工业流体系统风介质水力、热力耦合特性研究

利用连续性方程、动量方程和状态方程建立了稳定流动时管道压降的计算模型,并简化求解得出了压降计算公式,建立了热交换器水力模型,同时通过给出等效长度的计算方法使得其阻力计算与管道一致,进而将其加入管网水力计算,建立了管网各组件热力计算的数学模型;同时给出管网水力计算、节点温度计算及节点压力计算的数学解法,通过反复迭代校正管段流量、管段平均密度和定压比热的方式使得水力和热力计算耦合,并以实际管网为例,对管网水力、热力工况进行了计算,计算结果与实际运行结果比较表明,该方法可用于指导工程实践,将有助于提升流体系统的设计精度与节能挖掘深度。     

陆梁油田陆9井区A线集输管网优化调整

陆梁油田陆9井区A线计量站和井口回压超高,严重影响到了原油正常生产。为此,对该线的集输方式进行了优选,确定采用建复线的方式达到降低回压的目的。对该线的集输管网进行优化调整,优化了已建干线和新建复线所带计量站的个数,使管网连接方式达到最优,达到最佳降压效果,有效保证了陆9井区生产的正常运行。     

萨北开发区常温集输工艺技术应用

大庆油田萨北开发区特已进入高含水期,呈现单井产液量高、含水率高、井口出油温度高的特征,为开展常温集输提供了有利条件。对萨北开发区纯油区、过渡带分别编制常温集输运行方案,设定了单井掺水量、掺水炉运行温度、掺水炉台数、掺水泵运行台数,界定了冬夏季运行期时间。方案共涉及5个采油矿、43座转油站、267座计量间、3309口油井。为了确保常温集输顺利推广,成立了常温集输项目组,制定并实施了定期录取井口回压、定期提高掺水温度、保证掺水水质、控制热洗炉运行时间、充分利用热水洗井时机冲洗各单井管线、制定自耗气量考核指标等运行管理办法。与实施常温集输前的2009年1～12月份相比,2011年同期转油站外输气增加2138.31×104m3,转油站自耗气减少1265.83×104m3,节能效果显著。     

川西复杂天然气管网仿真模拟与优化

川西天然气管网系统庞大,管网运行复杂,一方面气田采用滚动开发模式,需要不断优化管网系统以适应新的集输需求,另一方面管网的运行调度面临较大挑战。本文利用TGNET软件建立川西管网仿真模型,通过对约束条件、管道步长等关键参数的设定,并修正各站点压力的误差在5%范围内,保证了模型的快速收敛和准确性;以管线流速不超过经济流速8～10m/s、管线运行压力不超过最高安全运行压力3.64MPa等为评价标准开展管网适应性分析,明确管网存在的问题;针对问题提出优化方案,对多种方案进行模拟分析,考虑投资最少、管网回压最低、管网运行最高效等因素,优选构建“双环网”集输管网以及新建外输管线优化方案,确保新建产能的有效释放。为保证用户的供气量和供气压力,利用仿真模拟调整增压机运行制度。管线停输,模拟调度方案的实施可能性,为现场运行调度提供技术支撑。通过实际案例证明该项技术可指导川西复杂管网优化工作的开展。     

环状掺水工艺降温集输试验技术研究

大庆油田外围低产、低渗透油藏原油集输物性差,油井产量低,单位产能建设投资高,集输能耗大。其中,油气集输环节分别由集油、脱水、原油稳定处理及储运能耗4部分组成。各部分中,集油部分的能耗更是占到集输系统总能耗的60%～80%,设法降低集油环节的能耗是集输流程节能的关键。对此,开展了确定安全混输温度界限的室内外试验,实现原油在凝固点附近安全运行。根据中高含水期油田开发的特点,对高产液、高含水的集油环开展不加热集输试验。试验区试验结果表明,原油含水率达到并超过转相点后,其流动阻力明显下降,有利于低温集输;对于部分产液量大于20t/d、含水率大于80%的集油环,可采取季节性停掺冷输工艺;对于长期低温运行的集油环出现的开井困难情况,可采取管线热洗、通球物理清洗,增加管道泵、混输泵或工艺改造等措施加以解决;对于污水处理反冲洗效果变差的情况,需要加强适合低温处理药剂的研究与应用。     

广西某电厂长输蒸汽管道的温降和压降模型分析

针对长输蒸汽管道投产后变参数运行过程，通过散热方程、压损方程、热平衡方程和焓值方程建立蒸汽管道温降和压降的数学分析模型。以广西某热电厂长输蒸汽管道为例，分别计算不同蒸汽流量、供汽压力、供汽温度和蒸汽输送距离情况下的温降和压降。结果表明：蒸汽流量、供汽压力降低时，温降增加；供汽温度降低时，温降降低；输送蒸汽管道长度增加时，温降和压降增加，但公里温降和压降数值降低；蒸汽流量对温降的影响较大，小流量运行时，应适当提高供汽温度。     

太阳能在油田计量间采暖中的应用研究

本文为常温集输期间油田计量间设计了一套太阳能采暖系统,充分考虑系统应防冻、间歇性供暖的实际情况选择了合适的太阳能集热器以及散热设备,并配套了智能温度控制系统,为油田常温集输方案的实施提供了有力保障.     

