停输
- 超临界含杂质CO2管网停输再启动对水合物生成的影响
此时,管网就需要停输再启动操作。含杂质CO2的相态特征会随着停输再启动操作而发生变化，从而影响管内CO2水合物生成特性及杂质水的状态，产生管内腐蚀环境，造成固液两相流、阀门堵塞和管壁冲蚀等安全性问题[5-10]。1 CO2水合物分析1.1 含杂质CO2相态气源品质的研究是CO2管道输送的基础，延长油田一期CCUS项目所捕集的CO2摩尔分数高达98.804 2%以上；而杂质的存在会影响管道的输送能力和安全性。因此，该项目对杂质的含量有严格的控制[14]。本研
石油与天然气化工 2022年4期2022-08-18
- 基于启动压力的稠油停输海管再启动与置换对策
而言，若遭遇管道停输，虽不至造成凝管，但由于稠油的低温高黏特性，易使再启动压力过大威胁再启动安全［7-8］。针对这些难点，有不少学者对此进行了一系列的研究：吴海浩等［9］根据海底稠油管道停输再启动的特点，研究再启动温度、管内存油含水率大小及油水混合液乳化情况对管内存油的流变性的影响，流变性又直接影响到再启动过程以及再启动压力；张栋等［10］采用旋转流变仪进行了流变学测试，随温度的上升，超稠原油的黏度、触变性和屈服应力均呈现出指数衰减的趋势，超稠原油表现出明
延安大学学报（自然科学版） 2022年2期2022-07-04
- 多起伏大高差油气混输管道停输和再启动瞬态流动规律研究
作，则会导致管道停输，停输期间油温随着停输时间的延长而降低，导致黏度增大，凝管风险增加。油气混输管道的流动压力损失包括摩阻损失、气液两相间滑脱损失和管道高程差三个部分。在管道起伏较小的海底混输管道中，稳态运行时管内流动相对稳定，其流型多为分层流动；当管道停输时，管内原油迅速停止流动，通过终点的流量为0；再启动瞬间通过终点的液量出现波动，但很快恢复至稳态[5]。在一些起伏较大的混输管道中，管内原油在上坡管段和低点积聚，气体流通面积减小，若流速增大，则会造成较
辽宁石油化工大学学报 2022年2期2022-05-20
- 停输再启动压力计算研究进展
不可避免地会出现停输。如果停输时间较长, 因油温下降造成原油胶凝, 从而在管道内部形成一段胶凝原油塞, 可对管道的再启动过程造成严重的影响。 受胶凝原油可压缩性的影响, 其屈服过程是一个渐变过程, 并且在屈服过程中存在较为明显的屈服面移动现象, 这将给停输再启动的生产过程带来严峻考验。 管道再启动的安全性是含蜡原油管道运行中面临的核心问题。 热油管道的停输再启动问题是非稳态传热与非稳态流动的耦合问题。 对于该问题的研究可以归结为以下几个部分: (1)停输温
广州化工 2022年7期2022-04-26
- 水平管内黏稠油水环输送管道停输再启动特性*
维护或紧急事故而停输及停输后的再启动工况[20－21]。水环输送稠油管道停输后，由于油水密度差异，油上浮至管顶而水下沉到管底，促使水包裹油的环状流结构迅速转变成油水分层流结构。当管道重新启动时，黏附在管壁上的油污会使摩阻急剧增大，若泵不能提供足够高的压力，则无法使管路中的流体恢复流动。因此为了保证管线的顺利启动，有必要了解管路在各种情况下的再启动特性，以确定顺利再启动的操作条件和运行参数。本文以500＃白油和自来水为研究对象，设计加工室内水环输送稠油再启动
石油机械 2022年4期2022-04-13
- 稠油-水混输停运管线再启动力学响应特性研究
[7]，特别是在停输低温工况下的高黏性，导致停输管线再启动压力极大[8-9]。此外，稠油在采输过程中总会伴随着油田采出水，易形成稠油乳状液(W/O型乳状液或O/W型乳状液)，由于稠油-水两相存在反相点、密度差，导致停输静置初始流型状态变化多端，给稠油-水混输流动保障带来极大挑战[10-11]。目前，针对胶凝含蜡原油管道的停输再启动研究较多[12-13]；而对于稠油管输停运再启动，近年仅见中科院许晶禹教授[3，6-7，14]团队对稠油的屈服特性及停输管道启动
西安石油大学学报（自然科学版） 2021年6期2021-11-27
- 考虑海管各覆盖层蓄热的停输温降与输送方案
00450）管道停输后沿线温度不断降低，输送不同流体的管道将产生不同的问题，对于输送含有原油的管道，可能会引起低温胶凝或黏稠超压[1⁃3]；对于输送含有天然气的管道，可能会形成水合物堵塞管道。所以，油气管线停输温降的计算至关重要，直接决定着海底管道置换与掺水输送的时机[4]，以及停输后能否顺利再启动等[5⁃6]。目前不管是陆上管道还是海底管道在设计阶段均采用总传热系数的经验值用于热力计算[7]，但这种做法在一定程度上过于保守，特别是停输后的热力计算，主要表
石油化工高等学校学报 2021年1期2021-04-05
- 中国石油工程建设有限公司获氢能储运利用领域发明专利1项
