油气储运工程

油气储运工程 气液两相常温输送压降计算 学 生: 指导老师:张三平 崔老师 摘 要 气液两相流常温输送过程中要进行压降计算，其关键要确定流动形态， 采用常温输送是利用井口余热、余压对油气进行不加热输送，不但节省了能源和资源，而且是实现全密闭输送工艺的关键环节。这对油田生产有很大的意义。在探讨油、气、水混合物水平管流的压降计算的同时， 关键词:温度;持液率;流态;压差;计算 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 前 言 常温输送工况下的压降计算随着持液率的增大可用均相流模型进行两相流分析。对于两相流压降模型迄今未见有较为系统的研究成果。对于混输管路的研究还是在探索阶段，压降计算的准确率还只是停留在25%左右。为了使油管中油、气、水混输管路处于最优的工作状态，节省投资以提高输送效率，有必要开展水平管中油、气、水混合物流动规律的研究，对压降进行计算。 混输管路广泛应用于石油、化工及其它相关的行业中，尤其在油田开采过程中和采用油气水三相混输的管道上，由于其流动特性和研究成果可以优化管道 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 ，降低管道造价，确保管道的安全运行，因此对实际工程具有重要意义。油田输送管网的投资约占油田地面总投资的三分之一，输送能耗约占生产总能耗的五分之二。所以说常温输送是充分利用地层能量，减少能源消耗，节约投资，降低生产成本，提高经济效益的有效途径。在矿场技术工艺中实行常温输送，就是利用井口余热、余压对油水气混合物进行不加热输送。常温输送工艺不但节能、节资，而且是实现全密闭集输工艺的关键环节。 研究混输管线的压降规律，对推广常温输送新工艺起着一定的指导作用。 ? 目 录 第1章 概 述 ................................................................................................................ 1 1.1 研究目的 ..................................................................................................... 1 1.2 国论 .......................................................................................................................... 26 致 谢 .......................................................................................................................... 27 参考文 献 ...................................................................................................................... 28 附 录 .......................................................................................................................... 29 附程序 ............................................................................................................ 29 附表 ................................................................................................................ 33 ? 第1章 概 述 矿场气液混输管线的压降计算，属于多相流问题。常温输送工况下的压降计算只是它们的一个特例。压降的大小不但与参数有关，而且与管道的几何尺寸和多相之间所组成的流动形式有关。 输送温度的大小对压降起主导作用。由北三复线实验表明:液相压降与输送温度成反比，如列宾宗公式所示。气液两相流混输管路温度对压降的影响比较复杂。输送温度小于70?时，气体分子间碰撞速度减缓，液相粘度增大较快，压降随温度的减小而增大，液相对摩阻起主要作用。油气比是决定流动形态的重要因素，溶解气的存在会使管路压降减小。两相在水平管中流动时液相时，介质与管壁的相互作用主要是液相来完成，且液相流速总是滞后气相流速因此混输管路压降的大小主要受液相粘度的制约。在一定管道内，输量越大，管线越长，或管径越小，压降越大。 对于两相流不同学者提出了不同的流型。这里主要以两相介质分布的外形据贝克分流法将其液两相流分成7种形态:泡状流、气团流、层状流、波状流、冲击流、环状流、雾状流。在前人工作的基础上，李德选等人据贝克的这种分流法，判断出流型取相应的m和值,自己总结了压降的计算公式。 在李氏算法中，由于是常温输送对于全线的计算，为了简便起见忽略了温度的影响统一使用平均温度值，并且采用气液相混合物的平均流速。 