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。     

长距离输油管道密闭输送与压力调节保护

讨论了液体管道水力瞬变过程中的理论基础，长距离管道水力瞬变特点，分析了可能造成长距离输油管道严重水力瞬变过程中间的事故，以及水力瞬变压力波的传播，充装压力，压力波衰减的变化特点和管道瞬变压的调节控制与保护措施。指出，如果水力瞬变压力调节和保护措施设计合理，运行可靠，长距离管道采用密闭输油流程，运行管道会更加方便，安全，经济合理。     

长距离输油管道水力瞬变特性分析

针对长输管道输送过程中由于各种原因而引发的水力瞬变现象,提出了管道瞬变流动的数学物理模型及有限差分求解方法,研究了在长距离管道输送过程中常见的几种边界条件。结合具体算例,对水力瞬变物性进行了分析,为提高长输管道的设计和管理水平、深入掌握管道输油的水力瞬变规律提供了依据。     

高含硫气液混输管道在清管工况下的瞬态流动规律及优化设计

针对目前对高含硫气液混输管道清管工况瞬态流动规律认识不足,导致管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸不好确定的问题,以某高含硫气田为例,采用数值模拟方法,研究了清管过程中管道起点压力、管道终端排液量等参数的变化规律,分析了管内气相流速与原料气气液比对清管工况的影响,进而提出了高含硫气液混输管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸的优化确定方法:①当管内气相流速介于2~6m/s时,清管中管道起点压力超压现象不明显,清管时宜将管内气相流速控制在此范围内;②当管内气相流速或气液比减小时,清管中管道起点压力峰值和终端排液量均将增大,但不同管道的增大幅度并不一致,管道越长、高程差越大,其增加幅度越大;③在设计阶段,应根据管道运行后期可能会遇到的低管内气相流速与低气液比工况参数来确定管道合理的设计压力与段塞流捕集器尺寸。该成果可为高含硫气液混输管道的优化设计与清管操作提供依据。     

调控中心远程投产长输液体管道实践

为了成功实现长输液体管道的远程调控投产试运行,调控中心需在多个方面做准备工作,包括:投产前期准备(基础资料准备、SCADA系统HMI界面的绘制、自控测试、仿真及现场的培训)、投产过程常用生产报表、相关部门职责的分工等。另外投产过程信息管理主要采用调度令、短信及简报形式;投产时期的输量控制采用清管器跟踪计算、罐位核算及摩阻损失校核等方法;油水界面跟踪时,应建立背压,并减少停输时间;调控中心的投产调控人员可根据给出的输量控制方法、油水气界面跟踪与控制、阀门接线异常等工况的识别与控制、投产过程注意事项等系统全面地对长输液体管道进行投产,有效保障液体管道的安全、高效投产。     

TACITE用于油气混输管线

在油气田采气管线和集气管网系统中,广泛采用的是油气混输工艺.此段管道中的多相流会产生瞬变,对管网造成极大的危害.因此有必要开展瞬态效应研究,对管道的瞬态过程进行仿真模拟计算,了解瞬态变化规律,掌握此过程中压力、流量和流型等变化情况.TA-CITE软件是基于漂移流模型,在“白箱”理论基础上建立,能有效地模拟管道中的瞬态变化,在油气田应用广泛,其计算结果与实际符合程度较高,可用于分析管道瞬态规律的变化.     

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。     

长距离成品油输送管线瞬态水击现象的数值模拟研究

针对成品油长输管道输送过程中存在的瞬态水击现象,通过建立数学模型,利用SPS数值模拟软件,动态模拟了三种不同水力瞬变工况下成品油长输管道系统内压力波动的情况。结果表明:单台泵站失效30 min后,首站最大水击压头达12. 2MPa左右; 2台泵站同时失效30 min后,首站最大水击压力达17. 2MPa,远超过设计压力,会造成对管道的破坏。同时提出了相应的保护和预防措施,可为工程实际应用提供一定的理论参考。     

海底混输管道清管过程的数值模拟研究

以锦州202和番禺惠州海底混输管道为例,利用目前国际上先进的OLGA2000多相流瞬态流动模拟软件,对海底混输管道清管过程中流体瞬态流动规律进行了研究;重点研究了清管球在不同管段的运动速度及其相互间的关系,清管前后管道中总持液量的变化规律,清管过程中管道沿线各点压力、终端流型及终端液体流量的变化规律等,以期为今后海底混输管道清管过程的理论和试验模拟研究以及现场清管操作提供指导。     

油气管道减阻增输技术

脉冲流增输器提高管道输气量的机理在于它所产生的振动干扰了准流向漩涡的再生循环,由于脉冲流减小了管道的摩擦阻力和输送过程中的压力损失,使得管内气体的流速加快,输气量增大.在不改变管道直径和安设增压站的条件下,管道增输器能显著提高管道的输气量,且增输器的制造费用低廉,无运动件,运行可靠,拆装简便.因此该技术推广应用价值较高.国外输气管道采用内涂层后,一般可提高输气量6％～10％,增输率约为2％～11％,最高压力下降可达20％.     

