.82时,微气泡对弹状段塞流的发生频率有显著抑制作用,微气泡通过增大边界层的返混和扰动阻力,抑制了段塞的运动,从而降低了段塞的发生频率.     

20#碳钢管道内沉积物对腐蚀行为的影响

 塔河油田地面原油集输金属管道主要材质为20^#碳钢。地面原油集输金属管道腐蚀主要为内壁点蚀,点蚀区域存在有沉积物。为研究沉积物对地面原油金属集输管道的腐蚀行为的影响,在对管道内壁沉积物类型分析的基础上,通过将无、有沉积物覆盖的20^#碳钢试片挂入高压釜来模拟现场腐蚀实验,应用失重法分析、电位极化曲线测试、丝束电极测试及扫描电镜技术对无沉积物覆盖的20^#碳钢试片及有沉积物覆盖下的20^#碳钢试片的腐蚀失重速度、腐蚀过程、腐蚀电位分布及扫描电镜特征进行测试。分析表明：无沉积物覆盖区20^#碳钢相比有沉积物覆盖腐蚀失重速度小;两者腐蚀过程均受阴极扩散控制,后者阳极过程受到促进,腐蚀电位降低、耐蚀性变差;前者腐蚀电位分布随时间变化不大,以全面腐蚀为主,后者腐蚀电位分布随时间变化大,点蚀特征明显,建立了无、有沉积物覆盖的20^#碳钢腐蚀行为影响过程模型。     

中江气田地面高效集输关键技术与应用

针对中江气田滚动开发、快速上产导致管网压力高、低压低产井生产困难、同井场井间干扰制约低压井产能释放等问题,开展了针对管网、站场、气井的3项地面高效集输关键技术研究与应用。首先,基于现有管网开展多方案结构优化模拟,建立了8字型“枝状+环状”复合型管网,集输能力提升两倍、气田远端回压降低0.5 MPa,确保了天然气顺利外输;其次,针对轴向分布低压低产气井,开展了5$\sim$10 km多节点增压半径技术经济界限系统评估,形成中江气田10 km长半径增压方案,覆盖范围提升30%,建设成本降低25%,实现狭长带状分布气井低成本增压;最后,针对同井场高低压气井研制了“活动式+低压差”引射装置,将常规引射压差由3.0$\sim$5.0 MPa降低至0.4$\sim$1.0 MPa,实现了在无外部动力源条件下,同井站相对高压井对低压井的引射增压,被引射低压井油压最高降幅达0.9 MPa、产量提升20%$\sim$140%,避免了同井场高压气井对低压气井生产的抑制;中江气田地面高效集输关键技术有效支撑了气田产量目标的顺利实现、保障“采的出、输得走”。     

大牛地气田二次增压时机及增压方案优选

大牛地气田不断开发导致首站集中增压已不能满足气田开发的需要，同时在一期首站集中增压的基础上已经有约40%的气井压力接近管网压力，因此急需采取二次增压集输工艺。通过对气井油压的变化规律分析，确定二次增压的增压时机，并针对气田特点提出4种二次增压集输模式：（1）单井增压方案；（2）集气站分散增压方案；（3）区域集中增压方案；（4）区域集中增压+集气站分散增压方案。并从技术经济角度对4种模式进行对比优选，最终结果表明，区域增压+集气站分散增压方案既能满足管网外输的要求，又能保证经济效益，是二次增压方案中最合理的一种模式。     

悬链线立管多相流流型研究

以水和空气为介质,在不同倾角的水平段和悬链线段组合中,研究气液两相流可能出现的流型及其特点,其中流型主要通过肉眼观察结合压力波动检测的方法来进行辨别.同时针对实验范围内出现的部分流型,研究该流型下管段压力和压降随气液速度以及角度的变化规律,并对悬链线管段为段塞流和严重段塞流时管内含气率、气泡长度、气泡速度、气泡频率等参数进行测量.结果表明:试验范围内共出现9种组合流型,4种组合区域所占区域最广;气液流速的变化对管线压降有一定的影响,水平管段的角度对压降的影响远小于气液速度的影响;液速一定时,段塞流和严重段塞流含气率随气速的增加而增加,气速一定时,段塞流和严重段塞流含气率随液速的增加而减小.     

