油田环状集输流程集输系统节能关键技术研究.doc

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1、油田环状集输流程集输系统节能关键技术研究摘 要石油多相流是目前国内外相关领域的学者研究的重点之一，其研究不仅具有较高的学术价值，也具有重大的工程意义。大庆油田采油八厂的原油集输系统大多采用环状掺水集油工艺,计量间的每个集油环管辖35口油井,在多年的实际运行过程中,各项集输参数没有随着油井开发参数的变化而进行相应的调整。同时,调控不平衡和控制参数过于保守也导致能耗升高。以2002年为例，转油站平均掺水温度达到78.0,回油进站平均温度达到48.0,全厂平均单井掺水量1.3m3/h,大站补水量3600.0m3/d。平均集输吨油耗气65.2m3,个别区块达到120.0m3,吨液耗气39.7m3,综合

2、用电单耗199.76kWh。能耗高已成为目前该厂集输系统运行的主要问题。为了降低油田集输系统生产过程中的能耗，研究油气水三相流传热规律，促进国内石油多相流学科的发展，本文以大庆油田采油八厂集输系统的生产现场作为研究对象，通过在计量间的生产现场建立流型观测装置，摸索了油气水三相流的流型，找出了油气水三相流的安全混输温度界限。同时，根据工程热力学、传热学、流体力学等知识，建立环状集输流程油气水三相流的热力、水力计算模型，并结合现场试验数据对模型进行了修正。最后，本文以上述这些研究为基础，建立了油田集输系统优化模型，并与油田现场的生产数据进行了比较，结果表明：通过本文的研究在现场应用后节能效果显著。

3、关键词：石油，环状集输流程，集输系统，节能A Study On Motion ControlOf Virtual Human In Virtual Training Simulation SystemABSTRACT英文摘要中的论文题目及“Abstract”字样各独占一行，居中排版，均用Times New Roman 字体四号加粗；摘要内容用Times New Roman 字体小四号书写。virtual training simulation is training simulation based on virtual reality technique,which is the compu

4、ter mapping to the taining process. As the virtual technique became more and more mature,virtual human will be embedded in the environment of virtual training simulation, as the expresstion the trainee in the environment of virtual training.Trainee can interact with virtual human in the virtual envi

5、ronment,immersing in it,studying and training.The expressing method of human body model are analyzed and studied in this paper,and selected Keywords: “Key words： ”需加粗。virtual training simulation, virtual human, multi-rigid-body system, motion control technology, Inverse Kinametics创新点摘要本文主要研究的是油田集输系统

6、中节能关键技术，其创新点如下：1首次在油田环状集输流程上建立相关的试验装置，以用于观测流型和其他参数的测试。2提出了油田环状集输流程的热力、水力计算模型。3给出了油田环状集输流程集输系统的优化运行思想，并进行了实例优化计算，与此同时，将本文的研究结论和油田生产实际进行了节能效果比较。目 录1 概述11.1 课题研究的目的意义11.2 合同委托开发的内容12 国内外研究现状32.1 油气水三相流安全混输界限的研究现状32.2 油气水三相流流型的研究现状52.3 油气水三相流压降的研究现状92.4 油气水三相流温降的研究现状112.5 本课题组在该领域的研究现状123 试验工艺流程及方案143.1

7、 试验装置及工艺流程图143.2 试验方案144 油气水三相流的流型研究及安全混输温度界限试验164.1 试验井及集油管道的基本情况164.2 试验过程介绍174.3 流型测试结果及分析184.3.1流型测试结果184.3.2 流型分析214.4 本章小结225 试验结果汇总与分析235.1 试验结果汇总235.2 试验结果分析245.3 试验结果对生产的指导建议255.3.1计算公式265.3.2计算结果265.4 本章小结286 环状集输流程的热力、水力计算方法研究296.1 环状集输流程的热力计算方法研究296.1.1 油气水三相流的温降模型296.1.2 温降实测结果与理论计算结果比较

8、及分析336.2 环状集输流程的水力计算方法研究366.2.1 油气水三相流的压降模型366.2.2 混输管道中介质的物性参数376.2.3 压降试验研究406.3 结蜡对水力、热力计算的影响446.4 本章小结457 环状集输流程优化运行研究467.1 概述467.2 影响输送成本的因素分析467.3 优化模型的建立与求解478 环状集输流程节能运行管理软件498.1 软件适用范围498.2 软件运行环境498.2.1 硬件环境498.2.2 支持软件498.3 软件的安装508.4 软件的使用说明539 优化实例及效益预测629.1 优化实例629.2 对比分析及效益预测6210 结论65

