停输管道含蜡原油相变传热研究进展

准确描述含蜡原油相变过程中涉及的复杂传热问题是储运领域研究的核心技术之一。介绍停输管道含蜡原油相变传热研究进展,从传热实验及传热模型两方面,总结停输管道相变传热研究历程,分析实验类型及主要作用;根据分区不同,归纳相变传热模型种类,分析不同模型中自然对流传热、潜热释放和相界面确定等关键性问题处理方法,探讨研究思路与方向。

干气调峰输送管道的内腐蚀直接评价方法

根据完整性评价要求,新建管道在投用后3年内完成完整性评价。如果管道不具备内检测的条件,可使用内腐蚀直接评价的方法对管段进行评估。江西天然气某支线管道不满足内检测的要求,且存在停输情况,为评估管段的内腐蚀风险,对其内腐蚀直接评价,进行预评价、间接评价、直接评价、后评价,给出内腐蚀敏感高风险点,选择开挖点进行详细检查,并根据生产状况进行内腐蚀原因分析。研究结果表明:江西省某天然气管道最大壁厚损失为0.20mm,最大壁厚减薄率为2.3%,腐蚀程度轻微。生产阶段和停输阶段面临的腐蚀风险主要为CO_(2)腐蚀。

寒区多相混输原油管道停输过程数值模拟

为避免凝管事故发生,需要对管道停输过程周围土壤温度场以及原油进行热力计算,确定管道允许停输的安全时间。建立寒区多相混输管道的停输模型,该模型不仅考虑水分结冰和原油凝固相变对传热过程的影响,而且考虑了水分在土壤多孔介质中和管内原油的自然对流。通过分析寒区埋地管道停输传热建立的埋地管道停输过程数学模型,使用数值方法模拟了多种混输工况对停输安全时间的影响。

含蜡原油管道停输降温的数值计算

埋地热含蜡原油管道停输后,当管内原油温度降至析蜡点以下时,原油中的蜡晶将逐渐析出。根据含蜡原油降温过程中黏弹性随温度的变化特点,利用温降过程中储能模量、损耗模量和损耗角的变化与温度的关系提出了划分管道停输温降阶段的方法,即以析蜡点和储能模量与损耗模量相等时(损耗角等于45°)的温度点为临界点,将温降过程划分为三个阶段,并以花格管道为例利用FLUENT软件对原油降温过程进行数学描述和计算求解。另外还选取不同性质的原油对该方法进行验证,得到含蜡原油管道停输温降规律。

管道停输多水击持续时间融合规则及其应用

长输管道全线停输作业需进行多次停泵操作,泵出、入口所产生的负、正压水击会沿管道传播,并在管内产生融合,导致泄漏检测系统误报警频繁。如果从时间维度对水击融合的行为特征进行分析并将融合规则应用到泄漏检测系统中,将能降低误报警率。为此,以多停泵水击持续时间为研究对象,在计算经验公式的基础上,对其在长输管道内的融合特性展开研究。首先对全线停输过程中水击的持续时间特征做出分析,然后借鉴区间分析相关理论,定义了水击区间的表示方法,并提出多水击持续时间区间的融合规则与计算步骤,再将该融合规则应用到常规负压波泄漏检测系统中,提出了一种误报警排除方法,并描述了具体的应用步骤。最后,通过开展现场应用,验证了该融合规则的正确性以及该误报警排除方法的有效性。

基于有限元法的含蜡原油管道停输过程温降数值模拟

含蜡原油在管输过程中不可避免地会发生停输情况,随着管内原油温度降低至凝点以下,会出现凝油层导致凝管现象,严重影响管道安全经济运行,因此有必要研究含蜡原油管道停输过程的温降问题。在原油管道正常运行工况的基础上,考虑蜡沉积现象,建立了含蜡原油管道停输传热模型。采用温度场三角形单元格划分→离散→合成有限元这一有限元法求解思路对模型进行数值求解,讨论了在不同停输时间管道温降的变化规律。通过对管道温度场计算结果进行分析可知,管道对周围环境温度场的影响随着离管道距离的增大而逐渐减小;在不受热影响的外部区域,温度场等温线近似为一组波动的平行线。该研究成果提供了一种简单易行、准确可靠的温降模拟计算模型,为蜡质原油停输后再启动过程的方案制定提供了关键数据的采集方法。

南宁-百色段成品油管道停输后管内压力下降原因分析

南宁-百色段成品油管道在计划停输期间,通过压力曲线观察百色站进站压力在一周内共下降了0.1MPa,采样常温密闭输油工艺的长输成品油管道,管输油品在不同的温度和压力条件下,存在体积可压缩性和膨胀性,因此,在压力下降原因分析过程中不应忽略温度对管输运行参数的影响。基于南宁-百色段成品油管道和采取现有关闭线路阀室及上线排查的方式。分析认为:管道在刚停输时,温度对压力影响较大,停输静止一定时间后,高点拉空对压力影响较大。

抚锦成品油管道停输后压力变化分析

抚锦成品油管道在投产结束计划停输期间多次出现管内压力下降的现象。由于密闭输送管道的油品体积受温度和压力的影响存在膨胀性和压缩性,因此温度是影响管道运行参数的主要因素之一。文中基于抚锦成品油管道停输后的运行参数,分析了管道在投产后停输期间温度下降对油品体积、压力的影响,计算出了油品下降1℃时管内压力变化值,通过对投产后充压体积总量与温度下降引起的体积变化量做对比,得出温度下降是引起油品体积变化、压力下降的主要原因。

不同混合比例原油输送过程中安全停输时间计算

混输管道内原油的掺混比例不同,原油的物性及流变参数也会有所不同,管道的运行的温度、压力等动态参数也会随之改变。对管道全年周围土壤环境温度进行了计算,运用OLGA软件分别对埋地热油管道的停输和再启动过程进行了模拟,针对不同混合比例以及全年不同月份,对管道的安全停输时间进行了计算,给出了计算结果,确保管道停输再启动过程的安全平稳运行。

港枣成品油管道停输后管内压力下降原因

港枣成品油管道在实施计划停输期间,频繁出现管内压力大幅下降的问题。采用常温密闭输送工艺的长输成品油管道,管输油品在不同的温度和压力条件下,存在体积可压缩性和膨胀性,因此,在工艺计算中不应忽略温度对管输运行参数的影响。基于港枣成品油管道的相关数据,计算了温度对管内油品体积和管道压力的影响程度。分析认为:油品温度的降低是港枣成品油管道停输后管内压力出现平滑下降的主要原因。

含蜡原油输送管道的再启动保护

科特原油管道系统非计划停输三周后,成功地进行了再启动。这是利用降凝剂为输送含蜡原油的管道系统提供再启动保护的成功范例。此例为实验室所预测的数据和现场实际的再启动数据之比较提供了资料。