2017 年 11 月第 36 卷第 11 期 Transportation & Storage 文章编号 : (2017) 深水混输管道停输再启动水合物生成风险 1 郭艳利 1 孙宝江 1 高永海 2 赵雯晴 3 赵焕勇 1 赵欣欣 1. 中国石油大学 ( 华东

Size: px

Start display at page:

Download "2017 年 11 月第 36 卷第 11 期 Transportation & Storage 文章编号 : (2017) 深水混输管道停输再启动水合物生成风险 1 郭艳利 1 孙宝江 1 高永海 2 赵雯晴 3 赵焕勇 1 赵欣欣 1. 中国石油大学 ( 华东"

订闵
4 years ago
Views:

1 2017 年 11 月第 36 卷第 11 期文章编号 : (2017) 深水混输管道停输再启动水合物生成风险 1 郭艳利 1 孙宝江 1 高永海 2 赵雯晴 3 赵焕勇 1 赵欣欣 1. 中国石油大学 ( 华东 ) 石油工程学院 ;2. 中国石化青岛安全工程研究院 ;3. 中国石化石油勘探开发研究院摘要 : 深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题基于安哥拉某深水区块开发模式, 借助 PIPEPHASE 与 OLGA 多相流软件, 分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险结果表明 : 停输 2 h 后, 管内开始出现水合物生成区域 ; 停输再启动前期, 海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失, 在海平面附近的立管段则迅速增大 ; 随启动时间的延长, 水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小, 启动 6 h 后在水深约 700 m 的立管段消失基于混输管道温度压力敏感性的定量描述, 提出水合物生成风险定性分析方法, 分析发现随海管长度内径及气油比增大, 水合物生成风险增大 ; 随含水率增大, 水合物生成风险减小计算结果能够较好地指导多相混输管道选型路由及混掺比例设计 ( 图 6, 表 5, 参 25) 关键词 : 深水混输管道 ; 停输再启动 ; 温度 ; 压力 ; 天然气水合物 ; 风险分析中图分类号 :TE832 文献标识码 :A doi: /j.issn 网络出版时间 : :26:00 网络出版地址 : Risk of hydrate formation during the shutdown and restart of deepwater multiphase pipelines GUO Yanli 1, SUN Baojiang 1, GAO Yonghai 1, ZHAO Wenqing 2, ZHAO Huanyong 3, ZHAO Xinxin 1 1. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (East China); 2. SINOPEC Qingdao Safety Engineering Institute; 3. SINOPEC Exploration & Production Research Institute Abstract: Hydrate blocking tends to occur easily in a long-distance deepwater multiphase pipeline during its shutdown and restart. In this paper, the risk of hydrate formation during the shutdown and restart of multiphase pipelines was analyzed by PIPEPHASE and OLGA multiphase flow softwares based on the development pattern of a certain deepwater block in Angola. It is shown that after 2 hours shutdown, hydrate formation area appears in the pipeline. In the early stage of restart after shutdown, the hydrate formation area in the subsea pipeline disappears gradually near the wellhead and enlarges rapidly in the riser section near the sea level. As the extension of restart time, the hydrate formation area diminishes gradually from both sides to the center, and finally disappears in the riser section at the depth of 700 m after it is restarted for 6 hours. Then, a qualitative risk analysis method for the formation of hydrate was proposed based on the quantitative description of the temperature and pressure sensitivity of multiphase pipelines. It is indicated that the risk of hydrate formation increases with the increase of subsea pipeline length, inner diameter and gas-oil ratio, and decreases with the increase of water content. The calculation results can provide the good guidance for the type selection, routing and blending ratio design of multiphase pipelines. (6 Figures, 5 Tables, 25 References) Key words: deepwater multiphase pipelines, shutdown and restart, temperature, pressure, natural gas hydrate, risk analysis 海洋油气生产与混输系统是海洋油气汇集处理输送上岸的流动保障 [1-2] 深水长距离混输管道长时间停输后再启动困难, 容易产生水合物堵塞与积液问题 [3-6] 目前, 国内外学者针对混输管道在气液固多相管流水合物沉积管道腐蚀等方面开展了大量研究 [7-8] 陈丽等对深水混输立管严重段塞流进行了研究 1276

