环境变化对热油管道运行过程的影响分析

分析了受大气温度年变化的影响,土壤自然温度场和埋地热油管道运行温度随季节的变化呈现周期性变化规律。对于东北原油长输管网,还研究了寒流对埋地热油管道周围土壤温度场的影响,并分析了寒流持续时间超过滞后时间后寒流对热油管道运行温度产生的影响。     

热油管道停输后周围土壤温度场变化规律研究

针对埋地含蜡原油管道停输后温降的变化过程,建立直角坐标系下埋地热油管道及其周围土壤传热的物理模型;考虑原油物性、土壤温度随深度和时间的变化规律,建立原油、管道和土壤耦合传热的数学模型。模拟管道在不同土壤导热系数、不同环境温度和不同初始油温情况下停输后的土壤温度场分布变化情况。模拟结果表明:不同季节停输后土壤的温度场分布呈现不同的趋势,且越靠近管道的土壤区域,温度场分布受管道影响越大。     

基于PHOENICS软件埋地输油管道非稳态传热数值研究

埋地输油管道非稳态热力研究能为热油管道间歇输送过程中确定停输时间以及再启动等问题提供基础。通过分析埋地热油管道的几何特性建立了有限区域内非稳态热油管道土壤数学模型和边界条件。并使用PHOENICS软件对该数学模型进行了求解。模拟结果与工程现象吻合较好。证明了利用PHOENICS软件完全能够对温度场变化规律进行研究。提供了研究捷径。     

不同埋深热油管道传热数值模拟

埋地热油管道传热的影响因素可简单分为内部因素和外界环境因素.模拟埋地热油管道的传热过程,在埋深H较小时,散热量Q值随H变化比较激烈;当H达到一定深度后, Q值随H变化较缓慢,管道热损失减少不显著.在埋设管道时,不能埋的过浅,这样虽然节省施工费用,但散热量很大,增加了运行费用;同样也不能埋的过深,这样虽然散热量降低了,节省运行费用,但施工费会相应用增加.     

埋地输油管道非稳态传热数值研究

埋地热油管道预热启动过程是一个三维非稳定传热过程,通过分析埋地热油管道几何特性,考虑沿管道轴向预热介质温降对土壤温度变化的影响,建立了有限区域内热油管道预热过程耦合的数学模型,并借助于PHOENICS软件对该模型进行了求解,能够求解出土壤中的任意点在预热过程中任意时刻的温度变化情况和任意时刻的管道周围土壤温度场的分布.这些问题的求解可为管道安全、经济启输投产提供保障.     

冻土区埋地热油管道停输温降数值模拟

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。     

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问的数学模型.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.     

埋地热输管道预热温度场分析与计算

埋地热输管道预热启动过程是一个三维不稳定传热过程，通过分析埋地热输管道的几何特性，考虑了沿轴向预热介质温降对土壤温度变化的影响，建立了热输管道预热过程土壤温度场的数学模型和求解边界条件。在求解数学模型时，对某一断面处土壤部分的温度场应用有限差分法求解，并编制了相应的软件，为管道预热启动的温度场计算及由土壤蓄热量估算预热时间的研究提供了一定的参考。     

埋地输油管道的温度计算

综合运用数学分析法（保角变换、拉普拉斯变换等）对管道内介质和周围半无穷大土壤的不稳定传热问题进行了分析，得出土壤温度场的计算公式，同时研究了埋地热油管道内介质温度的理论计算问题。最后给出了算例。     

长输管道总传热系数分析及评价

1．长输管道总传热系数的定义 管道总传热系数即K值指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量，表示油流对周围介质散热的强弱。对于埋地热油管道，管道传热主要由油流至管壁放热，管壁保温层的热传导和保温层到土壤的散热三部分组成，由热平衡方程关系式化简近似得：     

地下输油管热工计算

输油管正确的热工计算方法,是合理设计加热站的加热负荷、站间距及输油管顺利投产和运行管理的重要科学依据。地下输油管是浅埋构筑物,其传热过程受到地面温度年变化的影响。根据我国在华北某地区的观测,地面以下一米处地温年波幅达10℃,两米处为7.25℃。因此,输油管起输、常输和停输的传热过程是边值条件较为复杂的三维非稳定传热问题。     

