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管流试验环道可以模拟原油在管道内流动、停输和再启动全过程,研究流体的流动特性。套管式管流试验环道具有体积小、省水、便于操作与维护等优点。利用数值传热学方法,对套管式管流试验环道内动态和静态降温过程进行了模拟研究。结果表明,按照设定的降温速率进行降温,在油、水流量分别为50mL/s和1.0m3/h条件下,6m长管段内的原油轴向温差小于0.03℃。动态降温过程中,油水温差小于0.55℃,且降温35min后原油和水实现同步降温;静态降温过程中,油水温差小于0.12℃,且降温25min后原油和水实现同步降温。 相似文献
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为了更深入地了解实际集输管道中的CO2 腐蚀特性,通过高温高压动态腐蚀反应釜模拟油田集输管道的腐蚀环境,使用腐蚀失重、电子扫描显微镜、X 射线衍射及能谱分析等方法对X65 钢在CO2 /油/水环境中的腐蚀特性进行研究。结果表明:当原油含水体积分数较低(40%~50%)时,原油的浸润作用使X65 钢表面发生均匀腐蚀,由于原油吸附的不均匀性引起局部点蚀;当原油含水体积分数为70%~80%时,原油对X65 钢表面的屏障作用减弱,生成的产物膜厚而疏松、局部脱落引发台地腐蚀;当原油含水体积分数为90%时,台地腐蚀进一步加剧,其破坏区域扩大,X65 钢腐蚀严重。原油的存在可改变腐蚀产物晶体颗粒大小、堆垛方式、产物膜结构及化学成分,从而起到一定的缓蚀作用,随着腐蚀环境中原油量的减少,其缓蚀作用逐渐减弱。 相似文献
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成品油携水沿上倾管道流动会产生复杂的流动型态,准确识别油水两相在上倾管道中的分布特征是深入认识油携水规律的基础。针对实验中采集的上倾管油水两相流图像,提出一种基于图像处理的上倾管道油水两相分布特征识别方法:将原始图像转化为灰度图像,剔除图像中的无用信息;调整图像的灰度,以提升对比度,凸显图像细节;对图像进行中值滤波处理,消除图像拍摄过程中的随机噪声;对图像进行边缘检测,分割出油水两相边界,识别出相分布特征。该方法可以分割出清晰的油水两相边界,从而识别出管道中油水两相流的相分布特征。研究成果适用于各种工况下油水两相相分布特征识别,为多相流图像处理特别是流型识别提供了指导。 相似文献
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《油气储运》2018,(12)
气液两相流管道广泛存在于油气开采和集输过程中,确保其安全可靠运行具有重要的理论和工程意义。在所有失效类型中,内腐蚀缺陷是造成气液两相流管道结构失效的主要原因之一。将管道内腐蚀速率预测模型与结构可靠性评价方法相结合,对气液两相流管道进行内腐蚀失效概率计算:针对气液两相流的流动特征,采用流体相平衡模型、气液两相流模型及腐蚀速率预测模型,计算气液两相流管道在不同流型下的内腐蚀速率;基于ASME B31G-1991《腐蚀管道剩余强度评价方法》中推荐的腐蚀缺陷极限状态方程,考虑管道运行和制造中存在的不确定性,并结合腐蚀速率计算结果,采用蒙特卡洛方法计算管道发生小孔泄漏和爆裂的失效概率。将提出的内腐蚀失效概率计算方法应用于某气液两相流管道,结果表明当缺乏有效的内检测数据或实际管输工艺发生变化时,该方法能够有效预测失效概率,保障油气管道输送安全。 相似文献
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为全面了解某海底天然气管道的运行状况,保证天然气海管的安全运行,通过建立天然气海底管道仿真模型和腐蚀预测模型,分别对水露点含水量状态和饱和含水量状态下的不同典型工况进行分析,得出了天然气海管流动参数分布规律、流型、积液量、水合物生成以及管道腐蚀情况。结果表明：在两种含水状态下,海管运行参数均在设计范围之内,且均无水合物生成;水露点含水量状态下积液量几乎为0,管内流型为单相流,仅立管处有轻微腐蚀;饱和含水量状态下积液量较大,管内流型为分层流,整个管道均会发生中度腐蚀。该分析结果可为海底天然气管道采取有效的防护措施提供参考依据。 相似文献
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《油气储运》2016,(3)
含蜡原油的胶凝特性决定了原油-水两相体系在温降过程中依然存在由溶胶体系向凝胶体系转变的行为过程,且对以集输生产为代表的原油储运工艺有着重要影响。通过描述含蜡原油油水两相降温胶凝特性的方法及原理,对非牛顿含蜡原油油水两相体系的胶凝特征温度及胶凝结构强度进行了流变测量,研究了含蜡原油不同水含量体系在不同温降过程中黏弹性参数的变化规律,实现了对含蜡原油油水两相胶凝特征参数的定量表征,构建了含蜡原油油水两相降温胶凝过程特性的普适性规律,解释了两相体系的降温速率及含水量对其胶凝行为的影响与作用机制,为含蜡原油油水两相节能输送工艺中流动保障技术的应用与优化提供了理论和实验依据。 相似文献