2 郭艳利, 等 : 深水混输管道停输再启动水合物生成风险 [9-10] 张金亚等探讨了海底管道多相混输设备与关键技 [11-13] 术喻西崇等分析了停输再启动等复杂工况的瞬 [14-16] 态流动规律宫敬等对多相混输管道水合物生成开展了实验研究, 建立了水合物壳双向生长模型 Ma [17-18] 等研究了海底管道腐蚀机理与防腐技术但是对于深水油气开发, 由水下井口至浮式生产储卸油装置 (FPSO) 分离器的整个混输系统的流动参数预测停输再启动等复杂工况下的水合物生成风险, 仍缺乏整体性系统化的研究 [19-20] 基于安哥拉某深水区块开发模式与生产动态工况, 借助 PIPEPHASE 与 OLGA 软件, 得到深水混输管道温度与压力变化规律, 分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险, 以期指导深水混输管道流动安全保障设计 1 基于海洋混输系统运行参数整体优化基本思想, 考虑深水开发模式特点 [21], 设置多个节点将整个深水油气生产与混输系统划分为多个模块, 对每一个模块进行单独分析, 以此对整个系统运行状况分析安哥拉深水 X 区块包括 M C L-O L-M 共 4 口井, 推荐采用 FPSO 水下生产系统(SPS) 穿梭油轮 (SHUTTLE) 联合开发模式, 油气井自喷生产选择各个油井的井口作为系统的初始节点,FPSO 分离器作为系统的终端节点, 管网不同管道连接处作为系统的中间节点, 据此建立安哥拉 X 区块混输管道几何模型 ( 图 1) 图 1 安哥拉深水 X 区块混输管道几何模型图混输管道几何模型中的主要参数包括管材密度管径壁厚粗糙度传热系数及热容等, 跨接管道海底管道立管及柔性立管的内径依次为 mm mm mm 及 mm, 其传热系数分别为 3.5 W/(m 2 K) 0.8 W/(m 2 K) 3.0 W/(m 2 K) 及 4.0 W/(m 2 K), 粗糙度分别为 45 μm 45 μm 45 μm 及 μm 混输管道 4 口井 ( 图 2) 的流体表 1, 含水率为产水量 ( 体积流量 ) 占总产液量的百分比, 气油比为产气量与产油量的体积比物性计算采用组分模型, 重烃组分采用虚拟组分模拟图 2 混输管道 4 口井的位置布局与高程起伏模型图表 1 混输管道 4 口井的流体组成与生产条件井不同组分的摩尔分数 % N 2 CO 2 轻烃组分重烃组分 C11+ 输气量 /(10 4 m 3 d -1 ) 含水率 % 气油比 M C L-O L-M 混输管道多相流动稳态模型考虑深水混输管道地形起伏长距离高压及高流量等因素影响, 根据模型的适用范围和计算精度优选组合模型选用 Beggs & Brill-Moody-Eaton 组合模型计算长距离海底管道的压降和持液率, 即流型相关式高程及加速压降计算采用 Beggs & Brill 方法, 摩阻系数计算采用 Moody 方法, 持液率相关式采用 Eaton 方法选用 Orkiszewski 方法计算立管压降 Beggs 与 Brill 根据水平管流压能动能位能及摩阻损耗的能量守恒原理 [22], 提出以下压降模型 : - dp dl = ρ dl dω ρ dl gdz+λ ω 2 2 D ρ (1) 1277

