含杂质超临界CO_(2)输送管道停输再启动瞬态特性研究

为研究超临界CO_(2)管道停输后管内温度压力和相态变化规律,以国内某CO_(2)管道为研究对象,利用OLGA软件开展停输再启动瞬态数值模拟,探究不同工况及工质对管道停输再启动过程的影响。研究结果表明:在保证相态不变且下游用户流量不变的情况下,流量越大,最大停输时间越短,且管道中前部和管道高点较其他位置先出现相变;在相同工况下,H_(2)和N_(2)等非极性杂质的存在会使CO_(2)的相包线向上移动,最大停输时间减少;而H_(2)S和CO等极性杂质的存在会使CO_(2)的相包线向下移动,最大停输时间增加;停输再启动过程中,如果所含杂质的密度小于纯CO_(2)的密度,则含有该类型杂质的管道恢复稳定运行状态所需时间短于纯CO_(2)工质管道。研究结果可为相关单位制定CO_(2)管道设计方案和安全停输预案提供参考。

长庆油田某页岩油管道停输再启动研究

输油管道停输再启动是一项复杂的工程问题,为确保长庆油田某页岩油管道的运行安全,需对管道停输再启动开展研究。根据该页岩油管道的基础数据和所输页岩油的油品物性,利用SPS仿真软件对冬春季和夏秋季正常输送时管道的出站压力和进站油温进行计算分析,并对不同停输时间下管道的再启动过程进行模拟。研究发现:将管道进站油温高于原油凝点3℃时的停输时间确定为安全停输时间,在最高输量和最低输量条件下,管道冬春季的安全停输时间分别为28 h和3.5 h,推荐管道停输后再启动压力分别为6 MPa和3 MPa;针对最低输量下管道安全停输时间较短的情况,推荐在停输前加降凝剂处理,以延长管道安全停输时间;夏秋季安全停输时间均大于100 h,推荐管道停输后再启动压力为5.5 MPa和1.5 MPa。该研究结果为管道的稳态运行和停输再启动操作提供了参考。

长庆油田某加剂页岩油管道的停输再启动研究

文中首先分析了长庆油田某页岩油的密度、比热容等基本物性,然后对降凝剂加剂条件进行了优化,确定了最优热处理温度和加剂浓度,最后基于页岩油管线的基本设计条件,通过SPS软件开展了不同季节、不同输量条件下管道的停输温降和再启动模拟研究。研究结果表明:该页岩油对降凝剂具有良好的感受性,最优热处理温度为50℃、最优加剂浓度为20 ppm,且在冬春季和夏秋季各输量条件下停输100 h后均能成功实现再启动,对页岩油管道的安全保障具有重要意义。

热油管道停输再启动模拟试验

为掌握热油管道停输再启动过程中温度和压力等参数的变化规律,在大庆试验基地进行了架空管道停输再启动模拟试验。试验结果表明,热油管道停输初期的温降速率比停输后期的温降速率快;管道停输再启动一定时间后出现压力的最大值,此后压力随着启动时间的延长逐渐降低,最后达到稳定状态;管道停输再启动后,出口温度先随启动时间的延长迅速增加,当管道运行一段时间后,管道末端的进站温度趋于稳定;管道停输再启动后,流量虽有一定的波动,但很快达到稳定状态。

冷热原油交替输送停输再启动研究

建立了冷热原油交替输送停输再启动过程的数学模型,采用有限差分法和有限容积法相结合的研究方法对其复杂的停输再启动过程进行数值模拟,所编制的软件能计算管道再启动站间的温度、压力和流量的恢复过程,考察了停输时机对停输再启动过程的影响。研究成果可为冷热原油交替输送管道安全停输时间的确定提供技术支持。

