水平管内油流携水系统特性分析

根据油水两相动量方程以及油相连续性方程,对水平管道油流携水系统特性进行了分析,提出了油流状态为层流时,在剪切作用下水平管道中水相厚度的分布模型,对油流携水系统形成水塞所对应的临界水相厚度以及水相厚度在流动方向上的分布进行了理论分析,并对管径、积水厚度、油相流速以及物性等参数的影响进行了分析。结果表明:临界水相厚度取决于管径、油相流速以及两相密度,其中前两者的影响较大;水相厚度的分布则取决于管径、初始积水厚度、油相流速及物性参数。     

起伏输油管道临界完全携积水油速数值模拟

水力清管可有效减缓管输油品质量指标的衰减,研究水力清除成品油管内积水所需的临界完全携积水油速具有十分重要的现实意义.首先,分析了完全携水油速下管内油携水的流动型态,发现临界完全携积水油速下,上倾管内油携水流动属于油水两相波状分层流.基于此,建立了双极坐标系下的油携水流动数值模型,并给出了数值求解算法.最后,将模型计算值与文献数据进行对比分析,验证了临界完全携积水油速数值模型的可靠性.对上倾管道内柴油携水流动过程进行了数值研究,详细分析了水力清管过程中油流和积水的流动特性.研究结果表明:水膜在油流携带过程中主要受重力压降的影响,摩阻压降相比于重力压降可忽略;当管内油速较小时,靠近相界面处的水相部分在油相的携带作用下向下游流动,而管壁附近的水相在重力作用下回流至管道底部;随着油相速度增大,水相速度最小值位置逐渐向管壁偏移,当其首次出现在管壁位置时对应的管内油相速度即为临界完全携积水油速.     

上倾管内油水两相流流型实验研究

国内多条成品油输送管道在投产和运行过程中,采用“水联运”投产方式所造成的上倾管道低洼处积水现象引起了严重的管道内腐蚀问题。利用上游来油将低洼处积水携出管道能有效缓解内腐蚀。采用0#柴油、去离子水在内径100 mm的上倾管道内观察油水两相流流型并测量油携水临界流速。结果表明,随油流黏性力增大和管道倾角增大,油水两相流依次呈现波状分层流、有水滴的波状分层流和油相占主导的分散流3种流型;同一流型下,油相能将水相携入上倾段的最低临界流速随倾角增大而增大;倾角从20°增大到25°使流型从波状分层流转化为有液滴的波状分层流时,油相能将水相携入上倾段的临界流速从0.203 m/s减小为0.187 m/s;倾角从30°增大至35°时,使初始流型从有液滴的波状分层流转换为水相在油相中的分散流,油相能将水相携入上倾段的临界流速从0.205 m/s减小为0.194 m/s;油相能将水相完全携出上倾段的临界流速随倾角增大而略有增大;发生流型转化的流速随倾角增大而减小。     

起伏管内局部油水两相流流动特性实验研究

地形起伏成品油管道积水不仅降低管输效率、加速管道内壁腐蚀,其腐蚀产物还可引起干线设备堵塞,甚至 计划外停输。采用0# 柴油、自来水在内径50 mm 的地形起伏透明有机玻璃测试系统上对油流携带积水这一局部油水 两相流系统进行了实验研究,发现：随油流剪切作用的增大,积水逐渐呈界面光滑分层流、界面波动分层流以及界面乳 化分层流3 种形态;一旦积水全部进入上倾管段,其平均运动速度随油相表观速度增大而线性递增,其平均截面含率 随油相表观速度增大而线性递减;积水全部进入上倾管段时对应的油相表观速度随上倾倾角增大而增大,而积水量对 其影响较小。结果表明采用上游来流可以将积水携带出去。     

考虑实际界面张力的凝析气井临界携液流量计算方法

 为提高凝析气井井筒积液状态判断的准确率,通过对凝析气藏气液界面张力和气井携液常规模型的分析,研究了考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算方法。根据气井井筒的温度及压力计算出实际界面张力,通过引入实际界面张力对常规模型进行修正,得到考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算模型;在实际计算时将产油气井和油水同产气井区分对待,产油气井以油气界面张力计算,油水同产气井以气水界面张力计算。应用修正的3 种常规模型分别对新疆某凝析气田20 口气井的临界携液流量进行计算比较,表明修正Turner 模型计算结果对井筒积液判断的准确率达到90%,可作为该区域气井积液的判断标准。     

气井及凝析气井连续携液模型的统一

气井及凝析气井积液是气田开发过程中的一个严重问题,目前关于气井连续携液模型种类繁多,且缺少富含凝析水的定向凝析气井临界携液流量模型。本文在目前广泛采用的Li Min携液模型基础上,推导出了富含凝析水的定向凝析气井临界携液流量模型,并将现有的气井和富含凝析水的凝析气井临界携液流量模型进行了统一。研究认为,在计算富含凝析水凝析气井的临界携液流量时,气井携水比携油困难,所以只需达到最小携水产气量即可,无需考虑油、气、水三相复杂相态变化。同时发现,由于定向气井存在着管斜角,使得定向井的临界携液流量要比直井大得多。气井及凝析气井连续携液模型的统一,极大的方便了现场工人及相关科研工作者的计算。     

