海底输水管道转输油气混合介质可行性研究

为了研究海底输水管道转输油气混合介质工艺的可行性,建立了无保温海底管道油气混输压降模型和温降模型。利用所建模型,模拟计算不同工况下无保温混输管道的压降、温降情况;为了验证模型的准确性,利用空气和水模拟油气混合物进行现场试验。试验结果表明,混输管道采用入口压力2.00 MPa、温度70.0℃、气液比100 m3/t的参数运行平稳。如果投产后期需要提高输送压力,就要在海底输水管道进入平台末端加设压力控制阀,这样可防止其两端压差过大而造成压力和温度损失。由于混输管道没有保温装置,所以不能在冬季运行,可以在维修原输油、输气管道期间,对混输管道进行在线改造,防止海水温度降低导致的不良后果。

离心式高压油气透平内流数值研究

为了解决井口天然气节流过程中压力能浪费严重、现有透平技术难以直接利用油气介质压力能的问题,对天然气井口压力能利用离心式高压油气透平进行整机建模及网格离散,并将包含若干凝析油及天然气组分的混合介质热物性拟合为压力及温度的函数以构建真实介质热物性模型。采用计算流体力学软件开展真实介质条件下的高压油气透平整机流场数值模拟,获得了高压油气透平在设计及非设计工况下的内流特性及整机性能。研究结果表明:①在设计工况下,整机流动状况良好,仅在叶轮流道出现部分分离,透平效率为73.33%,功率为375.93 kW;②随着压力升高,透平流量及功率逐渐增加,但是进口压力的升高将破坏喷嘴—叶轮的流动匹配,使得流道中流动分离及损失增大、整机效率降低;③随着气油比的增加,透平流量减小,功率变化不明显,但气油比的增加改善了透平内流的特性,使得整机效率显著提升。结论认为,该离心式油气透平在高压压力介于20~50 MPa及气油比介于160~400 m^(3)/t的条件下具有较高的整机效率,但是其内流匹配及整机效率受进口压力及气油比的显著影响。