9、附录66学位论文独创性声明I学位论文使用授权声明I摘 要IIABSTRACTIII创新点摘要IV前 言1第一章 虚拟人物的模型的建立31.1 虚拟人的几何建模31.1.1 几何建模方法概述643结 论7参考文献9发表文章目录10致 谢11前言0.1 研究的目的、意义我国大多数油田所产原油属于石蜡基原油，为了保证原油正常集输，早期油气集输系统普遍采用以油田气为燃料的加热输送工艺，即采取向油井产出的油气水混合物内掺高温水或热水伴热等技术措施，提高油气水混合物的温度，使油井产出的油气得以安全有效地收集和输送。我国各油田每集输1t原油平均耗气1535 m3，大庆油田集油能耗已占地面工程总能耗的78%，

10、能耗巨大。随着油田开发的深入，目前我国东部陆上油田大部分已进入开发后期，绝大多数油井综合含水已超过85%，进入高含水后期，集输原油加热能耗越来越大。随着油井综合含水的上升，油田面临着水、电、气等所用能源紧缺的局面，严重地影响着油田的开发生产，因此，节能降耗已成为油田至关重要的亟待解决的问题。目前，大庆油田集输吨油耗气以超过30m3，而采油八厂集输吨油耗气已超过50m3,大大超过大庆油田的平均油气集输能耗，节能降耗是采油八厂降低生产成本的关键。对油井实施不加热集油是国内外矿场油气集输系统节能降耗的主要措施之一。从二十世纪七十年代开始，我国胜利、中原、辽河、长庆、扶余、华北、江苏、河南、大庆等油田

11、相继开展了油气水混输不加热输送工艺的试验研究。迄今，已成功研究了自然不加热集输、化学辅助、掺常温水辅助等若干不加热集输工艺技术，并在生产中应用。但由于不加热集输属于油气水三相输送，对于环状集输流程降低掺水温度，进行优化运行的基础理论和影响因素研究很不完善，安全混输温度界限的确定及水力、热力计算方法缺乏系统的试验及理论依据，集输运行管理主要凭技术人员的经验进行。因此，为了节能降耗，进一步提高油田整体经济效益和油气资源综合利用水平，急需重新确定环状集输流程油气水混输管道安全混输温度界限，并研究相应的水力、热力计算方法，开发相应的节能运行管理软件，为采油八厂乃至同类油田集输流程实施和推广优化运行提供

12、技术支持。0.2研究现状 0.2.1 油气水三相流安全混输界限的研究现状 为降低原油集输的自耗气量，合理利用油田气资源，从70年代到80年代，胜利、中原、辽河、长庆、扶余、华北、江苏、河南、大庆等油田相继开展了油气水不加热输送工艺的试验研究。迄今，已成功研究了自然不加热集输输送及化学辅助、通球辅助、掺常温水辅助等若干不加热集输工艺技术，并在生产中大面积推广应用，获得了显著的经济效益。虽然，我国许多油田在不加热集输工艺研究方面取得了大量成果，但这一技术的发展仍未完结，不加热输送的基础理论仍不尽完善；对于影响不加热集输的若干因素，人们尚存在不同的看法和争议。大庆油田从1975年就开始探索油井不加热

13、集油途径。80年代，大庆油田已进入高含水开采阶段，原油集油能耗已占地面工程总能耗78%，吨油集油自耗气达到27m3，年耗气13108m3。油田工业自耗气与油田新兴的化工用气供需不平衡矛盾日趋尖锐，为了缓解此矛盾，1982年开始，大庆油田开展较大规模不加热集油工业性试验，首先在萨中南一区8口电泵井试验成功了适用于高产液油井的不加热集油工艺，并在全油田电泵井推广应用。19841986年又先后建立了具有不同工艺特点，适用于中低产液量油井的萨西5号站、杏北612站、龙虎泡试验站，配套完善了单管投球、环状热洗流程和中频电热保护三种不加热集油工艺。七五期间开展的“萨南油田不加热集油工艺技术试验研究”使大庆

