新疆油田某超临界CO_(2)管道安全停输时间预测

为得到超临界CO_(2)管道安全停输时间,本文采用商业软件OLGA建立了多因素协同作用下管道安全停输时间计算模型。基于中国石油新疆油田分公司规划的超临界CO_(2)管道工程参数范围,开展了对输量、管径、管长、首站出站温度、土壤环境温度、总传热系数、末站进站压力等管道安全停输时间影响因素研究,并基于灰色关联度分析方法,得出了土壤环境温度、管长等为敏感因素。为预测管道的安全停输时间,基于以上参数化分析得到的1728组安全停输时间计算结果,建立了管道安全停输时间数据库,结合量纲分析方法,利用Python拟合得到了用于映射七大可变参数(自变量)与超临界CO_(2)管道安全停输时间(因变量)的高度非线性回归计算公式。结果表明:该拟合公式预测结果的最大相对误差小于10%,预测准确性良好,且该方法具有较高的计算效率。

保温层失效对裸露输油管道安全停输时间的影响

针对裸露输油管道保温层失效,安全停输时间难以控制的问题,结合有限容积法,建立了裸露输油管道二维、非稳态传热模型。该模型考虑了凝固潜热的影响,对比分析了保温层失效前后稠油温降规律。在此基础上,运用SPSS18.0软件,拟合了停输时间与热油的平均温度的关系曲线,最终确定了保温层失效前后的安全停输时间。研究结果表明,保温层失效前,管内稠油温降速率较低,靠近管壁及蜡层附近相对较大,安全停输时间为227 h;保温层失效后,靠近中心处稠油温降速率相对较小,靠近管壁及蜡层附近温降速率大大增加,散热损失增大,安全停输时间降低至82 h。

保温层失效比例对热油管道安全停输时间的影响

针对热油管道的保温层由于特定原因而出现部分失效,进而导致在维修过程中安全停输时间难以控制的问题,结合有限容积法,建立了热油管道二维、非稳态模型。该模型考虑了凝固潜热的影响,对比分析了热油管在5种情况(即保温层未失效、1/8失效、1/4失效、1/2失效及全部失效)下的温降规律。在此基础上,运用SPSS软件,拟合了停输时间与热油的平均温度的关系曲线,最终确定了上述5种情况下的安全停输时间。研究结果表明,5种情况下管内热油温降规律基本相似,且安全停输时间分别为205、148、118、99和74h;由于凝固潜热弥补了部分散热损失,因此1/4失效和1/2失效情况下的安全停输时间差仅为19h。

埋地热油管道安全停输时间计算方法及其影响因素

加热输送是目前易凝高粘原油的最主要的广泛采用的输送工艺,但管道停输时间过长,易导致凝管事故。为了避免凝管事故的发生,需要对输油管道的停输安全性进行研究。介绍了埋地热油管道安全停输时间的近似计算方法,幵结合计算实例分析了安全停输时间的主要影响因素。

热油管道安全停输时间数值模拟

针对加热原油管道停输后油品、管壁、保温层、防护层及周围介质的相互关系和它们的不稳定传热问题,对埋地管道、架空管道分别提出了热力计算及安全停输时间计算的数学模型。该模型综合考虑了有关物性参数随温度的变化情况。采用保角变换和盒式积分法对上述数学模型进行处理,构造出问题的差分格式,并采用高斯消元法求解差分方程组,得到了问题的数值解,最后附有算例。

埋地热油管道安全停输时间近似计算方法

输油管道停输后,当管内原油温度降到一定值时,管道的再启动会遇到极大的困难,甚至造成凝管事故。为了避免凝管事故的发生,需要对输油管道的停输安全性进行研究。文中主要介绍埋地热油管道安全停输时间的近似计算方法,并且给出了计算实例。

电伴热方式下稠油管道结构参数对安全停输时间的影响

建立电伴热方式的稠油伴热管道二维非稳态模型,分析了管道的保温层厚度、伴热管个数以及位置参数对稠油管道安全停输时间的影响及其变化规律。研究结果表明,在单管伴热的情况下,管道的保温层厚度分别为60、70mm和80mm时,安全停输时间分别为26、30h和34h;在双管伴热的情况下,双管夹角的变化对安全停输时间的影响较小,安全停输时间约为36h。

稠油管道安全停输时间的数值计算

针对稠油低凝点、高黏度的特点,以稠油凝点、泵提供的压力上限、规定的启动时间及管道末端的流量为约束条件,建立了稠油管道安全停输时间的数学模型。给出了其相应数值计算方法,并以辽河油田盘锦线稠油长输管线为例计算其安全停输时间。计算的安全停输时间与实际安全停输时间相对误差不超过10%,可以认为建立的稠油管道安全停输时间数学模型及数值计算方法可行。