3 式中 :p 为管道压力,Pa;l 为管道长度,m;D 为管道直径,m;z 为管道高程,m;ρ 为气液混合物密度,kg/m 3 ; ω 为气液混合物流速,m/s;g 为重力加速度,m/s 2 ;λ 为摩阻系数 Orkiszewski 考虑了垂直管流的流型转化, 在不同流型下采用不同的混合物密度和摩阻计算公式, 提出 [23] 的压降模型为 : dp dz = ρg+f r 1- MQ g A 2 p (2) 式中 :F r 为摩阻压力梯度,Pa/m;M 为气液混合物质量流量,kg/s;Q g 为气体体积流量,m 3 /s;a 为管道横截面积,m 2 考虑管道倾角影响, 引入倾角修正系数 Ψ : Ψ= H L(θ) H(0) =1+C sin(1.8 θ)- 1 sin3 (1.8 θ) (3) L 3 式中 :θ 为管道倾角,( );H (θ) L 为倾斜管截面含气率,%;H (0) L 为水平管截面含气率,%;C 为分布系数 2.2 混输管道多相流动瞬态模型针对停输再启动瞬态工况, 采用改进的双流体模型 [24] OLGA 将流型划分为分散流与分离流, 流型演化依据最小滑脱原理确定其中分散流包括泡状流与段塞流, 流型演化依据单元体液塞部分的空隙率与单元体平均空隙率确定 ; 分离流包括分层流与环状流, 流型演化依据气液界面的波浪高度确定 [17-19] 2.3 天然气水合物相平衡模型天然气水合物相平衡方程是预测其生成区域的基 [25] 础, 其表达式为 : μ β -μ а RT = Δμ(T 0,p 0 ) - T ΔH RT T 0 0 RT 2 dt+ p ΔV dp (4) p 0 RT 2017 年 11 月第 36 卷第 11 期式中 :T T 0 分别为水合物的生成温度与标况温度, ; p p 0 分别为水合物的生成压力与标况压力,Pa;( μ β - μ а ) 为计算温度压力下水在空水合物晶格相与水在纯液态或固态中的化学势差,J/mol;Δ μ(t 0,p 0 ) 为标况下水在空水合物晶格相与水在纯液态或固态水中的化学势差,J/mol;ΔH 为水合物相与纯水相的焓变,J/kg; ΔV 为水合物相与纯水相的体积差,m 3 /kg;r 为气体常数, 取 J/(mol K) 2.4 边界条件与初始条件入口定义流量节点为每口井油气水产量, 出口定义压力节点为 FPSO 一级分离器压力界限 2.5 MPa 初始管道温度假设为海水温度场, 海底温度 3.8, 地面温度 30, 管道外壁面与海水为强迫对流换热停输再启动的初始条件为正常生产工况条件温度压力借助 PIPEPHASE 软件采用上述稳态模型, 借助 OLGA 软件采用上述瞬态模型, 模拟混输管道在不同条件下的温度和压力变化以 M 井的生产条件为例, 模拟得到关键节点处温度压力的对比情况 ( 表 2): 越靠近温度与压力的初始计算节点, 二者模拟结果越接近 ; 以稳态模型为参考标准, 温度计算最大误差在 FPSO 入口节点处 (-7.57%), 压力计算最大误差在井口节点处 ( -8.99%) 因此, 上述瞬态模型与稳态模型可用于深水混输管道温度压力预测, 同时, 采用基于上述水合物相平衡理论的 PVTsim 软件模拟不同条件下的水合物相态曲线, 从而进行深水混输管道停输再启动水合物生成风险分析表 2 基于 PIPEPHASE 与 OLGA 的温度压力模拟结果对比关键节点温度 / 压力 /MPa PIPEPHASE OLGA 误差 % PIPEPHASE OLGA 误差 % 井口初始计算节点管汇立管底部立管顶部 FPSO 入口初始计算节点 3.2 水合物生成区域在混输管道停输再启动工况下, 受储层流体与海水环境影响, 管道温度与压力发生剧烈变化, 易引起水合物生成以 C 井生产条件为例, 通过控制阀门开度模拟 C 井的停输再启动工况, 模拟时间分别为 h 1 h h 25 h, 对应阀门开度 ( 阀门开度 1 表示全开 1278