于掺氢天然气管道停输过程中氢气分布规律和分布浓度的模拟预测;推荐采用间隔式停输—泄放模式,在停输且氢气聚集浓度超过对应停输压力安全值后进行短期泄放,保持管道系统介质充分扰动、混合,破坏氢气—天然气分层(浓度聚集现象)及降低系统压力,最终达到延长允许停输时间、避免介质大量泄放和防止管道氢损伤的效果。本发明专利对掺氢天然气管道的安全技术发展将起到良好的推动作用。(陈俊文 供稿)
天然气与石油 2021年4期2021-01-07
- HJ成品油管道CK—ZH段保压停输期间的压力变化及影响因素分析
遇到计划或非计划停输，停输期间需要保压，检测管道有无泄漏现象，但由于操作不同，会引起管道压力的升高或者降低。压力过高将触发管道泄压保护系统，而压力过低会导致启输时需对管道充压，以保证下游站场泵的入口压力，严重时或可引起高点处管道内油品气化，给管道的正常运行带来重大的安全隐患[1]。因此，管道停输压力应控制在合理范围之内。1 管道停输后压力变化的影响因素长距离成品油输送采用密闭输送方式。由于油品在不同的压力和温度条件下具有一定程度的压缩性与膨胀性，使得成品油
石油库与加油站 2020年5期2020-12-25
- 福建成品油管道停输后压力预测算法模型
京）成品油管道的停输操作是管道在投产和运行过程中不可避免的[1]。停输时段的管道管理和安全监控也是必不可少的。在福建成品油管道停输期间，现场人员对于管内压力变化无法提前预测，当管内压力下降时，经常误以为是管道发生泄漏或出现打孔盗油事故，需现场人员巡检排查[2]，不仅增加了现场人员的工作量，也不利于控制运行成本。因此，有必要对管道建立停输时段压力变化模型，提前预测管内压力变化，监测管道停输状态。当检测值与预测值差别不大时，可以认为管内压力属于正常变化；而当两
油气田地面工程 2020年10期2020-10-17
- 含杂质超临界CO2输送管道的停输影响因素
需要，存在必要的停输过程。 而在CO2临界点附近，其比热容、密度等参数存在突变，理化性质存在差异，且不存在明显界限，呈渐变状态，所以称该区域为“准临界区”[2-4]。 在停输环节，随时间持续，超临界CO2参数将降低，进入准临界区。在管道约束下，温度微小变化导致的CO2体积胀缩，将形成管道及相关管件的震荡。 这将严重威胁管道的安全停输。对管道停输中流体及管道的瞬变特性，国内外学者做了一定的研究。 中国石油大学刘敏[3]以OLGA模拟软件对管道出口压力为15M
天然气化工—C1化学与化工 2020年3期2020-07-18
- 西气东输天然气用户分输自动控制技术研究与分析
逻辑和单用户分输停输逻辑两项［3］。根据用户分输类型、调压撬电动调节阀控制方式和调压撬电动阀位置的不同，以及针对所实现功能的区别，研究并设计了各类用户所适用的控制逻辑，具体如下：a. 根据用户分输类型，分为连续性分输用户和间歇性分输用户两种。b. 根据用户分输调压撬电动调节阀控制方式，分为通过站控PLC 系统进行PID 控制和通过外部调压控制器（多回路控制器）进行PID 控制两种。 另外，还有少数用户分输调压撬采用自力式调节阀控制，或者采用直供无调压分输方
化工自动化及仪表 2020年3期2020-06-22
- 高黏原油海底管道停输流动安全保障研究
度对温度较敏感，停输工况下随着管内流体温度降低，黏度增大，导致冷启动或置换压力较高，且区域供电较为复杂，需进行不同失电停输工况的流动安全保障研究，以满足安全再启动要求。图1 区域平台示意图表1 A平台至C平台海管输送流体黏温数据 (mPa·s)表2 C1平台至D平台海管输送流体黏温数据 (mPa·s)表3 D平台至终端海管输送流体黏温数据 (mPa·s)2 停输流动安全保障研究该区域平台和海管相互连接，各平台供电情况不同，且依托平台应急电源不足，导致失电后
石油和化工设备 2020年5期2020-06-09
- 埋地热油管道原油全凝时间影响因素分析
立多场耦合作用下停输原油热力模型，以稳定运行时的土壤温度场为土壤热历史，利用Fluent 软件进行停输传热数值模拟与分析。以管道中心点温度降至凝点为管道内原油全凝的判断依据，获得不同工况下的管道中心温降曲线，开展土壤埋深、大气温度、原油初始温度、保温材料等因素对管道内原油全凝时间的影响分析。关 键 词：埋地管道;含蜡原油;土壤温度场;传热模型;影响因素中图分类号：TQ021.3 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2
当代化工 2019年8期2019-12-13
- 基于胶凝原油可压缩性的含蜡原油管道停输再启动模型研究*
原油管道出现意外停输或计算停输工况时，随管道内部温度的降低石蜡会形成凝胶，从而在管道内部形成一段胶凝原油塞，可对管道的再启动过程造成严重的影响[1-4]。国内外诸多学者进行含蜡原油管道的停输再启动研究时，常将管道内的胶凝原油看作不可压缩流体[5-10]，以简化停输再启动模型的建立和计算过程。然而，在实际过程中，由于胶凝原油可压缩性的影响，其屈服过程是一个渐变的过程，并且在屈服过程中存在较为明显的屈服面移动现象。因此将胶凝原油简单地视作一种不可压缩流体不能准