原油管道安全停输时间影响因素分析

我国原油管道近几十年发展迅速,有些管道已经进入发展中后期,管道发生事故的概率上升。原油管道不可避免发生停输,安全停输时间是再启动的关键参数,对于管道的安全运行至关重要。根据输油管道温降公式,利用迭代法求解公式,并编制了应用软件。研究发现,安全停输时间不是一个定值,它随管道输量、出站温度、自然地温和原油比热容的增加而增加,随总传热系数的增加而降低。当管道周围参数发生变化时,需要密切关注安全停输时间,研究结果可以为原油管道的安全运行提供指导。

输油管道安全停输时间的计算方法

计算管道安全停输时间需要确定管道的最低允许启动温度,该温度决定了再启动过程所需要的启动压力,它受制于由管道承压和输油泵的工作特性所决定的最大启动压力,所以,安全停输时间的确定过程是一个重复试算过程。苏嵯输油管道中间站只有加热炉,因此将管道全线作为一个密闭系统来评价其安全停输时间。根据计算步骤中的方法,最终确定苏嵯输油管道春季安全停输时间为9～10 h、夏季为13～14 h、秋季为16～17 h、冬季为9～10 h。

埋地湿天然气管道安全停输时间计算方法研究

为了防止湿天然气管道在停输过程中水合物的形成,有必要对管道的安全停输时间进行计算。湿天然气管道在停输过程中,管内介质与周围环境进行热交换,停输时间过长可能会导致水合物形成,造成再启动困难。采用多相流模拟软件对安全停输时间计算方法进行了研究,利用有限元方法分析停输时埋地管道及周围土壤温度变化情况,将天然气温度与水合物形成温度进行对比,计算湿天然气管道安全停输时间,并研究了不同输送工况下安全停输时间变化规律。一般说来,安全停输时间随着输量、起点温度、环境温度增加而延长。所以,准确计算湿天然气管道安全停输时间对于指导气田安全生产具有重要意义,可以为计划停输方案制定提供依据,防止事故停输工况下水合物的形成,提高输气管道操作安全性。

保温层失效对裸露输油管道安全停输时间的影响

本文就保温层失效对裸露输油管道安全停输时间的影响进行一定的分析与研究。

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。

保温层失效对伴热稠油管道安全停输时间的影响

针对伴热稠油管道在保温层失效后,安全停输时间难以确定的问题,基于有限体积法,建立了伴热稠油管道二维、非稳态分析模型。该模型考虑了稠油的凝固潜热影响,研究了保温层失效前后稠油管单独停输(案例I)与稠油管和伴热管双管同时停输(案例Ⅱ)情况下稠油管内温度场的变化规律,在此基础上,通过SPSS软件拟合了停输时间与停输后稠油平均温度的关系曲线,进而确定了伴热稠油管道在保温层失效前后的安全停输时间。保温层失效前后,案例I与案例Ⅱ油管内的温降规律基本相似。在保温层失效前,案例I与案例Ⅱ的安全停输时间分别为58h和54h,前者在伴热管的影响下,安全停输时间延长了4h;在保温层失效后,两种情况下的安全停输时间均缩短至11h,即伴热管对安全停输时间没有影响。

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。

原油差温顺序输送最大安全停输时间

原油差温顺序输送管道最大安全停输时间的确定是目前原油顺序输送技术领域重要而又尚无公认可行方法的技术难点。为此,基于数值模拟结果,从"再启动难易程度"的角度对停输安全性进行分析。通过一系列理论分析,导出了既能满足生产需求又简便易行的原油差温顺序输送管道最大安全停输时间的确定方法:对于不存在停输危险性的停输时机,理论上最大安全停输时间为无穷大;对于存在停输危险性的停输时机,通过数值模拟分析,先找到刚好使无量纲排空时间趋于无穷大的停输时间,再进一步在该停输时间附近找到满足判定条件"只要再启动过程出现进站流量随时间减小的现象都不安全"的停输时间,即最大安全停输时间。该方法同时适用于普通含蜡原油管道。

基于指数积分函数的热油管道停输时间计算方法

针对加热原油管道停输后油品、管壁、防腐层、保温层、周围土壤间的相互关系以及不稳定传热问题,根据埋地热油管道的温降特点,提出了分阶段计算安全停输时间的数学模型。将指数积分函数近似级数表达式应用于模型,简化了数学模型求解过程;提出了一种新的埋地热油管道安全停输时间的近似计算方法,并给出了计算实例。

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。

基于Fluent的海底输油管道停输温降数值模拟

随着海上油田的大量开发,对海底输油管道停输过程传热问题的研究迫在眉睫。加热输送的原油管道在运行过程中,不可避免地会遭遇油田停电和管线维修等意外,造成停输。这时油管内原油的黏度随油温下降而升高。当油温降到一定值后,会给管道的再启动带来极大的困难,甚至造成凝管事故。为避免凝管事故发生,需要准确预测海底管道管内原油的温降情况及安全停输时间,分析影响停输时间的因素。利用Fluent软件对海底输油管道停输温降进行数值模拟。计算结果表明,保温层厚度和海水温度对停输时间影响非常明显。模拟结果可指导生产实践。

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。