喷气燃料上倾管道油水两相流动规律仿真研究

随着民航行业的快速发展,广泛使用管道运输喷气燃料。但是管道中的水分容易在低洼处聚积,并带来腐蚀和流动不畅等一系列问题。基于计算流体力学(CFD)方法对不同倾角上倾管道中喷气燃料携带底部积水情况进行了计算机仿真。计算结果表明,随着时间的增加,在喷气燃料的剪切作用下,管底积水将被分成大水团和小水滴两部分;随着倾角的增大,大水团的轴向长度变短,相界面波动剧烈,导致管底水相出现回流现象进而流动速度变缓。

大倾角上倾管气液两相流动特性

针对地形起伏区域常见的大倾角上倾管气液两相流动问题,利用室内实验装置进行气液混输实验,对气液两相流的流型、压力波动特性进行了研究。实验中观测到6种流型,得到了不同气液流量和倾角下压力波动的时域值、概率密度函数(PDF)、累积分布函数(CDF)和功率谱密度(PSD)特征。实验结果分析表明:由于气体的膨胀和段塞运动的惯性,严重段塞流气液喷发阶段时,上倾管上部会出现下部压力小于上部压力的现象;得到了不同折算气速、折算液速和倾角的压力信号并进行统计学分析;PDF呈单峰或双峰分布;不同流型的CDF的斜率、拐点和曲线位置不同;PSD图会出现一阶、二阶、三阶和多阶波峰,甚至无波峰分布;在同等气液流量下,随着倾角的增加,严重段塞流的周期和压力波动值增大;结合压力波动特性及对应分析结果可以进行流型识别并对设备的选型以及管道的安全运行提供参考。

上倾管道充气排液过程两相流动特性

在直径为40 mm、倾斜角为20°的管道内,以空气、水为试验介质,利用高速摄影仪和数据采集仪对上倾管道充气排液过程气液两相流动特性进行研究。建立跟随气泡和领先气泡速度比与气泡距离的关系,对比不同入口气体流速下管道内部压力、流量、气泡变化特性。结果表明,充气排液过程分为4个阶段,气体侵入和气液喷发阶段是气液混合物产生阶段,此阶段上倾管内流型以段塞流为主。管道底部压力和出口流量随气体流速的增大而增大,排空时间随气体流速的增大而减小。气体侵入过程气泡呈合并趋势,入口气速越大气泡越长,形状越不规则,领先气泡的速度和液体速度呈线性关系。Hout公式与本文中拟合公式最为接近。

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。

上倾管高黏油气两相流型及压降特性

利用室内实验装置,对上倾管内高黏油气两相流的流型和压降特性进行了实验研究。实验中观测到7种流型,得到了不同工况下的压力波动信号及压降值。实验结果表明,由于液相黏度的影响,上倾管内大部分流型的过渡边界向流型图的左侧偏移,且黏度越大偏移程度越大。将流型数据与Barnea流型判断模型进行对比,发现在高黏度时两者误差较大。根据压降数据得出,由于高黏度时液滴的附着作用增强,在气液表观速度均较小时,会出现黏度增加而压降却减小的现象。验证了OLGA模型和Zhang模型对于压降的计算精度,发现高黏度时模型的计算误差远大于低黏度情况。通过高黏度闭合关系式对Zhang模型进行修正,结果表明可以显著地提高其计算精度。

湿天然气在上倾管道的气液两相流动特性研究

利用VOF (Volume of Fluid)模型模拟了湿天然气在上倾管道的气液两相流动特性。讨论了管道内气体入口流速对气液两相流动特性的影响。结果表明,当管道内气体入口流速较低时,由于气液界面的切应力小于液相在上倾段的重力分力,因此气体无法将液体携带至管道上倾段。随着气速的增加,气液界面的切应力逐渐增大,气液界面开始出现波纹,气体逐渐将液体携带并完全平铺于管道上倾段。

