停輸
- 超臨界含雜質(zhì)CO2管網(wǎng)停輸再啟動對水合物生成的影響
此時,管網(wǎng)就需要停輸再啟動操作。含雜質(zhì)CO2的相態(tài)特征會隨著停輸再啟動操作而發(fā)生變化，從而影響管內(nèi)CO2水合物生成特性及雜質(zhì)水的狀態(tài)，產(chǎn)生管內(nèi)腐蝕環(huán)境，造成固液兩相流、閥門堵塞和管壁沖蝕等安全性問題[5-10]。1 CO2水合物分析1.1 含雜質(zhì)CO2相態(tài)氣源品質(zhì)的研究是CO2管道輸送的基礎(chǔ)，延長油田一期CCUS項目所捕集的CO2摩爾分數(shù)高達98.804 2%以上；而雜質(zhì)的存在會影響管道的輸送能力和安全性。因此，該項目對雜質(zhì)的含量有嚴格的控制[14]。本研
石油與天然氣化工 2022年4期2022-08-18
- 基于啟動壓力的稠油停輸海管再啟動與置換對策
而言，若遭遇管道停輸，雖不至造成凝管，但由于稠油的低溫高黏特性，易使再啟動壓力過大威脅再啟動安全［7-8］。針對這些難點，有不少學(xué)者對此進行了一系列的研究：吳海浩等［9］根據(jù)海底稠油管道停輸再啟動的特點，研究再啟動溫度、管內(nèi)存油含水率大小及油水混合液乳化情況對管內(nèi)存油的流變性的影響，流變性又直接影響到再啟動過程以及再啟動壓力；張棟等［10］采用旋轉(zhuǎn)流變儀進行了流變學(xué)測試，隨溫度的上升，超稠原油的黏度、觸變性和屈服應(yīng)力均呈現(xiàn)出指數(shù)衰減的趨勢，超稠原油表現(xiàn)出明
延安大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版） 2022年2期2022-07-04
- 多起伏大高差油氣混輸管道停輸和再啟動瞬態(tài)流動規(guī)律研究
作，則會導(dǎo)致管道停輸，停輸期間油溫隨著停輸時間的延長而降低，導(dǎo)致黏度增大，凝管風(fēng)險增加。油氣混輸管道的流動壓力損失包括摩阻損失、氣液兩相間滑脫損失和管道高程差三個部分。在管道起伏較小的海底混輸管道中，穩(wěn)態(tài)運行時管內(nèi)流動相對穩(wěn)定，其流型多為分層流動；當管道停輸時，管內(nèi)原油迅速停止流動，通過終點的流量為0；再啟動瞬間通過終點的液量出現(xiàn)波動，但很快恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)[5]。在一些起伏較大的混輸管道中，管內(nèi)原油在上坡管段和低點積聚，氣體流通面積減小，若流速增大，則會造成較
遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報 2022年2期2022-05-20
- 停輸再啟動壓力計算研究進展
不可避免地會出現(xiàn)停輸。如果停輸時間較長, 因油溫下降造成原油膠凝, 從而在管道內(nèi)部形成一段膠凝原油塞, 可對管道的再啟動過程造成嚴重的影響。 受膠凝原油可壓縮性的影響, 其屈服過程是一個漸變過程, 并且在屈服過程中存在較為明顯的屈服面移動現(xiàn)象, 這將給停輸再啟動的生產(chǎn)過程帶來嚴峻考驗。 管道再啟動的安全性是含蠟原油管道運行中面臨的核心問題。 熱油管道的停輸再啟動問題是非穩(wěn)態(tài)傳熱與非穩(wěn)態(tài)流動的耦合問題。 對于該問題的研究可以歸結(jié)為以下幾個部分: (1)停輸溫
廣州化工 2022年7期2022-04-26
- 水平管內(nèi)黏稠油水環(huán)輸送管道停輸再啟動特性*
維護或緊急事故而停輸及停輸后的再啟動工況[20－21]。水環(huán)輸送稠油管道停輸后，由于油水密度差異，油上浮至管頂而水下沉到管底，促使水包裹油的環(huán)狀流結(jié)構(gòu)迅速轉(zhuǎn)變成油水分層流結(jié)構(gòu)。當管道重新啟動時，黏附在管壁上的油污會使摩阻急劇增大，若泵不能提供足夠高的壓力，則無法使管路中的流體恢復(fù)流動。因此為了保證管線的順利啟動，有必要了解管路在各種情況下的再啟動特性，以確定順利再啟動的操作條件和運行參數(shù)。本文以500＃白油和自來水為研究對象，設(shè)計加工室內(nèi)水環(huán)輸送稠油再啟動
石油機械 2022年4期2022-04-13
- 稠油-水混輸停運管線再啟動力學(xué)響應(yīng)特性研究
[7]，特別是在停輸低溫工況下的高黏性，導(dǎo)致停輸管線再啟動壓力極大[8-9]。此外，稠油在采輸過程中總會伴隨著油田采出水，易形成稠油乳狀液(W/O型乳狀液或O/W型乳狀液)，由于稠油-水兩相存在反相點、密度差，導(dǎo)致停輸靜置初始流型狀態(tài)變化多端，給稠油-水混輸流動保障帶來極大挑戰(zhàn)[10-11]。目前，針對膠凝含蠟原油管道的停輸再啟動研究較多[12-13]；而對于稠油管輸停運再啟動，近年僅見中科院許晶禹教授[3，6-7，14]團隊對稠油的屈服特性及停輸管道啟動
西安石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版） 2021年6期2021-11-27
- 考慮海管各覆蓋層蓄熱的停輸溫降與輸送方案
00450）管道停輸后沿線溫度不斷降低，輸送不同流體的管道將產(chǎn)生不同的問題，對于輸送含有原油的管道，可能會引起低溫膠凝或黏稠超壓[1?3]；對于輸送含有天然氣的管道，可能會形成水合物堵塞管道。所以，油氣管線停輸溫降的計算至關(guān)重要，直接決定著海底管道置換與摻水輸送的時機[4]，以及停輸后能否順利再啟動等[5?6]。目前不管是陸上管道還是海底管道在設(shè)計階段均采用總傳熱系數(shù)的經(jīng)驗值用于熱力計算[7]，但這種做法在一定程度上過于保守，特別是停輸后的熱力計算，主要表
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2021年1期2021-04-05
- 中國石油工程建設(shè)有限公司獲氫能儲運利用領(lǐng)域發(fā)明專利1項