基于POD的埋地热油管道停输再启动模拟高效算法

基于特征正交分解(POD)技术,开发了一种进行埋地热油管道正常输送、停输及再启动3个过程计算的高效算法。首先采用有限差分法和有限容积法建立基础样本,然后通过奇异值分解(SVD)算法得到管道停输后的沿线油温、土壤温度场和再启动流量基函数库,并插值得到任意计算参数条件下的谱系数,最后进行重构。该算法可在少量计算条件数值模拟的基础上,快速、准确地求解其他条件下停输再启动过程的相关参数。实际算例表明,POD模拟结果与直接数值解法相比,温度偏差在0.05℃以内,流量偏差小于3%。POD算法计算速度显著提高,单算例平均耗时小于0.1s,而数值算法单算例平均耗时约20min。

原油管道停输再启动安全评价基准研究

通过分析原油管道停输再启动压力的特点,指出最大允许操作压力(MAOP)并不适合作为管道停输再启动安全评价基准,最大允许事故压力(MAIP)作为管道停输再启动安全评价基准比较合适。借鉴 MAIP 的定义,分别推荐1.1倍管道设计内压力、1.1倍管道剩余强度和1.1 MAOP 作为无缺陷管道、检测的缺陷管道和未检测的缺陷管道停输再启动安全评价基准。实例计算表明,1.1 MAOP 作为未检测缺陷管道停输再启动安全评价基准确定结果更合理,证明所推荐安全评价基准更合理。

含蜡原油管道停输再启动数值模拟触变流体的简化方法

在含蜡原油管道停输再启动过程的数值模拟中,对触变段采用何种处理方式,极大地影响着程序的运行速度。提出了一种处理原油触变性的简化算法,通过该算法模拟含蜡原油停输再启动过程,计算时间大幅度减少。

含蜡原油管道停输再启动的安全性问题

总体评价了国内外埋地含蜡原油管道停输再启动的研究现状 ,认为造成停输温降和启动压力的计算结果与实际存在偏差的主要原因是 ,原油流变性、环境及管道运行工况等参数的不确定性、建立数学模型时的不合理假设和尚无法对原油的剪切历史和热历史效应进行定量描述。说明了运用确定性方法对含蜡原油管道停输再启动安全性进行评价的缺陷 ,指出了停输再启动问题的难点所在 ,提出了停输再启动安全性评价的研究方向。

风城特稠油管线停输再启动模拟研究

针对风城特稠油长距离加热输送的潜在技术难题,利用仿真模拟软件(Stoner Pipeline Simulator)SPS建立模型,通过ADSL语言编程,模拟研究了风城特稠油管道停输再启动特性与温降特性,确定了安全停输时间和再启动过程,为管道安全运行提供了可靠的理论依据。

彩石输油管道停输再启动过程试验研究

在对彩石输油管道原油流变性研究和停输再启动过程计算机数值模拟的基础上,成功地进行了彩石输油管道现场停输再启动试验。为验证数值模拟计算结果的可靠性,并将试验结果与计算机模拟计算结果进行了对比分析,提出了对彩石输油管道安全运行管理几点建议。

基于可靠性的含蜡原油管道停输再启动安全性评价方法

停输后再启动失败(业内俗称凝管)是含蜡原油管道运行的主要风险。本研究将基于可靠性的极限状态方法引入含蜡原油管道停输再启动安全性评价,建立了基于管道停输及再启动过程非稳态传热与非稳态流动的再启动失效数学模型,发展了高效、稳健的随机数值模拟算法,提出了停输再启动目标安全水平的建议,实现了含蜡原油管道停输再启动安全性的定量评价。该方法的用途包括确定停输不同时间后管道再启动失败的概率,根据目标安全水平确定管道的允许停输时间,以及一定允许停输时间条件下的最低安全进站温度。与根据经验确定输油温度和允许停输时间的传统做法相比,本研究为含蜡原油管道的安全、经济运行提供了新的理论和方法支持。