14、油田不加热集油试验大面积工业化实施。科研与现场人员密切配合，应用萨南含水原油流变性及管道结蜡规律进行试验，对已建集油系统适应性较强，针对大庆高寒地区“三高”原油性质及不同运行工况的四种不加热集油工艺及配套技术，在当时萨南油田70%油井推广应用，使萨南油田集油吨油自耗气降至9.28 m3，创历史最好水平，在国内高寒地区1147口油井1107t生产规模的整装油田实现了不加热集油。不加热集油运行管理的关键是确定油气水安全混输温度界限。油井产出的混合物在集油过程中属于复杂的油气水多相流流动，迄今为止，多数油田运行管理过程中，其安全混输界限是参照“原油输送管道运行技术管理规范”的规定，或运行管理经验，或

15、室内原油物性及流变特性实验结果确定的，一般高于原油凝固点3以上。以大庆油田为例，除少数油井加低温原油分散减阻剂外，绝大部分不加热集油工艺主要是控制计量间回油温度不低于3235 。然而油田进入特高含水期后（含水率大于85），油井的总产液量不断上升，井口出油温度升高，含水率已超过原油的转相点，油水已形成水为外向，W/O型乳状液为内相的（W/O/W）水包油包水型复杂的乳状悬浮液。即特高含水采油期，混输管道内油气水的流动状态及水力热力特性发生了较大变化。因此，急需研究油气水安全混输界限以确定更为科学的、切合实际的方法，最终达到节能优化的运行。胡博仲、李昌连及宋承毅等提出，所谓技术界限应是可操作的，但切

16、忌“一刀切”，且应因地制宜采取不同技术措施。根据大庆萨南和其它油田的实践经验，提出下述大庆高寒地区安全混输集油技术界限。(1)产液量高于100t/d、含水率高于80%、井口温度高于40的电泵井、抽油井，均可实现不加热自然集油，但要注意地面集油管线和井口防冻保温。(2)产液量在60t/d以上的抽油井可进行单管和双管出油不加热集油，但冬季井口应采用自限式电热保温，停产再启动应采用活动式工频电热解堵装置。(3)产液量在60t/d以下的抽油井则采用双管掺常温水不加热集油，但井口可采用化学点滴清防蜡和井筒强磁防蜡技术措施。罗升荣等针对大庆萨南油田生产运行管理实际，给出了如下界限。常规双管掺常温水不加热集

17、油适合于中转站所辖的电泵井或高产液井较多的情况，保证单井掺水量在0.81.0m3/h，计量间回油温度不低于35；常规单管不加热集油适用于产液量在80t/d以上，含水率大于75%、井口距计量间在450m以内，单井回油温度不低于32、回压不超过0.5MPa的电泵及抽油机井；双管不加热集油适用于产液量在120t/d以上，含水率大于75%、井口距计量间在500m以内，单井回油温度不低于32、主副两管温差不大于5、回压不超过0.5MPa的电泵及抽油机井 。乔晶鹏等根据大庆喇嘛甸油田原油在3542范围内有少量的蜡晶析出，当原油温度低于35时，有大量蜡晶析出，造成原油粘度增大，流动趋于缓慢等特性，提出在特高

18、含水期的生产管理中，回油温度下限应确定为35。当计量间回油温度超过35时可以实施常温输送。中原文留油田1979年投产运行，到2004年有油井490口，进站原油含水已达到80以上，其原油析蜡点51，凝固点31，温度高于35时原油属于牛顿流体。因其井口温度均高于40，实现了常温输送。大庆太南油田属长恒南部低产、低效、低渗透油田，为解决油田冬季生产天然气需求紧张问题，1999年开展了掺流动改进剂常温集输试验。在现场试验前，就不同型号国产原油流动改进剂对太南油田油井采出液的适应性进行了室内试验，根据原油凝油粘壁温度及原油减阻率测试结果，推荐太南油田集输温度下限为30，低于35集输温度界限。实验初期加药

19、量为200g/t，现场试验验证了该界限，达到了节能降耗目的。大庆第二采油厂于19971998年在萨西3号站选用原油流动剂（KFI-64）进行常温集油试验。试验方法是通过掺水系统加药流程，在集油管道中加入原油流动性能改进剂。试验结果表明，试验井中有30.6%的井回油温度已低于原油凝固点（28），有77.5%的井回油温度在集输温度界限（35）以下，说明原油流动改进剂确实起到了降阻、降粘作用，从而降低了集输界限。1999年大庆油田采油四厂在杏北油田两座转油站进行了国产原油流动改进剂常温集油现场试验，单井回油温度由试验前的3844下降到2533，大部分油井在低于原油凝固点（27）温度下集油。由此可见，