应用信息化手段降低原油集输的能耗水平

油田进入特高高含水期后期开发阶段,含水率不断上升,产油量不断下降,而且注水管网和输油管网老化越来越严重,穿孔频次增多,油水分离难度进一步增大,处理费用进一步增大,其中能耗迅速上升,直接影响着集输系统优质低耗经济技术指标的实现。近年来,集输系统结合生产实际,搭建信息化数据平台,通过信息化提升,将生产报表通过网络进行各单位共享,对集输生产运行参数与能耗参数进行日度、旬度、月度分析评价,及时调整运行参数,降低能耗,提高集输生产经营效益,积极将信息技术应用到集输工艺流程中成功地解决能耗高的问题,各项能耗指标均达到了中国石油化工股份有限公司的标准。     

提高水套加热炉热效率的方法与实践

1前言 水套式加热炉是为满足油田特殊需要而设计的一种专用加热设备,主要用于油气集输系统过程中,将原油天然气及其井产物加热到工艺要求的温度,以便进行输送、沉降、分离、脱水和初加工。其主要组成有壳体、火筒烟管、油加热管、燃烧器、烟囱、安全附件等。其加热原理是：燃料在炉体下部的火筒烟管内燃烧,火焰及高温烟气通过火筒烟管壁面后,将热量传给中间介质水,被加热的高温水再将热量以热传导方式加热浸在水中盘管内的流动被加热介质。     

基于扩散点火理论的高压氢气泄漏自燃研究

运用扩散点火理论对高压氢气泄漏到下游管道内的自燃点火情况进行了分析。利用激波管流动理论讨论了氢气射流前端激波加热区域的参数变化情况,分析了前沿激波强度、均匀区压力和温度与初始压力的关系,给出了高压氢气泄漏到下游管道后,预测前沿激波强度、均匀区压力和温度的数学方程,建立了判断高压氢气泄漏到下游管道内是否发生自燃点火的函数表达式。提出了理论点火临界压力的概念,计算发现氢气的理论点火临界压力明显低于其他几种常见的气体燃料。讨论了影响泄漏自燃发生的可能因素,结果可为预防高压储氢泄漏自燃提供科学依据。     

基于PCA-GRNN模型的集输管道腐蚀速率预测

针对原油集输管道的腐蚀速率问题,首先对引起集输管道腐蚀速率的相关因素进行分析,建立PCA-GRNN模型,根据现场获取的相关数据,使用PCA(主成分分析)算法对集输管道腐蚀速率影响因素进行降维处理,使用交叉验证的方法对GRNN(广义回归神经网络)算法的光滑因子进行寻优,将25组集输管道腐蚀速率及影响因素数据作为学习样本,对5组集输管道腐蚀速率数据进行预测,并将预测结果和PCA-BP神经网络模型、PCA-WNN神经网络模型进行对比,以此验证PCA-GRNN模型的可行性。根据PCA处理结果可以看出,原油温度、流速、硫化氢含量、二氧化碳含量、盐含量、含水率以及pH对集输管道腐蚀速率的影响较大,压力对其影响较小;PCAGRNN模型的预测平均绝对误差仅为1.28%,小于其他模型的预测结果,证明PCA-GRNN模型适用于原油集输管道腐蚀速率预测。     

管段参数对供热管网流动传热特性影响研究

针对热电联产中供热管网能量损失问题,根据供热管道温度压力耦合计算模型,采用编程计算的方法,采用不同入口温度、入口压力、流量、管道直径,探究管道各项参数对蒸汽运输中能量损耗的影响.研究结果表明:管道入口温度升高会使工质与外部环境温差增大从而使能量损失增多且会使蒸汽的动力黏度变化导致压损增多;入口压力增大时会导致工质摩擦力...     

稠油集输伴热管道轴向温度及伴热效果影响因素分析

对稠油集输伴热管道的传热过程进行了分析,建立了伴热管道轴向温度计算物理及数学模型,并进行了数值模拟。给出了伴热效率的定义,分析了相关因素对温度分布及伴热效率的影响,为稠油集输伴热管道设计及运行管理提供了技术支持。实例计算分析结果表明,保温层对伴热效果影响最大,当聚氨酯保温层厚度从10增加到40mm时,油管介质出口温度增加了15．6℃,伴热效率增加了7．2％;其次是伴热热水流量,当热水流量达到油质流量的4．5倍时,油管介质出口温度增加7．6℃,伴热效率增加1．5％,进一步增加流量,影响非常小。不利因素中影响最大的是伴热管道结水垢,随着水垢厚度的增加,油出口温度及伴热效率都降低;其次是油管结蜡,随着油管结蜡厚度的增加,油出口温度有所增加,但伴热效率降低。     