油气田地面工程 2019年9期2019-10-14
- 基于有限元法的含蜡原油管道停输过程温降数值模拟
过程中会出现计划停输和事故停输,当原油管道停输时,管内油温开始降低,当停输时间过长时,会发生过度的温度下降,引起凝油层的产生,从而造成凝管事故.由于含蜡原油管道停输对于再启动过程具有重要影响,因此准确掌握停输后含蜡原油管道温度的变化规律,对于突发工况的响应以及再启动计划的制定具有重要的指导意义,同时实现管道安全经济运行.在停输再启动温降相关研究中,崔慧[1]以管外热流量作为停输再启动过程耦合参量,通过建立非稳态过程传热模型,给出了处理热流量简单、有效的方法
油气田地面工程 2019年8期2019-09-05
- 含蜡原油管道停输降温的数值计算
道不可避免地存在停输过程[1,3]。管道停输后含蜡原油会随温度的降低逐渐产生一个相变的过程，并且由于原油析蜡并不是随时间均匀变化的过程，这导致其在不同温度范围形成不同结构，具有不同的流变性质，对应不同的传热机理。温度越低，蜡晶结构抵抗弹性和黏性变形的能力越强。储能模量反映物质弹性大小；损耗模量反映物质黏性大小；损耗角的正切是损耗模量和储能模量的比值，反映物质黏性弹性比例。储能模量和损耗模量相当时，原油处于胶凝状态，此时损耗角为 45°[4-6]。针对含蜡原
石油化工高等学校学报 2019年3期2019-06-20
- 基于SPS的负压汽化过程控制与分析
道上游停泵及泵站停输引起的下游负压汽化现象进行模拟分析，并给出解决方案及建议。1 数学模型1.1 不稳定流动管流基本方程对于不考虑能量变化的一维管流基本方程为式中：x为沿流体流动方向管道上的位置，即空间变量，m；t为时间变量，s； v为 x断面的平均流速，m/s；D为管道内径，m；a为压力波传播速度，m/s；g为重力加速度，m/s2；λ为摩擦系数；H为x断面的平均能量压头，由式 p=ρg( )H-Z换算得到，m； ρ为流体平均密度，kg/m3；Z为计算点的
油气田地面工程 2019年5期2019-05-29
- 输油管道首站停泵时低压区超压分析及对策
输管道首站在管道停输、泵机组停运过程中偶发低压区超压现象。通过对历次停输数据的梳理，寻找偶发性事件的共同点，分析站场工艺流程与泵停运控制逻辑、瞬态过程前后各设备状态的变化，找出低压区超压原因。结合实际运行情况和水击波产生、传播规律，提出了解决方案。1 站场及泵机组基本情况1.1 首站工艺设施某长输成品油管道首站主要功能为接收炼厂来油进罐、油品重新组织批次、增压外输至下游泵站、发送清管器、油品倒罐、压力泄放等。主要工艺设施包括：2×104m3内浮顶油罐10座
油气与新能源 2019年3期2019-05-27
- 原油正反输送停输初始状态安全性分析
究上,对正反输送停输安全性的研究较少[8]。向秀平等人[5]对加剂输送与正反输送的经济性进行了分析,初步探讨了正反输送管道的运行规律;马伟平对任京线管道进行正反输送现场试验,确定正反输送允许的安全输量[1，9];谢鑫结合姬塬油田外输管道的运行情况,对反输送所需的允许最大输量及最小启输量进行了研究,但未对反输初始阶段的安全性进行深入分析[3]。正反输送过程不仅包括流程切换后管中存留的冷油向周围土壤的散热,还包括之后注入管道的热油向周围土壤的散热,原油温降及土
天然气与石油 2019年1期2019-03-20
- 气态乙烷管道停输特性探讨
气态乙烷管道冬季停输的相变规律,并借助软件进行相关模拟。本文将基于气态乙烷物理性质,分析气态乙烷管道操作压力对管道设计与运行的影响,探讨气态乙烷管道停输后的相变规律,借助商用软件定量分析停输相变与再启动汽化问题,为气态乙烷管道合理设计和运行提供借鉴。1 乙烷产品基本性质图1 某乙烷产品相包络线由此可见,相同温度下,乙烷产品包络线中泡点压力与露点压力比较接近,表明乙烷产品采用混相输送的条件非常苛刻,难以进行平稳的混相输送。这主要是因为其组分构成较为简单,且乙
天然气与石油 2018年5期2018-11-06
- 大落差成品油管道停输期间压力波动分析
的输油运行中，在停输静态工况下，出现压力波动，因此研究水击产生的原因，避免此类情况的发生尤为必要。1 压力变化的条件及基础数据1.1 庆阳支线地形地貌兰郑长庆阳支线管道沿线地势复杂，高程落差较大，最高点海拔达到1 394 m，而最低点咸阳站海拔500 m，并且管道沿线沟壑纵横，经过猴子沟、大户王沟、二沟圈、三不同沟、烂泥沟、和盛东沟、四驱沟和无日天沟，沟上沿至沟底最大垂直高差在100 m左右，同时管线穿越马莲河、四郎河、红岩河、泾河、太峪河五次河流穿越，复