海洋油气集输系统中强烈段塞流压力波动特性

在海洋油气集输过程中,管路中易形成强烈段塞流,从而导致管线的机械损坏、加剧管壁腐蚀等危害。为了消除这种危害,对海洋油气集输系统中带有水平管的下倾管-立管系统强烈段塞流压力波动特性进行研究。结果表明,安装有水平管段的这种管路系统与没有安装水平管段的系统相比,其压力波动有两个明显的区别:一是立管中部测压点压力波动曲线在喷发时刻产生急剧上升的压力尖端,折算液速对压力尖端的出现有很大的影响,而折算气速变化对压力突增尖端的影响不大;二是在低的折算液速条件下,下倾管底部测压点最高压力大于其他所有测压点的压力,随折算液速的增大,该点的压力变小,达到正常值。     

皮囊式蓄能器快速增压过程

应用热力学理论对用于深海微生物取样器保压的皮囊式蓄能器快速增压过程进行分析. 研究结果表明： 皮囊式蓄能器的快速增压过程可分为一个绝热过程和一个复杂的多变过程;在室温情况下, 当蓄能器单次快速增压至60 MPa后, 其最终压力只有55 MPa;蓄能器快速增压后能获得的最终压力与蓄能器增压的速度、最高压力和次数有关;采用减慢蓄能器的增压速度、增压时最大压力略大于最终设定压力和多次重复增压这3种方法均能保证蓄能器最终达到设定的压力, 但减慢蓄能器的增压速度方法不能满足快速增压的要求, 增压时最大压力略大于最终设定压力方法在实际操作时难以确定最高的充气压力, 多次重复增压方法能有效保证蓄能器最终压力, 可以在实际中使用.     

高炉煤气管网水力建模及调度策略

通过分析某钢铁企业高炉煤气管网的结构与设备运行特性，考虑管网压力与流量之间的关系，建立了高炉煤气管网水力模型，用于制订高炉煤气调度策略.案例研究结果显示，1700热轧流量下降时，管网压力随之升高，压力升至上限20kPa时，需依次开启1#和2#放散塔并调节放散量.当放散量达到84400m³/h时，管网压力可维持在允许范围内.4#和6#高炉休风时，管网压力急剧下降，需关停辅助锅炉与2# 80MW煤气发电机组以恢复管网压力.增设煤气柜后，管网压力稳定在13kPa左右.在压力相对误差<0.01%，流量相对误差<0.8%时，各工况模型计算时间较短，为3.59～4.46s.     

EPANETH在有水塔管网平差中的应用

从管网平差的定义和在供水管网系统设计中的重要性出发,指出了采用哈代．克罗斯法的弊端和EPANETH在管网平差中的算法及适用范围．选取了1个有清水池和水塔的给水管网的例子,在软件上直接建立管网模型,从管段、节点信息输入及处理方面入手,阐述了如何应用EPANETH来计算有水塔管网情况．结果用管段流量．节点压力图、管段流速一节点需水量图、节点总水头．管段流量图等表现,并详细说明了管段直径设计原则和做法;详细校核了水塔转输工况和自由水压情况,通过分析得出根据最高时确定的管径,不能满足转输时进入水塔流量的结论;最后通过反复调整个别管段管径,达到了要求,各节点的自由水压均满足要求;指出了软件使用时的一些注意事项．     

中引式气力输送系统的实验研究

鉴于国、内外目前尚未对中引式气力输送系统特性进行研究,而它又有独立、串联和远近距离均适应的优点等,所以探讨了中引式气力输送系统的流动模式、管道阻力特性和输送压力频谱特性等。实验结果表明中引式气力输送随着操作气速分别为2、4和8m／s的变化,管内灰栓的流动模式也相应发生变化分别为：柱塞流、栓流和悬浮流;栓流压力频谱振幅最大,易成为独栓,属不稳定流动,输送量与柱塞流相当,柱塞流压力频谱较小,灰栓气栓相间的多栓流属基本稳定流动,悬浮流压力频谱最低,属稳定流动,输送量最低,输送速度最快,管道易磨损;柱塞流、栓流及悬浮流模式,对于给定物料操作气速与输送平均压力之间随着操作气速增加,输送压力逐渐下降。     