1.1研究目的 在石油开采后，为了使油管中油、气、水混输管路处于最优的工作状态，节省投资以提高输送效率，有必要开展水平管中油、气、水混合物流动规律的研究，对压降进行计算。 油气水三相混输管广泛应用于石油、化工及其它相关的行业中，尤其在油田开采过程中和采用油气水三相混输的管道上，由于其流动特性和研究成果可以优化管道设计，降低管道造价，确保管道的安全运行，因此对实际工程具有重要意义。 而混输管路的常温输送工艺流程具有如下特点: (1)简化井口，完善联合站，中间不开口，节约能源，为原油稳定、轻油回收、降低集输系统油气损耗创造了条件。 (2)去掉了井口、计量站的加热设备，节约能源，管理方便，有利用于安 1 全生产。 (3)与加热流程相比减少了工程量，可节省建设投资并降低成本。 (4)可使计量站内流程进一步简化，减少局部压降。 油田输送管网的投资约占油田地面总投资的三分之一，输送能耗约占生产总能耗的五分之二。所以说常温输送是充分利用地层能量，减少能源消耗，节约投资，降低生产成本，提高经济效益的有效途径。 在矿场技术工艺中实行常温输送，就是利用井口余热、余压对油水气混合物进行不加热输送。常温输送工艺不但节能、节资，而且是实现全密闭集输工艺的关键环节。 1.2 国内外研究现状 1.2.1对流型的研究 在油气水三相混输的管路内，学者们对流型的定义存在较大的分歧。部分人认为三相流的流型与两相流的流型基本相同，两相流的流型图可以用于描述三相流如Baker流型图。另一部分人认为三相流的流型较多影响因素复杂，两相流的流型划分或者流型图不能用于判断三相流。 对于三相流，早在1955年，Sobocinski就研究了油气水三相流，发现在低流量下三相分层流动，而在高流量下出现了分散流，因而提出了划分三相流型的观点。随后，对三相流型的划分进行大量研究并取得了较快的进展。 1992 年，美国的Acikgoz和Lahay等学者发布了油气水三项流流型和体积含气率的研究成果。根据油基和水基的不同，他们提出并划分了油基分散气团流、油基分散段塞流、油基分散分层流、油基分散分层/波浪流、油基分离分层/波浪流、油基分离波状分离—环状流、油基分离/分散分离—环状流、水基分散段塞 环状流和水流、水基分散段塞流、水基分散分层/波状流、水基分离/分散分层—基分散分层—环状流10种流型。 在上述工作的基础上，建立了水平管中油气水三相流的流型图。由于涉及油基和水基的变化，因此油气水三相流流型之间的过渡和气液两相流也不同，显得 2 更加复杂。 1993-1996年，美国俄亥俄大学以Jepson为首的课题连续撰文,论述了他们在油气水方面的研究成果，包括流型、压降、分层流液膜厚度和段塞频率等流型图 2000年，周云龙等人发表了油气水三相流流型的研究成果。试验采用压降变化判断液相是油包水(W/O)型还是水包油型(O/W)型，并在保持气相流量和液相总流量不变的条件下，增加了含水率，使流型从W/O转变到O/W型。由于三相流的流型比两相流复杂，除了常见的气液两相流流型外，还出现了一些新的流型。以油包水(W/O)和水包油(O/W)型划分了以下流型。 3 (1)油包水型(W/O)，包括泡状流、分层流、波状分层流、气弹状流和环状流。 (2)水包油型(O/W)，包括泡状流、平滑分层流、波状分层流、弹状流和环状流。 在此基础上，建立了含水率为0.25、0.5、0.75时的流型图，理论模型与试验结果基本吻合。 气液两相流的研究是一个经典的研究课题。国内外的学者作了大量的研究。国外早在20世纪初就已经开展了石油工业油气多相规律的研究，他们主要研究了两相流的分类、流型图、管内压降的分布、管内压降的分布、温度场的分布、不同流型下换热规律、气—液两相间的传质、传热规律。1949年洛克哈特(Lochart)和马蒂内利(Martinelli)最先提出了水平管中压降的一般规律。它是早期应用较广一种计算方法。 1945-1967年间，贝克(Baker)发表了一系列有关油气混输管道压降计算的文章。Baker 所写的“石油和天然气”中对管线中的多相流进行了阐述。贝克认为在计算两相流压降前应先判断流型。 1960年，休斯顿大学的杜克勒等从1960年开始进行了较大规模的两相流研究。通过大量的收集资料和相似原理的应用，他们提出了计算水平气液两相流压降的新方法。 1967年，Orkiszewski推广了Griffith-Wallis的工作方法，建立了翻盖所有流型的垂直管两相流压降计算方法。泡状流用Griffith方法，段塞流中的密度用Griffith-Wallis方法，摩阻压力梯度用Orkiszewski的方法，段塞流与雾状流的过度区和雾状流均用Duns-Ros方法。 Orikiszewski采用了Hagedorn的原始数据，并定义了一个随液体类型、黏度和管径、流速的变化的系数，这个系数称为液体分布系数T。他认为液体分布系数T隐含说明了这一物理现象，即段塞流中的液体分布为液塞、气泡周围的液膜和气泡中的液滴。这些液体分布的变化都将改变总的摩擦损失，这种摩擦损失基本上由液塞和液膜来决定。当气泡举升速度为零时，流型变成雾状流。这种方法使Griffith-Wallis的段塞流计算延伸到高流量范围。 1972年，Aziz-Govier-Fogarasi在Govier等人研究的基础上，提出了比Duns-Ros更确切、简单的流动型态分布图。