石油管材与仪器 2018年2期2018-04-19
- 海底热油管道停输温降的数值模拟及影响因素
热原油，而且事故停输后有凝管的危险，因此有必要对海底热油管道的传热计算进行深入研究，优化海底热油管道的运行条件。XU等[2]和YU等[3]对埋地输油管道在正常工况下的土壤温度场和停输工况下的原油温度场进行研究；邢晓凯[4]建立添加运行参数和气温影响的埋地热油管道停输降温数值模型；陈晶华等[5]研究不同季节对海底热油管道停输温降过程的影响；盛磊祥等[6]研究保温层对停输温降过程的影响；王洪志等[7]分析不同土质在不同情况下的温度场情况；王敏睿等[8]研究渗流
中国海洋平台 2018年1期2018-03-06
- 埋地保温管道和非保温管道停输温降规律对比研究
经济性更优。管道停输过程中，轴向对流换热几乎消失，管内油温变化是“径向热阻”与“周围土壤温度场”共同作用的结果，并与停输时长有关[3-4]。对于非保温管道，径向热阻小，但管内原油与周围土壤间温差也较小；对于保温管道，径向热阻大，但管内原油与周围土壤间温差也较大[5-6]。针对埋地非保温管道、新建保温管道和在役多年保温管道三种保温效果差异性较大的热油管道，本文通过数值模拟计算，对比研究了此三种管道在停输过程中管内油温的变化规律和热力性能差异。1 仿真模拟分析
石油工程建设 2018年1期2018-02-26
- 输油管道停输过程泄漏判定
6800输油管道停输过程泄漏判定聂超飞1，王玉彬1，闫 锋1，刁 宇1，丁 雨2，梁云龙31.中国石油管道科技研究中心，河北廊坊 0650002.中国石油管道公司生产处，河北廊坊 0650003.中石油山东输油有限公司，山东日照 276800为了监测管道的泄漏状况，输油管道停输期间一般都保持一定压力。当压力变化较小时，通常认为管道无泄漏；但如果管道压力变化较大时，则往往无法判定是由管内介质温度降低造成的，还是由管道泄漏所致。根据停输期间管道及介质的受力特点
石油工程建设 2017年3期2017-06-27
- 靖三-靖二联管道原油停输后流变特性与再启动研究
-靖二联管道原油停输后流变特性与再启动研究陈 涛， 周圣昊， 谢文超， 白 亮， 赵 昆， 陈 铁， 常 亮(中国石油长庆油田分公司 第三采油厂，宁夏 银川 750005)长庆靖三-靖二联外输管线采用加热输送，所输送的是靖安油田典型的低胶质沥青质含量的高含蜡原油，这对安全、经济、高效的管输工艺提出了很高的要求。基于原油流变学、物理化学和凝胶化学理论，首先使用高精度控制应力流变仪对管道停输条件下，原油体系的黏-温、屈服、黏弹、触变等复杂流变行为进行了研究，然
石油化工高等学校学报 2017年3期2017-06-21
- 沈兴输油管线节能技术研究
拟，并对热油管道停输后进行热力计算。实验与研究结果表明：实验测得凝点值为41℃，根据相关规范的要求，热油管道的允许最低进站温度为44℃；水分迁移等因素对土壤温度场及埋地管道非稳态传热的影响非常明显；随着出站温度的升高，进站温度也增加，但是进站温度的增加幅度要小于出站温度的增加幅度；随着输油温度的降低，停输后能满足输送条件的时间渐渐变小；由于沈兴管线所输送原油凝点高达41℃，建议开展原油降凝降粘研究，降低凝点，进而降低允许的最低进站温度，最终降低加热站出站温
中国锰业 2017年2期2017-05-25
- 基于深海油气混输管道停输温降进行FLUENT数值模拟
深海油气混输管道停输温降进行FLUENT数值模拟孔德晶1，张凯丽2，曹云芳3（1.东北石油大学流体力学实验室，黑龙江大庆 163318；2.黄岛石油国家储备库，山东黄岛 266000；3.新兴重工邯郸天然气发展有限公司，河北邯郸 056046）海底管道在投产或运行的过程中，由于计划检修或突发事故等都会导致停输。基于深海油气混输管道停输温降进行FLUENT数值模拟的研究对保证海上油气田管道集输系统的安全生产有重要的指导意义。混输管道；FLUENT；停输温降；
化工设计通讯 2017年1期2017-04-12
- 输油管道不同工况停输再启动过程数值模拟
输油管道不同工况停输再启动过程数值模拟张博夫（中国石油天然气股份有限公司管道西安输油气分公司，陕西 西安 710065）停输再启动是输油管道运行过程中必不可少的一个生产过程，通过考虑物性参数、油温沿径向的变化等因素，建立相应的模型，这样就能够对输油管道在冬季和夏季的情况进行详细的计算，从而能够得出相应的输油管道温度状况，这样就能够对工况参数进行比较，进而得到停输再启动过程的数据参数。相比较夏季冬季得到的参数，能够得出停输过程中夏季温降明显低于冬季，再启动时
化工管理 2017年9期2017-04-10
- 江阴-无锡成品油管道停输后压力变化分析