20、大庆油田所进行的常规单管自然不加热集油及掺常温水不加热集油，除要求油井有较大的产液量外，还要求进计量间温度控制在不低于3235的技术界限。加低温原油分散减阻剂的油井，其进站温度界限可低于上述界限，甚至低于原油凝固点。这些确定的安全混输界限多数是根据现场运行管理经验、原油本身物性及流变性室内试验研究结果给出的，不能完全反映实际油气水在集输管道中的流动特性。由于油田进入特高含水采油期，油井产液的综合含水已超过85%，集油的水力及热力条件都发生了较大的变化，因此应采用更科学的方法，重新确定特高含水采油期油气水安全混输界限，为油田安全经济运行提供技术支持。大庆油田所进行的不加热集输，除少数油井加低温原

21、油分散减阻剂外，绝大部分加热集油进站温度控制在回油不低于3235的技术界限。但随着油田进入高含水采油期，油井产液的综合含水已达到甚至超过90%，随着油井综合含水的上升，中转站加热炉耗气量呈急剧上升的趋势，主要是在原油加热输送的同时把大部分热能用于加热水上，造成了很大的热能浪费。由于缺乏对特高含水采油期油气水安全混输界限的研究，油田生产管理者只能凭经验进行生产管理，制约了油田不加热输送节能降耗规模的扩大。因此有必要开展环状集输流程油气水安全混输技术界限试验研究，为油田安全经济运行提供技术支持。0.2.2 油气水三相流流型的研究现状对于两相流和多相流而言，流型指的是相分布状况和结构特性，这是一个很

22、重要的流动参数，影响着流动的力学性质和传热、传质特性，可见流型的研究是安全混输技术界限及压降温降计算方法研究的基础。从上个世纪上半叶起至今，人们对气液两相流的流型已经进行了大量的研究，在流型的划分上目前有两种方法，一种按流动外形划分为以下流型：气泡流、气团流、分层流、波浪流、段塞流、环状流和弥散流；另一种按力学特性分为间歇流（包括气团流、段塞流）、分离流（包括分层流、波浪流河环状流）和分散流（包括气泡流、弥散流）。流型图的研究也取得了相当的成就，对于水平管中气液两相流动，1954年Baker提出了一幅通用于各种介质的水平管流型分界图，该图在一段时间内得到了广泛应用。图的纵坐标，横坐标两组变量分

23、别正比于气相质量速度和液、气相质量速度之比。Mandhane 通过大量实验获得1000多组数据，并依此作出水平管路流型分界图。Mandhane的实验管径范围为15150mm，以空气-水为介质，Mandhane 流型图的适用范围比Baker流型图更广，但该流型图未考虑液体物性对流型影响。Taitel对流型进行了全面的理论探讨，他从流型转变机理入手, 建立了相应的数学预测模型，根据管路各种参数用模型可直接求两相管路的流型。尽管目前在水平管内气液两相流动的流型研究方面已经进行了大量的研究工作，但这些研究大多数集中于低粘度液体和小尺寸管径的两相流系统，对高粘度的气液两相研究较少，在此方面有待于进一步研

24、究。油水两相流的研究对油气水多相流同样也是非常重要的。由于人们对其复杂性的重视程度不如气液两相流，因而研究水平也相对落后。Trallero/Brill等于1996年公布了研究结果，把水平管中油水两相流的流型分成两大类：分离流包括分层流（ST）和界面混合的分层流（ST&MI）；分散流可分为水为连续相和油为连续相两种，前者包括在单纯的水层上方油分散在水中（DO/W&W）和水包油乳状液（O/W），后者为油包水和水包油分散相（DW/O&DO/W）以及油包水乳状液（W/O）。还提出了判断流型转变的方法。可以说上述成果将油水两相流流型的研究带到一个新的起点上。以下介绍上个世纪90年代以后油气水多相流流型研

25、究的进展。1、流型的划分油气水混合物的多相流动，与气液两相流不一样，相比较而言，液液间的动量传递较强，升力影响较弱，表面自由能较小使得界面波较短、而分散相尺寸较小。由于存在着互不相溶的油水两相，其相互作用和分散程度对流动型态影响很大。所以油气水三相流的流型比两相流复杂得多，出现了不少新的流型。研究者们对多相流流型的研究结论有时也存在相当大的分歧。1991年，德国汉诺威大学的Stapelberg等学者采用对比法，对流型进行了研究。设计了两套试验环道，管径分别为23.8mm和59mm，管长为10m和35m的发展段。以白油为油相，密度为858kg/m3，粘度为31.0mPas，油水表面张力53.5m