地热流体在井筒中的流动及碳酸钙结垢过程模拟

以地热井筒流动和碳酸钙结垢过程为研究对象,建立了地热流体从井底到井口流动过程中的质量、能量以及压降数学模型并进行了求解。通过数学模型计算了质量流量和井口压力对应的关系;模拟分析了温度、压力、干度和CO₂分压沿井筒不同位置的变化情况;总结了井口干度、温度、压力和CO₂分压随热储压力、温度、流量、CO₂含量以及井壁粗糙度的变化规律;分析了结垢位置、结垢厚度以及结垢延续长度对井口压力的影响。结果表明,通过数学模型可以对井筒内的流动进行模拟,确定不同截面上的参数变化情况,并可进一步推导热储的特性变化情况。     

雅克拉凝析气田单井集输管道腐蚀因素分析及治理对策

雅克拉凝析气田于2005年投入开发,生产层系为白垩系。该气田井流物复杂,呈高CO2(含量为2.34%～3.1%),高Cl-(含量约为7×104mg/L),低H2S(含量为13.33～43.59mg/m3),低pH值等特点,凝析油含水率为0.76%～12.37%,地层水矿化度约为14×104mg/L。在气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质中,H2S、CO2、Cl-和水是主要的腐蚀物质,在温度为40～60℃、压力为8.5MPa工况条件下,单井集输管道(尤其是出井口150m范围内)出现多次腐蚀暴管、穿孔事件,且不同区域内的管道均有结垢发生。腐蚀因素主要包括介质组分和含量、介质流速和流态、管道材质等。通过对单井集输管道各种腐蚀影响因素进行分析,并对常用防护措施进行比选,综合应用缓蚀剂加注技术、阴极保护技术,以及管道材质优选、材料表面改性和弯头改型技术等防护措施,有效解决了单井集输管线腐蚀穿孔、刺漏问题,为治理高含CO2、Cl-及高流速的"甜性"腐蚀环境下的集输管道腐蚀提供借鉴。     

球床沸水堆燃料组件稳态换热数值模拟研究

以球床沸水堆（PBWR）燃料组件为研究对象,运用CFD商用软件FLUENT,采用多孔介质模型和欧拉两相流模型,燃料组件流动沸腾换热进行计算分析。分析额定工况下的燃料组件内稳态热工水力特性及孔隙率对计算结果的影响。计算结果表明：球床沸水堆燃料组件横截面的热工参数分布与传统压水堆的壁面加热管道相比具有新的特点,采取适当的燃料组件结构孔隙率,可获得较大堆芯换热效率及较小的堆芯压降。     

电站管道的防冻保温计算与布置

严寒地区的电站管道在冬季面临着冻结和爆管的危险,因此需要全面考虑管道的防冻保温设计。介绍保温层计算和电伴热计算的物理模型和计算方法,并采用Visual Studio(C#)进行了算法的实现。结果表明:保温效果不会随着保温层厚度的增加而无限增大,小管道必须辅以伴热来确保不会结冻,所需加热带的长度需要综合考虑加热带和保温层两者的经济性来选取。指出合理的管道防冻保温布置能够在实现经济性的同时保证电站在冬季安全稳定的运行。     

渐缩型混合室引射式低压加热器加热性能实验研究

提出了一种渐缩型混合室结构的引射式低压加热器,用实验方法研究该加热器低进汽压力下的加热性能,分析了加热器入口参数对引射系数、出口温度和加热效率的影响。结果表明:在一定蒸汽压力下入水压力越高,引射系数越小;进水温度20℃下加热器出口温升达到或超过60℃;加热效率达到90%;加热器对入口参数的变化有良好的适应性,基本消除运行中高压入水进入低压蒸汽管道的危险,该装置可望在热力发电厂低压加热系统中得到应用。     

超临界压力直流锅炉炉膛受热面工质温度分布计算

超临界压力直流锅炉蒸发受热面工质温度是计算金属壁面温度的基础,对于实际运行的蒸发受热面,给出了根据进出口参数确定受热面工质温度的方法,利用工质压降沿炉膛高度均匀分布的假设,可快速确定工质的压力分布,这一假设引起的工质温度的计算偏差小于1℃,这种确定工质温度的方法特别适合用于超临界压力直流锅炉炉膛受热面壁面温度的在线监测计算。     

相变加热式水蒸气导入技术在矿场油气集输系统的应用

在矿场油气集输领域内,对净化原油、含水原油、掺输、含油污水及采暖清水等介质均需进行加热,每个站都需要有一定数量的加热炉。一般的油气接转站有3种介质需同时加热,联合站有4种介质需同时加热;需要被加热的介质多,且加热炉功率较小,能耗和污染物排放量较高。通过在矿场油气集输系统应用相变加热炉,使加热炉的工况根据加热介质流量的大小自动进行温度调节,在节约能耗减少污染物排放量的同时,减轻了劳动强度,炉效可达到90%以上。