-无锡成品油管道停输后压力变化分析陈春（中国石化销售有限公司华东分公司扬州输油处，江苏 扬州 225000）基于研究江阴-无锡段成品油管道停输后压力变化规律的目的，结合传热学、热力学理论和现场实际数据，建立了管内油品压力-温度变化模型，仿真模拟了成品油管段停输后压力的变化规律；在此基础上与现场实际数据相比较分析，提出修正系数，获得该段成品油管道停输后压力变化模型。通过计算给出油品温度变化1 ℃时管内压力的变化值，为保压停输的压力控制提供参考。成品油管道；
辽宁化工 2017年9期2017-03-22
- 热油管道停输再启动数值模拟
付晓明热油管道停输再启动数值模拟雷启盟1，贾海洋2，付晓明3（1. 东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318； 2. 大庆油田工程建设有限公司油建公司物资管理中心，黑龙江 大庆 163453； 3. 大庆油田有限责任公司(储运销售分公司)，黑龙江 大庆 163517）通过建立管道停输再启动非稳态数学模型，采用数值模拟的方法进行求解，考察不同输量、输油温度下停输再启动过程管道起点压力随时间的变化规律。研究表明，一定条件下，管道起点压力峰值随
辽宁化工 2017年12期2017-03-19
- 原油管道停输温降模拟研究
318）原油管道停输温降模拟研究杨宇博，杨 光（东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318）原油在管道输送的过程中不可避免会出现停输现象。针对原油管道停输再启动存在的技术难题。以热力水力分析为基础，应用仿真模拟的方法利用pipeline Studio(TLNET)软件模拟管道停输温降过程。以庆哈管道为例，模拟管道停输温降过程，根据模拟结果绘制了三维温降图，以原油凝固点以上 3 ℃为判据确定了安全停输时间。最终确定庆哈输油管道冬季安全停输时间为 24 h，为
当代化工 2017年2期2017-03-13
- 含蜡原油管道停输再启动可靠性研究
9）含蜡原油管道停输再启动可靠性研究王继平中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室（北京102249）传统的确定性方法研究含蜡原油管道停输再启动的安全性存在很多不足，基于可靠性的方法可以很好地解决参数不确定性问题。国内已经有学者开展了停输再启动的可靠性研究。从停输再启动极限状态方程的建立、参数不确定性分析、可靠性分析、目标安全水平确定4个方面，总体评价了含蜡原油管道停输再启动可靠性研究的现状。针对现有研究的不足，提出了今后研究的2个方向：确定更加
石油工业技术监督 2016年3期2017-01-10
- 湿天然气管道紧急停输放空速率研究
湿天然气管道紧急停输放空速率研究苗建1王凯2刘政洪1付峻11.中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳518067；2.中海油研究总院,北京100028湿天然气管道；紧急停输；水合物；放空速率0 前言流花19-5气田(以下简称气田)位于南海珠江口盆地,平均水深约185 m,2013年12月底投产,高峰日产气82×104m3,并伴有一定量的凝析油和生产水。气田最高井口压力19 MPa,最低环境温度14.4 ℃,处于水合物生成区域。水下回接管道如采用单层管
天然气与石油 2016年2期2016-11-14
- 国内首条天然气长输管道“中沧线”退役
沧线恩城至泊头段停输动火作业顺利完成，我国首条运行30年的天然气长输管道完成了历史使命光荣退役，在运期间累计输气量达到90.7亿标准立方米。1986年8月7日，中沧线投产运营，全长366.5公里，是国内建成的首条长距离输送天然气管道。随着管道沿线30年来的经济发展，城镇建设规模的不断增大，沿线高后果区数量由少变多，管道本体缺陷、腐蚀及第三方损坏等潜在威胁不断增多，一些无法根除的隐患缺陷与日俱增。2013年年底，管道公司将中沧线停输提上议事日程。为打好中沧线
管道行业观察 2016年12期2016-03-10
- 不同倾角下成品油顺序输送混油数值模拟
道成品油顺序输送停输时混油段变化特性，应用Fluent软件组分输送模型，对不同倾角下的成品油顺序输送停输进行了数值模拟，并对模拟结果和导出数据进行分析。研究结果表明:停输时，重力和油品间的密度差是造成混油段特性变化的主要因素，管道倾角越大，柴油在重力势能高处时产生的自然对流使混油段长度明显增大且所需时间更短，汽油在重力势能高处时，管道倾角的增大对混油段的增加有抑制作用且混油段浓度分层与管道倾角一致。研究结果对减少和预防停输时混油段的产生和增加有一定借鉴作用
天然气与石油 2016年6期2016-02-09
- 某输气管道工程动火方案分析