4 郭艳利, 等 : 深水混输管道停输再启动水合物生成风险状态, 阀门开度 0 表示完全关闭 ) 分别为总模拟时间为 37 h, 停输再启动过程为 : 混输管道正常运行 0.99 h, 在 0.01 h 内完全关闭阀门, 停输 24 h 后, 在 0.01 h 内全开阀门, 再启动运行 12 h 停输工况根据停输工况下海底管道与立管段的水合物生成区域预测结果 ( 图 3) 可知 : 随停输时间的延长, 管内流体温度分布逐渐接近海水温度场 ; 由于海管流体与外界环境温度差较大, 海管流体温度相比立管下降较快水合物最开始生成的位置在立管底部附近, 并由该位置逐渐向两边扩展管内流体温度曲线与水合物相平衡曲线相切时的停输时间为水合物生成界限, 该工况下, 停输时间超过 2 h 后, 管内开始出现水合物生成区域停输后需要注入水合物抑制剂, 改变水合物生成曲线, 使得停输后压力和温度区域远离水合物区 ; 由于水合物生成区域随停输时间延长而增大, 导致水合物抑制剂用量增大, 因此, 可以根据停输时间确定水合物抑制剂的用量图 3 停输工况下混输管道天然气水合物生成区域预测结果再启动工况由停输 24 h 后再启动过程中混输管道天然气水合物生成区域 ( 图 4) 可知 : 启动之前, 管内流体温度分布趋近于海水温度场 ; 启动之后, 由于热流体源从井口节点流入管道, 管内流体温度从井口节点开始, 逐渐恢复至稳态生产条件下管内流体温度分布启动前期, 海管水合物生成区域在井口附近迅速消失, 在海平面附近的立管段迅速出现 ; 随启动时间延长, 水合物生成区域由两边逐渐向中间缩小, 最终在水深约 700 m 的立管段消失再启动 6 h 后, 管内不再有水合物生成再启动工况下, 由于有新流体流入, 需要重新注入水合物抑制剂来抑制新介质流入后的水合物问题因此, 需要根据管内实时的流体介质与温压条件预测水合物生成区域, 并确定水合物抑制剂用量图 4 再启动工况下混输管道天然气水合物生成区域预测结果 1279

5 3.3 基于温度压力敏感性的定量分析以 C 井某年的生产条件为例, 引入敏感因子, 进行可量化的温度压力敏感性分析, 进而形成对水合物生成风险的定量分析温度影响基于多相流动稳态模型对混输管道的温度进行 2017 年 11 月第 36 卷第 11 期预测, 控制其他参数不变, 海底管道长度分别为 5 km 8 km 12.7 km 20 km, 海底管道内径分别为 0.24 m 0.26 m 0.28 m, 其含水率分别为 10 % 20 % 30 % 50% 90%, 气油比分别为 , 分别得出海底管道长度内径含水率及气油比对混输管道温度的影响规律 ( 图 5) (a) 海底管道长度 (b) 海底管道内径 (c) 含水率图 5 不同因素对混输管道关键节点处温度的影响曲线 (d) 气油比混输管道总温降随海底管道长度内径气油比的增大而增大, 随含水率的增大而减小海管长度越长, 使得管内流体在海底的输运时间延长, 从而增加了流体与海底低温环境的热交换时间, 散失更多热量 ; 海管内径增大, 使得管内流体平均速度减小, 也增加了管道流体与外界的热交换时间 ; 气油比增大, 则产气量增大产液量减小, 管内流体的平均比热容减小, 由液体摩阻引起的温升减小 ; 含水率增大, 则产气量减小产液量增加, 管内流体的平均比热容增大, 由液体摩阻引起的温升增加压力影响分析海底管道长度内径含水率气油比对混输管道压力的影响规律 ( 图 6) 混输管道总压降随海底管道长度含水率的增大而增大, 随海底管道内径气油比的增大而减小海管长度增大, 流体输运阻力增大, 消耗的压能更多 ; 含水率增大, 截面持液率增大含气率减小, 需要更多的压能输送液体并克服摩阻, 且在管道上坡段重力压降增大 ; 海管内径增大, 流体平均流速减小, 输运液体的摩擦阻力减小 ; 气油比增大, 截面含气率增大持液率减小, 摩阻压降和重力压降减小压力与温度敏感性定量描述选取管长 12.7 km 管道内径为 0.26 m 含水率为 10% 气油比为 121 的工况, 以混输管道总温降和总压降为参考, 分别对温降压降及其影响因素作无量纲化处理, 并定义温降与压降敏感因子 : a T(1) -a T(2) ξ i(t) = β i(1) -β i(2) (5) a p(1) -a p(2) ξ i(p) = β i(1) -β i(2) 1280

