福建成品油管道停输后压力预测算法模型

停输操作在福建成品油管道运行管理中时常发生,停输再启动过程中管内压力变化剧烈。当管内压力下降时,现场人员经常误以为发生泄漏等异常事故,需巡检排查,增加了现场的管理难度。为了提高现场管理水平,从机理模型分析了管道停输时段压力变化的影响因素,并基于出站油温、压力等检测数据,同时考虑环境温度的变化,建立基于机器学习算法的压力预测模型,监测管内压力变化情况。以泉港南线和黄塘溪东出站点为例,以RMSE、MAE、R2为指标,对比了LR、SVM、DT、RF、GB这5种回归预测模型。结果表明:DT、RF、GB模型适用于福建成品油管道停输的管内压力变化分析,而RF准确度最高。建立预测模型后,利用天气预报的气温数据,可以预测未来时段管内压力的变化趋势,当预测值与检测值差别较大时,实现报警功能。     

不同倾角下成品油顺序输送混油数值模拟

为了能更好地认识管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。     

输油管道停输过程泄漏判定

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,在对管体容积和油品容积变化模型进行分析的基础上,建立了输油管道停输过程泄漏判定方法,并编制了相应的软件,而后结合具体实例对管道的泄漏状况进行了分析。实践表明,泄漏状况预测结果准确、可靠,符合实际情况。该方法可以满足工程需要,可为输油管道运行管理和决策提供技术支持。     

长输成品油管道混油形成的途径、控制措施及回掺

分析了长输成品油管道混油产生的途径,初始混油,流速和压力变化形成的混油,油品黏度差形成的混油和停输时产生的混油,介绍了控制混油量的主要措施:合理安排油品输送顺序,合理切割混油的方式,优化输送过程,优化输油站场工艺流程和提高管道操作人员技能;说明了混油回掺量的计算、回掺经验及实例和应特别重视的事项。对管控成品油管输混油具有参考作用。     

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。     

超临界CO_2管道停输过程中安全控制研究

鉴于目前对超临界CO2管道停输过程中管内温度变化及压力流量脉动冲击相关研究较少的现状,结合CO2准临界特性,研究了停输工况下超临界CO2管道内流体的变化规律,并针对停输及启输过程提出了相应的安全控制建议。研究结果表明,进入准临界区的CO2密度将在温度微小变化下发生剧烈波动,密度的剧烈波动使管内CO2流体体积波动变化,在管道固定体积约束下,剧烈波动的CO2流体将对管道产生剧烈的脉动冲击,危害管道安全;超临界CO2对管道轴向的波动变化体现为密闭管道内流体的脉动流量,管内CO2的脉动流量出现时间与脉动压力出现时间完全对应;超临界CO2管道停输时间存在危险时间范围,在危险时间范围到来之前结束停输可以避免对管道系统的冲击危害。     

热油管道停输温降数值模拟

将热油管道油品、管壁、土壤传热方程,结合边界条件、连接条件、初始条件等组成热油管道停输温降分析微分方程组,采用数值解法对方程组进行差分求解,构建差分方程组,采用高斯消元法对方程组进行求解,从而获得热油管道停输后的温度变化规律,对合理确定安全停输时间以及再启动所需的压力提供了计算依据。     

某成品油管道管输超耗原因分析及控制措施

对某成品油管道管输超耗原因进行了分析，一是阀门内漏导致站间管道空管；二是上载油库油罐间油品互窜导致上载数据不准确；三是上载和下载油库自动计量系统与人工检尺对比偏差较大；四是受质量流量计安装位置或方式不合理、管道液体微量流动造成停输时流量计走数、流量计零点漂移以及介质温度压力或其他环境因素导致流量计产生误差。为此提出相应控制措施：一是上载站尽快加装质量流量计并加强维护管理；二是做好输油过程的压力监控及设备工况分析；三是及时进行管输盘存和损耗分析，确保管输油品数量准确。     