G-NET软件对停输后管存天然气持续供气时间以及恢复供气时间进行分析，确定停输技术可行。提出三个动火方案：停输常规动火、停输单侧带压封堵动火、不停输双侧带压封堵动火，并对三种动火方案进行技术经济对比，得到方案一即停输常规动火方案为最优。现场实施情况表明采用方案一顺利完成了本次动火作业，取得了预期效果。天然气管道；动火作业；动火方案；TG-NET；带压封堵0 前言某输气管道是A城市的居民及工业用气的重要保障，同时也分输供给沿线用户。由于输气管道末站扩建，需要
天然气与石油 2016年1期2016-02-07
- 正反输送管道停输再启动数值模拟分析
)正反输送管道停输再启动数值模拟分析陈从磊1，黄启玉2，王乾坤3(1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大学(北京)油气储运工程系，北京 102249；3.中国石油管道公司，河北廊坊 065000)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
石油化工高等学校学报 2015年2期2015-11-24
- 长输天然气管道事故工况模拟分析
中容易出现的气源停输和管道堵塞等事故工况，进行了动态模拟分析，计算管道自救时间，为为管道运营维护部门制定维抢修方案提供理论上的支撑。气源停输；管道堵塞；动态模拟天然气管道在实际运行过程中，不可避免地会发生气源停输和管道堵塞等事故［1］。分析管道事故工况时，需要确定最容易发生事故的位置，分析该位置发生事故带来的后果［2］。根据应急预案的制定原则，在出现供应中断等紧急事故工况时，应该保证90%城镇燃气和50%工业的用气量，其中工业用户以玻璃、建材等不可中断用户
当代化工 2015年12期2015-10-27
- 输油管线停输及停输再启动工况研究
】通过对输油管线停输及停输再启动工况下运行参数的分析，研究输油管线在停输及停输再启动工况下的温度、压力分布规律，进而可确定管线不同输量下的安全停输时间及不同停输时间下的最小允许输量。【关键词】停输；停输再启动；安全停输时间输油管道在停输过程中，油温下降，粘度升高，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。因此，为了确保管道在停输一定时间后，能够顺利再启动，确定最小允许输量和任务输量下的最低出站油温对管线安全运行具有一定的指导意义
科技与企业 2015年4期2015-10-21
- 埋地热油管道停输再启动研究
江飞摘 要：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。关 键 词：含蜡原油；停输再启动；管道；数值模拟；实验中图分类号：TE 832 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）07-1560-04Study on Shutdow
当代化工 2015年7期2015-10-21
- 济－青输气管道复线事故模拟分析
统的模型，对气源停输和管道堵塞事故进行了仿真分析，计算出不同工况下的自救时间，为济－青输气管道复线的生产运行提供借鉴。天然气输气管道；济－青输气管道复线；气源停输；管道堵塞；仿真模拟；自救时间随着我国经济社会的快速发展，对天然气的需求日益增加［1］。天然气管道在发生事故时，自救能力对于保障输气管道供气具有极其重要的意义［2］。济－青输气管道复线投产以后，作为主干线与济青线等已投产的天然气供气管线联网运行，将大大提高中石化山东天然气管网的输气能力。济－青输气
云南化工 2015年5期2015-01-06
- 海底原油管道停输温降的Fluent模拟
，对海底输油管道停输过程传热问题的研究也迫在眉睫。研究海底输油管道停输过程的传热问题，不仅可降低输油成本、减少能耗、保护环境，而且可以为实际生产管理提供科学的依据。对于指导海上油田的输油生产、管道安全运行和节能降耗也具有重要意义。管道运行过程中，不可避免地会遇到计划性或事故性停输问题。而管内原油温度不断下降，使油品黏度增大、形成结构并胶凝［1］，管道再启动所需压力显著增加。如果停输时间过长，管道再启动所需压力超过泵的扬程或管道强度，则无法进行正常的再启动过
石油化工高等学校学报 2014年2期2014-07-16
- 原油管道安全停输时间影响因素分析
2）原油管道安全停输时间影响因素分析徐双友, 刘 斌（中国石化管道储运公司襄阳输油处，湖北 襄阳 448002）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。
当代化工 2014年7期2014-04-13
- 埋地热油管道安全停输时间计算方法及其影响因素