26、N/m。气相表观速度为04m/s，液相表观速度0.226和0.244m/s，油水比为0.25、0.5和0.75。他们指出假如不考虑油水之间的分散程度，在水平管中，观察到油气水三相流的流型与气液两相流相同，在低流量下，油气水三相按其密度做分层流动。增加气液流量，先在油水界面上，继而在油气界面上出现小波浪。流量继续增加，波浪流变为段塞流，但此时在液相中油水仍然分层流动。若再增加流量，段塞流速增加，油水开始掺混，最后形成分散流动。因而可以用气液的流型图来描述油气水三相流的流型，这一结论有一定的代表性。然而，由于其研究集中在断塞流上，液相为完全掺混的油水混合物，故其结论存在局限性。1992年，美国Re

27、nsslaer工业研究院的Acikgoz等学者发表了油气水三相流流型的研究成果。实验在恒温260.5下进行，管径为19mm，管长5.78m，其中流动发展段为2.93m，实验段为1.83m。选择类似北海原油的矿物油做油相，25时其粘度为116.4mPa.s，密度为864kg/m3。在流型实验过程中，气相表观速度为0.14250m/s,水相表观速度为0.0040.6m/s，油相的表观流速为三个固定值（0.043，0.09和0.24m/s）。把以油或水为连续相的流动，分别称为油基（oil-based）和水基（water-based），根据油基和水基的不同，划分了以下10种流型：a 油基分散气团流；b

28、 油基分散段塞流；c 油基分散分层/波浪流；d 油基分离分层/波浪流；e 油基分离波状分层环状流；f 油基分离/分散环状流； g 水基分散段塞流；h 水基分散分层/波浪流；I 水基分离/分散分层-环状流；j 水基分散分层-环状流。这种流型的称谓，突出了油气水三相的特征，缺点是不够简洁明了，可能不便与推广。根据实验结果给出了油气水三相流型图。由于实验管径太小只有19mm，不容易观察到分层流动，故其研究结果同样存在局限性。1993年，美国Ohio大学的Lee等学者发表了油气水三相流的研究结果，包括流型、压降、分层流的液膜厚度和段塞流频率等研究内容。实验在内径为75mm的管中进行，以二氧化碳为气相，

29、Arcopak90和LVT-200两种矿物油为油相，30时，粘度及密度分别为2和15mPa.s，820和800kg/m3。气相表观速度为0.515m/s，液相表观速度为0.052m/s。将所观测到的流型分为3类7种：分层流，其中包括分层光滑流(Smooth stratified)、分层波浪流（Wavy stratified）和波浪流（Rolling wave）；间歇流，包括气团流（Plug flow）、段塞流（slug flow）和拟段塞流（Pseudo slug）；以及环状流（Annular flow）。在分层流中，油水两相基本上是分离的，水在管子底部而油在水层上方流动；即便在气团流时水仍然

30、在管底部，因为此时液体的搅动，还不足以使油水两相混合起来。在其它三种流型中，油水两相是完全分散的。给出了不同油水比下的三相流流型图。通过比较，发现三相流的流型图不同于两相流，差别很大；另外使用于气液两相流的Taitel/Dukler流型划分法，不能预测三相流的流型变化，因为其只考虑了单一液相的特征。上述结论具有相当的代表性，与Stapelberg不同，尽管两者在流型称谓上有类似之处。与Acikgoz相比，Lee的流型称谓虽然简单，但是却和气液两相流相同，不加以区别。1994年，Neogi等借助Taitel/Dukler方法，提出了油气水三相分层流力学模型。当给定各相表观速度、流体物性和管径后，

31、该模型可预测分层流中油层和水层的厚度，计算值与实验数据吻合。指出确定分层流中油层和水层的厚度是计算其压降和持液率的关键。同时指出气速上升，液膜变薄，但对油膜影响更大；当气速和油水比不变时，流速增加将使水膜变厚，油膜几乎不变。得出如下结论：压降随气液流量的增加而增大，随压力的下降略有上升；段塞流频率随液相表观流速的增大而增加，与压力、倾角和液相组成无关。1995年，著名学者Taitel、Bernea等人把适用于气液两相流的Taitel-Dukler(1976)流型划分法推广到油气水的三相流动，得到了判别分层流向其它流型转变的方法，并发现在较低气体流速下与试验吻合较好。同时指出在给定的气体流量下，