于摻氫天然氣管道停輸過程中氫氣分布規(guī)律和分布濃度的模擬預(yù)測;推薦采用間隔式停輸—泄放模式,在停輸且氫氣聚集濃度超過對應(yīng)停輸壓力安全值后進行短期泄放,保持管道系統(tǒng)介質(zhì)充分擾動、混合,破壞氫氣—天然氣分層(濃度聚集現(xiàn)象)及降低系統(tǒng)壓力,最終達到延長允許停輸時間、避免介質(zhì)大量泄放和防止管道氫損傷的效果。本發(fā)明專利對摻氫天然氣管道的安全技術(shù)發(fā)展將起到良好的推動作用。(陳俊文 供稿)
天然氣與石油 2021年4期2021-01-07
- HJ成品油管道CK—ZH段保壓停輸期間的壓力變化及影響因素分析
遇到計劃或非計劃停輸，停輸期間需要保壓，檢測管道有無泄漏現(xiàn)象，但由于操作不同，會引起管道壓力的升高或者降低。壓力過高將觸發(fā)管道泄壓保護系統(tǒng)，而壓力過低會導(dǎo)致啟輸時需對管道充壓，以保證下游站場泵的入口壓力，嚴重時或可引起高點處管道內(nèi)油品氣化，給管道的正常運行帶來重大的安全隱患[1]。因此，管道停輸壓力應(yīng)控制在合理范圍之內(nèi)。1 管道停輸后壓力變化的影響因素長距離成品油輸送采用密閉輸送方式。由于油品在不同的壓力和溫度條件下具有一定程度的壓縮性與膨脹性，使得成品油
石油庫與加油站 2020年5期2020-12-25
- 福建成品油管道停輸后壓力預(yù)測算法模型
京）成品油管道的停輸操作是管道在投產(chǎn)和運行過程中不可避免的[1]。停輸時段的管道管理和安全監(jiān)控也是必不可少的。在福建成品油管道停輸期間，現(xiàn)場人員對于管內(nèi)壓力變化無法提前預(yù)測，當管內(nèi)壓力下降時，經(jīng)常誤以為是管道發(fā)生泄漏或出現(xiàn)打孔盜油事故，需現(xiàn)場人員巡檢排查[2]，不僅增加了現(xiàn)場人員的工作量，也不利于控制運行成本。因此，有必要對管道建立停輸時段壓力變化模型，提前預(yù)測管內(nèi)壓力變化，監(jiān)測管道停輸狀態(tài)。當檢測值與預(yù)測值差別不大時，可以認為管內(nèi)壓力屬于正常變化；而當兩
油氣田地面工程 2020年10期2020-10-17
- 含雜質(zhì)超臨界CO2輸送管道的停輸影響因素
需要，存在必要的停輸過程。 而在CO2臨界點附近，其比熱容、密度等參數(shù)存在突變，理化性質(zhì)存在差異，且不存在明顯界限，呈漸變狀態(tài)，所以稱該區(qū)域為“準臨界區(qū)”[2-4]。 在停輸環(huán)節(jié)，隨時間持續(xù)，超臨界CO2參數(shù)將降低，進入準臨界區(qū)。在管道約束下，溫度微小變化導(dǎo)致的CO2體積脹縮，將形成管道及相關(guān)管件的震蕩。 這將嚴重威脅管道的安全停輸。對管道停輸中流體及管道的瞬變特性，國內(nèi)外學(xué)者做了一定的研究。 中國石油大學(xué)劉敏[3]以O(shè)LGA模擬軟件對管道出口壓力為15M
天然氣化工—C1化學(xué)與化工 2020年3期2020-07-18
- 西氣東輸天然氣用戶分輸自動控制技術(shù)研究與分析
邏輯和單用戶分輸停輸邏輯兩項［3］。根據(jù)用戶分輸類型、調(diào)壓撬電動調(diào)節(jié)閥控制方式和調(diào)壓撬電動閥位置的不同，以及針對所實現(xiàn)功能的區(qū)別，研究并設(shè)計了各類用戶所適用的控制邏輯，具體如下：a. 根據(jù)用戶分輸類型，分為連續(xù)性分輸用戶和間歇性分輸用戶兩種。b. 根據(jù)用戶分輸調(diào)壓撬電動調(diào)節(jié)閥控制方式，分為通過站控PLC 系統(tǒng)進行PID 控制和通過外部調(diào)壓控制器（多回路控制器）進行PID 控制兩種。 另外，還有少數(shù)用戶分輸調(diào)壓撬采用自力式調(diào)節(jié)閥控制，或者采用直供無調(diào)壓分輸方
化工自動化及儀表 2020年3期2020-06-22
- 高黏原油海底管道停輸流動安全保障研究
度對溫度較敏感，停輸工況下隨著管內(nèi)流體溫度降低，黏度增大，導(dǎo)致冷啟動或置換壓力較高，且區(qū)域供電較為復(fù)雜，需進行不同失電停輸工況的流動安全保障研究，以滿足安全再啟動要求。圖1 區(qū)域平臺示意圖表1 A平臺至C平臺海管輸送流體黏溫數(shù)據(jù) (mPa·s)表2 C1平臺至D平臺海管輸送流體黏溫數(shù)據(jù) (mPa·s)表3 D平臺至終端海管輸送流體黏溫數(shù)據(jù) (mPa·s)2 停輸流動安全保障研究該區(qū)域平臺和海管相互連接，各平臺供電情況不同，且依托平臺應(yīng)急電源不足，導(dǎo)致失電后
石油和化工設(shè)備 2020年5期2020-06-09
- 埋地?zé)嵊凸艿涝腿龝r間影響因素分析
立多場耦合作用下停輸原油熱力模型，以穩(wěn)定運行時的土壤溫度場為土壤熱歷史，利用Fluent 軟件進行停輸傳熱數(shù)值模擬與分析。以管道中心點溫度降至凝點為管道內(nèi)原油全凝的判斷依據(jù)，獲得不同工況下的管道中心溫降曲線，開展土壤埋深、大氣溫度、原油初始溫度、保溫材料等因素對管道內(nèi)原油全凝時間的影響分析。關(guān) ?鍵 ?詞：埋地管道;含蠟原油;土壤溫度場;傳熱模型;影響因素中圖分類號：TQ021.3 ?????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2
當代化工 2019年8期2019-12-13
- 基于膠凝原油可壓縮性的含蠟原油管道停輸再啟動模型研究*
原油管道出現(xiàn)意外停輸或計算停輸工況時，隨管道內(nèi)部溫度的降低石蠟會形成凝膠，從而在管道內(nèi)部形成一段膠凝原油塞，可對管道的再啟動過程造成嚴重的影響[1-4]。國內(nèi)外諸多學(xué)者進行含蠟原油管道的停輸再啟動研究時，常將管道內(nèi)的膠凝原油看作不可壓縮流體[5-10]，以簡化停輸再啟動模型的建立和計算過程。然而，在實際過程中，由于膠凝原油可壓縮性的影響，其屈服過程是一個漸變的過程，并且在屈服過程中存在較為明顯的屈服面移動現(xiàn)象。因此將膠凝原油簡單地視作一種不可壓縮流體不能準