埋地热油管道安全停输时间计算方法及其影响因素罗 丹1，汪 敏2，肖金华3，吴玉国1（1. 辽宁石油化工大学 石油天然气工程学院, 辽宁 抚顺 113001; 2. 中国石油天然气管道工程有限公司, 河北 廊坊 065000; 3. 中国石油天然气管道通信电力工程总公司, 河北 廊坊 065000）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
当代化工 2014年10期2014-02-21
- 埋地含蜡原油管道停输温降最新进展
埋地含蜡原油管道停输温降最新进展陈顺江，王为民，董珊珊（辽宁石油化工大学 石油与天然气学院，辽宁 抚顺 113001）梳理了我国含蜡原油停输温降的最新研究进展，强调了停输过程中析蜡潜热对原油温度场的影响以及合理处理凝固潜热的必要性；在传热学的理论基础之上，研究了用显热容法建立的新的数学模型。热油管道停输温降过程是输油管道中常见的现象，研究含蜡原油管道停输过程的温度变化规律,为原油输送管道的科学设计和安全、经济运行提供了一定的理论参考。含蜡原油管道；停输；温
当代化工 2014年11期2014-02-20
- 输油管道停输期间温度场数值模拟
产现象，导致管线停输。这时海管内的原油具有储热能力，受海水温度的影响，向周围介质传递热量。刚停输时管内油温下降较快，但随着停输时间的延长，最后降到与海水相同的温度。传热过程包括：管内原油以对流方式将热量传给凝油层内侧，而凝油层、管壁、保温层等以导热的方式将热量传递给周围的土壤，再与大气或水进行对流换热。该油田的原油凝点较高（大于32 ℃），因此管线停输后很容易出现凝管现象，这样就会造成管线停输再启动的能耗增加，加大了输油成本。所以有必要研究管线停输后热油管
储能科学与技术 2014年2期2014-02-15
- 含特殊管段的含蜡原油管道热力计算与分析
高于凝点，但管道停输时间过长仍可导致凝管。近年来因各种原因导致管道的停输日益频繁，故开展热油管道停输再启动特性的研究具有十分重要的工程意义。迄今为止，虽然人们在这一方面的研究取得了较大的成就［1－2］，但这些研究一般都是在固定管道直径和管外环境的基础上进行的，很少考虑管内外情况的变化问题。实际上长输管道沿线常常会出现架空或浸没在水中的管段，此外，管道内某些位置也经常会形成一定的结蜡层［3－4］。这些特殊管段对管道的热力特性有重要影响。基于此，笔者对含特殊管
石油化工高等学校学报 2013年1期2013-12-23
- 基于焓温法的石克管线停输温降三维数值模拟
行工况的变化,其停输是不可避免的。分析原油管道停输过程中的沿程降温，对确定安全停输时间，优化管道运行管理，提出再启动方案及制定停输检修方案具有一定的指导作用。对于管道停输温降过程，国内外学者做了大量的工作，且成果显著。D.E Thomton[1]分别对有保温层和无保温层管道进行了稳态和非稳态的数值计算，得出了解析解；王敏等[2]利用二维数学模型分别模拟了不同土壤导热系数、大气温度的管道温度场分布；许丹等[3]数值模拟了三维非稳态传热埋地管道温度场模拟，该文
当代化工 2013年6期2013-07-31
- 裸露管线停输影响因素分析
送工艺。原油管道停输是输油管道运行中常见的现象，管道在维护检修和发生事故时，不可避免地要停输。停输后，管内原油会向周围散热，油温不断下降，原油粘度随之增大，若时间控制不当就可能会发生凝管事故[1]。裸露管段由于没有土壤的保温作用，较之埋地管道温降速度快，成为确定安全停输时间和再启动方案的关键。裸露管段通常成为停输过程中的“卡脖子”段[2]。可见，研究裸露管道的停输温降规律对确定安全停输时间和再启动方案意义重大。目前，国内的研究工作者主要是针对埋地管道[3-
当代化工 2013年2期2013-05-14
- 靖三联靖二联埋地热油管道停输后的温降规律研究
规律，将埋地管道停输后罐内原油的冷却过程视为一系列准稳定状态，通过公式分析推导，得出管道允许停输时间的计算方法，其计算结果与现场报表数据对比误差较小，因而有一定现场指导意义。温降规律；安全停输时间；安全；运行1 管道运行概况靖三联-靖二联输油管线于2009年3月27日投运，全长26.27km, 管线规格∅219mm×6mm，外包30mm厚的泡沫塑料保温层，管道中心埋深1.5m。输油管线途经陕西省榆林市靖边县、志丹县，主要地形地貌有黄土塬、黄土梁峁、黄土斜坡
长江大学学报(自科版) 2012年25期2012-11-22
- 原油管道顺序输送中的若干问题
油混输、管道安全停输时间及混油切割等问题，并提出相应的建议以指导管输方案的制订。原油；顺序输送；冷热油混输；停输时间；混油引言顺序输送，也叫交替输送，是指不同种类油品按照一定批量和次序连续地在一条管道上进行输送，常用于成品油管道。此法可使长输管道最大限度地满负荷运行，既可增加管道企业的经济效益，又可减轻其他运输方式的负荷，因此，顺序输送方法已经得到了越来越多的应用。为充分利用原油管道的输送能力，可将不同油田生产的原油采用同一条长输管道进行输送，以减少输油成