壁面润湿性对原油携水流动特性的影响分析

采用原油携水流动的方式将管道内部积水携出可以有效解决管道内部的积水引发管道腐蚀穿孔的问题。基于原油携水流动的动力学过程和界面形态,建立了原油携水流动模型,采用基于VOF模型的InterFoam求解器求解油水界面的动力学方程,对比验证了相同条件下的实验数据和数值模拟结果,分析了原油流速和壁面润湿性对原油携水能力的影响趋势。研究结果表明,使用OpenFOAM对原油携水流动进行模拟分析的方法切实可行,模拟结果与实验结果相比具有较好的吻合性。随着原油流速的增加,原油的携水能力增加,管道内的积水更易被原油携带出管道底部,而原油临界流速的大小取决于管道壁面的润湿性;随着管道壁面的润湿程度的降低,积水有聚集为水团的趋势,并且原油的携水能力增加;当原油流速大于临界流速时,原油的携水能力取决于壁面的润湿程度(即接触角θ的大小),当接触角θ=30°时,水以连续波状薄膜的形式存在;当接触角θ=60°时,薄膜破裂形成分散的水团,这些水团零散地分布于倾斜管壁上,并在剪切力的作用下不断向上移动;当接触角θ≥90°时,积水逐渐在倾斜管段上聚集为一团。     

水平圆管内油气两相流分层流向段塞流转变机理的实验研究

根据气液两相流一维波模型建立分层流向段塞流转变的判别准则,对水平管内气液两相流出现段塞流时的各相临界表观速度进行了理论预测,并对流型转变进行了分析.理论计算中,主要考虑了两相流体和管壁之间的摩擦和气液相界面之间的摩擦对流型转变的影响,并结合分层流理想化模型分析了发生流型转变时的临界参数.在内径分别为40 mm和50 mm的水平管道油气两相流实验系统中进行了流型转变实验,所获实验数据处理结果与理论计算结果进行了对比.对影响流型的管径、流速等因素的分析结果表明,该模型较好地预测管内分层流向段塞流的转变.     

倾斜方管内气液两相分层流界面的稳定性分析

利用双流体模型推导了倾斜方管内气液两相流界面波的色散方程，分析了界面的稳定性，系统研究了管道尺寸，气液两相流量，液相粘度，表面张力及通道倾角对界面稳定性的影响。     

气井积液理论预测及室内实验验证

气井中的液体逐渐积累会导致气井产量下降,生产时间缩短,甚至停产.为了揭示气井积液的机理,预测气井积液的临界携液流量,结合理论研究和室内实验开展工作,基于牛顿内摩擦定律气液两相力学平衡建立了液膜反转新模型,反转临界点采用最小气液界面剪力方法计算;该模型考虑了倾斜角对液膜厚度的影响,并基于实验数据改进了气液界面摩擦系数,与前人模型相比准确度更高;将改进模型的结果与室内模拟实验值相比,最大误差不超过10％,可用于气井临界携液流量的计算.模拟实验和理论成果加深了气井积液现象的认识,对积液的原因做出了解释,所提出的预测模型有助于预防气井积液带来的危害,增加了气井产量和经济效益.     

大落差原油管道投产排水过程研究

针对最大相对高差达1 432.64 m且含大落差“U”型管段的某原油管线在油顶水投产过程中，原油与水的密度差导致油头行进停滞的问题，提出了在油水界面点附近的阀室，利用压力泄放阀排水泄压的解决方式，基于OLGA多相流瞬态模拟方法，以实际情况为例，对大落差管段的气顶水排水过程进行仿真研究。以泄流孔径为变量，重点研究了流量、压力随时间的变化规律，得到一系列可选泄流孔径及其相应的排水量、流量、压力等随时间变化的关系曲线等。结果表明，选定管段（容量约为6 376.98 m³）最大排水量可达3 375 m³，并从经济、安全、有效3个方面分析选出最佳泄流孔径为90～110 mm，与实际情况基本吻合，为解决投产过程中出现类似的异常工况提供实施依据。     

饱和含水土壤埋地原油管道冬季停输温降

建立了饱和含水土壤埋地原油管道在低于冰点环境温度下的停输流动和传热模型，该模型不仅考虑土壤水分结冰和管内原油凝固相变过程与初始温度场和流场的影响，而且考虑了水分在土壤多孔介质中和管内原油的自然对流。通过数值模拟，获得了停输期间温度场、流场以及土壤水分结冰界面和管道中原油凝固界面的分布情况。结果表明，停输期间越靠近管壁正上方的土壤，其温度梯度越大；受温度分布的影响，土壤水分和管内原油产生沿y轴对称线自下而上的自然对流；土壤水分结冰界面和管道中原油凝固界面随停输时间向埋深方向推进，管道顶部土壤中的结冰界面推进速度较远离管道土壤中的结冰界面缓慢，管内原油凝固界面也向埋深方向偏移。     