32、分层流向其它流型的转变时与液面高度直接相关，所以当粘度较高的油品在液相中的流量比增加时，液面高度会上升，分层流将在较低液体流量下发生转变，其区域缩小。因此，油水流量比对流型的变化有重要的影响。1997年，英国帝国理工学院的Hewitt等在高压多相流设备上进行了三相流实验，研究了流型、压降和相分率。实验用油密度为865kg/m3，粘度为48mPas，气体压力为30bar，实验管径为78mm，管长为40m，其中测试长为7m。对于油气水三相流动，依照油水和气液的关系划分了八种流型，类似于Acikgoz的称谓。该实验观察到了分离段塞流（Separated Slug Flow）,没有观察到油基分离环状流

33、（Oil-based Separated Annular），给出了不同压力下的三张流型图。经过比较可以发现，压力的增加使得分层流的区域扩大。值得一提的是，由于实验条件的不同，虽然从表面上看Hewitt的观察与Acikgoz相似，但其观察的结果并不符合Acikgoz的流型图，存在相当的差别。所以其结论具有一定局限性。上海交通大学对管径为45mm，含油率分别为0，10%，20%，30%，40%，50%，100%的油气水三相流进行了研究，通过动力学分析方法，得出了四种基本流型间相互转换的预报关系式。当油气水三相流中的油水乳化液处于O/W型时，含油率对流型的影响很小，油水可作为一相处理。国内的石油大学

34、和西安交通大学等高校也开始了油气水三相流的研究，但目前的研究水平还无法与上述国外的研究相比。另外，国内油田和石油院校的研究者们对现场的油气水三相流压降和油水混合物进行了一些测试和计算，积累了丰富有益的经验。2、流型的识别方法流型的识别与两个因素密切相关：（1）对某一具体流型的描述；（2）相邻流型间的转换。目前，对于水平圆管内气液多相流流型研究特别是油气水三相流流动的进展不大，各研究者得出的结论相差较大，结论的适用范围不一，因此仍有必要进一步深入地探讨。对于流型研究主要的手段包括实验模拟和理论分析两个方面。实验是一种直接而较为有效的研究气液多相流流型的手段，经典的实验研究方法主要有：（1）观察法

35、：即可视化研究，它是通过对某一流型直接观察识别的方法。在低流速的情况下可直接用肉眼进行；在高流速时可采用先进的高速摄影来分析。但由于此方法所观察到的视野范围比得出结论所需要的范围小，因而采用此方法来识别流型并不十分精确，带有一定的盲目性和主观性，因此只能在研究中做一宏观监控。（2）压力测量法：其原理是当流型发生变化时，时均压力梯度曲线的坡度降发生变化，根据不同流型下坡度的变化，从而识别流型。但由于与坡度变化相关联的流型转化需要通过观察法得到，因此该方法带有许多人为的因素，故此方法在识别流型时并不特别有效。Hubbard&Duckler曾提出用管壁压力震荡的光谱分析来识别流型，但这一方法并不为广

36、大的研究者所认可和接受。（3）射线衰减法：应用x射线或射线沿截面信号的衰减规律进行分析，根据不同流型所对应的概率密度函数的特点来识别流型，但是由于此方法昂贵，且需要安全地安装和运行才能确保操作人员的人身安全，使这种方法受到限制。（4）接触探头法：主要是根据不同的介质物性的差别，如导电率不同或对管的折射率不同来分析管内各相的分布规律，从而识别流型，如许多研究者采用的导电探针，光纤等测量手段，但这种方法所要求的工作环境条件较高而无法应用于工程中。（5）压差波动法：利用试验段在不同的流型条件下压力降的脉动特性来确定流型。此方法最早为Weisman提出并采用，他认为采用此方法可以非常有效地识别出各流型

37、以及流型之间的转换区域。有关流型的研究多在实验室内及试验基地进行，很难完全模拟实际油气水埋地混输管道内的状况。本文在大庆油田采油八厂生产现场建立流型测试装置，直接测试油井产出的油气水在管道内的流型。0.2.3 油气水三相流压降的研究现状对于油水两相及油气水三相的流动特性的研究是从50年代开始的，在气液两相流的水力计算中，持液率和压降的计算是主要的内容。经过长期的研究，人们已经发展了一些比较成熟的方法用来预测气液两相流压降和持液率。与此相比，油气水三相流还处于探索阶段，没有出现较为公认的计算方法。1991年Stapelbery指出对于油气水三相段塞流压降计算，在比较低的气相流速下假设油水混合均匀

