大落差成品油管道水联运投产全过程模拟

投产试运是保证成品油管道后续安全运行的关键环节,需要提前制定安全可靠的投产方案。目前,投产方案大多依据实践经验进行编制,无法准确预测投产过程中管道沿线各点水力状况。为了确保大落差成品油管道投产过程的安全可靠,针对水联运投产的3个阶段,分别建立了相应的数学模型。利用这些模型,计算了大落差成品油管道投产过程中全线的水力参数;预测了充水扫线阶段全线不满流段的分布位置和长度;给出了投产过程各个阶段的配泵方案;实现了油水置换过程中油水混合物体积和油水界面的监测。研究结果可为大落差成品油管道投产方案的制定提供参考。     

管道气顶排空过程的压降计算方法

为了完善机动管道气液两相流的压降计算方法,为管道充气排液的设计提供理论依据,介绍了基于流型的水平管气液两相流压降计算方法,回顾总结了流型的划分方式,提出了流型划分中存在的问题;对均相流模型、飘移流模型、分相流模型进行了对比,介绍了有代表性的和近几年出现的与流型相关的压降计算方法;分析了机动管道充气排液工况中的常见流型以及流型和压降的变化趋势,排空的初始阶段为分层流,排空中间阶段分层流和段塞流同时存在,排空的最后阶段出现短暂的环状流。将排空管道分为纯气体段、气液混合段及纯液体段,建立了不同工况下的压降模型,并提出了机动管道气顶油排空中亟需解决的问题。     

茂名石化海底管道试压压降的分析方法北大核心

海底管道试压作为管道投产前的关键验收环节,是业主与施工方的关注焦点。南海深水表层水温与海底温差较大,管内介质与管道周围环境完成热量交换才能进入标准规范要求的保压状态,试压时间很长,对工程成本和投产日期影响较大,有必要研究一种既能证明管道的安全、稳定,又能在规定时间内满足投产条件的分析方法。以茂名石化海底管道项目为例,详细分析现场数据,对压降进行工艺模拟计算,总结了一种快速验收方法。应用结果表明:该方法可以保证海底管道试压压降波动的合理性和安全可靠性,缩短了试压时间,确保了项目按时投产。同时分析了试压压降产生波动的原因,对深海海底管道试压具有一定的借鉴意义。     

茂名石化海底管道试压压降的分析方法

海底管道试压作为管道投产前的关键验收环节,是业主与施工方的关注焦点。南海深水表层水温与海底温差较大,管内介质与管道周围环境完成热量交换才能进入标准规范要求的保压状态,试压时间很长,对工程成本和投产日期影响较大,有必要研究一种既能证明管道的安全、稳定,又能在规定时间内满足投产条件的分析方法。以茂名石化海底管道项目为例,详细分析现场数据,对压降进行工艺模拟计算,总结了一种快速验收方法。应用结果表明:该方法可以保证海底管道试压压降波动的合理性和安全可靠性,缩短了试压时间,确保了项目按时投产。同时分析了试压压降产生波动的原因,对深海海底管道试压具有一定的借鉴意义。(图6,表1,参22)     

中乌天然气管道A线绕行段天然气置换投产

中乌天然气管道A线绕行段置换投产需最大程度地将临时段管道中的天然气导入A线绕行段管道。对置换和平压过程进行工艺计算和数据模拟,确定投产初始压力为0.2MPa,天然气置换流速为5m/s,管内天然气节流前的温度约12℃,节流后的温度将降至约-31℃。根据实际置换速率的计算结果、阀后压力的变化以及管道、设备的振动情况,调整手轮总转数以控制流量。通过分析约束条件、上下游允许的最大停输时间、平压作业的最佳时机,论证了将临时段内的天然气导入绕行段的可行性。通过对不同置换方式的工程实施方案进行比选,解决了高压天然气置换过程中高压差节流、置换速率控制的难题,实现了临时停输情况下临时段管道向绕行段管道导入天然气并最终平压的置换投产。     

含蜡原油管道停输再启动压力计算新方法

为了提高含蜡原油管道停输再启动压力计算的准确度,在传统启动压力计算模型的基础上,建立了一种新的含蜡原油管道停输再启动压力计算方法。以刘天佑启动模型为基础,将再启动压力模型分为高程引起压降、惯性压降和摩阻压降3个部分,考虑管道沿线高程差引起的压降,并对管道进行区域离散化来求解摩阻压降。摩阻压降中由于触变性因素造成的压降,采用更适合于表达含蜡原油触变性的Houska触变模型。利用新建计算模型编制了相应的计算程序,代入秦京输油管道历年数据进行模拟计算,计算结果与实际情况相吻合,表明改进模型更具准确性和广泛适用性。     