6 郭艳利, 等 : 深水混输管道停输再启动水合物生成风险 (a) 海底管道长度 (b) 海底管道内径 (c) 含水率图 6 不同因素对混输管道关键节点处压力的影响曲线 (d) 气油比式中 :ξ i(t) ξ i(p) 均为影响因素 i 对应的温降和压降敏感因子 ;a T(1) a T(2) 均为影响因素 i 对应的无量纲化温降 ;a p(1) a p(2) 均为影响因素 i 对应的无量纲化压降 ; β i(1) β i(2) 均为无量纲化的影响因素 i 根据式 (5) 可以计算得到不同影响因素下混输管道温降与压降敏感因子 ( 表 3) 敏感因子越大, 表明敏感性越强 ; 负值则为负相关, 即随影响因素参数值增大, 温降 ( 或压降 ) 减小, 由此可以对温度压力的敏感性进行定量分析由温降敏感因子可知 : 混输管道温降随海底管道长度内径气油比的增大而增加, 随含水率的减小而增大 ; 气油比对混输管道温降的影响最大, 海底管道长度内径含水率的影响次之由压降敏感因子可知 : 混输管道压降随海管长度含水率的增大而增大, 随海底管道内径与气油比的减小而增大 ; 气油比海底管道内径长度含水率对混输管道压降影响依次减小表 3 不同影响因素下混输管道压力与温度的敏感因子影响因素 β i(1) β i(2) a T(1) a T(2) a p(1) a p(2) ξ i(t) ξ i(p) 海管长度海管内径含水率气油比水合物生成风险定性分析基于压力与温度敏感性的定量描述, 提出混输管道水合物生成风险定性分析方法 ( 表 4) 根据某一影响因素 i 增大时, 混输管道水合物生成风险可能出现的情况, 通过温降与压降敏感因子可以直接判断管内是否存在水合物生成风险在算例条件下对混输管道水合物生成风险进行模拟计算, 得到相应的预测结果 ( 表 5): 随海管长度内径及气油比的增大, 水合物生成风险增大 ; 随着含水率的增大, 水合物生成风险减小, 但是由于含水率高, 一旦预测到有水合物生成, 即需要增大水合物抑制剂的用量上述海管长度内径含水率及气油比对水合物生成风险的影响规律, 可以为海底管道选型路由及多相混输混掺比例设计提供必要的参考 1281