不同季节海底输油管道运行分析

由于海水温度年周期变化,为了降低输油成本并评价不同季节管道最大允许停输时间,需要对管输原油的沿程温降曲线和管道停输时间进行数值模拟研究。本文建立了海底输油管道热力数学模型,并编制软件进行了求解,计算了管道在不同季节管输原油的沿程温降曲线和最大允许停输时间。通过计算结果分析可知,不同季节对停输降温过程有很大的影响,随着海水温度的降低,原油降温加快,因此建议管道维修在夏天进行。     

低温原油管道中压力传递速度的计算

原油管道中的压力传递速度是管道运行管理过程中需要掌握的重要参数。加热原油管道停输后,管内油品不仅会出现降温收缩,而且当温度降到一定程度后会出现屈服值;因此,热油管道停输后初始再启动的压力传递不同于一般流体中的压力传递,这时的压力传递速度除了与原油物性、管道状况有关之外,还与降温幅度、再启动时施加的压力大小和传递距离有关。应用质量守恒和动量守恒原理,推导出了既有温降收缩又有屈服值的原油管道再启动时的压力传递速度公式。     

低温原油管道中压力传递速度的计算

原油管道中的压力传递速度是管道运行管理过程中需要掌握的重要参数。加热原油管道停输后,管内油品不仅会出现降温收缩,而且当温度降到一定程度后会出现屈服值;因此,热油管道停输后初始再启动的压力传递不同于一般流体中的压力传递,这时的压力传递速度除了与原油物性、管道状况有关之外,还与降温幅度、再启动时施加的压力大小和传递距离有关。应用质量守恒和动量守恒原理,推导出了既有温降收缩又有屈服值的原油管道再启动时的压力传递速度公式。     

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

基于胶凝原油可压缩性的影响,建立适用于含蜡原油管道的停输再启动模型,研究含蜡原油管道在停输再启动后的流动规律,对比不考虑胶凝原油可压缩性的停输再启动模型与加入了胶凝原油可压缩性影响因素的模型区别,分析了胶凝原油不同压缩性对停输再启动过程的影响。结果表明:建立含蜡原油管道停输再启动双流体驱替模型时,合理考虑胶凝原油的可压缩性因素,相较与不考虑可压缩性模型能更准确地预测含蜡原油管道的停输再启动过程;胶凝原油的可压缩性对管道停输再启动过程的影响作用不可忽略,当无量纲压缩系数为3.606×10-6时,管道完成重启需要的质量流量比不考虑可压缩性模型高17.6%,管道完成重启所需的时间缩短了12%;在注入流体(ICF)区域,管道内压力分布的斜率随着时间的增加而逐渐增大,而在胶凝原油(OGF)区域,由于随时间变化的屈服应力衰减,压力分布的斜率随着时间的增加而逐渐减小。     

海底输气管道平均压力的计算与研究

海底输气管道的平均压力是海底管道基础设计的重要参数之一,其预测结果的可靠性和准确性直接关系到管道的安全施工和平稳运行。基于OLGA动态模拟软件,以实际海底天然气输送管道为例,模拟了管道停输时进出口压力及温度随停输时间的变化规律,确定了该工况下的管道平均压力并预测了此时管道是否存在水合物生成的风险。     

热油管道停输温降过程的模拟研究

热油管道停输降温过程是输油管道中最常见的现象,掌握其降温规律对确定安全停输时间、再启动方案和停输检修安排都有着十分重要的意义。利用FLUENT软件对水下及架空热油管道停输温降过程进行了数值模拟,分析了管内不同位置、不同初始温度条件、不同管径条件下的油温变化过程,得出了与实际吻合较好的温降曲线。通过模拟发现,温降过程可分为三个阶段,初始温度越高或管径越大时,到达曲线转折点的时间越长。水下与架空热油管道的温降曲线相似,只有在第二、三阶段曲线间距相差不到1℃。     