油氣田地面工程 2019年9期2019-10-14
- 基于有限元法的含蠟原油管道停輸過程溫降數(shù)值模擬
過程中會出現(xiàn)計劃停輸和事故停輸,當原油管道停輸時,管內(nèi)油溫開始降低,當停輸時間過長時,會發(fā)生過度的溫度下降,引起凝油層的產(chǎn)生,從而造成凝管事故.由于含蠟原油管道停輸對于再啟動過程具有重要影響,因此準確掌握停輸后含蠟原油管道溫度的變化規(guī)律,對于突發(fā)工況的響應(yīng)以及再啟動計劃的制定具有重要的指導(dǎo)意義,同時實現(xiàn)管道安全經(jīng)濟運行.在停輸再啟動溫降相關(guān)研究中,崔慧[1]以管外熱流量作為停輸再啟動過程耦合參量,通過建立非穩(wěn)態(tài)過程傳熱模型,給出了處理熱流量簡單、有效的方法
油氣田地面工程 2019年8期2019-09-05
- 含蠟原油管道停輸降溫的數(shù)值計算
道不可避免地存在停輸過程[1,3]。管道停輸后含蠟原油會隨溫度的降低逐漸產(chǎn)生一個相變的過程，并且由于原油析蠟并不是隨時間均勻變化的過程，這導(dǎo)致其在不同溫度范圍形成不同結(jié)構(gòu)，具有不同的流變性質(zhì)，對應(yīng)不同的傳熱機理。溫度越低，蠟晶結(jié)構(gòu)抵抗彈性和黏性變形的能力越強。儲能模量反映物質(zhì)彈性大小；損耗模量反映物質(zhì)黏性大小；損耗角的正切是損耗模量和儲能模量的比值，反映物質(zhì)黏性彈性比例。儲能模量和損耗模量相當時，原油處于膠凝狀態(tài)，此時損耗角為 45°[4-6]。針對含蠟原
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2019年3期2019-06-20
- 基于SPS的負壓汽化過程控制與分析
道上游停泵及泵站停輸引起的下游負壓汽化現(xiàn)象進行模擬分析，并給出解決方案及建議。1 數(shù)學(xué)模型1.1 不穩(wěn)定流動管流基本方程對于不考慮能量變化的一維管流基本方程為式中：x為沿流體流動方向管道上的位置，即空間變量，m；t為時間變量，s； v為 x斷面的平均流速，m/s；D為管道內(nèi)徑，m；a為壓力波傳播速度，m/s；g為重力加速度，m/s2；λ為摩擦系數(shù)；H為x斷面的平均能量壓頭，由式 p=ρg( )H-Z換算得到，m； ρ為流體平均密度，kg/m3；Z為計算點的
油氣田地面工程 2019年5期2019-05-29
- 輸油管道首站停泵時低壓區(qū)超壓分析及對策
輸管道首站在管道停輸、泵機組停運過程中偶發(fā)低壓區(qū)超壓現(xiàn)象。通過對歷次停輸數(shù)據(jù)的梳理，尋找偶發(fā)性事件的共同點，分析站場工藝流程與泵停運控制邏輯、瞬態(tài)過程前后各設(shè)備狀態(tài)的變化，找出低壓區(qū)超壓原因。結(jié)合實際運行情況和水擊波產(chǎn)生、傳播規(guī)律，提出了解決方案。1 站場及泵機組基本情況1.1 首站工藝設(shè)施某長輸成品油管道首站主要功能為接收煉廠來油進罐、油品重新組織批次、增壓外輸至下游泵站、發(fā)送清管器、油品倒罐、壓力泄放等。主要工藝設(shè)施包括：2×104m3內(nèi)浮頂油罐10座
油氣與新能源 2019年3期2019-05-27
- 原油正反輸送停輸初始狀態(tài)安全性分析
究上,對正反輸送停輸安全性的研究較少[8]。向秀平等人[5]對加劑輸送與正反輸送的經(jīng)濟性進行了分析,初步探討了正反輸送管道的運行規(guī)律;馬偉平對任京線管道進行正反輸送現(xiàn)場試驗,確定正反輸送允許的安全輸量[1，9];謝鑫結(jié)合姬塬油田外輸管道的運行情況,對反輸送所需的允許最大輸量及最小啟輸量進行了研究,但未對反輸初始階段的安全性進行深入分析[3]。正反輸送過程不僅包括流程切換后管中存留的冷油向周圍土壤的散熱,還包括之后注入管道的熱油向周圍土壤的散熱,原油溫降及土
天然氣與石油 2019年1期2019-03-20
- 氣態(tài)乙烷管道停輸特性探討
氣態(tài)乙烷管道冬季停輸的相變規(guī)律,并借助軟件進行相關(guān)模擬。本文將基于氣態(tài)乙烷物理性質(zhì),分析氣態(tài)乙烷管道操作壓力對管道設(shè)計與運行的影響,探討氣態(tài)乙烷管道停輸后的相變規(guī)律,借助商用軟件定量分析停輸相變與再啟動汽化問題,為氣態(tài)乙烷管道合理設(shè)計和運行提供借鑒。1 乙烷產(chǎn)品基本性質(zhì)圖1 某乙烷產(chǎn)品相包絡(luò)線由此可見,相同溫度下,乙烷產(chǎn)品包絡(luò)線中泡點壓力與露點壓力比較接近,表明乙烷產(chǎn)品采用混相輸送的條件非?？量?難以進行平穩(wěn)的混相輸送。這主要是因為其組分構(gòu)成較為簡單,且乙
天然氣與石油 2018年5期2018-11-06
- 大落差成品油管道停輸期間壓力波動分析
的輸油運行中，在停輸靜態(tài)工況下，出現(xiàn)壓力波動，因此研究水擊產(chǎn)生的原因，避免此類情況的發(fā)生尤為必要。1 壓力變化的條件及基礎(chǔ)數(shù)據(jù)1.1 慶陽支線地形地貌蘭鄭長慶陽支線管道沿線地勢復(fù)雜，高程落差較大，最高點海拔達到1 394 m，而最低點咸陽站海拔500 m，并且管道沿線溝壑縱橫，經(jīng)過猴子溝、大戶王溝、二溝圈、三不同溝、爛泥溝、和盛東溝、四驅(qū)溝和無日天溝，溝上沿至溝底最大垂直高差在100 m左右，同時管線穿越馬蓮河、四郎河、紅巖河、涇河、太峪河五次河流穿越，復(fù)
石油管材與儀器 2018年2期2018-04-19
- 海底熱油管道停輸溫降的數(shù)值模擬及影響因素
熱原油，而且事故停輸后有凝管的危險，因此有必要對海底熱油管道的傳熱計算進行深入研究，優(yōu)化海底熱油管道的運行條件。XU等[2]和YU等[3]對埋地輸油管道在正常工況下的土壤溫度場和停輸工況下的原油溫度場進行研究；邢曉凱[4]建立添加運行參數(shù)和氣溫影響的埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸降溫數(shù)值模型；陳晶華等[5]研究不同季節(jié)對海底熱油管道停輸溫降過程的影響；盛磊祥等[6]研究保溫層對停輸溫降過程的影響；王洪志等[7]分析不同土質(zhì)在不同情況下的溫度場情況；王敏睿等[8]研究滲流