7 2017 年 11 月第 36 卷第 11 期表 4 混输管道水合物生成风险定性分析方法影响因素 i 的变化规律 ξ i(t) 符号 ξ i(p) 符号 ξ i(t) 与 ξ i(p) 温降压降水合物生成风险增大 + ξ i(t) > ξ i(p) 增大减小增大增大 + ξ i(t) < ξ i(p) 增大减小减小增大 + + ξ i(t) > ξ i(p) 增大增大增大增大 + + ξ i(t) < ξ i(p) 增大增大增大增大 ξ i(t) > ξ i(p) 减小减小减小增大 ξ i(t) < ξ i(p) 减小减小减小增大 + ξ i(t) > ξ i(p) 减小增大减小增大 + ξ i(t) < ξ i(p) 减小增大增大表 5 算例条件下混输管道水合物生成风险预测结果影响因素变化趋势 ξ i(t) ξ i(p) 温降压降水合物生成风险海管长度增长增大增大增大海管内径增大增大减小增大含水率增大减小增大减小气油比增大增大减小增大 4 (1) 越靠近温度与压力的初始计算节点, 稳态模型与瞬态模型的模拟结果越接近 ; 以稳态模型为参考标准, 瞬态模型的温度与压力计算误差均在 10% 以内, 模拟结果可用于混输管道流动规律分析 (2) 在停输工况下, 停输 2 h 后水合物开始在立管底部附近生成, 并由此位置逐渐向两边扩展停输再启动前期, 海底管道水合物生成区域在井口附近迅速消失, 海平面附近的立管段则迅速出现水合物生成区域 ; 随着启动时间的延长, 水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小, 并在启动 6 h 后在水深约 700 m 的立管段消失该规律能够指导水合物抑制剂注入浓度注入时间等参数的设计, 从而为现场操作争取更多的时间 (3) 引入敏感因子, 实现了温度压力敏感性分析的定量描述气油比对混输管道温降影响最大, 海管长度内径含水率的影响次之 ; 气油比海管内径长度含水率对混输管道压降影响依次减小基于此, 提出水合物生成风险定性分析方法结果表明 : 随海管长度内径及气油比的增大, 水合物生成风险增大 ; 随含水率的增加, 水合物生成风险减小计算结果可以指导多相混输管道选型路由及混掺比例设计参考文献 : [1] 张劲军, 何利民, 宫敬, 等. 油气储运理论与技术进展 [J]. 中国石油大学学报 ( 自然科学版 ),2013,37(5): ZHANG J J,HE L M,GONG J,et al. Theoretical and technological advances in petroleum storage and transportation engineering[j]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Sciences),2013,37(5): [2] CHIN W C. Modern flow assurance methods:clogged pipelines, wax deposition,hydrate plugs[j]. Offshore,2000,60(9):92-94, 180. [3] WANG Z Y,ZHAO Y,SUN B J,et al. Modeling of hydrate blockage in gas-dominated systems[j]. Energy & Fuels,2016, 30(6): [4] BAHADORI A. Correlation accurately predicts hydrate forming pressure of pure components[j]. Journal of Canadian Petroleum Technology,2008,47(2): [5] 张培军, 程绪彬, 刘荣和, 等. 土库曼斯坦萨曼杰佩气田气井异常积液与对策 [J]. 天然气工业,2015,35(4): ZHANG P J,CHENG X B,LIU R H,et al. Abnormal liquid loading in gas-producing wells of the Samandepe Gas field in Turkmenistan and countermeasures[j]. Natural Gas Industry, 2015,35(4): [6] VIEIRA R E,PARSI M,TORRES C F,et al. Experimental 1282