这种分布图流型转变界限明确，有表达式，计算机处理方便。通过这种型态图识别流型被证明是较好的方法之一。 Aziz等人是从气液两相流动机理分析出发，得出泡状流和段塞流压降计算方法的。在泡状流中，扩散在连续油中的小气泡以及混合物的运动，反映了泡状流的特征，气液相的密度差异使气泡的速度比液相速度和整个气液混合物的平均速 4 度更快。在段塞流中，流量的增加使大量的小气泡碰撞，合并成帽状气泡，即泰勒气泡，气泡间液体的运动形成了段塞。 Aziz-Govier-Fogarasi在密度和摩擦损失项中，通过气液两相分离作用，引入当地气相体积因素。显示了Aziz相关式与均相流动模型在方法上的差异。这种方在理论上是合理的，已成为石油工业界广泛接受的方法之一了。 1974年，格雷戈里(Gregory)、曼德汉(Mandhane)和阿济兹(Aziz)使用曼德汉等的流型分布图确定流态，总结出了不同流态下最佳计算方法。 1976年,泰特尔(Taitel)和杜克勒对水平和接近水平的气液两相管流进行分析， 得出了很巧妙的模型。 1981年,穆贾沃(Mujawar)和饶(Rao)发表了题为“水平管中气体—非牛顿液体两相流动”的文章。他们对洛克哈特—马蹄内利相关规律加以改进，将其扩展到气体—非牛顿两相流动，并进行室内实验研究，推导出了所有流动区域压降和持液率的计算公式。 1982年,法鲁齐(Farooqi)和查理森(Rechardson)发表了题为“光滑管中空气—液体(牛顿型和非牛顿型)的水平流动”的文章， 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 了他们的实验研究。流变指数N关联的试验数据，得到了团状流和持液率计算公式。 1984年,查哈布拉(chhabura)和查理森在总结前人工作的基础上，对气体—非牛顿液体两相流动的流动形态进行了深入研究。发表了题为“水平管中气体和非牛顿流体两相流动共流时流动形态的预测”的文章。文中指出，流体的物理性质对流动形态的影响甚微，所以可把气体—牛顿液体两相流动的研究成果直接应用到气体—非牛顿流体两相流。同年起，Bendisksen等人开始一直致力于两相流态模拟计算的研究，在假设的基础上建立了综合的组分分相流水力模型。 1985年，Sharma对气液两相流动中的冲击流型专门进行了研究，建立了计算模型，用于模拟冲击流动过程中的两相流现象。 1989年,泰特尔和杜克勒等人针对慢瞬变流工况，假设气液流动中气体处于准稳态，液相的动量方程采用稳态形式，建立了一个动态液相连续性方程和三个稳态方程组成的模型，此模型可用于解决所有流型的计算。它的优点是计算简单，可以得到稳定的数值解。缺点是不能处理复杂问题，结果不很精确。 1990年，Scott等人对水平或微倾斜管线段塞流的特征参数作了研究，建立了新的数学模型，可用于分析段塞流流型的气液两相流动。 1994年，Henau等人对管道内冲击流型进行了深入的研究，在假设基础上建立了冲击流的动态连续性方程和动量方程及不同流型下的结构方程，并采用了具有一阶精度的半稳式差分格式进行数值求解。Pauchon等人建立了新的计算动态气液两相流管路和井筒的模型，并提出了相应的数值解法。 5 我国是从70年代末开始广泛研究多相流动规律的。我院多相管流研究室在陈家琅教授的指导下，使多相流动研究水平处于国 ——体积含油率。 频率。使用Hill-Wood 关系式(见式1-2)计算段塞频率，其相对误差只有8%，比较准确。 6 --h~(1-2) 式中 ω——段塞频率，1/s; D——管径，m; hl——无因次液膜厚度，m; ——气相流速，m/s; ——液相流速，m/s。 1994年，Stapelerg等发表了油气水三相段塞流的研究成果。在建立段塞频率和摩擦压降的预测方法时，首先将三相流的Lockhart-Martinelli参数定义为油水两相压降与气体压降的比值，并给出了修正的Lockhart-Martinelli参数X的计算式， 选用Tronconi关系式计算段塞频率: 式中 ——气相的密度，kg/m3; ——液相的密度，kg/m3; hl——液相高度，Lockhart-Martinelli修正参数X的函数，m。 他们使用激光技术测量了段塞频率，预测值与实测值的误差小于气液两相流。假设油水混合均匀，当气相流速在不大于3m/s情况下计算油气水三相段塞压降时，使用Dukler或者Aziz方法可以获得理想的结果，但计算时必须知道段塞频率。当气相流速较高时，需要确定段塞长度，才能利用Aziz的方法计算压降，此时平均误差在20%左右。段塞长度可以实测，也可以采用Aziz的推荐式(ls=30D)算。 1995年，Taitel Y 和 Barnea D 等著名学者对圆管中的分层流动进行了分析，给出了解决油气水三相分层流动的理论方法，目的是为了计算水层和气体的阻力。如果将这些值计算出来，许多其它关于液-液-气的变量，例如流速、压降和稳定的准则就可以计算出来。 1999年，张西民等人撰文发表了其研究成果，揭示了摩擦阻力压降随折算气体、折算液体、油水混合物中含水率以及管径的变化规律，并导出了计算油气水三相流的分层流、泡状流、间歇流、及环状流的摩擦阻力压降倍率公式。其中，使用了双流体模型来计算油气水三相流体的真实密度。油气水三相流体的真实密度为: ) - (1-4 7 gg(1-3) -D) ——三相流体的真实密度，kg/m3; 式中 ——截面含气率; ——气体的密度，kg/m3; ρl——液体的密度，kg/m3。 