高压CO2管道泄漏动态压力计算模型研究

高压CO₂管道运行过程中可能因为腐蚀或外部因素发生泄漏,由于CO₂相态复杂,管内压力相应产生复杂动态响应变化,管内压力动态变化规律对于减压波预测、管材韧性止裂具有重要影响。为研究不同工况下管道泄漏过程中管内压力变化特性,基于等熵原理建立了高压CO₂管道泄漏管内动态压力计算模型,并结合工业规模CO₂管道泄漏实验数据以及HYSYS软件计算结果对模型进行了验证。结果表明：相比HYSYS软件,新建模型对于高压CO₂管道泄漏过程压降的预测与实验结果更吻合,平均预测误差为3.9%,表明新建模型可以准确预测高压CO₂管道泄漏过程管内压力的动态响应变化规律。研究成果可为高压CO₂管道泄漏过程管内动态减压特征预测提供理论支撑。     

小孔泄漏对输送航空煤油管内局部流场的影响

建立了航空煤油输送管道小孔泄漏的物理模型和数学模型,通过CFD软件数值分析了泄漏量对其管内泄漏区域流场的影响,结果表明:小孔泄漏对管内流场影响明显,且随着瞬时泄漏量增大,其影响更加显著。     

两种通球指示器结构及运行安全性探讨

近期国内Y输气管道站场清管通球时发生通球指示器根部断裂,造成天然气大量泄漏的事故。因此,对两座输气管道站场使用的通球指示器的结构、原理和安全性进行了对比分析。结果表明:XLBTQ-02B型通球指示器连杆下端采用三个串联的销钉对扳机进行固定和传递扳机受力,其固定形式容易因销钉断裂而失效。同时,该指示器基座采用法兰连接的形式,出现泄漏后只能停输放空后更换或封堵。PIG-SIGⅣ型通球指示器机芯与基座采用内螺纹的方式连接,出现泄漏时可以采用带压更换的方式进行更换或封堵。两者机芯内的中心轴挺杆密封圈都为动密封,都容易因橡胶密封圈老化等原因出现不同程度的泄漏。     

管输超临界CO_2泄漏过程管内瞬变特性研究

CO2输送是整个CCUS技术中重要的中间环节,而管道输送则是超临界CO2最高效和最经济的输送方式。为了研究超临界CO2泄压过程中管内节点温度、压力和相态的变化,针对管道泄漏工况,利用OLGA软件对不同初始压力、温度和流量对泄放过程中管段内不同节点的温度、压力等参数和CO2的相态变化的影响进行模拟和分析。分析结果表明:泄漏发生时,输送压力越低,管道泄漏口处的温度越低,应在设计时考虑管道的耐低温能力;初始输送温度对管输压降和流量变化影响不大,主要影响管内温度,进而影响CO2的相态变化。初始温度过高,CO2易在泄漏过程中转为气态,对管道造成冲击;初始温度过低,管道温降加快,更易产生干冰,两种情况均会对管道造成损伤。针对超临界CO2管道输送系统,应考虑泄漏过程中减压波的传递对泄漏口裂纹扩展的影响。所得结果可为我国CCUS技术的发展提供理论支持。     

国内外油气管线腐蚀泄漏检测技术

长输管线的泄漏和堵塞是管道运行的主要故障。为了保证金属管道的长期、安全运行，必须有计划地进行腐蚀检测，以确定管道腐蚀状况，指出可能发生泄漏的隐患。长输管道腐蚀状况检测技术主要有三种：一是使用智能清管器从管内进行检测，二是防腐层破损检测，三是水压试验。     

燃气管道泄漏量计算

由于城镇燃气管道泄漏量的估算较为复杂,所以目前还没有比较简化的计算公式。为推算出燃气直接泄漏到大气中的泄漏量简化公式,根据城镇燃气管道的实际运行压力,利用小孔模型和管道（断裂）模型估算燃气泄漏量,推算出管道燃气临界体积流量以对泄漏量校核,并将天然气管道泄漏量进行演算。由此可知,小孔模型燃气的泄漏量和泄漏瞬间提升的浓度仅与管内流动的燃气压力和泄漏口的大小有关,而管道（断裂）模型燃气的泄漏量和泄漏瞬间提升的浓度与管道直径、管内流动的燃气压力和管道入口到泄漏口的上游长度都有关系。     

海底输油管道内智能引导装置研究

对海底输油管道内智能引导装置研究的必要性进行了分析;介绍了国内外在该领域的技术发展状况。针对智能引导装置的作业对象和环境,提出了技术要求和指标,对智能引导装置进行了总体设计,分析了其作业机理,建立了力学模型并进行了计算。对智能引导装置的控制系统进行了设计,提出了设计过程中应注意的问题。所研制的管内轮式智能引导装置具有质量轻、输出牵引力大、体积小、结构紧凑等特点,对较小管内空间类似系统的设计有一定参考价值。     