油田多通路集输管网基于图的遍历算法

油井产出液经多通路油气集输管网输送到集油站,当油井生产动态发生改变时,会影响集输管网内的流量、流向以及压力分布,从而影响油井的产量以及管道使用寿命,所以需要建立能够遍历计算出集输管网内上述参数的方法。实际生产中,多口油井公用集输管网,有枝状、环状或两者组合。环状管网相较于枝状管网,由于其拓扑结构复杂,公用管道内流体流向不确定等因素造成其流量、流向以及压力分布难以计算,所以提出了一种基于图的油田集输管网遍历计算方法,利用邻接表储存管网拓扑结构,广度优先搜索遍历管网迭代计算出流量、流向以及压力分布。运用此方法的计算结果与实际生产情况误差较小,工程应用具有较高的精度, 可以成为遍历计算多通路集输管网的有效工具。     

天然气水合物形成条件的预测

天然气水合物的形成对天然气开采与集输都会产生极大的影响，本文介绍了影响天然气水合物形成的主要条件与次要条件，以及目前预测天然气水合物形成条件的进展情况，文中着重介绍了国外在预测高压条件下（８０～１００ＭＰａ时）气井井筒及海底集气管线形成天然气水合物的实验研究情况．     

岩石坍塌作用下埋地集输管道应力变化规律

基于弹塑性力学理论,采用有限元分析方法,建立了岩土坍塌作用下埋地集输管道分析模型,研究了岩石坍塌作用下不同因素对埋地集输管道应力影响规律.结果表明:冲击载荷随石块边长的增加呈指数形式上升,正方体边长改变1.4 m时,冲击载荷可改变22.4 MPa.运行压力、温度、管道铺设坡度对管道壁面应力影响较小,而冲击载荷、腐蚀是埋地集输管道安全的主要影响因素.当冲击载荷大于10.5 MPa时,管道进入塑性变形区.岩石坍塌冲击载荷较大时,管道壁面最大等效应力随着管道径厚比的增加而减少.当径厚比改变了3.8,管道壁面最大等效应力可减小44 MPa;当岩石坍塌冲击载荷较小时,管道壁面最大等效应力出现极小值点.     

通用性星树状油气管网布局优化模型研究

集输管网结构复杂、投资大,是油气田建设的重要组成部分,优化集输管网布局方案是油气田降低开发成本的关键之一。由于星树状管网在集输系统中被广泛使用,针对星树状管网最优布局问题,开展了星树状管网布局优化模型的研究,重点关注了集输站处理容量和集输半径的约束限制,建立了Q模型、R模型、QR模型等含有大量离散变量的混合整数线性规划的通用模型。以实际的油气田为例,运用分支定界法求解上述模型,得到各方案下的拓扑结构、集输站设施位置、中央处理设施位置等系统最优解,证明了模型与算法的正确性和可靠性。通过分级优化策略和整体优化结果的对比分析,整体求解星树状管网模型的总投资更低。提出的通用性星树状油气管网布局优化模型,可根据工程实际情况确定不同约束条件下的最优管网布局,有效指导油气田地面工程设计与建设。     

液相物性对气液两相管流流型和压降影响的研究

通过实验研究了不同液相介质(水相和油相)对气液两相管流中流型和压降的影响.实验管线为内径50mm的透明有机玻璃管,管线从入口到分离器长约35m,实验管段由一个高3.3m、宽0.72m的垂直倒U型管和一个长3m的水平管组成.实验结果表明对于较低液相粘度的气液两相流动,液相物性对水平管中塞状流向弹状流的转化以及倒U型管中下降管内的环状液膜流动向间歇流动的转化有一定的影响,但对水平管中分层波状流动向间歇流动的转化以及倒U型管中上升管内的流型转化影响很小.通过分析压降数据得出,对于倒U型管中的上升段,液相流动状态对于压降起着主导作用,但在下降管内液相和气相的流动状态都对压降有重要影响.     

基于长喉径文丘里管的双差压湿气流量测量

为实现湿气气液两相流量的在线非分离测量,提出一种基于长喉径单文丘里管的双差压湿气流量测量方法．通过理论分析和实验研究,揭示了湿气液气质量比和气相流速与长喉径文丘里管收缩段差压、扩张段差压之间存在一定的内在变化规律及物理本质．为有效提高测量精度,针对传统虚高模型的缺陷,提出了虚高模型的优化原则．建立了基于单文丘里管的气液两相测量模型,并通过迭代运算实现了气液两相流量的分相测量,对于压力P为0．10—0．16MPa,气相弗劳德数0．4～0．7,液气质量比0～1范围内,气相流量测量的相对误差优于±3％,液相流量测量的满度误差小于±10％．