基于小波变换与神经网络的上倾管流型识别方法

为实现上倾管气液两相流流型的智能识别,提出了基于小波变换与概率神经网络的流型识别方法。采用中国石油大学(华东)室内小型环道试验装置进行气液两相流试验,采集上倾管流型以及相应的持液率信号。运用小波变换对持液率信号进行5级分解,并对分解后的信号提取标准差作为概率神经网络的输入参数,对试验中获得的分层流、气泡流、段塞流、严重段塞流流型进行识别。结果表明:该方法对4种流型的识别效果较好,其整体识别率为96.5%,其中分层流和严重段塞流的识别率高达98%。基于小波变换与概率神经网络的上倾管流型识别方法能够有效克服传统识别方法中主观因素的影响,不仅显著提高了流型识别的准确率,而且识别过程更加智能。

水力压裂增产技术在上倾尖灭区的应用

应用数值模拟软件CMG,参照上倾区域的特点建立一个典型地质模型,利用等渗流阻力法对位于上倾尖灭区的油井P1进行了压裂处理,通过对比压裂前后压裂井及整个井组的开发效果,确定压裂技术在解决上倾尖灭区供液不足方面具有显著效果。在此基础上,对裂缝与主流线之间的角度及裂缝半长进行了优化,发现裂缝与主流线垂直,裂缝半长为85m时,压裂开发效果最佳。

地层油藏上倾尖灭点精细描述方法——以济阳坳陷为例

以济阳坳陷地层圈闭勘探实践为基础,以大量的统计分析和正演模拟为手段,总结出了以地质统计分析、瞬时相位处理、夹角地震外推为主的地层油藏上倾尖灭点精细描述方法。钻探证实该方法有效、可靠。

成品油上倾管道油水两相流相分布识别方法

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。

砂砾岩油田上倾尖灭带开发技术对策探讨

砂砾岩油田开发进入到特高含水后期，挖掘油层上倾尖灭带附近的剩余油潜力显得日趋重要起来。上倾尖灭带油层薄、物性差、分布系数低；剩余油分布线长，面窄、厚度小、井网控制程度差；新井投产产能低、稳产期相对较长。因此，必须采用特殊的挖潜方式，对单一油层部署水平井，对叠瓦状油层部署大斜度定向井，对参差不齐的多油层部署多底井，对上倾尖灭带与零散小油砂体的组合部署多靶心井。同时，还要严格执行油层保护措施，采用行之有效的喷砂射孔等技术。

上倾部位油藏改善开发效果的对策研究

双河油田扇三角洲上倾部位油藏埋藏较深、低孔低渗,由于井距大,注采不完善等导致开发效果差。针对地质特点及开发中存在的主要问题提出了改善开发效果的对策,即:开展了地质综合研究、加密先导试验、井网优化、高压增注、储层改造、油层保护等工作,使该部位增加地质储量214×104t,采油速度由1992年的0.50%提高到2003年的0.99%,采收率提高20个百分点。

改善双河油田上倾方向油藏开发效果的主要做法

双河油田三角洲上倾尖灭部位油藏埋藏较深、低孔低渗 ,由于井距大 ,注采不完善等导致开发效果差。为此 ,开展了地质综合研究、加密先导试验、加密井网、油层保护、储层改造等工作 ,使该部位增加地质储量 2 1 4× 1 0 4t,采油速度由 1 992年的 0 .5 0 %提高到 2 0 0 3年的 0 .99% ,采收率提高 2 0个百分点。

双河油田江河区块上倾方向增储上产研究

针对双河油田江河区块扇三角洲前缘上倾方向储层岩性细 ,厚度薄 ,井距大 ,测井资料受多种因素影响 ,储量落实程度不高 ,采油井长期处于低产低效生产的特点 ,采用人工神经网络技术对油层进行识别及储层精细研究 ,增加地质储量 2 1 4× 1 0 4t。根据剩余潜力特点 ,进行了补孔及注采井网完善调整 ,增加动用储量 2 1 6× 1 0 4t,累积增油 1 5 .6× 1 0 4t。取得了良好的增储上产效果。