超临界含杂质CO_(2)管网停输再启动对水合物生成的影响

目的在CO_(2)管道输送过程中,输送管网的工艺参数在停输再启动工况下会发生变化,容易生成水合物堵塞管网。预测和分析CO_(2)输送过程中水合物及水含量的生成规律,以保证管输的效率和安全性。方法基于延长油田一期36×10^(4)t/a输送管网设计,利用OLGA软件建立超临界含杂质CO_(2)输送管网模型,在稳态输送下水合物生成的研究基础上,预测和分析停输再启动工况对水合物的生成位置和生成量等的影响。结果在停输工况下,水合物生成温度和压力降低,水合物生成位置发生前移,在管网入口5 km处开始有质量浓度为0.18 kg/m^(3)的水合物生成;而在再启动工况下,水合物生成温度增加,水合物生成量峰值为0.9 kg/m^(3),水合物生成区段减短且生成位置后移至管网20 km处。结论模拟结果可以较好地指导延长油田管网设计,为管网的安全运行提供理论依据。

长距离湿气管线的停输再启动工艺研究

为了防止长输管道停输再启动过程中生成水合物及蜡,需对管道停输再启动的瞬态过程进行研究。使用OLGA软件模拟的方法,对长距离湿气管线停输和再启动瞬态流动规律进行了研究,并对不同停输工况下再启动过程进行了参数预测及影响因素分析。研究结果表明:再启动期间,管线末端排液量突增;停输温度、压力及管线输量对管线末端气体体积流量、排液量和管线持液率均有明显影响。

任京输油管道停输再启动工艺方案比选

通过对任京输油管道停输再启动3种工艺方案的比选,比较了任京输油管道原油的加热方式,确定采用直接加热方式,并根据几种工艺方案的比较结果,优选出了最合理的停输再启动方案,即加压、加热正反输工艺方案,以保证向任丘炼厂全年安全输油50×104 t。

苏嵯输油管道停输再启动数值模拟

采用等效圆筒模型对停输和再启动过程进行简化,建立苏嵯输油管道停输及再启动过程的非稳态流动及传热数学模型,利用OLGA软件对模型进行求解,运用此方法得到苏嵯输油管道一年四季的安全停输时间分别为春季15 h,夏季22 h,秋季25 h,冬季14 h。

正反输送管道停输再启动数值模拟分析

通过建立管道正常运行、停输温降过程和再启动过程的数值模型,描述了正反输送管道的停输再启动过程。利用该数值模拟计算得出的进站油温与管道正常运行的实际值相对误差在2%以内,能够较准确的模拟管道实际运行中的热力变化。在此基础上,以某正反输送管道为例,计算了管道冬季、春秋季和夏季的最大安全停输时间、停输后的沿程温降和冬季再启动过程中管道沿程流量恢复情况,为热油管道的生产管理和安全高效运行提供参考依据。

埋地含蜡原油管道停输再启动压力计算

针对中洛输油管道运行过程中不可避免地会遇到停输再启动的问题,在管流分析与启动压力计算的基础上,提出了若干理论与计算方法,建立了管道再启动水力模型,同时对中洛输油管道不同月份停输再启动压力计算结果进行了分析,为中洛输油管道的安全运行提供了一种安全评价手段,对管道优化运行,提高管道运营效益具有一定的指导意义。

埋地热油管道停输再启动研究

管道停输与再启动是埋地热油管道运行中经常遇到的问题。介绍了国内外的专家学者在该领域的研究成果,包括实验研究和数值模拟两个方面。在对不同研究者的研究方法进行分析后,总结了管道停输与再启动数值模拟方面目前尚未解决好的问题,为停输再启动过程的研究提供了一定参考。

原油管道停输再启动实验研究

在实验室内建立了管流实验装置,测定大庆原油流变特性以及进行停输再启动的实验研究。对原油流变特性的测定大多是在旋转黏度计中进行的,而原油在旋转黏度计中是拖动流,在管路中为压力流。管流实验装置测量的原油流变特性曲线更符合实际管道原油的流变特性。分析了停输前流量、启输流量、原油出站温度、环境温度对启输过程的影响。由试验结果以及模拟结果分析可知,对停输过程温度的计算偏低,再启动压力值偏大。对解决东北管网的低输量问题具有指导意义和实际的应用价值。