分流栅强化管传热与流体流动数值模拟

对于传热管内湍流,特别是带有管内插入物的湍流,其管内流体的流动细观信息和强化传热机理还不十分清楚。为此,提出一种分流栅新型管内插入物强化传热管。采用数值模拟方法研究了不同分流栅设置间距时管内流体的传热及阻力降性能,并与光管进行了对比。结果表明,内插入物促进核心流体与边界层流体的混合,减薄层流底层,强化了对流传热,并增大了换热面积;同时,由于内插入物的影响,管内流体的阻力降显著增加。在研究范围内,插入物分流栅设置间距为50mm时强化管综合性能最佳。     

长输管线气体泄漏率的计算方法研究

应用计算流体力学理论,给出了长输管线气体泄漏率新的计算方法.当管线破坏的孔径较小(属于小孔泄漏)时,采用孔模型计算气体泄漏率;当管线发生全截面断裂时,利用管线模型计算;孔径介于两者之间时则利用新推荐的方法.由计算实例可知,管内起始压力大于1.5MPa时,临界流阶段泄漏的气体质量占总泄漏质量的90%以上,可用临界流阶段的平均泄漏率代替总平均泄漏率;也可用起始泄漏率的30%近似代替总平均泄漏率.随管内起始压力的增加,这种近似效果更好.利用文中的数学模型可以较好地估算不同孔径的气体泄漏率,可为定量评价长输管线失效后对环境的影响提供依据.     

管内高压智能封堵器设计

国外管内高压智能封堵技术已经成功地应用于陆地及海底油气管道的维修,而我国在该领域的研究刚刚起步。详细介绍了管内高压智能封堵器几个主要部件——封隔圈、锁定滑块、挤压碗、承压头、执行器盘及液压缸的设计原理,阐述了管内高压智能封堵器的工作过程。期望为突破国外技术封锁、研制具有自主知识产权的管内高压智能封堵器奠定技术基础。     

投球机的使用与选择

投球机是常温油气集输管道的配套清蜡装置。工作时，投球机定期向管道中投入比管道公称通径小２ｍｍ的聚氨酯球，球在液流压差推动下向前移动，刮去附着在管壁上的积蜡和杂质，减小集输阻力。在介绍了投球机的主要技术特性后，分析了移动球筐式、拨轮技推式、螺旋半强制式和排链驱动式四种投球机的使用特点和选择范围。     

漏磁检测技术在长输管道维护中的应用

介绍了油气长输管道的发展状况及在维护管理中存在的主要问题,智能管道检测技术在美国和英国等发达国家的发展状况和国内在智能管道检测方面的研究进展。叙述了管道漏磁检测技术的基本原理,以研20mm智能管道检测器为例说明了智能管道检测器（漏磁检测器）的基本结构及主要功能、机械性能指标、检测性能指标;介绍了漏磁检测器研发中磁路优化设计、检测系统和数据处理硬件、无损压缩算法、缺陷重构技术、漏磁信号成像、信号特征库和几何成像等关键技术。以研20mm管道为例介绍了管道漏磁检测技术的实施过程、检测数据分析、现场开挖验证及管道腐蚀状况评价等内容。     

圆筒形FPSO穿舱件设计

圆筒形FPSO管线设计比较密集,原油从海底采集上来以后经过简单处理,然后通过上部模块货油管线穿过主甲板将货油注入到货油舱内;船体内部压载泵将海水提取上来后经压载管线穿越压载舱将海水分配到各舱室;上部模块公用系统部分排海管线穿越舱壁,将处理过的开排水或其他生活水直接排海。不同管线穿舱设计形式也会不同。     

分段压裂用可溶球的研制

水平井分段压裂是包括页岩气在内的致密储层增产改造的主要技术措施,而目前主流的分段压裂工具中,水平井裸眼分段工具、套管滑套分段工具及大通径桥塞等都需要投球去打开分段滑套或暂时堵塞通道,投入管柱内的球也需要通过钻磨成碎屑才能排出管柱,其作业既费时又有风险。为此,根据现场需要,采用氢还原包覆技术先制备可溶球复合金属材料粉体,再通过粉末冶金法研制了金属基可溶性压裂球,并完成了室内模拟实验可溶解压裂球密度为1.8~2.0 g/cm~3,耐温150℃,抗压强度可达70MPa以上:应用现场压裂返排液浸泡考察其在规定时间下的溶解速度,一般溶解时间为10 d;模拟了目前分段压裂的井下环境(温度、压力)下压裂球的承压能力。结论认为,所研制的可溶解压裂球的承压性能和溶解性能能满足目前的分段压裂井下环境的需要,应根据溶解环境的不同来调整溶解速度。其免钻特性为水平井压裂工艺技术的发展提供了新的技术途径。     

油气管道内检测技术研究进展

管道内检测是保证油气管道完整性的关键技术之一,随着大管径、长距离、高流速管道的不断应用,对内检测技术提出了新的挑战和要求。针对该现状,介绍了应用较为广泛的漏磁检测技术、超声波检测技术、涡流检测技术、几何检测技术、复合检测技术和阴极保护检测技术。对于无法清管作业的管道,可采用灵敏球进行内检测;介绍了不同检测器的原理、局限性和适用范围,梳理了内检测器存在的问题和选用原则。针对内检测技术的现状,提出了内检测未来的发展趋势。     