油水乳化液的密度公式为: - ——含水率; 式中 ——密度，kg/m3。 (1-5) 经研究得出:这算气速、折算液速和含水率是影响水平管 (1-6) 式中 P——压力，Pa; ls——液弹长度，m; 8 lf——液膜区长度，m; π——圆周率; D——管径，m; τ——切应力，N; ——液膜的壁面切应力，N; Slf——液膜与壁面的接触周长，m; ——气相的壁面切应力，N; Sgf——气相与壁面的接触周长，m。 他们认为，对应于相同的油、气、水三相体积通量，油气水三相流可由流动引起多种复杂的液-液相态，致使管道内壁流体附面层物性不同，三相流体阻力损失存在多值性。对不同的液-液相态建立了与之相适应的阻力损失计算模型，取得了较好的效果。 杨莜蘅与张国忠编写的《输油管道设计与管理》介绍了输油管道的概况。油气混输管路的内容在冯叔初，郭揆常，王学敏编的有石油工程出版社的《油气集输》一书中有所介绍。宫敬在《油气储运》中也介绍了混输技术与输送的知识。混输工艺中最重要的两个参数就是持液率和压降。随着持液率的增大可用均相流模型进行两相流分析。对于两相流压降模型迄今未见有较为系统的研究成果。对于混输管路的研究还是在探索阶段，压降计算的准确率还只是停留在25%左右。 1.3 9 第2章 计算过程 2.1沿程压降 根据实际情况，综合考虑了生产参数，管道几何尺寸，液相粘度，溶解油气比的影响推演出下述压降经验公式 式中 P2——管线起点绝对压力，MPa; T——气液相平均温度，?; --14-P2 (2-1)0gD5--m T2,T1——管线气液流起、止点温度，?; Gl——液相流量，t/d; ——液相工况下的粘度(当输送温度大于凝固点时，直接查粘温曲线得 到;当输送温度低于凝固点时，由剪切速率Dr决定)， D——管线贝克流型图 10 在管道中液体流量不变，气体流量从小到大的条件下，七种流态发生的顺序是:泡状流、气团流、层状流、波状流、冲击流(断塞流)、环状流、雾状流。 2.2流态判别公式—贝克分流法 (2-2) oL 9800 (2-3) 式中 Pl——液滴表面张力，N/m; 、——气相、液相重度，kN/m3; 其余符号同前。 2.3液相为非牛顿流体时剪切速率的确定 对于任何流体，下式均成立 () D4n 式中 Dr——剪切速率，1/s。 根据 (2-4) V (2- D 式中 V——两相流混合流速，m/s。 11 混合流速由下式决定 式中 `-6) ηoT2 (2-7) 2930P2 其余符号同前。 由实践可知，运用式(2-5)计算常温输送工况下的剪切速率，在冲击流和环状流、气泡流、气团流都可以得到满意的结果;而对于层状流则偏小，这是因为层状流时液相的过流断面直径小于D的原因。 2.4计算步骤 (1)当给定管路工况参数后，利用输送温度来判别液相属于牛顿流体或非牛 流体。 (2)当液相属于牛顿流体时，由温度t查出此温度下的液相粘度，利用式(2-2)判别流态，在表中查出m、值，代入式(2-1)即可得出所要求的压降值。 (3)当液相属于非牛流时，利用式(2-5)、式(2-6)计算液相剪切速率Dr，再由温度t和Dr查粘温曲线找出此工况下的粘度，继而利用式(2-2)、式(2-3)、式(2-1)判别流态，计算压降。 12 第3章 原油、天然气和水的物性参数 石油与天然气在不同的状态下性质会不同，特别是石油和天然气在油气层及开采过程中都处于较高的温度和压力条件下，与地面脱气原油相比，不仅相态有变化，而且其物理性质也有很大的差别。因此，在油气两相管流的计算中，我们必须掌握石油和天然气的高压物性特点、变化规律及影响因素，这对油田开发、渗流计算、储存和加工等工艺都有必不可少的参数和资料。 对于高压物性参数的计算， 3.1溶解油气比 原油在开采过程中与地面脱气油相比，最大的特点就是在较高的温度和压力条件下溶有一定量的气体。所以，影响原油高压物性的一个重要因素就是油中溶解气量的大小，通常用溶解油气比来表示，它定义为:单位体积的地面原油在一定的温度和压力条件下所溶解的天然气的 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 体积。 瓦兹奎兹和贝克斯考虑到早期的相关规律多是基于一定油田的为数不多的数据得出的，于是他们在收集了世界上许多油田的600多个实验室的PVT分析结果，分析了6000多组数据，发现天然气的相对密度是一个很重要的影响因素。由于压力为689.5KPa时十分接近于油井分离器的实际情况，因此他们采用表压作为参照压力。 计算天然气在689.5KPa表压下的相对密度 .5-- 32 ) lg ( 0 .001265 P `)] (3-1) δo 式中 ——689.5KPa表压下的天然气相对密度，无因次; ——689.5KPa表压和温度t下的天然气相对密度，无因次; t`——温度，?; P`——绝对压力，KPa。 1980年瓦兹奎兹和贝格斯给出了四种计算流体物性参数的相关规律。其中，计算溶解油比的公式如下: 13 (3-2) 其中: 式中 (3-3) Ss——溶解油气比，无因次 ——689.5kPa表压下的天然气相对密度，无因次; ——压力p(绝对)和温度t下的天然气相对密度，无因次; ——原油相对密度，无因次。 C1、C2、C3——系数，其值见表3-1; p——压力(绝对)，kPa。 