长距离湿气管线的停输再启动工艺研究

为了防止长输管道停输再启动过程中生成水合物及蜡,需对管道停输再启动的瞬态过程进行研究。使用OLGA软件模拟的方法,对长距离湿气管线停输和再启动瞬态流动规律进行了研究,并对不同停输工况下再启动过程进行了参数预测及影响因素分析。研究结果表明:再启动期间,管线末端排液量突增;停输温度、压力及管线输量对管线末端气体体积流量、排液量和管线持液率均有明显影响。     

中国西部管道应急抢修工艺技术

西部原油和成品油管道落差大、起伏多,在发生泄漏事故停输时存在高静压区管段抢修作业难的问题.对西部原油和成品油管道高静压区管段泄漏事故应急抢修技术进行了研究,对上坡段管道和下坡段管道分别进行了分析.为了在发生事故时及时、有效地控制事故危害,最大限度地减少油品损失和环境污染,提出了增加站内回流工艺的技术措施.     

管输航煤固体颗粒物污染发展规律研究

航空煤油作为飞行器燃料,近年来需求量快速增长,成品油管道增输航煤可以提高管道企业的利润。但GB6537-2018对航煤的质量要求严格,尤其是对清洁性要求很高,因此航煤经管道输送后固体颗粒物等清洁性质量指标如何变化,是否受到管内杂质的影响,是管道企业尤为关心的问题。为了研究航煤的固体颗粒污染物指标随管道输送的变化规律,厘清污染物来源,并分析停输对航煤质量变化的影响,本文提出采用在线浸泡实验法：通过将航煤按计划停输在炼厂和泵站之间,分析停输时在管道不同位置的航煤中颗粒物的沉积变化规律,确定了导致油库收油固体颗粒物含量升高的污染管段及污染物来源。对比在管道内浸泡时和进入末站油罐后,航煤固体颗粒物含量的升降情况,推断不同类型杂质的运移规律。实验发现：(1)地形差异是固体颗粒物污染规律不同的重要原因。对于连续上倾管道,固体颗粒在油流中逐渐聚集成团,砂土铁锈等较重的固体颗粒在底部沉积,轻质的悬浮固体颗粒被油流携带到下游管道,累积量逐渐升高;而对于落差较大的下坡段管道,在坡底位置由于势能作用,重质固体颗粒在坡底沉积,即使被油流携带到下游,也可以停输时静置沉降到底部。因此,对于连续上倾管道,应注意上游...     

兰郑长成品油管道郑州站混油量研究

成品油管道在顺序输送中会产生混油,减少混油量是成品油管道运行中必不可少的环节。通过计算兰郑长成品油管道郑州站混油量,整理、分析近两年郑州站实际混油量,并进行比较分析,得出郑州站混油实际切割量大的原因:停输界面位置不合理、阀门行程时间长等。提出将罐区收、发油共用1根汇管改为收、发油分别设1根汇管,在站外增加1台密度计,减少停输次数,统一密度计的标定工作等改进建议。     

西部原油管道停输再启动现场工业试验研究

在对西部原油管道输送的混合原油进行流变性研究和对停输再启动过程进行计算机数值模拟的基础上,开展了西部原油管道现场停输再启动的现场工业试验。原油管道在分别停输24、36、48h后,均可安全再启动,启动过程中各站均未出现进、出站压力和流量畀常情况,实测数据与计算结果基本一致,原油凝点变化不明显,满足原油管道运行规范要求。     

无扰动快切技术在成品油管道的优化应用

通过对输油站应用无扰动快切技术后,装置正常动作但主输泵电机却跳停的原因进行详细分析,提出了切换过程中的工作电流核算公式以及断路器固有分合闸时间的选择2个优化应用建议,为其他成品油管道在营输油站以及新建成品油管道输油站开展无扰动技术应用前的技术分析提供了很好的参考价值。