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球塞气举是一种特殊的气举方式,具有举升效率高、稳定性好、特别适应低压且液相滑脱损失严重的油气井条件。根据球塞连续气举的采油原理,2000年建立了一套高14.2 m、Φ40 mm的U型可视化球塞气举实验装置,其实验研究的目的为：一是优化设计地面投球器和井下气液混合器等主要配套部件;二是系统地开展球塞连续气举物理模拟实验研究,测试对比不同球塞直径、材料和投球频率对气举特性的影响。该研究成果对于研发配套装置、观测认识球塞气举气液球三相流动规律和指导现场应用均具有重要的指导意义。     

一种新型多级分段压裂自动投球器

投球压裂是页岩气水平井分段压裂改造的常用技术,目前的投球器存在着压裂球尺寸小、投球数量有限、结构过于复杂、适用性差等问题,不能满足页岩气井大通径、小间距压裂作业的需求。为此,设计出了一种转板式大通径井口自动投球器,该投球器上端设置储球筒,下端的底座内部布置投球机构,通过驱动电机控制投球机构实现逐个投球的功能;采用FEM(有限单元法)对该投球器的投球过程进行碰撞分析,通过任意拉格朗日欧拉(ALE)网格自适应方法和耦合的光滑粒子流体动力学(FEM-SPH)方法进行仿真模拟和样机实验。研究结果表明:①投球碰撞在转板上边缘处产生最大的等效应力、等效塑性应变和位移,产生的最大应力在600 MPa左右,小于42CrMo的屈服强度930 MPa,满足强度要求,并且具有一定的安全余量;②样机成功实现了投球直径介于64～108 mm、投球级差为4 mm的12级分段压裂连续投球测试。结论认为,该投球器操作简单、适用性广,可有效满足页岩气水平井多级分段压裂工艺的需要。     

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管道内壁受冲刷和腐蚀而减薄,常常发生泄漏事故,不仅造成经济上的巨大损失,而且造成人身伤害,污染环境,根据我国石油天然气管道安全规程的规定,管道应进行定期全面检测,检测周期为5年,文章介绍了天然气管道的内部漏磁检测原理和技术性能,指出管内漏磁检测是替代管道静压试验的一种有效方法,它对于管道安全运行评定具有十分重要的意义,使用天然气管道的内部漏磁检测方法,管道检测前的准备工作至关重要,应确保管内无阻塞,管内有效直径达到内径的95%以上,并应精心设计管道捕获器,以确保管内漏磁检测的顺利进行,最后,还介绍了国外管内漏磁检测的发展趋势。     

水平井投球暂堵压裂炮眼封堵的有效性及影响因素研究

水平井投球暂堵压裂封堵炮眼技术是油气增产的重要技术之一,可有效地提高非常规油气资源开发效率。水平井中暂堵球运动和封堵炮眼过程较为复杂,存在井下暂堵位置不确定、暂堵球易脱落等问题。文章采用DEM—CFD耦合方法建立水平井投球暂堵数值模型,分析了水平井筒流场特性及暂堵球封堵炮眼的过程,以及不同工况参数对暂堵球封堵炮眼有效性的影响。结果表明：水平井压裂中射孔分流能力具有差异性,改变压裂液排量、黏度对改善簇内射孔分流均匀性不明显;当暂堵球在炮眼处满足封堵临界力学条件,可有效封堵炮眼,反之则脱离炮眼;只增加注入排量对封堵炮眼效率提高不明显,进入射孔簇前减小暂堵球与炮眼垂直距离,有利于暂堵球封堵炮眼;通过增大直径比、投放浮力球或悬浮球可以有效提高暂堵球封堵炮眼效率。该研究对认识水平井投球暂堵压裂工艺过程具有指导意义,为优化水平井炮眼封堵工艺提供理论和技术支撑。     

Flaw Location of Pipeline based on the Accelerometer

Abstract

The pipeline is the most economic and effective means to transport large quantities of oil and natural gas over long distances. However, in the long term, pipeline flaws may appear because of erosion, abrasion, unexpected damage and so on, which would weaken the pipeline safety performance and even result in leakage and pipe explosion accidents. For timely discovery of flaws and establishing optimal strategy of maintaining the pipeline, the in-served pipeline will be periodically online evaluated by using the smart PIG (pipeline inspection device) to detect flaws and locate them in the body of the pipeline. A method for flaw location of the pipeline is presented in this article, where a high resolution servo accelerometer CX-3 is used to measure the axial acceleration of the smart PIG in a pipeline to acquire the precise distance walked by the smart PIG by integral operation of the acceleration value to time variable and error correction. Basing on the linear relation between the distance and time label a flaw location precision about 0.2% can be reached by indoor experimental measurement. This experimental result shows that the location precision based on the accelerometer is higher than the Odometer wheels now in use and the technology will satisfy the pipeline inspection need by further research and development.