含CO_2油气混输管道失效研究

以国内某高温高压凝析气田集输系统为例,针对现场失效管件,在分析其失效形貌之后,应用失效分析理论、流体动力学理论和数值模拟方法,通过ANSYS CFX流体分析软件模拟现场工况条件下管道的运行及管道内的气液分布情况,讨论了高温高压高含气油气混输管道失效机理,指出样品失效源于高温高压环境下不均匀分布的气液混合物CO2腐蚀-冲刷共同作用。研究结果对于类似油气田的开发与工程设计具有一定的参考意义。     

大庆原油管输结蜡规律与清管周期的确定

在确定不同流态区管壁处剪切应力、蜡晶溶解度系数、径向温度梯度及管道沿线温降分布的基础上,回归建立了适用于描述大庆油田某两联合站间输油管道蜡沉积的结蜡模型。根据差压法原理,建立了研究原油管输结蜡过程室内模拟试验装置,并覆盖该输油管道的典型工况条件开展了管输原油结蜡模拟试验。相对偏差分析表明,结蜡模型预测结果与试验值的适配性良好。进而在预测运行时间对该输油管道结蜡影响的基础上,结合结蜡层厚度对管道轴向温降及压降的作用,确定了年季节最高与最低土壤温度期的清管作业周期分别为4个月和3个月。     

气田含凝析油管线冷冻封堵技术研发及应用

在气田含凝析油管线动火中常采用氮气置换动火技术,其操作规程标准、指标控制严格、安全等级极高,但在含凝析油较多的管线动火作业中仍存在不足:因内部含有的无法置换干净的凝析油因挥发导致置换作业周期延长、成本增加。为避免此现象发生,特将研发出的"承压范围≤2.2MPa、承压时间≥5h、加热后易破碎和溶解、残渣能在分离装置内分离、不影响管道正常运行"冷冻封堵技术与氮气置换动火技术有效结合,经多次现场应用后效果极佳,在进一步保障动火安全的同时有效缩短置换动火作业周期、降低置换动火作业成本,同时该技术已通过安全资质部门的安全评价。     

原油长输管道应用降凝剂研究

应用于输油管道的降凝剂,通过研究,在马惠宁输油管线进行了现场试验。结果表明:原油经过50ppm降凝剂处理,凝固点由16℃降至-2℃;5℃、11.5s^-1时粘度由1363mPa·s降至122.7mpa·s;反常点由24℃降至15℃;降凝剂处理原油与加热输送原油同期相比。油耗降低56%,电耗降低8%。处理温度、高速剪切、重复加热对改善原油低温流变性有一定的影响:原油理想的降凝剂处理温度应是最佳热处理温度;降凝剂的应用存在最佳始注入量,且遵循μ=μ₀+Ae^-Bq规律;应用降凝剂长时间低温输油时,不宜用局部加热和大排量冲刷方法处理管线;采用热共处理和降凝剂综合技术,可改善原油低温的流变性。实现管道常温输送,产生良好的经济和社会效益。     

油气集输管道的腐蚀失效与环境保护

由于西部油气资源具有分布广、油气井高度分散、生态环境脆弱、自净能力差等特征,生态环境破坏严重。该文通过对西部油气集输管道的建设、生产运行、失效过程的细节分析,提出了加强集输管道建设质量检验与控制,从管道建设初期抑制管道失效或损伤;提出在集输管道生产运行过程中加强巡检、实时监控从而更加有效及时地避免安全隐患以及油气泄漏事故的发生;提出通过集输管道安全事故"环境保护应急预案"的建立和完善,对失效事故所引起的环境污染源进行逐一排除,将失效所引发的环境污染降到最低。总结了集输管道服役期间沿线环境污染存在于集输管道建设、生产运行和发生失效等过程中环境保护措施,并对解决西部油气集输工程与环境可持续发展提出了可行性建议。     

塔克拉玛干沙漠管道工程的施工组织管理

管径426mm、长达302km的塔克拉玛干沙漠油气输送管道已于1996年竣工，本文从施工总体布局、现场施工组织、流水作业方法、通球扫线试压和生活保障等方面对沙漠管道工程的施工组织管理进行总结，提供了沙漠环境管道建设工程的实践经验。