起伏湿气管道持液率分布规律及临界倾角模型

起伏湿气管道在实际运行过程中,管道低洼处和上坡段容易形成积液,从而造成管输效率降低、管道压降增大、水合物生成、形成段塞流以及管道内腐蚀加剧等一系列问题,为此,对地形起伏湿天然气管道的积液规律进行分析。以某集气站集输管道为例,探究了地形起伏湿天然气管道沿线的液体分布情况,针对管内气体流速、管道倾角等因素对管道持液率的影响进行敏感性分析,得到该起伏湿气管道的积液规律以及某流量工况下管道不出现积液现象的临界管道倾角,并基于此建立了气体流速、管道倾角以及持液率之间的预测数学模型,将模型计算结果与软件模拟结果进行了对比分析,验证了预测模型的准确性。预测模型为湿气管道实际运行过程中的积液控制与安全运行提供了理论依据。     

天然气管道投产充压时间的预测

在天然气管道投产过程中,为了使管道达到运行压力,需对其进行分阶段充压,并保证在每个阶段充压结束后有时间稳压和检漏,有必要对管道每个阶段的充压时间进行预测。基于BWRS方程编制了天然气管道投产时充压时间预测软件,可用于不同管径、目标压力和气质组分的天然气管道充压时间预测。将其应用于中缅输气管道(瑞丽-玉溪段)由1 MPa充压至3 MPa的充压时间预测,预测结果与实际充压时间基本吻合,预测充压时间的最大偏差小于4 h。通过软件对影响充压时间的温度、壁厚、高程等因素进行详细分析,结果表明,温度对预测时间的影响较大,选择日平均温度预测充压时间更接近实测值。     

热油管道投产临时输水设施及预热介质用量

以长庆油田一呼和浩特石化原油管道工程（长呼原油管道）投产为例,描述了热油管道投产临时输水设施的设置方法,给出了临时输水管道管径的计算方法。基于长呼原油管道投产期间的相关工艺、设备参数及生产运行储备库储罐储存的投产用水量,计算得出临时输水管道在不同管径下给油泵入口相关工艺参数,进而确定最佳管径。影响预热介质用量的主要因素包括场站间距和进站温度场要求,由此确定了冲水段长度和预热介质用量。相关经验可为热油管道投产提供借鉴。（表3,图4,参6）     

水平井筒变质量流动规律数值模拟研究

针对水平井分支井水平井筒段的变质量流动规律复杂,其水平井筒段压降难预测的问题,采用理论研究和数值模拟方法相结合,即根据流体遵循的基本定律,应用计算流体动力学方法 (CFD软件)建立水平井筒段的数值模型,通过对建立的水平井筒段数值模型进行单相多相流动模拟研究,得到了水平段的内流场和相关的流动变化规律,同时通过分段考虑水平井筒各段压降再叠加的方法,提出了计算不同井筒流速条件下压降计算方法,这对于水平井分支井水平段变质量流动规律的研究具有重要借鉴意义。     

输气管道"气推气"投产过程混气规律研究

长输天然气管道的置换投产一直是采用现场的检测仪器加以控制,而目前普遍使用的"气推气"方式在投产过程中缺乏理论依据。根据流体动力学三大方程,结合气体间扩散方程提出了"气推气"投产混气规律的数学模型,利用差分方程进行了求解,并且编制了计算程序。以西气东输西段为目标管道进行了计算,其结果与实际相吻合,可以应用于工程分析。该模型也可以为其它长输天然气管道的投产提供理论支撑以及技术支持。     

管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算方法

在CO_2管输过程中,为了保障管道的安全运行,需要准确预测其节流特性,以防节流后管道发生冻堵。从分子角度分析了不同相态CO_2节流效应机理,利用多元非线性回归方法提出管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算方法。该计算方法包括3种相态的管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算公式,形式简单,计算速度快,具有更好的工程利用价值。使用实验数据对经验公式的准确性进行了验证,在管输工况下其平均相对误差为10.63%。该计算方法为CO_2管道设计与运行过程中的节流温降计算提供了参考。     

石兰原油管道投产异常工况与解决措施

石兰原油管道采用管道部分充热水、以油顶水、综合热处理的投产方式。针对投产过程中出现的异常工况,提出了相应的解决措施:泵出口阀开关异常,检查阀门信号与实际状态是否同向;液体管道投产过程中无流量显示,采用泵曲线、清管器跟踪以及摩阻损失计算等方法估算流量;根据管道倾角和清管器速度估算管内流体经过高点后的流速,高点后管道仍处于不满流状态,是管道沿线起伏较大且油水界面间未使用清管球隔离造成的,应适当采取减少混油的有效措施。     