稠油相对渗透率实验中管线死体积校正方法

稠油相对渗透率曲线是稠油油藏开发动态预测过程的重要基础数据,稠油相对渗透率实验测量过程中的误差
将会给油田开发分析传递错误信息。在稠油油藏相渗实验过程中,由于实验温度高,出口端计量管线长,系统死体积
较大,死体积孔隙中水驱油规律和死体积校正方法会对实验结果产生重要影响。在常规实验管线中进行的水驱油实
验发现,死体积管线中的原油不能全部被驱替出来,且管线中存在油水两相流动过程。油水黏度越高、驱替速度越快,
则管线中的原油采出程度越低;实验过程还存在压力测量和体积计量不同步现象,产出流体体积计量滞后于压力测
量。采用简单扣除管线孔隙体积来处理死体积的常规方法会使产油量计量产生较大误差,导致实验结果偏离真实流
动情况,对此给出了相应的校正方法。     

毛细管内两相流体驱替规律研究

本文模拟了不同半径毛细管中水驱油和油驱水时界面移动的全部过程,为深入理解液-液两相流动机理,建立正确的两相流流动模型提供一定的依据,探索孔隙内流体驱替速度与外加压差之间的关系。根据实验数据,发现它们之间存在很强的规律性,其流动规律明显偏离泊谡叶公式,依据实验资料,得到的结论是：两相驱替时界面移动的动态接触角余弦与外加压差之间存在线性关系;进而得到动态毛细管压力与外加压差之间的线性关系;两相驱替时,液体的流动规律是,界面的移动速度与外加压差成线性关系,对于水驱油和油驱水时,直线的斜率不同,其截距是静毛细管压力,转变点的压力与静态接触角和直线的斜率有关。     

高含水超稠油乳状液析水特性研究

为分析高含水超稠油乳状液的析水特性,对乳状液油水分离过程中不同层位的油水两相体系进行了显微观测和黏度分析,确定了不同层位分散相的粒径分布及体系黏度的变化规律,从微观上对油水分离机理进行了描述,以锦45区块为例,分析了高含水期集输管道水漂油分层流动状态的形成过程。     

输油管道水击过程分析

在输油管道中 ,因各种原因会造成水击现象 ,为了预防水击对管道以及管线上的设备造成危害 ,以某输油管道由于关闭干线截断阀而造成各站进出站压力发生变化的压力动态趋势图为依据 ,对水击过程中的压力变化进行了定量分析 ,为研究长输油管道中的水击现象提供了依据 ,并提出了相应措施 ,以防止或减小水击损害     

变原油黏度油水两相流驱替特征研究

为了研究水驱油田开发过程中的原油黏度升高对水驱油的驱替特征影响 ,在经典的非活塞式驱替理论的基础上 ,考虑驱替过程中原油黏度的升高 ,进一步完善了非活塞式驱油理论 ,建立了一个一维油水两相渗流模型 ,并采用解析法和有限差分法两种方法对饱和度方程进行了求解 .用数学模拟的结果研究了原油黏度随含水率上升的 5种变化规律对无水采油期、注入孔隙体积与采收率关系等驱替特征的影响 .结合太平油田沾 1 4块太 1 0 - 1 2井原油黏度随含水上升的变化规律 ,对比了考虑原油黏度变化和不考虑原油黏度变化两种情况下采出程度的差异 .研究结果表明 :开发过程中原油黏度的升高明显地缩短无水采油期 ,加剧含水上升速度 ;未考虑黏度升高的经典驱替理论方法预测的采收率偏高     

水驱油微观孔隙内流场分析

目前大多数油田进入高含水期,针对如何继续提高原油采收率这一问题,考虑了压力梯度、流道宽度、油膜高度、油水之间的界面张力、原油黏度等对流场内的速度分布、应力分布的影响。选用等温情况下广义牛顿流体本构方程,建立了水在微观孔隙空间流动的流动方程,运用Polyflow对模型进行数值计算。结果表明:压力梯度越大,油膜高度越大,油水之间界面张力越小时,驱油效率越高。     

油田回注水质的腐蚀性模拟试验研究

针对油田回注水质恶化的问题,用室内试验对现场管线注水的全过程进行模拟,试验管线装置与现场注水管线比例相等.试验分别获取了不同材质管线的水样,测定了各水样的相关水质指标和水中悬浮物的元素组成,并探讨了回注水质对注水管线的腐蚀和水质逐渐变差的原因.结果表明,管线的腐蚀对于回注水质中含油量和总悬浮固体含量的影响较大,通过对悬浮固体进行EDS能谱分析可得出管线腐蚀的产物对于回注水质恶化的影响作用,最终得出管线的腐蚀是引起回注水质恶化的主要原因.