中國海洋平臺 2018年1期2018-03-06
- 埋地保溫管道和非保溫管道停輸溫降規(guī)律對比研究
經(jīng)濟性更優(yōu)。管道停輸過程中，軸向?qū)α鲹Q熱幾乎消失，管內(nèi)油溫變化是“徑向熱阻”與“周圍土壤溫度場”共同作用的結(jié)果，并與停輸時長有關(guān)[3-4]。對于非保溫管道，徑向熱阻小，但管內(nèi)原油與周圍土壤間溫差也較小；對于保溫管道，徑向熱阻大，但管內(nèi)原油與周圍土壤間溫差也較大[5-6]。針對埋地非保溫管道、新建保溫管道和在役多年保溫管道三種保溫效果差異性較大的熱油管道，本文通過數(shù)值模擬計算，對比研究了此三種管道在停輸過程中管內(nèi)油溫的變化規(guī)律和熱力性能差異。1 仿真模擬分析
石油工程建設(shè) 2018年1期2018-02-26
- 輸油管道停輸過程泄漏判定
6800輸油管道停輸過程泄漏判定聶超飛1，王玉彬1，閆 鋒1，刁 宇1，丁 雨2，梁云龍31.中國石油管道科技研究中心，河北廊坊 0650002.中國石油管道公司生產(chǎn)處，河北廊坊 0650003.中石油山東輸油有限公司，山東日照 276800為了監(jiān)測管道的泄漏狀況，輸油管道停輸期間一般都保持一定壓力。當壓力變化較小時，通常認為管道無泄漏；但如果管道壓力變化較大時，則往往無法判定是由管內(nèi)介質(zhì)溫度降低造成的，還是由管道泄漏所致。根據(jù)停輸期間管道及介質(zhì)的受力特點
石油工程建設(shè) 2017年3期2017-06-27
- 靖三-靖二聯(lián)管道原油停輸后流變特性與再啟動研究
-靖二聯(lián)管道原油停輸后流變特性與再啟動研究陳 濤， 周圣昊， 謝文超， 白 亮， 趙 昆， 陳 鐵， 常 亮(中國石油長慶油田分公司 第三采油廠，寧夏 銀川 750005)長慶靖三-靖二聯(lián)外輸管線采用加熱輸送，所輸送的是靖安油田典型的低膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量的高含蠟原油，這對安全、經(jīng)濟、高效的管輸工藝提出了很高的要求?；谠土髯儗W(xué)、物理化學(xué)和凝膠化學(xué)理論，首先使用高精度控制應(yīng)力流變儀對管道停輸條件下，原油體系的黏-溫、屈服、黏彈、觸變等復(fù)雜流變行為進行了研究，然
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2017年3期2017-06-21
- 沈興輸油管線節(jié)能技術(shù)研究
擬，并對熱油管道停輸后進行熱力計算。實驗與研究結(jié)果表明：實驗測得凝點值為41℃，根據(jù)相關(guān)規(guī)范的要求，熱油管道的允許最低進站溫度為44℃；水分遷移等因素對土壤溫度場及埋地管道非穩(wěn)態(tài)傳熱的影響非常明顯；隨著出站溫度的升高，進站溫度也增加，但是進站溫度的增加幅度要小于出站溫度的增加幅度；隨著輸油溫度的降低，停輸后能滿足輸送條件的時間漸漸變??；由于沈興管線所輸送原油凝點高達41℃，建議開展原油降凝降粘研究，降低凝點，進而降低允許的最低進站溫度，最終降低加熱站出站溫
中國錳業(yè) 2017年2期2017-05-25
- 基于深海油氣混輸管道停輸溫降進行FLUENT數(shù)值模擬
深海油氣混輸管道停輸溫降進行FLUENT數(shù)值模擬孔德晶1，張凱麗2，曹云芳3（1.東北石油大學(xué)流體力學(xué)實驗室，黑龍江大慶 163318；2.黃島石油國家儲備庫，山東黃島 266000；3.新興重工邯鄲天然氣發(fā)展有限公司，河北邯鄲 056046）海底管道在投產(chǎn)或運行的過程中，由于計劃檢修或突發(fā)事故等都會導(dǎo)致停輸?；谏詈Ｓ蜌饣燧敼艿?span id="syggg00" class="hl">停輸溫降進行FLUENT數(shù)值模擬的研究對保證海上油氣田管道集輸系統(tǒng)的安全生產(chǎn)有重要的指導(dǎo)意義?；燧敼艿?；FLUENT；停輸溫降；
化工設(shè)計通訊 2017年1期2017-04-12
- 輸油管道不同工況停輸再啟動過程數(shù)值模擬
輸油管道不同工況停輸再啟動過程數(shù)值模擬張博夫（中國石油天然氣股份有限公司管道西安輸油氣分公司，陜西 西安 710065）停輸再啟動是輸油管道運行過程中必不可少的一個生產(chǎn)過程，通過考慮物性參數(shù)、油溫沿徑向的變化等因素，建立相應(yīng)的模型，這樣就能夠?qū)斢凸艿涝诙竞拖募镜那闆r進行詳細的計算，從而能夠得出相應(yīng)的輸油管道溫度狀況，這樣就能夠?qū)r參數(shù)進行比較，進而得到停輸再啟動過程的數(shù)據(jù)參數(shù)。相比較夏季冬季得到的參數(shù)，能夠得出停輸過程中夏季溫降明顯低于冬季，再啟動時
化工管理 2017年9期2017-04-10
- 江陰-無錫成品油管道停輸后壓力變化分析
-無錫成品油管道停輸后壓力變化分析陳春（中國石化銷售有限公司華東分公司揚州輸油處，江蘇 揚州 225000）基于研究江陰-無錫段成品油管道停輸后壓力變化規(guī)律的目的，結(jié)合傳熱學(xué)、熱力學(xué)理論和現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)，建立了管內(nèi)油品壓力-溫度變化模型，仿真模擬了成品油管段停輸后壓力的變化規(guī)律；在此基礎(chǔ)上與現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)相比較分析，提出修正系數(shù)，獲得該段成品油管道停輸后壓力變化模型。通過計算給出油品溫度變化1 ℃時管內(nèi)壓力的變化值，為保壓停輸的壓力控制提供參考。成品油管道；
