海底气液混输管道瞬态清管数值模拟

海底气液混输管道由于入口液相流量较高,且存在下倾管-立管的特殊结构,导致清管器在管内运行时,清管器运行参数及管内流体的流动参数均出现较大幅度的波动。针对海底气液混输管道的清管过程,以Minami清管模型为基础,将管道重新划分为上游两相流区、清管器区、液塞区及下游两相流区,并对4个区域分别建立对应的瞬态流动模型,通过耦合各区域的瞬态流动模型,实现对海底气液混输管道清管过程中相关参数的模拟计算。最后,以渤海某实际海底气液混输管道为研究对象,模拟分析了清管过程中清管器运行参数、管内流体流动参数的变化规律,验证了模型的准确性。研究结果有助于提高管道的清管效率,为制定合理的清管方案、高效安全地进行现场清管作业提供指导。     

中国与俄罗斯管道清管技术标准差异分析

为保障中俄原油管道安全运行,分别从清管方式、清管器运行速度、清管周期、管道有效直径计算、清管质量控制措施、清管器跟踪和清管安全措施等方面,深入研究了中国和俄罗斯管道清管技术标准的差异.阐述了俄罗斯管道清管技术标准的先进性,包括清管装置和清管方式多样化、基于输送效率进行周期性清管和紧急清管、设定清管器监测点位置和划定清管作业危险区域等.最后,针对借鉴俄罗斯标准,提高我国原油管道运行标准水平以加强标准制修订工作,提出了建议.     

海底管道清管器运行时间预测

海底管道清管器运行时间对于清管收球作业具有重要的参考作用。为了明确清管器运行时间的影响因素，运用灰色关联分析法对海管里程、海管进出口压力差、输气量、海管进出口温度差、过盈量、清管器质量、输油量、含水率进行关联度计算，分析各影响因素与清管器运行时间的相关性，并以此构建了网络结构为（8,11,1）的清管器运行时间BP神经网络预测模型。以渤海某油田海底管道的清管作业数据记录为样本，对清管器运行时间进行预测及验证，结果表明：该模型预测的清管器运行时间的平均误差为8 min，平均相对误差为12.5%。研究结果可为制订合理的海底管道清管收球作业方案提供参考。（图5，表2，参20）     

天然气管道清管作业风险分析及应对措施

天然气长输管道需要定期清管,以保证管道安全平稳运行。由于天然气自身易燃易爆的性质以及天然气管道运行压力较高等原因,清管作业存在许多风险。基于国内长距离输气管道的清管作业经验,概述了天然气管道清管过程中可能存在的各种风险,包括清管器卡堵和窜气、盲板操作风险、阀门泄漏、硫化物自燃、天然气爆炸、环境污染等,针对各种风险提出了应对措施。为确保清管作业安全,需要收发球现场各工作小组、沿线阀室、各监听点积极配合。     

仪长原油管道清管实践

仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY—RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY—JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明：首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议：易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。（图1,表1,参6）     

新型深水水下清管器发射装置

为解决传统深水海底管道的清管问题,结合海底管道的清管原理,设计了一种新型的水下清管器发射装置,从而有效地避免了平台发射清管器所带来的清管器回收和管道停输等问题。对水下清管器发射装置进行了详细的结构设计,主要包括连接器、保护框架、发射主体结构、上部开合机构和阀门控制系统;介绍了水下发射清管的作业流程,论述了该装置相对于传统清管器发射装置具有的诸多优势;最后对发射装置的储球筒和卡爪连接法兰这两个关键部件进行了数值分析,其结果显示满足设计要求。该装置为深水清管作业提供了一种新的行之有效的方法。（图8,参10）     

成品油管道内检测清管技术

对成品油管道定期实施清管作业可以提高管输效率、油品质量及排查管道严重变形管段,在内检测前进行清管可以提高内检测的数据采集精度和数据质量。系统介绍了3种成品油管道清管器的工作原理和特点,提出了内检测前实施清管作业所用清管器的技术要求,讨论了清管实施阶段清管速度的选择,各阶段合格标准的判断以及收发、跟踪、定位等关键技术,为成品油管道内检测清管实施提供了指导。(图10,表1,参24)     

CO2长输管道清管作业的影响因素

CO₂管道输送是实现碳捕集、利用与封存技术大力发展的中间环节,但由于CO₂气源含有杂质及其输送工况的特殊性,在CO₂输送过程中存在水合物生成的风险,需定期开展清管作业。为明确CO₂管道清管作业的影响因素,从CO₂长输管道清管作业的目的出发,针对CO₂管道输送的特殊性,分析驱动压力、CO₂介质特性、清管器选型、清管器运行速度对清管效果的影响,总结形成了CO₂长输管道清管作业关键技术理论基础,并展望了清管技术的发展方向。研究成果可为中国目前在建CO₂管道项目的清管提供指导,也可为中国制定CO₂长输管道清管技术的相关标准和规范提供借鉴。(图2,表1,参30)     