珠江口盆地惠州地区珠江组砂体上倾尖灭的地质-地球物理“逐级预测”方法

砂体上倾尖灭油气藏是岩性油气藏中重要类型之一,砂体上倾尖灭的刻画与描述是上倾尖灭圈闭有效性评价的关键。在以三角洲前缘沉积为主构成的三级层序内,三角洲沉积相关砂体上倾尖灭的地质-地球物理"逐级预测"描述方法对于认识上倾尖灭油气藏分布规律及其油气勘探具有重要意义。该方法由5个部分组成:在三级层序识别的基础上,运用高精度层序地层划分技术建立了四级层序构成的高频层序地层格架;在高频层序约束下,利用地震沉积学技术描述沉积相的平面分布;在地质模型指导下,利用频谱成像技术定性确定尖灭带的分布;利用相控储层反演半定量、定量预测砂体尖灭线;根据不同成因砂体的沉积特点,利用正演模拟技术开展尖灭线的外推预测。

上倾井泵送分簇射孔与桥塞联作技术

储层倾角、钻井井眼轨迹控制等因素导致一些页岩气水平井井眼轨迹上倾,上倾井电缆泵送桥塞与分簇射孔联作存在诸多安全风险。根据偏心圆环间隙流理论建立了上倾井泵送推力计算模型,给出了上倾井泵送排量及上顶排量的计算方法,并采用ANSYS-Fluent仿真软件对泵送推力计算模型进行了验证分析。通过研究形成一套上倾井电缆泵送桥塞与分簇射孔联作技术。应用表明,该技术可有效防止上倾井射孔管串在坐封桥塞和射孔过程中发生反冲下滑,避免电缆受损或被射流射断等工程复杂情况。

水平井段静止起动泵送在页岩气上倾井的应用

为避免页岩气上倾井电缆泵送桥塞与分簇射孔联作工艺出现的复杂情况,需要先泵送完成桥塞坐封再将管串起至直井段重新泵送完成多簇射孔,这一定程度上保障了上倾井作业安全,却使得作业时效低、经济性差。详细分析了水平井段静止起动泵送过程并将其划分为“静止”“起动加速”“稳定运行”“减速”4个阶段,结合力学分析建立了泵送推力、加速度、加速时间理论计算模型,并在长宁威远页岩气区块上倾井中开展现场应用。现场应用结果表明,该技术理论模型计算精度高,设计的静止起动泵送起动临界排量、阶段排量、极限速度等参数能指导现场施工,保障上倾井泵送桥塞与分簇射孔作业安全,同时显著提高了作业时效、节约了成本。

低倾角盆地重油二次运移成藏模式新解

近年来,重油油藏的成藏机理成为油气勘探研究的热点之一。重油油藏多见于前陆盆地等构造相对稳定的地质单元,其储层压实程度适中,孔、渗条件理想,埋深较浅,而且往往与深部的成熟富有机质烃源岩有着直接联系,但源、储间距离较远,因此二次运移对重油油藏的形成十分关键。前人研究认为,油气在进入3000 m以浅的高渗层后,浮力就成为(二次)运移的主要驱动力。新生成的油气在向盆地较浅地层运移的过程中,较轻的组分沿着输导层向上倾方向快速运移,而留下密度和粘度越来越大的液相流体;同时,长距离的二次运移增加了石油被生物降解的风险,从而使其粘度进一步增大。浮力不足叠加粘度增大,导致石油运移前缘的速度持续减缓并最终停滞。

页岩气上倾井泵送射孔关键点控制及应用实例

川渝地区页岩气井井眼轨迹复杂,泵送施工压力高,水平段较长,地层倾角大,施工难度较其他地区高。同时上倾井在泵送过程中极易出现各种复杂情况,为了提高页岩气泵送井施工整体的技术水平,提高施工质量,本文从枪串重量及长度控制、泵送推塞、桥塞坐封点火等几个关键环节进行分析,为以后的现场施工和施工设计的优化提供参考和依据。

锦屏二级水电站地下厂房上倾端头锚索支护施工工艺

锦屏二级水电站地下厂房开挖过程中，厂房顶拱及侧墙均发生较大变形。为有效地控制顶拱围岩变形和裂缝发展，保障施工期及后期构筑物安全，设计采用上倾预应力端头锚索进行岩体深层支护。本文详细闸述了在顶拱上倾预应力端头锚索施工过程中，各工序的工艺过程特点，分析并总结了上倾预应力端头锚索施工的工艺与普通锚索施工工艺的不同之处。