38、，使用Dukler方法可以获得理想的结果。气相流速较高时，需要知道段塞长度才能计算压降，平均误差在20%左右。Neogi、Lee、Jepson提出了油气水三相分层流力学模型。当给定各相表观速度、流体物性和管径后，该模型可以预测分层流中油层和水层的厚度。有关油气水三相流压降计算的看法比较一致，一些研究者认为，在油水混合均匀的情况下，只要能准确地计算出油水混合物的粘度，有些两相流压降计算方法，如Beggs&Brill或Dukler方法等，可以用来预测三相流压降。但是，这只是借用两相流的关系式处理一些特殊的流动，对大多数流动，尤其是油水分离的情况还无能为力。可以说，目前尚未建立三相流压降的计算方法。

39、国内的中国石油大学和西安交通大学等高等学校也开始了三相流的研究，而且国内油田和石油院校的研究者们对现场的油气水混合物进行了一些测试和计算，积累了有益的经验。西安交通大学对水平管内油水两相流的摩擦压降受含水率的影响进行了研究，试验中采用30#机油和水的混合物为试验工质，得出结论：水平管内油水两相流流体流动的摩擦压降随折算液速的增大而增大。当含水率较小时，水平管内流体产生的摩擦压降随含水率的增大急剧减小。当含水率大于35%时，随着含水率的增大管内摩擦压降变化很小。上海交通大学对管径为45mm，含油率分别为0，10%，20%，30%，40%，50%，100%的油气水三相流进行了研究，通过动力学分析方

40、法，得出了四种基本流型间相互转换的预报关系式。当油气水三相流中的油水乳化液处于O/W型时，含油率对流型的影响很小，油水可作为一相处理。石油大学（北京）设计和建造了内径为26.1mm，长30m的水平不锈钢多相流试验环道，利用白油和水进行了油-水两相流流型和压降试验，结果表明流型是影响压降和有效粘度变换规律的一个最重要的因素，有效粘度法只适用于油-水分散流型的压降计算。以上各结论都是从试验室获得的数据分析得出的，虽然实验室测得的数据更便于处理和模化，但是在这种条件下，管道尺寸和流量相当小，并且试验介质不是油田生产出的油气水混合物，因而与现场实测的数据相比误差较大。油气水多相混输管道压降计算问题至今

41、仍是一个大难题，油气两相流动是复杂的流动，油气水三相流动是更为复杂的流动。油田单井产物主要是油、气、水三种物质混合而成，单相流体输送管路压降计算较简单，而油气水三相混输管路的压降比较复杂，而且应用起来也不太方便。油气水三相混输管路，不能简单地等同于气液两相混输管路。油气水三相混输管路中，油相和水相混合形成的油水乳状液主要有两种类型：“油包水”型乳状液（W/O）和“水包油”型乳状液（O/W），油水液相以油水乳状液的形态存在，气相与油水乳状液混输的特点：流型变化多，相态间能量损失大，流动不稳定。预测油气水三相混输管路压降等特性参数往往十分困难。因此，满足较宽范围工程应用条件要求的较高精度的多相管流

42、压降计算方法需要进行长期深入研究、不断探索才能解决。0.2.4 油气水三相流温降的研究现状多相流混输管道的温降计算和单相气体或液体有明显的不同，气液混合物不仅通过管壁向外界散热，而且气液之间还存在质量交换和能量交换的问题，因而多相混输管道的温降计算相当复杂。气液混合物中若有气体存在，就要考虑焦耳汤姆逊效应引起的温降；若有液体存在，则要考虑液体摩擦生热引起的温升。Schorre 是计算管道流体温降的先行者，他针对水平输气管道温降的计算同时考虑到了管道与周围环境的传热以及管道内的汤姆焦尔逊效应，提出了计算方程，按照此方法计算的温度沿管长方向不断递减，但是他将汤姆焦尔逊效应假设为沿管长方向线性增加，