天然气凝析液管道中射流清管器的运动特性

天然气凝析液管道生产中后期常面临管道内积液增加、沿程摩阻增大的问题,定期清管作业对于保障油气管道的安全高效至关重要。在清管过程中,由于传统清管器运行速度与后方驱动气速相同,可能导致其超出控制,从而引发一系列问题。研制了一款新型的射流清管器,并搭建了与之匹配的水平-立管试验系统,以空气、水为介质,开展不同结构参数的射流清管试验,通过LabView数据采集系统对清管过程中的流量、压力、终端液位等进行实时采集。通过改变旁通率、驱动气速、液速等参数探究射流清管器的运动特性,并分析清管器异常运动过程以及射流消除段塞的内在机理。结果表明:采用射流清管器可达到降低清管器运行速度、平缓管道内压力波动、降低清管器前方段塞持液率、控制段塞体积的目的。研究成果可为深入了解射流清管技术机理,推广其工程应用提供参考。(图14,表2,参39)     

天然气管道在线清管作业风险识别及控制

长输天然气管道在线清管作业是在不停输、不放空及不影响给下游用户供气的情况下,使用管输天然气作为清管器运行动力源的特殊清管作业,极具风险.结合清管作业的具体实施流程以及山东省天然气管道公司济淄输气管道十余次在线清管作业的现场经验,分别对发球作业环节、清管器运行过程和收球作业环节进行风险分析,详细阐述了风险形成的具体原因并提出了具有针对性的风险控制措施.后期的风险控制能效分析结果表明,各类风险因素基本得到了有效控制,确保了济淄天然气管道在不停输情况下清管作业的顺利进行,可为今后天然气长输管道在线清管作业提供借鉴和理论参考.     

立管顶部节流法控制海管清管段塞的适应性

将新油气区块通过新建海底管道回接至已建处理设施,采用立管顶部节流法控制新建海底管道清管段塞存在很多限制因素,研究海管立管顶部节流法对提高已有设施的适应性尤为重要。通过OLGA软件动态模拟海管清管作业,对比了顶部节流对清管参数的影响,分析了节流阀开度、清管气体流量对清管段塞缓冲体积的影响规律。结果表明:节流阀开度越小,管道系统憋压越严重,节流阀前后压差及出口立管底部压力越大,清管段塞缓冲体积越小;清管段塞缓冲体积随节流阀等效开度的减小并非线性减小,节流阀需要达到某等效开度及以下才能达到较好效果;延长阀门动作时间可以减缓节流阀开启时造成的海管气塞;清管气体流量越小,清管段塞缓冲体积、节流阀前后压差及出口立管底部压力越小。研究结果为海洋油气混输管道的安全输送、清管作业的顺利完成提供了技术支持。     

低输量管道清管器运行速度控制方法及建议

输气管道在投产初期或运营期因用户需求量波动，普遍存在输气量低于设计输气量的情况，导致清管器运行速度无法达到规定范围，从而影响清管效果，甚至发生清管器卡堵等安全事故。以泰青威管道为例，分析多轮次清管内检测作业中管道运行工况与清管参数特性，提出适用于低输量工况的清管器运行速度控制方法及建议。通过三段式压力梯度调节、平均压力与输气量协同调节、充分利用枢纽站调节，优化清管器跟踪监听策略与技巧，可有效调节清管器运行速度，使其在管道内平稳运行并达到规范的清管内检测速度要求。研究成果可为低输量管道清管作业提供借鉴，保障管道清管安全。（图6，表3，参28）     

基于压力波的清管器在线定位算法

传统清管器跟踪定位技术受管道及周围环境条件限制不具有通用性,而基于差压法的清管器跟踪定位技术因所采集的压力信号变化灵敏、不受外界因素影响等优势获得了越来越多的关注,但针对该技术定位算法的研究较少。基于差压法的清管器在线跟踪定位技术,以中国石油管道公司长沙输油气分公司武汉输油站清管作业为例,提出了基于压力波的清管器在线定位算法。该算法的实现分为3步:1分析清管过程中采集的压力信号,将其划分5种信号状态,包括压力平稳状态、清管器通过阀室状态、压力升高状态、压力降低状态及清管器卡堵状态;2采用小波奇异性检测和相关性分析的方法实现不同压力信号状态的识别;3确定清管器在线定位算法,包括正常运行定位算法和卡堵定位算法。利用实采数据模拟清管过程验证该算法的有效性,结果表明该算法定位准确,可实现清管器清管的全过程监测。     

长输天然气管道在地形起伏山区地段的清管

长输天然气管道在地形起伏山区地段清管时,必须考虑高程差引起的重力位能变化对水力计算的影响,以及管道中积水注静压阻力对清管器运行速度的影响。依据长输天然气管道清管作业规程SY/T6383-1999,结合榆济管道汾阳-武乡段清管作业实际,针对5次清管作业清管器的运行速度和运行区间的压差进行统计分析,总结了管道积水静压阻力、地形起伏山区诱发段塞流和强烈段塞流对清管作业的影响。通过建立数学模型,简化了积水静压阻力计算公式,建立了分段积水注长度和高程差与积水静压阻力的函数关系式。指出了长输天然气管道在不停输状态下利用清管器对大口径、高压力的北方山区管道进行清管作业的注意事项。     