遼寧化工 2017年9期2017-03-22
- 熱油管道停輸再啟動數(shù)值模擬
付曉明?熱油管道停輸再啟動數(shù)值模擬雷啟盟1，賈海洋2，付曉明3（1. 東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶油田工程建設(shè)有限公司油建公司物資管理中心，黑龍江 大慶 163453； 3. 大慶油田有限責(zé)任公司(儲運銷售分公司)，黑龍江 大慶 163517）通過建立管道停輸再啟動非穩(wěn)態(tài)數(shù)學(xué)模型，采用數(shù)值模擬的方法進行求解，考察不同輸量、輸油溫度下停輸再啟動過程管道起點壓力隨時間的變化規(guī)律。研究表明，一定條件下，管道起點壓力峰值隨
遼寧化工 2017年12期2017-03-19
- 原油管道停輸溫降模擬研究
318）原油管道停輸溫降模擬研究楊宇博，楊 光（東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318）原油在管道輸送的過程中不可避免會出現(xiàn)停輸現(xiàn)象。針對原油管道停輸再啟動存在的技術(shù)難題。以熱力水力分析為基礎(chǔ)，應(yīng)用仿真模擬的方法利用pipeline Studio(TLNET)軟件模擬管道停輸溫降過程。以慶哈管道為例，模擬管道停輸溫降過程，根據(jù)模擬結(jié)果繪制了三維溫降圖，以原油凝固點以上 3 ℃為判據(jù)確定了安全停輸時間。最終確定慶哈輸油管道冬季安全停輸時間為 24 h，為
當代化工 2017年2期2017-03-13
- 含蠟原油管道停輸再啟動可靠性研究
9）含蠟原油管道停輸再啟動可靠性研究王繼平中國石油大學(xué)（北京）油氣管道輸送安全國家工程實驗室（北京102249）傳統(tǒng)的確定性方法研究含蠟原油管道停輸再啟動的安全性存在很多不足，基于可靠性的方法可以很好地解決參數(shù)不確定性問題。國內(nèi)已經(jīng)有學(xué)者開展了停輸再啟動的可靠性研究。從停輸再啟動極限狀態(tài)方程的建立、參數(shù)不確定性分析、可靠性分析、目標安全水平確定4個方面，總體評價了含蠟原油管道停輸再啟動可靠性研究的現(xiàn)狀。針對現(xiàn)有研究的不足，提出了今后研究的2個方向：確定更加
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2016年3期2017-01-10
- 濕天然氣管道緊急停輸放空速率研究
濕天然氣管道緊急停輸放空速率研究苗建1王凱2劉政洪1付峻11.中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東深圳518067；2.中海油研究總院,北京100028濕天然氣管道；緊急停輸；水合物；放空速率0 前言流花19-5氣田(以下簡稱氣田)位于南海珠江口盆地,平均水深約185 m,2013年12月底投產(chǎn),高峰日產(chǎn)氣82×104m3,并伴有一定量的凝析油和生產(chǎn)水。氣田最高井口壓力19 MPa,最低環(huán)境溫度14.4 ℃,處于水合物生成區(qū)域。水下回接管道如采用單層管
天然氣與石油 2016年2期2016-11-14
- 國內(nèi)首條天然氣長輸管道“中滄線”退役
滄線恩城至泊頭段停輸動火作業(yè)順利完成，我國首條運行30年的天然氣長輸管道完成了歷史使命光榮退役，在運期間累計輸氣量達到90.7億標準立方米。1986年8月7日，中滄線投產(chǎn)運營，全長366.5公里，是國內(nèi)建成的首條長距離輸送天然氣管道。隨著管道沿線30年來的經(jīng)濟發(fā)展，城鎮(zhèn)建設(shè)規(guī)模的不斷增大，沿線高后果區(qū)數(shù)量由少變多，管道本體缺陷、腐蝕及第三方損壞等潛在威脅不斷增多，一些無法根除的隱患缺陷與日俱增。2013年年底，管道公司將中滄線停輸提上議事日程。為打好中滄線
管道行業(yè)觀察 2016年12期2016-03-10
- 不同傾角下成品油順序輸送混油數(shù)值模擬
道成品油順序輸送停輸時混油段變化特性，應(yīng)用Fluent軟件組分輸送模型，對不同傾角下的成品油順序輸送停輸進行了數(shù)值模擬，并對模擬結(jié)果和導(dǎo)出數(shù)據(jù)進行分析。研究結(jié)果表明:停輸時，重力和油品間的密度差是造成混油段特性變化的主要因素，管道傾角越大，柴油在重力勢能高處時產(chǎn)生的自然對流使混油段長度明顯增大且所需時間更短，汽油在重力勢能高處時，管道傾角的增大對混油段的增加有抑制作用且混油段濃度分層與管道傾角一致。研究結(jié)果對減少和預(yù)防停輸時混油段的產(chǎn)生和增加有一定借鑒作用
天然氣與石油 2016年6期2016-02-09
- 某輸氣管道工程動火方案分析
G-NET軟件對停輸后管存天然氣持續(xù)供氣時間以及恢復(fù)供氣時間進行分析，確定停輸技術(shù)可行。提出三個動火方案：停輸常規(guī)動火、停輸單側(cè)帶壓封堵動火、不停輸雙側(cè)帶壓封堵動火，并對三種動火方案進行技術(shù)經(jīng)濟對比，得到方案一即停輸常規(guī)動火方案為最優(yōu)?，F(xiàn)場實施情況表明采用方案一順利完成了本次動火作業(yè)，取得了預(yù)期效果。天然氣管道；動火作業(yè)；動火方案；TG-NET；帶壓封堵0 前言某輸氣管道是A城市的居民及工業(yè)用氣的重要保障，同時也分輸供給沿線用戶。由于輸氣管道末站擴建，需要
天然氣與石油 2016年1期2016-02-07
- 正反輸送管道停輸再啟動數(shù)值模擬分析
)?正反輸送管道停輸再啟動數(shù)值模擬分析陳從磊1，黃啟玉2，王乾坤3(1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大學(xué)(北京)油氣儲運工程系，北京 102249；3.中國石油管道公司，河北廊坊 065000)通過建立管道正常運行、停輸溫降過程和再啟動過程的數(shù)值模型，描述了正反輸送管道的停輸再啟動過程。利用該數(shù)值模擬計算得出的進站油溫與管道正常運行的實際值相對誤差在2%以內(nèi)，能夠較準確的模擬管道實際運行中的熱力變化。在此基礎(chǔ)