8 郭艳利, 等 : 深水混输管道停输再启动水合物生成风险 characterization of vertical gas-liquid pipe flow for annular and liquid loading conditions using dual Wire-Mesh Sensor[J]. Experimental Thermal & Fluid Science,2015,64(2): [7] 陈丽, 丁杰, 周鹏, 等. 海底油气混输管道严重段塞流的问题分析 [J]. 油气储运,2009,28(5): CHEN L,DING J,ZHOU P,et al. Analysis of severe slug flow in subsea oil-gas multiphase pipelines[j]. Oil & Gas Storage and Transportation,2009,28(5): [8] SMITH I E,NYDAL O J. The effect of boundary conditions and droplet entrainment on severe slugging using a Lagrangian slug tracking model[j]. International Journal of Multiphase Flow, 2016,85: [9] 张金亚, 朱宏武, 李艳, 等. 基于正交设计方法的混输泵叶轮优化设计 [J]. 中国石油大学学报 ( 自然科学版 ),2009,33(6): ZHANG J Y,ZHU H W,LI Y,et al. Optimization design of multiphase pump impeller based on orthogonal design method[j]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Sciences),2009,33(6): [10] 史宝成, 付在国. 海底管道多相混输技术研究现状与发展 [J]. 油气储运,2009,28(7):8-10. SHI B C,FU Z G. Actualities and development in study of multiphase mixing transportation process for offshore pipelines[j]. Oil & Gas Storage and Transportation,2009, 28(7):8-10. [11] 喻西崇, 李清平, 安维杰, 等. 海底混输管道停输和再启动瞬态流动规律研究 [J]. 工程热物理学报,2008,29(2): YU X C,LI Q P,AN W J,et al. Shutdown and restart transient flow characteristic study in offshore multiphase pipeline[j]. Journal of Engineering Thermophysics,2008,29(2): [12] 张劲军, 宇波, 于鹏飞, 等. 基于可靠性的含蜡原油管道停输再启动安全性评价方法 [J]. 石油科学通报,2016,1(1): ZHANG J J,YU B,YU P F,et al. Reliability-based approach to the assessment of restartability of waxy crude pipelines[j]. Petroleum Science Bulletin,2016,1(1): [13] 孙法峰, 吴海辰, 王中良. 西部原油管道大排量适应性改造 [J]. 油气储运,2015,34(6): SUN F F,WU H C,WANG Z L. Improvement on China west crude oil pipeline to adapt to large throughput[j]. Oil & Gas Storage and Transportation,2015,34(6): [14] 宫敬, 史博会, 吕晓方. 多相混输管道水合物生成及其浆液输送 [J]. 中国石油大学学报 ( 自然科学版 ),2013,37(5): ,180. GONG J,SHI B H,LYU X F. Gas hydrate formation and hydrate slurry flow in multiphase transportation system[j]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Sciences),2013,37(5): ,180. [15] 赵鹏飞, 王武昌, 李玉星, 等. 管道内水合物浆流动的数值模型 [J]. 油气储运,2016,35(3): ZHAO P F,WANG W C,LI Y X,et al. Numerical model of hydrate slurry flow in pipeline[j]. Oil & Gas Storage and Transportation,2016,35(3): [16] 王武昌, 陈鹏, 李玉星, 等. 天然气水合物浆在管道中的流动沉积特性 [J]. 天然气工业,2014,34(2): WANG W C,CHEN P,LI Y X,et al. Flow and deposition characteristics of natural gas hydrate in pipelines[j]. Natural Gas Industry,2014,34(2): [17] MA G,FU J,CHEN S. Fault tree analysis of submarine pipeline corrosion factors[c]. Wuhan:International Conference on Pipelines and Trenchless Technology,2012: [18] 孟建勋, 王健, 刘彦成, 等. 油气混输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展 [J]. 重庆科技学院学报 ( 自然科学版 ),2010,12(3): MENG J X,WANG J,LIU Y C,et al. Corrosion mechanisms and research advance of anti-corrosion technologies for oil and gas transportation pipelines[j]. Journal of Chongqing University of Science and Technology(Edition of Natural Sciences),2010,12(3): [19] 周军, 李晓平, 邓涛, 等. 集输系统优化设计研究的体系结构与发展方向 [J]. 油气储运,2014,33(7): ZHOU J,LI X P,DENG T,et al. Structure and trend of optimal design of gathering system[j]. Oil & Gas Storage and Transportation,2014,33(7): [20] 魏立新, 刘扬. 油气混输系统生产运行方案优化方法 [J]. 大庆石油学院学报,2005,29(3): WEI L X,LIU Y. Optimization method of oil-gas gathering and transporting system operation[j]. Journal of Daqing Petroleum Institute,2005,29(3): [21] 王莹莹, 段梦兰, 冯玮, 等. 西非深水油气田典型开发模式分析 [J]. 石油矿场机械,2010,39(11):1-8. WANG Y Y,DUAN M L,FENG W,et al. Analysis of typical ( ) 1283

于达等 :-, : ; τ = ( ) / ρ ; ; ; ρ ; θ ; ; τ ; ;,,,,,, : = ( +.. ) ρ = μ = π = ρ πμ ; ; ; μ ( ), : = -.. ( ), ( ),, :. = [ -. ] ( ) ( ) 试验条件,,. ~. /,....

于达等 :-, : ; τ = ( ) / ρ ; ; ; ρ ; θ ; ; τ ; ;,,,,,, : = ( +.. ) ρ = μ = π = ρ πμ ; ; ; μ ( ), : = -.. ( ), ( ),, :. = [ -. ] ( ) ( ) 试验条件,,. ~. /,.... - * (( )) :-,,, ( ) ~ 与常规管中气 - 液两相流动不同, 水平管气 - 液两相变质量流动存在沿程管壁入流在水平管单相变质量流动试验研究的基础上, 考虑了管壁入流对管壁摩阻系数的影响, 提出了孔缝管管壁摩阻系数相关式将气 - 液两相混合物看作均匀介质, 使水平管气 - 液两相变质量流的均相流模型的基本模型等同于单相变质量流的流动模型, 重点研究了气 - 液两相变质量流均相流模型中