清管作业对低输量原油管道稳定性的影响

针对清管器在含蜡原油管道中的受力情况建立了清管模型,通过采用四阶龙格-库塔方法和VC 编制程序清管模型进行的数值计算及求解,得到了清管器在含蜡原油管道中的运行规律。根据清管作业时管道各运行参数的变化曲线,分析了清管对低输量管道运行稳定性的影响,并提出了相应的清管安全措施,为解决低输量原油管道清管时的实际问题提供了理论参考。     

跨国长输天然气管道清管作业特点

清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要作业,可保证管道的安全运行和输气效率。跨国天然气管道的清管作业不同于常规清管作业,其具有一定的复杂性和特殊性。介绍了中亚天然气管道在清管站设置、清管站工艺、清管器选型等方面与国内一般管道的不同之处,并以中亚天然气管道清管作业为例,对中亚天然气管道乌国段的清管工艺特点和清管经验以及跨国段管道清管作业的特点和关键要点进行了总结和解析,以期为后续跨国长输天然气管道的清管作业提供帮助。     

基于文丘里原理的天然气管道吹扫清管器设计

针对粉尘和杂质较多的天然气管道在清管过程中,常规机械清管器出现的皮碗及刷毛磨损变形严重、清管效率低下等问题,基于文丘里原理,提出一种新型清管器设计方案,将具有该原理特性的管路与清管器骨架结构设计融为一体,同时设计了相应的导向支撑板、密封驱动皮碗及前端吹扫喷头等重要零部件。借助计算流体动力学方法对所设计的清管器的清管效果进行了仿真分析,结果表明:该清管器利用文丘里原理可对两皮碗之间管段内的杂质进行有效吹扫和抽吸,通过前端吹扫喷头喷出的高速射流可以在清管器前方形成全覆盖的柱状吹扫区域,吹扫速度可以吹扫和携带颗粒直径在2.5 mm以内的粉尘及杂质,具有良好的清管效果。通过该设计方案的实施,对于提高中国非常规清管器的研发和设计技术水平,促进在役天然气管道清管效能的提高,丰富清管手段的多样化具有重要的现实意义。(图11,表1,参20)     

天然气管道清管器跟踪定位模拟与实践

在天然气管道清管过程中,需要应用可靠的技术手段对清管器跟踪定位,以便确定清管器到达管道沿线各点的时间,并根据清管器所在位置确定开始执行收球流程切换的时间.基于热力学关系和状态方程,将连续性方程、运动方程、能量方程的各系数表示为压力、温度的函数,并采用一阶有限差分格式进行离散,求解方程组得到管道沿线的压力、温度分布,从而实现天然气管道清管器的准确定位.通过华中地区某天然气管道支线的清管定位实践,证明该方法有助于提高天然气管道仿真计算的精度,能够满足工程实际需求.     

射流清管器结构参数与清管积液运移特性

明确清管器结构参数对射流清管器运行规律及射流效果的影响,对于保障管道流动安全、顺利完成清管作业尤为重要。对某实际天然气凝析液管道进行清管模拟,分析清管器旁通率、摩擦力等结构参数对其运动特性及清管段塞的影响,并研究凝析液和液态水在射流清管过程中运动规律的差异。结果表明:射流清管器平均速度随旁通率的增加呈线性下降趋势,旁通率增加可以显著降低清管段塞量,平缓气量波动;摩擦力对模拟结果具有重要影响,若模拟前清管器摩擦力计算偏小,将导致清管段塞的预测值大幅增加;液态水和天然气凝析液在射流清管过程中的运动特性差异较大,液态水的存在会一定程度上削弱射流清管效果。     

川气东送管道干线清管实践

目前天然气长输管道清管作业尚未形成统一的标准、规范,在清管器选型、清管器参数确定、速度控制等方面均无明确规定。对川气东送管道清管作业工况进行分析,从设备选型、参数确定、收球流程调整、清管器的监听、速度预测等方面入手,开展了大口径管道清管研究实践。可采用聚氨酯泡沫清管器和皮碗清管器相结合的清管方式,其中皮碗清管的过盈量为主要管道壁厚段的3%,聚氨酯泡沫清管器为5%。通过调整收球流程,控制收球速度,选择在阀室以及进出站对清管器进行监听。作业前通过SPS模拟清管器运行速度,与实际相差约为5%,除发球和收球阶段外,皮碗清管器和泡沫清管器运行速度相差不大。通过掌握管道内部特点,清除管道内杂质,提高管道运行效率,检验管道通过能力,为后续的内检测工作奠定基础。总结了相关经验并提出了改进建议,可为以后大口径管道清管提供借鉴。