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。     

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。     

多年冻土地带等温原油管道周边土壤温度场浅析

为预测多年冻土地区原油管道对周边土壤温度场变化的影响,用ANSYS有限元软件模拟分析原始地层、无保温层、不同厚度保温层敷设方式下管道周围土壤温度场未来30年的变化规律.结果表明:模拟的原始地层土壤温度分布规律与现场测量数据吻合较好;季节性活动层深度为2.28m,与当地资料2.2～2.4m一致;地表以下8m处土壤温度冬季达到峰值,表现出温度传递延时性.无保温层状态下,管道埋地敷设后第一年周边土壤融化速率最大,随后3年逐年减小,第十五年达到平衡;无保温层时最大融化深度为管道下方4.5m;管道侧面影响范围为12m;施加保温措施后,管道周边土壤平均温度降低,季节性升降幅度增大,管道周边冻土的融化圈减小.     

基于有限元的冻土区埋地管线力学性能分析

基于AnsysWorkbench有限元分析软件,利用稳态热和静力学模块对冻土区埋地管道及其周围土壤温度场进行分析.分析发现:管道应力主要集中在弯头处,且埋地处的弯头应力较大;位移量则是在管道出土后的最前端出现最大值;土壤的温度场受低温管道的影响,在管道的四周形成了一个低温区,且温度以逐渐递增的形式向四周扩散.     

埋地热力管道泄漏对大地温度场影响数值仿真分析

通过对埋地热力管道泄漏所造成的温度变化进行分析 ,可以判断出泄漏的影响范围 ,温度场变化主要集中管道周围较近的一段距离内 ,并且变化的较强烈 ,对远处的影响较小。随着泄漏量不断的增加 ,管道周围温度场不断变化 ,并且对周围土壤温度场的影响范围越来越大。     

超临界CO_2管道安全输送距离敏感性分析

为保障超临界CO_2管道安全、高效运行,有必要研究超临界CO_2管道安全输送距离。以长庆油田超临界CO_2管道工程为例,对含杂质CO_2流体的相态特性及物化性质进行计算分析,确定超临界CO_2管道的最低运行压力和最低运行温度;改变管径、高程差与地温设计参数,调整入口温度与输量运行参数,计算不同条件下超临界CO_2管道输送距离,分析在输送距离范围内的压降梯度和流速变化。结果表明:影响输送距离的主要因素为入口温度、地温及输量,综合考虑输送距离和管道压降,为使CO_2在输送过程中处于超临界态运行,在管道设计时,选择管道路由应尽量避开上坡段,管径为250 mm较合适;在管道运行时,输量控制在1～1.5 Mt/a,出口温度不宜高于60℃。对不同入口压力进行经济性分析,当入口压力为13 MPa时,CO_2管道运输成本最低,为29.57元/t,通过经济优化得出管道输送距离为177.6 km。     

原油长输管道顺序输送动态传热特性研究

长输管道冷热原油顺序输送是为了使冷油通过后热油也能安全地通过管道输送进站,因此对于周围环境的土壤温度场具有严格的要求。以传热学和流体动力学理论为指导,建立长输管道中的流体流动与传热的基本模型,再利用数值模拟,对长输管道冷热原油顺序输送时不同轴向位置的土壤温度场和轴向油温间的对应关系进行相关拟合研究。结果表明:当管道输送的原油量较小时,输送距离超过相关值后,管道沿线不同位置的温度近似保持一定值;而当管道冷热原油顺序输送时,由于油温不断交替变化,使得管道内油温及周围环境的土壤温度场随之不断周期性变化,但会发生空间滞后性,并且在输送热油时,由于管道受之前运送冷油的温度影响,热油头进站温度达到最低值,这是在编制安全运行方案时应重点考虑的因素之一。     

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.     

含杂质超临界CO_2输送管道的停输影响因素

CO_2管道输送和安全运行相关技术的研究是CCUS技术推广的重要一环。在年生产36万吨CO_2的陕西延长油田CCUS项目基础上,对管道输运含杂质超临界CO_2的过程进行研究。在分析延长油田实际含杂质CO_2物性及相图的前提下,采用OLGA软件分析超临界CO_2稳态输送过程,进而研究超临界CO_2管道停输及安全停输的影响因素,分析停输过程中流体达到准临界区的脉动规律,及初始温度、流量参数对CO_2管道停输的影响,获得初始条件对脉动冲击的影响规律。     

适用于超临界CO_2管道输送的水力模型及特性研究

以稳定流的连续性方程、运动方程及能量方程为基础,结合PR方程拟合得到的密度表达式建立了超临界二氧化碳(CO_2)的水力计算模型。对国内外推荐模型及本文建立的模型进行计算比较,优选出适合于超临界二氧化碳的水力计算模型。通过对该水力模型进行分析得出结论:增大管径可以增加输量;同等管长下压气站数量增加1倍,输量可以增加41.4%;输送温度越低,管道输送能力越大;提高起点压力对流量的影响大于降低终点压力对流量的影响。     