职业技术 2012年2期2012-08-15
- 石油化工管线间歇输送技术研究*
了石油化工管线在停输时受外界非稳态环境的影响下管内介质的温降情况，确定了管线停输温降允许的停输时间。对埋地管道正常运行情况、停输情况和再启动情况进行研究分析，建立了埋地管道间歇输送温降数学模型。以实际埋地管道为例，模拟历史最不利气候数据，观察埋地管道温度场的变化，并根据温度场的变化情况，对停输过程、再启动过程模拟分析，确定了铁大线埋地管道安全停输时间，为铁大线埋地管道安全越冬提供参考。化工管线；间歇输送；数值模拟；温度场；数学模型在间歇输送过程中，如果停输
当代化工 2010年1期2010-11-06
- 水分迁移冰水相变对冻土区埋地热油管道停输温降影响的研究
土区埋地热油管道停输温降影响的研究苏 凯，马贵阳，杜明俊，李 丹（辽宁石油化工大学石油天然气工程学院，辽宁 抚顺 113001）建立冻土区埋地热油管道停输过程水力、热力数学模型，并进行数值计算，考虑了土壤水分迁移、冰水相变及原油凝固潜热、自然对流换热对停输过程管内原油温降的影响，得到了停输期间土壤温度场分布。通过与不考虑水分迁移、冰水相变的停输温降进行对比。研究表明： 受水分迁移、冰水相变的影响，管道周围土壤温度等值线向管道两侧移动范围较大，土壤平均温度与
当代化工 2010年6期2010-09-30
- 油库输油管线热力计算软件的研发
是基于正常运行或停输工况时温降随管道长度的变化而编制的，目前还没有针对油库输油管线的热力计算软件[1-2]。本文在对油库输油管线热力模型计算方法研究的基础上，以Visual Basic6.0语言编制了“油库输油管线热力计算软件”，并采用Microsoft Access创建数据库，对数据进行读取和存储。软件可以计算油库输油管线的当前原油温度、当前温差和当前温降速率等重要参数。所编制软件界面良好、操作简单，适用于一般用户使用。1 软件主体结构软件由四个模块组成
大庆师范学院学报 2010年3期2010-09-25
- 冻土区埋地热油管道停输温降数值模拟
土区埋地热油管道停输温降数值模拟杜明俊,马贵阳,陈笑寒(辽宁石油化工大学石油天然气工程学院,辽宁抚顺113001)针对多年冻土区埋地热油管道运行环境特点,建立管道停输时非稳态传热模型,利用FLUENT软件数值模拟了不同季节管道停输过程中大地温度场及管内油温随时间的变化规律,结合“焓-多孔度”技术,考虑了凝固潜热和自然对流换热对温降的影响,对管内原油凝固演化过程进行仿真。确定了合理停输时间,为管道安全启动提供理论指导。冻土;热油管道;停输; FLUENT;数
天然气与石油 2010年4期2010-09-15
- 埋地管道原油停输时间的计算*
1）埋地管道原油停输时间的计算*王 琪1，马贵阳2，付 丽2（1．广东石油化工学院，广东茂名525000；2.辽宁石油化工大学，辽宁抚顺113001）在建立埋地输油管道周围土壤温度场的物理模型时，大多认为温度分布是关于管道中心对称的，因此只考虑对称的一侧，且都为二维计算，简体化了很多方面，这样的考虑是不精确的。结合横向，纵向建立了三维运算模型，使土壤温度场的模拟更接近现实，模拟的结果更加精确。埋地管道；土壤温度场；停输；数值计算石油作为一个国家的血液，多采
当代化工 2010年4期2010-09-15
- 流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的应用
启动难,且在冬季停输情况下管内原油容易出现在较短时间内凝固而堵塞海底管道的风险。应用流动保障技术对BZ34-3/5油气田海管预热、置换过程和停输后的温降等多种工况进行了动态模拟,确定了初始投产时采用完井液预热和停输再启动时采用海管子母管置换的流动保障方案,从而合理地解决了启动预热和海管停输再启动的问题,有效地规避了凝管风险,为油气田安全合理的开发提供了有力的技术保障,确保了该油气田开发工程投资和运行成本的降低。流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的成
中国海上油气 2010年1期2010-09-08
- 热含蜡原油管内停输温降计算
）热含蜡原油管内停输温降计算刘 刚1，张国忠1，张园园2（1.中国石油大学储运与建筑工程学院，山东 青岛 266555;2.中石化石油勘探开发研究院，北京 100083）利用Fluent计算流体动力学软件模拟热油管道内停输温降过程。计算过程不须跟踪固液相界面，同时将析蜡潜热转化为附加原油比热容，反映出降温过程中自然对流的变化和固液相界面的移动，并进行试验验证，试验数据与模拟计算结果非常吻合，而且求解更加简洁;在此基础上，研究初始油温、管径等因素对水下管道内
中国石油大学学报（自然科学版） 2010年5期2010-01-04