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在录井技术及常规测井难以有效确定储层的流体性质时,基于电缆测压取样,在地面进行油水样分离后,采用现场水分析技术和现场原油高温高压物性分析技术,可以快速有效地解决该难题。对于水样,利用现场水分析技术可以确定其离子组成、总矿化度以及泥浆滤液与地层水的体积,再根据图版法,可以计算出地层水在地层条件下的体积。对于油样,利用现场原油高温高压分析技术,可以确定原油的黏度、体积系数等高压物性参数,并计算出原油在地层条件下的体积。根据取样在地层条件下原油与地层水的比例,即可定量地确定储层的流体性质。该判别结果较目前测井解释结论进一步定量化,且可有效确定储层,特别是油水同层的含水比例或产水率,有效指导油田的勘探开发作业。 相似文献
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海洋稠油资源是未来原油产量增长的重要来源,但相对于陆上油田,海洋稠油集输因涉及低温环境与立管输送而更具挑战性。采用水环举升稠油可以极大地减小输送摩阻,是一种非常有潜力的稠油“冷输”方法。基于油水两相流及计算流体动力学理论,利用FLUENT6．3．26及GAMBIT2．3．16软件,建立了垂直上升稠油一水中心环状流（CAF）的几何模型与数学模型,评价了模型的有效性,模拟分析了垂直上升CAF的流态及特点,探讨了不同水环生成器环隙宽度及油水流速对垂直上升CAF的影响。结果表明：当油水流速比在一定范围内时,所建模型对垂直上升CAF的模拟结果与实验结果一致性较好;垂直上升CAF在入口端能保持理想的中心环状流,具有光滑的油水界面,但随着油水协同向上流动,油水界面开始波动;水环生成器的环隙宽度对垂直上升CAF的影响较大,环隙过小,水环稳定性较差,流动摩阻较大,而环隙过大则输油量较小;同时兼顾能耗与输油量,在模拟条件下,水环生成器环隙宽度为1．8mnl时输油效率最高。（图7,表1,参13） 相似文献
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凝析气田集输管道内腐蚀分析 总被引：4，自引：0，他引：4
针对雅克拉、大涝坝凝析气田集输系统投产仅两年就发生严重腐蚀的问题,考察了凝析气田的腐蚀环境,分析了酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素对气田集输管道的腐蚀影响。结果表明,冲击腐蚀是雅克拉气田单井管道的主要腐蚀形式,流态和CO2含量是影响腐蚀速率的主要因素;管底沟槽状和溃疡状腐蚀是这两个气田集输管道腐蚀的共同特点。针对凝析气田集输管道的腐蚀特点,提出了加强腐蚀检测、更换或修复腐蚀管道、使用耐冲蚀内涂层或缓蚀剂等防腐措施。 相似文献
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介绍了含蜡原油管道流动安全评价研究的主要内容及国内外研究进展,认为管道流动安全状况与管输原油的流变性、管径、地温、土壤热物性、管道工作状态、管道腐蚀状况和泵配置等因素有关。指出使用不确定性分析方法进行管道流动安全评价研究面临两大挑战,即影响因素不确定性描述和凝管风险可接受标准的确定。建议进一步加强含蜡原油流变性研究和管道停输再启动安全评价方法研究,并开展管道流动安全等级划分标准、重要影响因素不确定性和凝管损失计算模型的研究。 相似文献
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针对龙岗酸性气田某些集输管道内积液和腐蚀严重的问题,基于气井采出流体的性质及输气管道基本运行参数,采用OLGA软件模拟两条典型的低流速管道及不同流量下的001—6#采气管道,分析两条管道内的流型、持液率以及流体与管壁间的剪切力沿管道的变化规律,研究流量对001—6#采气管道内各流动特征参数的影响规律。结果表明：OLGA软件模拟两条采气管道的压降和温降与实际生产数据一致,其模拟结果可靠;下坡管内持液率小于0．05,流体与管壁间的剪切力小于20Pa,上坡管内持液率为0．3～0．4,液相一管壁最大剪切力为80-270Pa,上坡管段是积液和腐蚀严重的区域;气体流量对龙岗001—6#低流速采气管道的流动特征参数影响很大,进一步减小气体流量会使上坡管内持液率及液体一管壁剪切力急剧增大,从而加剧管内积液和腐蚀;当气体流量增大至97．5×10^4m^3／d时,管内的持液率和管壁剪切力均很低,管内积液和腐蚀问题有所缓解。（表6,图6,参9） 相似文献
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针对塔河油田原油集输管道进联合站弯管段发生开裂的问题,通过观察分析弯管段失效样的宏观形貌、化学组成、力学性能、金相组织、腐蚀产物形貌与成分,确定其开裂原因是:弯管材料的质量低,韧性和硬度不符合标准要求;输送介质中含水(大于60%)、含硫(1.64%),伴生气中含有一定量的H2S,且管道承受一定程度的低应力作用,在管输介质中腐蚀性成分和低应力的联合作用下,管道产生了硫化物应力腐蚀开裂;管输介质中高含量的Cl-,加速了管道的应力腐蚀开裂;弯管材料的硬度远高于标准要求,增加了其对应力腐蚀的敏感性。 相似文献