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2015年2期2015-11-24
- 長輸天然氣管道事故工況模擬分析
中容易出現(xiàn)的氣源停輸和管道堵塞等事故工況，進行了動態(tài)模擬分析，計算管道自救時間，為為管道運營維護部門制定維搶修方案提供理論上的支撐。氣源停輸；管道堵塞；動態(tài)模擬天然氣管道在實際運行過程中，不可避免地會發(fā)生氣源停輸和管道堵塞等事故［1］。分析管道事故工況時，需要確定最容易發(fā)生事故的位置，分析該位置發(fā)生事故帶來的后果［2］。根據(jù)應(yīng)急預(yù)案的制定原則，在出現(xiàn)供應(yīng)中斷等緊急事故工況時，應(yīng)該保證90%城鎮(zhèn)燃氣和50%工業(yè)的用氣量，其中工業(yè)用戶以玻璃、建材等不可中斷用戶
當代化工 2015年12期2015-10-27
- 輸油管線停輸及停輸再啟動工況研究
】通過對輸油管線停輸及停輸再啟動工況下運行參數(shù)的分析，研究輸油管線在停輸及停輸再啟動工況下的溫度、壓力分布規(guī)律，進而可確定管線不同輸量下的安全停輸時間及不同停輸時間下的最小允許輸量?！娟P(guān)鍵詞】停輸；停輸再啟動；安全停輸時間輸油管道在停輸過程中，油溫下降，粘度升高，當油溫降到一定值后，會給管道的再啟動帶來極大的困難，甚至造成凝管事故。因此，為了確保管道在停輸一定時間后，能夠順利再啟動，確定最小允許輸量和任務(wù)輸量下的最低出站油溫對管線安全運行具有一定的指導(dǎo)意義
科技與企業(yè) 2015年4期2015-10-21
- 埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸再啟動研究
江飛摘 要：管道停輸與再啟動是埋地?zé)嵊凸艿肋\行中經(jīng)常遇到的問題。介紹了國內(nèi)外的專家學(xué)者在該領(lǐng)域的研究成果，包括實驗研究和數(shù)值模擬兩個方面。在對不同研究者的研究方法進行分析后，總結(jié)了管道停輸與再啟動數(shù)值模擬方面目前尚未解決好的問題，為停輸再啟動過程的研究提供了一定參考。關(guān) 鍵 詞：含蠟原油；停輸再啟動；管道；數(shù)值模擬；實驗中圖分類號：TE 832 文獻標識碼： A 文章編號： 1671-0460（2015）07-1560-04Study on Shutdow
當代化工 2015年7期2015-10-21
- 濟－青輸氣管道復(fù)線事故模擬分析
統(tǒng)的模型，對氣源停輸和管道堵塞事故進行了仿真分析，計算出不同工況下的自救時間，為濟－青輸氣管道復(fù)線的生產(chǎn)運行提供借鑒。天然氣輸氣管道；濟－青輸氣管道復(fù)線；氣源停輸；管道堵塞；仿真模擬；自救時間隨著我國經(jīng)濟社會的快速發(fā)展，對天然氣的需求日益增加［1］。天然氣管道在發(fā)生事故時，自救能力對于保障輸氣管道供氣具有極其重要的意義［2］。濟－青輸氣管道復(fù)線投產(chǎn)以后，作為主干線與濟青線等已投產(chǎn)的天然氣供氣管線聯(lián)網(wǎng)運行，將大大提高中石化山東天然氣管網(wǎng)的輸氣能力。濟－青輸氣
云南化工 2015年5期2015-01-06
- 海底原油管道停輸溫降的Fluent模擬
，對海底輸油管道停輸過程傳熱問題的研究也迫在眉睫。研究海底輸油管道停輸過程的傳熱問題，不僅可降低輸油成本、減少能耗、保護環(huán)境，而且可以為實際生產(chǎn)管理提供科學(xué)的依據(jù)。對于指導(dǎo)海上油田的輸油生產(chǎn)、管道安全運行和節(jié)能降耗也具有重要意義。管道運行過程中，不可避免地會遇到計劃性或事故性停輸問題。而管內(nèi)原油溫度不斷下降，使油品黏度增大、形成結(jié)構(gòu)并膠凝［1］，管道再啟動所需壓力顯著增加。如果停輸時間過長，管道再啟動所需壓力超過泵的揚程或管道強度，則無法進行正常的再啟動過
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2014年2期2014-07-16
- 原油管道安全停輸時間影響因素分析
2）原油管道安全停輸時間影響因素分析徐雙友, 劉 斌（中國石化管道儲運公司襄陽輸油處，湖北 襄陽 448002）我國原油管道近幾十年發(fā)展迅速，有些管道已經(jīng)進入發(fā)展中后期，管道發(fā)生事故的概率上升。原油管道不可避免發(fā)生停輸，安全停輸時間是再啟動的關(guān)鍵參數(shù)，對于管道的安全運行至關(guān)重要。根據(jù)輸油管道溫降公式，利用迭代法求解公式，并編制了應(yīng)用軟件。研究發(fā)現(xiàn)，安全停輸時間不是一個定值，它隨管道輸量、出站溫度、自然地溫和原油比熱容的增加而增加，隨總傳熱系數(shù)的增加而降低。
當代化工 2014年7期2014-04-13
- 埋地?zé)嵊凸艿腊踩?span id="syggg00" class="hl">停輸時間計算方法及其影響因素
埋地?zé)嵊凸艿腊踩?span id="syggg00" class="hl">停輸時間計算方法及其影響因素羅 丹1，汪 敏2，肖金華3，吳玉國1（1. 遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院, 遼寧 撫順 113001; 2. 中國石油天然氣管道工程有限公司, 河北 廊坊 065000; 3. 中國石油天然氣管道通信電力工程總公司, 河北 廊坊 065000）加熱輸送是目前易凝高粘原油的最主要的廣泛采用的輸送工藝，但管道停輸時間過長，易導(dǎo)致凝管事故。為了避免凝管事故的發(fā)生，需要對輸油管道的停輸安全性進行研究。介紹了埋地
當代化工 2014年10期2014-02-21
- 埋地含蠟原油管道停輸溫降最新進展