长输管道储气量与末站压力关系分析

针对天然气长输管道调度人员无法直接由各个站点的压力数据准确得出天然气管存情况的问题,通过定量计算及对两年来长输管道压力数据的比较分析,得出末站压力与管网储气量之间存在着线性关系,从而可以由长输管道末站压力变化得出管网储气量的变化,并进一步得出上游进气量和下游外输气量的变化情况。     

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。     

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。     

手持式超声波流量计在油库中的安全节能应用

静电是引起油库火灾和爆炸的原因之一,因为油品在管道内流动时所产生的电荷密度的饱和值与油品流速的平方成正比,所以控制油品的流速是减少静电荷产生的一个有效方法,在油库安全生产特别是在储罐灌装作业中尤为重要.手持式超声波流量计携带方便,进行现场移动测量液体流量,利用超声波技术,采用时差原理测量.监控储罐灌装作业流量效果明显,能直接根据仪表测量的数据调整阀门开度,确保灌装作业过程安全、节能、平稳.     

水平及倾斜管道内螺旋流压降特性研究

为了考察自转式螺旋扭带诱导生成单相螺旋管流的流动压降规律,对水平及倾斜管道内液体单相螺旋管流的压降特性进行试验研究。试验管段采用长2 m、内径25 mm的有机玻璃管,采用高分子材料螺旋扭带,扭率分别为6.2、7.4和8.8。试验介质为蒸馏水,液相流速为0.0~3.0 m/s,试验管道倾斜角0°~15°。研究结果表明:液相流速、扭带扭率及管道倾斜角对试验段的进出口压力和管道压降均有较大影响;随液相流速和扭带扭率增大,管道进出口压力均呈增大趋势;管道倾斜角仅对出口压力有影响,对进口压力影响较小;管道压降随液相流速、扭带扭率及倾斜角增大而增加。根据试验数据,以Darcy-Weisbach公式为基础,回归了适合液体单相螺旋管流的压降计算模型。     

海上漂浮输油系统流动保障分析

储油设施安装在海上,通过穿梭油轮将原油直接运给用户是常见的海上油田的储存和运输方式,液相管线在运行过程中,由于操作失误或控制系统失灵,导致管道输量突变或阀门急速关闭,稳定状态受到破坏,压力发生瞬变,在管路内出现"水锤"现象。水锤引起的水击压力,比正常的工作压力要高出很多,所以应对管路内可能出现水击压力的管段进行承受水击压力的核算。该文首先对最小时间步长进行了研究,阐述了最小时间步长研究的必要性,提出海上漂浮输油系统流动保障分析最小时间步长敏感性分析这一概念。进行了管输量对输油系统安全的重要性研究,同时对其它参数的设定也做了大量的研究,发现管道的弹性模量、管道的壁厚、软管入口阀门关闭时间/压力及外输泵关闭时间/压力等亦有较大影响。     

音波泄漏检测系统设计

长输管线泄漏检测技术是管道输送正常、高效运行的保证,由于气体具有可压缩性、摩擦阻力小、管输压力高、流速快等特点,致使气体长输管线的泄漏检测技术相对液体管线难度要大一些。对气体长输管线音波泄漏检测的原理、系统的硬件设置及数据采集时间的校准进行了介绍。     

应用负压波技术检测轻烃管道的泄漏

1.轻烃管道输送泄漏检测技术轻烃管线泄漏定位报警技术是油气储运的重要课题,它基于管道SCADA系统,运用现代分析方法和控制理论,对所采集的管道运行数据进行信号处理,结合管道流体流动的规律,实现管道实时在线泄漏检测和定位。大庆油田喇压至北压轻烃管道长20km以上,安装了一套负压波结合输量平衡的轻烃管线泄漏定位报警系统。当首末两站间输油管段内某一泄漏点压力突然降低,产生的负压力波将沿管道向两端传播,瞬时传播速度是介质粘度、温度、管道管径、弹性模量的函数。当负压波传播到管道两端时,引起首末两站压力降低,被设在两端的压力…     

按输量还是按强度——长输管道两种控制理论分析

长输管道有两种控制理论：按输量控制和按强度控制.前者是各泵站设定进压,让排压自然形成;后者是各泵站设定排压,让进压自然形成.按强度控制可以避免计算误差,特别是可以对水击和顺序输送过程作出正确、合理的反应和处置,可以使管道获得最大的流量;而按输量控制不具备这些优点,一般只能给管道设定其值较低的保守流量.当某个中间泵站非正常停运时,按强度控制能自动地将管道引导到越站输送状态;而按输量控制只能以失控告终.     

对长输管道腐蚀的原因及解决办法相关问题的探讨

油气长输管道是油气储运系统的重要组成部分,腐蚀问题是影响油气长输管道使用寿命和可靠性的最重要因素,也是造成油气管道事故的主要原因之一。油气管道,特别是大口径、长距离、高压力油气管道的用钢量及投资巨大。因腐蚀引起的泄漏、管线破裂等事故不但损失重大,抢修困难,还可能引起火灾爆炸及环境污染。因此,对已有和新建的油气管道的腐蚀控制十分必要。