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在研究了热油管道的极限运行温度,热处理温度和最优运行温度间的关系及其影响因素后指出:热油管道要求的允许停输时间取决于管道的状态和管道所处的地形,地貌和环境条件;管道允许的最低运行温度取决于管输的流变性。,管道要求的允许停输时间,季节和管道的设备配置;热油管道正常运行时的输油温度应根据优化运行理论来确定,在计算热油管道最优运行温度时,应考虑管道允许的极限运行温度的限制和不同热处理条件下原油流变性的变 相似文献
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热油管道安全经济输油温度研究 总被引:10,自引:6,他引:10
从热油管道安全经济输油的角度,讨论了确定热油管道安全经济输油温度的原则及其影响因素.分析指出,热油管道的允许停输时间,取决于管道环境、管道工作状态和输油企业的抢修能力;热油管道安全经济输油温度是满足管道允许停输时间要求的最低进站油温;热油管道安全经济输油温度取决于管道允许停输时间、管径、季节、所输原油的低温流变性、站间环境条件、管道保温条件等因素.同一地区输送同一种原油,管径大的管道与管径小的管道比,允许最低进站油温应偏低;同一条管道,夏季的允许最低进站油温应比冬季的油温低.确定热油管道允许最低进站油温不宜仅用凝点作为选择依据. 相似文献
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利用塔库线2009年上半年的6 296组管道运行参数,对塔河油田稠油管道水力、热力计算程序进行了检验。结果表明,程序计算结果与生产管道数据吻合良好。使用年平均总传热系数计算,沿程温降的平均偏差为1.3℃;若使用月平均总传热系数计算,沿程温降的平均偏差为0.8℃。使用2009年上半年管输稠油的平均黏度计算,沿程摩阻的计算平均偏差为10.8%;若使用实测黏度进行计算,则平均偏差小于5%。稠油输送管道水力、热力计算程序可满足工程计算要求。 相似文献
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含蜡原油在管输过程中不可避免地会发生停输情况,随着管内原油温度降低至凝点以下,会出现凝油层导致凝管现象,严重影响管道安全经济运行,因此有必要研究含蜡原油管道停输过程的温降问题。在原油管道正常运行工况的基础上,考虑蜡沉积现象,建立了含蜡原油管道停输传热模型。采用温度场三角形单元格划分→离散→合成有限元这一有限元法求解思路对模型进行数值求解,讨论了在不同停输时间管道温降的变化规律。通过对管道温度场计算结果进行分析可知,管道对周围环境温度场的影响随着离管道距离的增大而逐渐减小;在不受热影响的外部区域,温度场等温线近似为一组波动的平行线。该研究成果提供了一种简单易行、准确可靠的温降模拟计算模型,为蜡质原油停输后再启动过程的方案制定提供了关键数据的采集方法。 相似文献
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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℃。 相似文献
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彩南原油对加热历史的敏感性效应不强,加强温度变化对动平衡流变特性基本没有影响。低温彩南原油在流动动平衡条件下的表观粘度低,但剪切停止后,在静态降温条件下,表现出原油的结构强度大。因此,管输彩南原油时,对于进站温度的选择应给予足够的重视。形成结构的低温彩南原油经剪切后,结构裂降快,裂降幅度大,剪切平衡时间一般为25min左右。彩南原油的这一特性有利于管道停输启动过程的流量恢复。 相似文献
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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。 相似文献
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以我国海洋油气开发工程为例,以黑油物理模型为基础,利用PIPERFLO软件,分析了不同压降计算模型、起输温度、气体流量及总传热系数(K)对海底多相流混输管道压降计算的影响。用不同压降计算模型得到的混输管道的压降结果相差很大,在设计混输管道时,应根据实际情况选择合适的模型。设计高粘原油混输管道时,应根据油品物性将起输温度控制在适当的范围;设计低粘原油混输管道时,在满足管道终端温度要求条件下,应尽量降低起输温度。海底油气混输管道存在一个最小压降气液比,按此气液比确定高粘原油混输管道的气体输量,可降低管输原油粘度,从而减小管道压降。对海底多相流混输管道应进行一定的敏感性变量分析和结果预测,以保证管道具有一定的抗波动能力。 相似文献
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计算管道安全停输时间需要确定管道的最低允许启动温度,该温度决定了再启动过程所需要的启动压力,它受制于由管道承压和输油泵的工作特性所决定的最大启动压力,所以,安全停输时间的确定过程是一个重复试算过程。苏嵯输油管道中间站只有加热炉,因此将管道全线作为一个密闭系统来评价其安全停输时间。根据计算步骤中的方法,最终确定苏嵯输油管道春季安全停输时间为9~10 h、夏季为13~14 h、秋季为16~17 h、冬季为9~10 h。 相似文献
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《油气田地面工程》2018,(12)
国内某海底原油管道长期未进行清管作业,在没有预测管线结蜡厚度的情况下进行清管,可能会导致卡球、蜡堵事故。为了预测管道蜡层分布情况,降低清管作业的卡球、蜡堵风险,采用普适性蜡沉积模型,对各油品在不同季节、不同地段的蜡沉积速率进行了预测,并与现场清管数据进行对比验证。统计分析该管道的运行环境、操作条件和油品物性,计算油品沿程温降;结合各油品的析蜡特性,确定可能产生蜡沉积的油品种类。结果表明:此条管线海底部分管道的蜡沉积速率远高于地面部分管道,约为地面部分管道蜡沉积速率的10倍;在海底管道的出海处,蜡沉积情况最为严重;蜡沉积总量预测结果与现场数据吻合良好,二者相差17.9%,证明了预测结果的准确性,为清管作业提供了依据。 相似文献
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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。 相似文献