埋地含蠟原油管道停輸溫降最新進展陳順江，王為民，董珊珊（遼寧石油化工大學(xué) 石油與天然氣學(xué)院，遼寧 撫順 113001）梳理了我國含蠟原油停輸溫降的最新研究進展，強調(diào)了停輸過程中析蠟潛熱對原油溫度場的影響以及合理處理凝固潛熱的必要性；在傳熱學(xué)的理論基礎(chǔ)之上，研究了用顯熱容法建立的新的數(shù)學(xué)模型。熱油管道停輸溫降過程是輸油管道中常見的現(xiàn)象，研究含蠟原油管道停輸過程的溫度變化規(guī)律,為原油輸送管道的科學(xué)設(shè)計和安全、經(jīng)濟運行提供了一定的理論參考。含蠟原油管道；停輸；溫
當代化工 2014年11期2014-02-20
- 輸油管道停輸期間溫度場數(shù)值模擬
產(chǎn)現(xiàn)象，導(dǎo)致管線停輸。這時海管內(nèi)的原油具有儲熱能力，受海水溫度的影響，向周圍介質(zhì)傳遞熱量。剛停輸時管內(nèi)油溫下降較快，但隨著停輸時間的延長，最后降到與海水相同的溫度。傳熱過程包括：管內(nèi)原油以對流方式將熱量傳給凝油層內(nèi)側(cè)，而凝油層、管壁、保溫層等以導(dǎo)熱的方式將熱量傳遞給周圍的土壤，再與大氣或水進行對流換熱。該油田的原油凝點較高（大于32 ℃），因此管線停輸后很容易出現(xiàn)凝管現(xiàn)象，這樣就會造成管線停輸再啟動的能耗增加，加大了輸油成本。所以有必要研究管線停輸后熱油管
儲能科學(xué)與技術(shù) 2014年2期2014-02-15
- 含特殊管段的含蠟原油管道熱力計算與分析
高于凝點，但管道停輸時間過長仍可導(dǎo)致凝管。近年來因各種原因?qū)е鹿艿赖?span id="syggg00" class="hl">停輸日益頻繁，故開展熱油管道停輸再啟動特性的研究具有十分重要的工程意義。迄今為止，雖然人們在這一方面的研究取得了較大的成就［1－2］，但這些研究一般都是在固定管道直徑和管外環(huán)境的基礎(chǔ)上進行的，很少考慮管內(nèi)外情況的變化問題。實際上長輸管道沿線常常會出現(xiàn)架空或浸沒在水中的管段，此外，管道內(nèi)某些位置也經(jīng)常會形成一定的結(jié)蠟層［3－4］。這些特殊管段對管道的熱力特性有重要影響?；诖?，筆者對含特殊管
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2013年1期2013-12-23
- 基于焓溫法的石克管線停輸溫降三維數(shù)值模擬
行工況的變化,其停輸是不可避免的。分析原油管道停輸過程中的沿程降溫，對確定安全停輸時間，優(yōu)化管道運行管理，提出再啟動方案及制定停輸檢修方案具有一定的指導(dǎo)作用。對于管道停輸溫降過程，國內(nèi)外學(xué)者做了大量的工作，且成果顯著。D.E Thomton[1]分別對有保溫層和無保溫層管道進行了穩(wěn)態(tài)和非穩(wěn)態(tài)的數(shù)值計算，得出了解析解；王敏等[2]利用二維數(shù)學(xué)模型分別模擬了不同土壤導(dǎo)熱系數(shù)、大氣溫度的管道溫度場分布；許丹等[3]數(shù)值模擬了三維非穩(wěn)態(tài)傳熱埋地管道溫度場模擬，該文
當代化工 2013年6期2013-07-31
- 裸露管線停輸影響因素分析
送工藝。原油管道停輸是輸油管道運行中常見的現(xiàn)象，管道在維護檢修和發(fā)生事故時，不可避免地要停輸。停輸后，管內(nèi)原油會向周圍散熱，油溫不斷下降，原油粘度隨之增大，若時間控制不當就可能會發(fā)生凝管事故[1]。裸露管段由于沒有土壤的保溫作用，較之埋地管道溫降速度快，成為確定安全停輸時間和再啟動方案的關(guān)鍵。裸露管段通常成為停輸過程中的“卡脖子”段[2]?？梢姡芯柯懵豆艿赖?span id="syggg00" class="hl">停輸溫降規(guī)律對確定安全停輸時間和再啟動方案意義重大。目前，國內(nèi)的研究工作者主要是針對埋地管道[3-
當代化工 2013年2期2013-05-14
- 靖三聯(lián)靖二聯(lián)埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸后的溫降規(guī)律研究
規(guī)律，將埋地管道停輸后罐內(nèi)原油的冷卻過程視為一系列準穩(wěn)定狀態(tài)，通過公式分析推導(dǎo)，得出管道允許停輸時間的計算方法，其計算結(jié)果與現(xiàn)場報表數(shù)據(jù)對比誤差較小，因而有一定現(xiàn)場指導(dǎo)意義。溫降規(guī)律；安全停輸時間；安全；運行1 管道運行概況靖三聯(lián)-靖二聯(lián)輸油管線于2009年3月27日投運，全長26.27km, 管線規(guī)格?219mm×6mm，外包30mm厚的泡沫塑料保溫層，管道中心埋深1.5m。輸油管線途經(jīng)陜西省榆林市靖邊縣、志丹縣，主要地形地貌有黃土塬、黃土梁峁、黃土斜坡
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2012年25期2012-11-22
- 原油管道順序輸送中的若干問題
油混輸、管道安全停輸時間及混油切割等問題，并提出相應(yīng)的建議以指導(dǎo)管輸方案的制訂。原油；順序輸送；冷熱油混輸；停輸時間；混油引言順序輸送，也叫交替輸送，是指不同種類油品按照一定批量和次序連續(xù)地在一條管道上進行輸送，常用于成品油管道。此法可使長輸管道最大限度地滿負荷運行，既可增加管道企業(yè)的經(jīng)濟效益，又可減輕其他運輸方式的負荷，因此，順序輸送方法已經(jīng)得到了越來越多的應(yīng)用。為充分利用原油管道的輸送能力，可將不同油田生產(chǎn)的原油采用同一條長輸管道進行輸送，以減少輸油成
職業(yè)技術(shù) 2012年2期2012-08-15
- 石油化工管線間歇輸送技術(shù)研究*