表3-1 系数C1、C2、C3 3.2 原油体积系数 原油体积系数是指原油在一定的温度和压力条件下的体积同其在地面标准状况下脱气后的体积之比。 从定义可以看出，原油体积系数表示了单位体积的地面脱气原油在该温度以及压力下的体积。 p?Pb时 (1) (3-4) 14 式中 Bo——体积系数，无因次 C1、C2、C3——系数，其值见表3-2 表3-2 系数 (2)时 (3-5) 其中 (3-6) a6P 式中 Bob——泡点压力Pb下的原油体积系数，m3/m3;， ， ， ，， 。 3.3 天然气的压缩系数 当天然气的压力低于35MPa时，它的压缩系数Z可以按下式计算: - 1.- - 2 (3-7) )ρ TrTr3rTrTr3r 其中 (3-8) c T (3-10) 式中 Z——天然气的压缩系数，无因次; Tr——对比温度，无因次; 温度，K; T—— 15 0.27Pr ZTrPPc(3-9) Tc——天然气的假临界温度，K。可以根据不同条件，按式(3-11)、 (3-13)或(3-15)计算; ——天然气的对比密度，无因次; Pr——天然气的对比压力，无因次; Pc——天然气的临界压力，KPa。可以根据不同条件，按式(3-11)、 (3-13)、(3-15)或(3-17)计算。 天然气的假临界温度Tc和假临界压力Pc，可以根据不同情况按下面的公式计算。 3.3.1 富气 (1) 当天然气的相对密度空气为1)时 (3-10) 132cng P - .48 δ (3- cng (2) 当时 (3-12) (3-13) -248.21δng 3.3.2 贫气 (1) 当时 -14) -15) (2) 当时 -16) -17) 当按(3-7)计算Z值时，需要使用迭代法。一般从设Z=1开始，迭代5次即可。 16 3.4 原油和气相的密度 3.4.1原油的密度 因为沿管路各个断面上两相流的体积流量是逐渐增大的，而质量流量始终不变，所以两相流的密度是逐渐减小的。在压力P和温度T下，伴随1立方米地面脱气原油的液相总质量应是原油密度 ，故其液相密度为? 体积为 (溶于原油中的水的质量的之和，其 ) (3-18) ——液相密度(原油的密度)，kg/m3; 式中 ——油的密度，860kg/m3; ——水的密度，1000kg/m3; Vw——管道条件下，伴随1立方米地面脱气原油的水体积，m3/m3。 3.4.2 气相的密度 对于油水混合物中，气相密度为: (3-19) 3.5 原油、水、天然气间的表面张力 3.5.1原油-天然气的表面张力 原油—天然气的表面张力可按照下式计算: (3-20) 式中 —— 原油—天然气的表面张力，mN/m。 17 3.5.2水—天然气的表面张力 卡茨等总结了霍科特和霍夫等的工作，给出了预计水—天然气的表面张力的曲线图。该图可以回归为下式: -0.000877P 式中 ——水—天然气的表面张力，mN/m。 当需要计算油、水混合物—天然气的表面张力时，可以取 式中 ——油、水混合物—天然气的表面张力，mN/m; fo——油、水混合物的体积含油率，无因次; fw——油、水混合物的体积含水率，无因次。 3.6含水原油的流变指数 N.0028997f22 N2523 式中 tp——平均温度，?; 18 3-21)3-22)3-23) 3-24) 3-25) 3-26) ( ( ( ( ( ( 第4章 软件编制及计算结果分析 4.1 计算一口井的过程 在软件编制之前，根据大庆油田现状以及油田中某一口自喷井的实测生产数据，对一口井及对应的站进行了手算。基本过程是:根据第一章、二章相应的计算公式以及对应的参数进行计算，判断出流态，得出相应的m和值，算出计算压降。把计算压降与于真实压降进行比较，得出其百分比误差。由于程序内字母表达所限，本计算过程的代表符号不完全符合国际标准。 例:该井的产液量为150.8m3/d，产气量为2208m3/d，含水率80%,井口温度39?，站内温度38?，井口压力为0.4Mpa(表压)，站内压力0.3MPa，原油相对密度0.86，气体相对密度0.8069，管长470米，油管直径为82mm，弯头数7，阀门数2。 解: (1)求总管长?L: 据水力学查得弯头当量为10，阀门当量为18。所以有: =478.692m (2)求管线平均压力Pp: =(0.4-0.3)/2 =50 kPa (3)求管线平均温度tp: tp=(t1+t2)/2 =(39+38)/2 =38.5 ? (4)求天然气在表压标况下的相对密度: =0.70976 (5)求原油的溶解油气比Ss: ×e23.931×(141.5-131.5×0.86)/[0.86×(1.8×20+32)] =0.9738 (6)求原油的体积系数Bo: 615×C3×Ss Bo=1+5.615×C1×Ss+C2×(1.8×tp-28)×(141.5- ×(1.8×tp-28)×(141.5- =1+5.615×4.67×10-4×0.9738+1.1×10-5×(1.8×38.5-28)×(141.5-131.5× 0.86)/(0.86×0.70976)+5.615×1.337×10-9×0.9738×(1.8×38.5-28)×(141.5-131.5×0.8 6)/(0.86×0.70976) =1.0237 (7)气液相密度: 临界温度Tc: Tc=132+116.67×Mgp; 临界压力Pc: Pc=5102-689.48×Mgp; 