43、导致计算出来的温度是沿着管长方向不断递减的，这与实际情况有很大差别；Coulter和Bardon改进了Schorre的算法，提出了著名的Coulter-Bardon公式，该计算公式对于焦耳-汤姆逊效应严格考虑到了流体热力性质的变化，适用于单相流或两相流，因而能够与实际接近，但是公式没有考虑到流体的势能损失，只能够进行水平管道的计算，而且公式中的环境温度是一个固定值，而实际的情况往往难以满足这点；Alves在前人的基础上推导出了一个能够计算管道各种倾斜角度单相流或两相流温差的方法，统一了Coulter-Bardon公式及Ramey公式，能够广泛应用到管道计算，适用于组分模型，也适用于黑油模型，此

44、外Alves还提出了一个在黑油模型中计算焦耳-汤姆逊系数的模型；Gould提出了应用于管道两相流压力和温度的计算机程序，其模型是将管道在管长方向上分成若干单元，每一单元的热力性质均采用组分模型计算，建立焓平衡方程，反复迭代计算出理想的温降；Furukaw编写了双循环迭代程序计算管道流体温降，适用于两相流的计算，这个程序首先收敛于温度然后收敛于压力，将使用焓平衡的模型和使用Coulter-Bardon公式进行了比较，他的研究表明对于高压力的水平管道或者接近水平的管道，计算温降使用Coulter-Bardon能够达到很理想的精度，没有必要使用复杂的焓平衡模型。近年来国内对于多相流传热理论的研究也有

45、所发展，喻西祟、冯叔初推导了多相流温降公式，此公式与Coulter-Bardon公式基本一致，但没有考虑周围土壤温度的影响；喻西祟对黑油模型在凝析油气多相集输管流工艺计算中的应用进行了系统研究，概括了黑油模型在多相流集输各个方面的理论及公式；刘武、陈才林等提出了多相流温降计算式，此公式考虑了焦耳汤姆逊效应导致的温降,液体摩擦生热引起的温升,以及地形起伏、气液相速度变化等因素对流体温度分布的影响,并用两个现场实例验证了四个常用温降计算简化公式在油气混输工艺计算中的有效性；王树立，赵志勇等提出计算油气集输管线沿程温降的数学模型。这些模型从集输管线稳态的能量平衡微分方程出发，考虑了平均含气率对传热的

46、影响和焦耳-汤姆逊效应，得出了沿程温降的解析表达式。在压降的计算上，采用了Baker给出的对应各种不同流型的压降计算经验关联式。由于压降与流型有关，所以温降曲线也随流型发生变化。张国忠研究了输油管道在周期性变化的土壤温度场运行情况；刘晓燕考虑大气环境的周期性变化，研究了输油管道优化运行问题，给出了考虑大地温度场延迟的输油管道优化运行方案及降温运行效益。油井产出液是油气水三相的混合物，其沿集输管线的流动属于复杂的多相流动。埋地混输管道沿程温降计算是油田开采过程的重要内容之一，关系到原油集输系统运行的安全性和经济性。然而，由于多相流混输管道温降计算和单相气体或液体明显不同，气液混合物不仅通过管壁向

47、外界散热，而且气液之间还存在质量交换和能量交换的问题，因而多相混输管道的温降计算相当复杂。由于混输管道是埋地敷设的，其温降还受大气环境温度周期性引起的土壤温度的周期性变化、时间延迟及土壤变热物性的影响。由于埋地混输管道油气水三相流动问题的复杂性，目前还没有考虑土壤温度周期性、时间延迟及变物性影响的适合工程应用的油气水混合物温降计算方法，实际工程中常采用单相流的苏霍夫温降公式进行估算。油气水多相混输管道的温降计算至今仍是个难题，尽管国内外已经推出了一些计算方法，有几个计算软件已经商品化，但这些计算方法都没有考虑土壤的年周期性变化及时间延迟的影响，不具有普遍适用性，难于工程应用。大庆油田采油八厂环

48、状集输流程的油气水混合物回计量间温度控制在42以上，比原油凝固点高5以上。由于环状集输流程掺热水输送，其管路内介质的含水率大部分超过85%，属于高含水，与其他采油厂的双管掺水流程有相似之处。因此有必要通过试验测试流型，确定环状集输流程的安全混输温度界限。在此基础上，研究环状集输流程热力水力计算方法，开发节能优化运行管理软件，指导环状集输系统进行科学的输送。0.3 本文研究的主要内容本论文主要研究内容：（1）制定在油田环状集输流程安全混输温度界限测试方案及理论意义；（2）完成现场试验，获取所需的测试数据、流型图片以及录像资料；（3）分析出环状集输流程安全混输界限；（4）研究环状集输流程热力、水力计算方法；（5）研究环状集输流程节