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管道放空特性研究

大规模长距离输送二氧化碳(CO_2)时一般采用管道输送,管内压降和温降是影响超临界CO_2管道放空安全问题的重要因素。与天然气管道相比,超临界CO_2管道放空时CO_2的降压可能导致管道内低温,甚至形成干冰从而对管道及设备造成损伤,危害管道安全。采用OLGA软件对超临界CO_2管道放空过程参数变化规律进行动态模拟,研究表明:初始压力越高或者初始温度越低,放空时间越长,管内越早产生气液两相,管内最低温度值越小,生成干冰的风险也越大。超临界CO_2管道放空时宜采取加热、保温等措施,使管道内流体保持气态泄放,从而有效防止干冰的生成以及管道低温损伤。     

埋地热油管道周围温度场数值模拟

埋地热油管道周围的温度场是热油管道运行的重要参数之一，本文建立了埋地热油管道周围土壤温度场的物理模型，并用ANSYS软件对管道周围的温度场进行数值模拟。通过和实验结果对比表明该方法能准确的计算管道周围温度场的分布，同时也能求解出管道周围中任意点在整个运行周期中的温度变化情况。     

寒区多相混输原油管道停输过程数值模拟

为避免凝管事故发生,需要对管道停输过程周围土壤温度场以及原油进行热力计算,确定管道允许停输的安全时间。建立寒区多相混输管道的停输模型,该模型不仅考虑水分结冰和原油凝固相变对传热过程的影响,而且考虑了水分在土壤多孔介质中和管内原油的自然对流。通过分析寒区埋地管道停输传热建立的埋地管道停输过程数学模型,使用数值方法模拟了多种混输工况对停输安全时间的影响。     

埋地含蜡原油管道停输后管内原油温度场变化规律研究

为准确把握埋地含蜡原油管道停输过程中管内原油温度场的分布和温降规律,建立了合理的管道-土壤-大气环境耦合的物理模型。综合考虑管内原油在停输过程中物理性质随温度的变化,以及析蜡过程中释放的析蜡潜热的影响,数值模拟埋地含蜡原油管道停输后管内原油温度场的分布以及温度变化过程,分析影响原油温降和温度场分布的因素。结果表明,管内原油初始油温越高,到达凝点时间越长,允许停输时间就越长;外界空气环境温度越高,管内原油与其温度差越小,管道散失的热量就越少,温降越缓慢;土壤的导热系数越大,热量在土壤中的传递速度越快,温降越快,保温效果越差。     

天然气管线水合物生成影响因素研究

介绍了天然气管线中水合物生成条件、以及水合物的生成对管线正常输送和安全运行的影响;提出了天然气管线水合物生成影响因素比较框图,对不同输送工况下管道中水合物的生成进行了分析,得出天然气管线中水合物生成影响因素有输量、起点压力、起点温度和管径,其中输量影响最大,起点压力影响最小,适当增大输量、提高起点温度、降低起点压力和减小管径,可以缩小水合物生成范围甚至避免水合物生成。     

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。     

原油顺序输送管道安全停输时间研究

针对原油差温顺序输送工艺,建立了原油顺序输送管道安全停输时间计算模型,利用有限差分法对停输模型和再启动模型进行离散化,采用迭代法计算最小安全停输时间。以原油管道顺序输送大庆油和俄罗斯油为例,分别探讨混油界面位置、油品输量、油品输送温度和油品输送顺序对安全停输时间的影响。研究结果表明,大庆油顶俄油的停输时间长于俄油顶大庆油的停输时间;混油界面离出站点越远,停输时间越短;油品输送温度越高,停输时间越长;油品输量越大,停输时间越长。     

气态乙烷管道停输特性探讨

随着国内天然气处理厂轻烃回收工艺的发展,近年来的乙烯生产原料缺口有望得到弥补,乙烷输送管道亟待快速发展。鉴于乙烷产品的物理性质,气态和液态输送均具有相对可行性。其中,气态输送管道相比液态输送管道,操作压力较低,在中、短距离输送中具有一定优势。停输工况下,受环境影响,可能引起气态乙烷液化,其相变规律和特性对确定管道正常输送工况、管道管径、停输再启动方案具有一定影响,有必要进行深入认识与探讨。研究表明,系统压力对气态乙烷管道的管径选择影响较大;停输过程中系统的最低压力出现在对应环境温度的露点处。基于乙烷产品的物理特性,结合气态输送技术要求,阐述了系统压力对管道设计的影响,定性讨论了气态乙烷管道冬季停输的液化条件,并借助软件进行了相关模拟。露点压力附近,保持系统压力稳定是避免再启动过程中管道过度低温的关键。研究成果可为气态乙烷管道的设计提供相关借鉴。     

榆树林油田CO_2低温管道埋深及保冷措施

为了进一步探寻低渗透油层科学、有效的开采方式,为大庆外围特低渗透油藏的规模化应用奠定技术基础,提高油井采收率,榆树林油田从2007年起至今,在不同区块陆续开展了CO2驱油注气试验。将注入站储罐内的低温液态CO2(-16~-30℃)经注入泵增压后通过管输方式注入至注气井,低温管道敷设时要考虑管道合理埋设深度以及管道保冷措施。从工程投资和安全生产方面论证低温液态CO2注入管道的合理埋深,结合保冷结构的选择原则对比确定注入管道的保冷层结构,为加快CO2驱油工业性矿场试验步伐提供了设计依据和现场经验。