水平定向钻回拖减阻配液量计算模型

在水平定向钻穿越管道回拖施工过程中,泥浆对回拖管道产生的剩余浮力经常造成管道与孔壁挤压接触,从而导致管道回拖摩擦阻力增大,进而影响到工程实施的成败.对回拖管道的受力情况进行研究,主要方法是建立管道在弯曲段和直线段的受力模型并进行分析计算.提出了配液量随管道回拖时间变化的函数关系式,实现了大口径管道在回拖过程中配液量的动态调节.在工程案例分析中,利用该函数关系式的计算结果可以达到平衡泥浆对管道产生的剩余浮力、减小管道回拖阻力的目的,进而为管道回拖的施工环节提供充分的理论依据.     

西南成品油管道显性摩阻因数计算式的选取

在使用达西公式计算管道摩阻时,通常推荐使用Colebrook-White方程,但该方程为隐性方程,求解过程需要较繁琐的迭代计算,不适合现场工作人员使用。采用11个精度较高的Colebrook-White方程的显性近似替代式,对西南成品油管道各个管段在输送不同介质条件下的摩阻因数进行计算,将计算得到的沿程压降值与实际沿程压降值进行对比和误差分析,确定了最适合计算西南成品油管道各个管段摩阻因数的Colebrook-White方程的显性近似替代式。由分析结果可知:使用Colebrook-White方程的显性近似式代替需要迭代求解的Colebrook-White方程,可以达到简化计算摩阻因数的目的。     

管道沿线结蜡分布不均匀对蜡层厚度计算的影响

根据原油管道的结蜡规律,分析了蜡层分布不均匀对管道蜡层厚度计算的影响。在管道直径长度相同、沿程摩阻增加相同的条件下,随管道结蜡段长度的减少,有效平均结蜡厚度减小。根据站间压降反算得到的水力学平均蜡层厚度,并不能说明管道的实际结蜡情况。对于压降上升较快的管道,利用压降反算得到的蜡层厚度会夸大管道结蜡的严重程度,而忽视某些区段的潜在隐患。     

原油顺序输送的混油界面跟踪与切割

介绍了甬沪宁进口原油管道的流程和所输油品的特点,原油在管道顺序输送时产生混油段的机理、以及降低混油量的方法和几种混油界面的跟踪方法,给出了甬沪宁进口原油管道在顺序输送不同原油时跟踪混油界面的技术和适用于该管道在顺序输送过程中计算混油长度的经验公式,指出了适合该管道所输油品特点的混油段切割指导原则.     

兰成渝管道风险评价实践

管道完整性管理是当今世界各大管道公司普遍采用的一种管道管理模式,风险评价则是完整性管理过程中的一个重要环节。管道风险评价是通过对可能危及管道安全运行的诸因素进行分析,对各种可能的后果进行预测计算,对管道的各种风险按其大小进行排序,为管道风险治理提供依据。介绍了运用半定量的评价方法对兰成渝管道内江—重庆段的风险计算过程,给出了评价结果。     

不规则井眼固井环空流动压降变化规律

在窄密度窗口地层固井作业中,经常出现井漏、地层流体侵入井筒等复杂情况,因此,针对固井环空压力剖面的精细计算与控制十分重要,有助于促进固井施工安全.在实际钻井过程中,受地层纵向非均质性的影响,井径扩大不均匀容易形成"大肚子"等不规则井眼,其直接影响固井流场及环空压力剖面,目前针对这种不规则井眼的固井环空流动压降计算方法较少.针对井径此类不规则井眼,通过建立不规则井眼条件下的流动压降方程分析了流动压降构成,建立了环空流体流动控制方程,确定了求解方法,并开发软件进行了计算分析,得到了不同井径扩大率条件下不规则井眼的固井环空流动压降变化规律,并运用Fluent数值模拟软件进行了验证.研究结果表明,在同等井径扩大率条件下,流体排量越大,不规则井眼段流动压降越大;在常见的井眼扩径范围内,"大肚子"井眼段流动压降小于正常井眼段流动压降,软件计算结果与数值模拟结果偏差在工程允许误差范围内.该方法可以为精细计算固井环空压力剖面提供技术手段.     

大庆原油管道热洗法清蜡技术应用

分析了大庆原油管道的运行状况，针对在役原油管道的清蜡问题,提出 了高温轻柴油热洗法的清蜡处理技术，通过对大庆原油在70℃热柴油在输送温度下管道中混油段的计算，确定了热油冲洗过程中的混油切割方案，实践证明，该清蜡方法效果较好。