对比温度Tr: Tr=(tp+273.15)/Tc; 对比压力Pr: Pr=Pp/Pc; 假设Z=1代入 天然气的对比密度:Mr=(0.27×Pr)/(Z×Tr) 2天然气的压缩系数:Z=1+(0.31526-1.0467/Tr-0.5783/Tr )×Mr+(0.5353- 0.6123/Tr+0.6815/Tr)×Mr 经过循环迭代 Z=0.98879 气体的密度: 32 =0.94kg/m3 气相相对密度: =3.19164 气相重度: 液相密度: 液相相对密度: 20 =967.2255kg/m3 液相重度: (8)流变指数: =-18.4533 =37.1152 =-17.7520 =0.9098 (9)剪切速率的视粘度nd: 产液量Gll: 生产油气比Go: 两相混合流速Vp: 剪切速率Dr: =136.7769 剪切速率的视粘度 =50.0647 =0.0000 21 =51.6297 =0.02 剪切速率的视粘度nd: =0.013416 (10)判别流态: 原油-天然气的表面张力Ro: =27.5672 水-天然气的表面张力Rw: =3.1484 油水混合物-天然气的表面张力Rl: =8.1243 用贝克分流法判别流态 ol 9800 = 134361.5595 = 3847.1319 (11)取值计算压降和误差: 由以上数据可得为气泡流，m取值在0.4~0.7间，。所以这里我们取 m=0.42; 计算压差Pchj: -m -14 (D/1000)5- 22 =0.101314MPa 实际压差Pch1: =0.1MPa 误差E: =-1.3136% 4.2 软件程序编制 数值计算程序的运行，一方面要求计算机的速度要快;另一方面要求计算机有较大的内存容量。同时，对程序开发平台和开发工具也有着较高的要求。 (1)语言简洁、紧凑，使用方便灵活。 2)运算符丰富。 ( (3)数据结构丰富，具有现代化语言的各种数据结构。 (4)具有结构化的控制语句。 5)语法限制不太严格，程序设计自由度大。 ( (6)C语句言语允许直接访问物理地址，能进行位操作，能实现汇编语言的大部分功能，可以直接对硬件进行操作。 (7)生成目标代码质量高，程序执行效率高。 (6)用C语言写的程序可移植性好。 根据以上的这些优点 本设计涉及到常温输送压降计算方法。 23 4.3 评价的依据 在本研究中，以大庆油田70井次的实测数据作为评价的依据。实际数据如附表所示。 在这70井次数据的含水率定为:当含水率(重度比)时，定为低含水率;当时，定为中含水率;当时，定为高含水率。 4.4 本研究中所用的误差参数 误差参数可表示为 百分误差 式中 E——平均误差; nei ei——各个井的误差; Pshii——各个井的实际压差; 其中E主要反映精确性。 4.5 评价的结果 对于70井次的总体来说，经过计算，这种压差计算方法的平均百分误差如附表所示。经过整理和对贝克分流法中m 值的修订得李氏算法的平均百分误差为 8.8%。 在进行以上的评价计算中，我们曾对于油水混合物的粘度计算选用了非乳化液和乳化液两种情况。结果表明，在我们所选的检验条件下，油水混合物的粘度的影响是不大的。这是因为在水平管路中，加速压差是可以忽略不计，受粘度影响较大的摩阻压差一般只占百分之几。所以，我们在物理性质参数的计算中，选用乳化液来计算油水混合物的粘度。 然而，在计算中发现对误差影响较大的却是含水率的不同和生产油气比的不同。假如按低、中、高含水率及低、中生产油气比将这70口井细致分类，则在不同情况下其平均百分误差不同，因此这里对含水率较小或产气量相对较大的数据的m值进行了相应的扩充。经过改变m的取值范围，这些计算数据与实际数 据误差减小了几十个百分点，特别对于低含水率的原油这种变化相当明显由原来的77.6%降为现在的2.324%，其它含水率的百分误差也相对减少了很多。具体数据 24 见表4-1: 表4-1 在不同含水率下的平均百分误差 计算过程中，这里涉及到的流态绝大多数是气泡流，但由于不同工况的影响，判断流态时不同的、之比在50以上时，虽然是气泡流，但相应的m值已不能使精确度达到理想的状态，因此这里对m 的取值进行了修正使得它的范围扩大到了0.2-0.7。结果误差大大减少，即计算压差很接近实际值。 4.6 误差分析 影响误差的因素有: (1)低、中、高不同含水率的影响。由以上表4-2的数据，可以知道低含水率的原油由于改变了m的值平均百分误差较小，m没改变的中含水率误差居中，高含水率平均百分误差最大。 (2)生产油气比的影响。生产油气比直接影响着油、气、水混合物的平均密度，进而影响着计算管中流压，所以对百分误差影响很大。 (3)实测数据本身也存在着测量误差。 (4)高压物性资料的缺陷，也是产生误差的一个重要的原因。 (5)经验公式本身、近似计算及统计都存在着误差。 25 结 论 (1)油气水多相流动过程中，将油水混合物处理为单相液体时应注意含水原油的流变特性。 (2) (3)含水率和生产油气比的不同对结果影响很大，在不同的低、中、高含水率和低、中生产油气比下，李氏算法精确度还是比较高的。 (4)同种方法在不同含水率和生产油气比的情况下比较，m 值改变后李氏算法用于低高含水率和低生产油气比更精确。 26 致 谢 与此同时还要感谢龙安厚老师、贺凤云老师等储运教研室的老师，他们在设计 过程中给了不同的帮助。 27 参考文献 [1] 华东石油学院储运教研室.