了石油化工管線在停輸時受外界非穩(wěn)態(tài)環(huán)境的影響下管內(nèi)介質(zhì)的溫降情況，確定了管線停輸溫降允許的停輸時間。對埋地管道正常運行情況、停輸情況和再啟動情況進行研究分析，建立了埋地管道間歇輸送溫降數(shù)學(xué)模型。以實際埋地管道為例，模擬歷史最不利氣候數(shù)據(jù)，觀察埋地管道溫度場的變化，并根據(jù)溫度場的變化情況，對停輸過程、再啟動過程模擬分析，確定了鐵大線埋地管道安全停輸時間，為鐵大線埋地管道安全越冬提供參考?；す芫€；間歇輸送；數(shù)值模擬；溫度場；數(shù)學(xué)模型在間歇輸送過程中，如果停輸
當代化工 2010年1期2010-11-06
- 水分遷移冰水相變對凍土區(qū)埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸溫降影響的研究
土區(qū)埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸溫降影響的研究蘇 凱，馬貴陽，杜明俊，李 丹（遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001）建立凍土區(qū)埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸過程水力、熱力數(shù)學(xué)模型，并進行數(shù)值計算，考慮了土壤水分遷移、冰水相變及原油凝固潛熱、自然對流換熱對停輸過程管內(nèi)原油溫降的影響，得到了停輸期間土壤溫度場分布。通過與不考慮水分遷移、冰水相變的停輸溫降進行對比。研究表明： 受水分遷移、冰水相變的影響，管道周圍土壤溫度等值線向管道兩側(cè)移動范圍較大，土壤平均溫度與
當代化工 2010年6期2010-09-30
- 油庫輸油管線熱力計算軟件的研發(fā)
是基于正常運行或停輸工況時溫降隨管道長度的變化而編制的，目前還沒有針對油庫輸油管線的熱力計算軟件[1-2]。本文在對油庫輸油管線熱力模型計算方法研究的基礎(chǔ)上，以Visual Basic6.0語言編制了“油庫輸油管線熱力計算軟件”，并采用Microsoft Access創(chuàng)建數(shù)據(jù)庫，對數(shù)據(jù)進行讀取和存儲。軟件可以計算油庫輸油管線的當前原油溫度、當前溫差和當前溫降速率等重要參數(shù)。所編制軟件界面良好、操作簡單，適用于一般用戶使用。1 軟件主體結(jié)構(gòu)軟件由四個模塊組成
大慶師范學(xué)院學(xué)報 2010年3期2010-09-25
- 凍土區(qū)埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸溫降數(shù)值模擬
土區(qū)埋地?zé)嵊凸艿?span id="syggg00" class="hl">停輸溫降數(shù)值模擬杜明俊,馬貴陽,陳笑寒(遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院,遼寧撫順113001)針對多年凍土區(qū)埋地?zé)嵊凸艿肋\行環(huán)境特點,建立管道停輸時非穩(wěn)態(tài)傳熱模型,利用FLUENT軟件數(shù)值模擬了不同季節(jié)管道停輸過程中大地溫度場及管內(nèi)油溫隨時間的變化規(guī)律,結(jié)合“焓-多孔度”技術(shù),考慮了凝固潛熱和自然對流換熱對溫降的影響,對管內(nèi)原油凝固演化過程進行仿真。確定了合理停輸時間,為管道安全啟動提供理論指導(dǎo)。凍土;熱油管道;停輸; FLUENT;數(shù)
天然氣與石油 2010年4期2010-09-15
- 埋地管道原油停輸時間的計算*
1）埋地管道原油停輸時間的計算*王 琪1，馬貴陽2，付 麗2（1．廣東石油化工學(xué)院，廣東茂名525000；2.遼寧石油化工大學(xué)，遼寧撫順113001）在建立埋地輸油管道周圍土壤溫度場的物理模型時，大多認為溫度分布是關(guān)于管道中心對稱的，因此只考慮對稱的一側(cè)，且都為二維計算，簡體化了很多方面，這樣的考慮是不精確的。結(jié)合橫向，縱向建立了三維運算模型，使土壤溫度場的模擬更接近現(xiàn)實，模擬的結(jié)果更加精確。埋地管道；土壤溫度場；停輸；數(shù)值計算石油作為一個國家的血液，多采
當代化工 2010年4期2010-09-15
- 流動保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開發(fā)中的應(yīng)用
啟動難,且在冬季停輸情況下管內(nèi)原油容易出現(xiàn)在較短時間內(nèi)凝固而堵塞海底管道的風(fēng)險。應(yīng)用流動保障技術(shù)對BZ34-3/5油氣田海管預(yù)熱、置換過程和停輸后的溫降等多種工況進行了動態(tài)模擬,確定了初始投產(chǎn)時采用完井液預(yù)熱和停輸再啟動時采用海管子母管置換的流動保障方案,從而合理地解決了啟動預(yù)熱和海管停輸再啟動的問題,有效地規(guī)避了凝管風(fēng)險,為油氣田安全合理的開發(fā)提供了有力的技術(shù)保障,確保了該油氣田開發(fā)工程投資和運行成本的降低。流動保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開發(fā)中的成
中國海上油氣 2010年1期2010-09-08
- 熱含蠟原油管內(nèi)停輸溫降計算
）熱含蠟原油管內(nèi)停輸溫降計算劉 剛1，張國忠1，張園園2（1.中國石油大學(xué)儲運與建筑工程學(xué)院，山東 青島 266555;2.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）利用Fluent計算流體動力學(xué)軟件模擬熱油管道內(nèi)停輸溫降過程。計算過程不須跟蹤固液相界面，同時將析蠟潛熱轉(zhuǎn)化為附加原油比熱容，反映出降溫過程中自然對流的變化和固液相界面的移動，并進行試驗驗證，試驗數(shù)據(jù)與模擬計算結(jié)果非常吻合，而且求解更加簡潔;在此基礎(chǔ)上，研究初始油溫、管徑等因素對水下管道內(nèi)
中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版） 2010年5期2010-01-04