输油管线的设计与管理[M].北京:石油工业出版 社,1979,39-208. [2] 陈家琅.水力学[M].北京:石油工业出版社,1980,173-178. [3] Sobocinski D P et al: Horizontal co—current flow at water/gas oil/air, M.S. Thesis, Univ. of Oklahoma, [D].1955. [4] Lee A H et al: Study of flow regime of transition oil/water/gas mixtrue in horizontal pipelines,Proc.3trd. Offshore and Polar Eng. Conf. Singapore, [R].1993. [5] Neogi S et al : A model for multiphase(gas/oil/water)stratified flow in horizontal pipelines [J].SPE 28799,1994. [6] Taitel Y and Dulker A E:A model for predicting flow regime transitions in horizontal gas/liquid flow,AIChE J.[M].1976(22). [7] 吴浩江,李江等.水平管内油气水三相流流型的实验研究[J].油气储 运.1999,18(7):3-4. [8] 陈家琅.石油气液两相管流[M].北京:石油工业出版社,1989,8-106. [9] 刘定智.多相混输技术的研究及其应用[M].西南石油学院,2003,57-65. [10] Orkiszewski.,Handbook of Natural Gas Engineering[M].Mc Graw Hill Book Co.,Inc.,1967. [11] 杨广峰,吴明,王卫强，马贵阳.油气储运[J].水平管油气水三相流的发展进 展.2006,25(3):1-6. [12] 陈杰,孙红彦,梁志鹏等.水平管内油水两相流流型的试验研究[J].油气储 运.2000,19(12):27-31. [13] 王琪,王树众.垂直下降管内油气水三相流摩擦压力降的实验研究.[J]工程 热物理学报,2002,23(4):23-25. [14] 牛冬梅,苏新军.水平管内油气水三相流动摩擦压降的实验研究[J].油气储 运,2002,21(1):11-13. [15] 张修刚,牛冬琴.水平管内油水两相流动摩擦压降的实验研究[J].油气储 运,2003,22(2):47-50. [16] 李德选,周立博,聂宝京.气液两相常温输送工艺及压降计算[J].油气储运. 1986,5(6). 28 附 录 附程序 #include<math.h> main() { double L,G,H,D,Pp,P1,P2,Pch,Pch1,tp,t1,t2,Mdgs,Mgp,Mo,Ss,c1,c2,c3,Bo,Z,Z1, Tc,Tr,Pc,Pr,Mr,Dr,N,N1,N2,N3,Mdg,Mdgp,Mdop,Vp,Va,Vb,rg,rl,Mdo,fw,Gl,Ql,Qg, Go,Go1,Gll,Glz,s1,s2,A,B,C,K,nd,Ro,Rw,Rl,Bx,By,m,B1,Pchj,E; scanf("%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf,%lf",&Ql, &Qg,&fw,&t1, &t2,&P1,&P2,&Mo,&Mgp,&L,&D,&G,&a mp;H); L=L+(G*10+H*18)*D/1000; printf("L=%lf\n",L); Pch=(P1-P2)/2; Pp=(P2+Pch)*1000; printf("Pp=%f\n",Pp); tp=(t1+t2)/2; printf("tp=%lf\n",tp); Mdgs=Mgp*(1+0.000059125*((141.5- 131.5*Mo)/Mo)*(1.8*20+32)*log10(0.001265*98.0665)); printf("Mdgs=%lf\n",Mdgs); { if(Mo<0.8762) {c1=0.01781;c2=1.1870;c3=23.9310;} else {c1=0.0362;c2=1.0937;c3=25.7240;} Ss=0.1781*c1*Mdgs*pow(0.1450*Pp,c2)*exp(c3*(141.5-131.5*Mo)/(Mo *(1.8*tp+492.0))); } printf("Ss=%lf\n",Ss); { if(Mo<0.8762) { 29 c1=4.670*pow(0.1,4); c2=1.100*pow(0.1,5); c3=1.337*pow(0.1,9); } else { c1=4.677*pow(0.1,4); c2=1.751*pow(0.1,5); c3=-1.811*pow(0.1,8); } { Bo=1+5.615*c1*Ss+c2*(1.8*tp-28)*(141.5- 131.5*Mo)/(Mo*Mdgs)+5.615*c3*Ss*(1.8*tp-28)*(141.5-131.5*Mo)/(Mo *Mdgs); } printf("Bo=%lf\n",Bo); } {if(Mgp>=0.7) { Tc=132+116.67*Mgp; Pc=5102-689.48*Mgp; } else { Tc=106+152.22*Mgp; Pc=4778-248.21*Mgp; } Tr=(tp+273.15)/Tc; Pr=(Pp)/Pc; Z=1; do { Mr=(0.27*Pr)/(Z*Tr); Z=1+(0.31526-1.0467/Tr-0.5783/pow(Tr,2))*Mr+(0.5353- 30 0.6123/Tr+0.6815/pow(Tr,3))*pow(Mr,2); Z1=Z; } while(fabs(Z-Z1)>1e-6); printf("Z1=%lf\n",Z1); } Mdg=Mgp*1.165; Mdgp=Pp*293.15*Mdg/(Z*98.0665*(273.15+tp)); rg=Mdg*9.8; Mdo=Mo*1000; Mdop=(Mdo+Mdg*Ss+1000*(fw/(1-fw)))/(1.0256276+(fw/(1-fw))); rl=Mdop*9.8/1000; printf("Mdg=%lf\nMdgp=%lf\nrg=%lf\nMdo=%lf\nMdop=%lf\nrl=%lf\n&q uot;,Mdg, Mdgp,rg,Mdo,Mdop,rl) ; N1=4.9605+0.0359*fw-0.6089*tp+0.0001684*pow(fw,2); N2=0.0251*pow(tp,2)-0.0028997*fw*tp-4.3766*(1e-6)*pow(fw,3); N3=8.8371*(1e-6)*pow(fw,2)*tp+4.0914*(1e-5)*fw*pow(tp,2)-3.1193*(1e- 4)*pow(tp,3); N=N1+N2+N3; printf("N1=%lf,N2=%lf,N3=%lf,N=%lf\n",N1,N2,N3,N); s1=Mdo*Ql*(1-fw); s2=Ql*fw*1000; Glz=(s1+s2)/3600; Gll=Glz/24; printf("s1=%lf\n,s2=%lf\n,Gll=%lf\n",s1,s2,Gll); Go=Qg/(Gll*24*3600/1000.0); Go1=(Go*(t1+273.15))/(2930*(P1+0.098)); printf("Go=%lf,Go1=%lf\n",Go,Go1); Va=21600*3.14*pow((D/1000),2)*1000; Vb=Gll*24*3600/Va; Vp=Vb*(9.8/rl+Go1); Dr=(8*Vp*1000/D)*(3*N+1)/(4*N); printf("Vp=%lf\nDr=%lf\n",Vp,Dr); A=log(5.7577*(1e-4)*pow(tp,15.7573)*cos(pow(fw/180,27.7133))); 31 B=29.608*pow(log(cos(fw/180)),2); C=(log(tp))*log(pow(cos(fw/180),7.3837)*pow(tp,3.874)); K=exp(A+B-C)/10; printf("A=%lf\nB=%lf\nC=%lf\nK=%lf\n",A,B,C,K); nd=K*pow(Dr,(N-1)); printf("nd=%lf\n",nd); Ro=(42.4-0.047*(1.8*tp+32)-0.267*((141.4- 131.5*Mo)/Mo))*1/(exp(0.0001015*(Pp+98))); Rw=((248-18*tp)/206)*(76*(1/(exp(0.00003625*(Pp+98))))- 52.5+0.00087*(Pp+98))+52.5-0.00087*(Pp+98); Rl=Ro *(Bo/(Bo+(fw/(1-fw))))+ Rw*((fw/(1-fw)/(Bo+(fw/(1-fw))))); printf("Ro=%lf\nRw=%lf\nRl=%lf\n",Ro,Rw,Rl); Bx=211*sqrt(rl*1000/rg)*pow(nd/1000,1.0/3.0)*1000/(Go*Rl*pow(rl/9800.0,(2.0/ 3.0))); By=0.3758*(Gll*24*3600/1000*Go/(pow(D/1000.0,2)))*sqrt(rg/(1000*rl)); printf("Bx=%lf\nBy=%lf\n",Bx,By); scanf("%lf,%lf",&m,&B1); Pchj=sqrt(pow(P1+0.098,2)+B1*(tp+273.15)*Go*pow((1000+Go),(1- m))*pow(nd,m)*pow((s1+s2)/1000,(2-m))*L/1000.0*(1e-14)/(pow(D/1000,5-m)*p ow((1+Go*(rg/1000)/9.8),m)))-P1-0.098; Pch1=P1-P2; E=((Pch1-Pchj)/Pch1); printf("Pchj=%lf\nPch1=%lf\nE=%lf",Pchj,Pch1,E); } 32 附表 33 34 35 36 37