天然气管道减压阀节流温降规律

在给定组分条件下,天然气水合物的生成与否主要取决于压力和温度,正确地预测天然气节流后的温度,可为水合物的防治提供技术依据。利用FLUENT有限元分析软件,建立RMG530减压阀阀内流体有限元模型,模拟不同工况条件下阀内流体的分输节流过程,分析阀内流体流速、压力与温度变化规律,比较入口压力、节流压降和环境温度等因素对减压阀节流温降过程的影响,并利用分输站场节流温降测试数据验证模拟结果的正确性。结果表明:节流分输过程阀内天然气流动复杂,呈强湍流特性;阀笼节流孔内流速激增,但压力、温度骤降,水合物析出在节流孔内完成;环境温度、入口压力和节流压降是影响节流温降过程的主要因素,节流温降随压降差值的增大而增大,随入口压力和初始温度的增大而减小。     

深水混输管道停输再启动水合物生成风险北大核心

深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。     

深水混输管道停输再启动水合物生成风险

深水长距离混输管道停输再启动容易产生水合物堵塞问题。基于安哥拉某深水区块开发模式,借助PIPEPHASE与OLGA多相流软件,分析混输管道停输再启动天然气水合物生成风险。结果表明:停输2 h后,管内开始出现水合物生成区域;停输再启动前期,海底管道水合物生成区域在井口附近逐渐消失,在海平面附近的立管段则迅速增大;随启动时间的延长,水合物生成区域由两边向中间逐渐缩小,启动6 h后在水深约700 m的立管段消失。基于混输管道温度压力敏感性的定量描述,提出水合物生成风险定性分析方法,分析发现随海管长度、内径及气油比增大,水合物生成风险增大;随含水率增大,水合物生成风险减小。计算结果能够较好地指导多相混输管道选型、路由及混掺比例设计。     

基于OLGA的海底管道水合物生成规律模拟

为了研究海底油气混输管道内水合物的形成过程及管道堵塞问题,结合凝析气生成水合物的相平衡曲线和CSMHyK v2.0水合物动力学模型,使用OLGA软件对海底立管和水平输送管道内水合物生成情况进行数值模拟。结果表明:在某海底管道工艺参数下,无论是立管还是水平输送管内都有大量水合物生成,其水合物浆黏度分别增加了10倍、18倍。在立管中从海底到海平面管段水合物生成速率由大到小,最后趋于0;在水平输送管道中,水合物生成速率保持不变。管道出口压力降低,水合物生成区域减小,且水合物浆的黏度大幅下降。当立管和水平输送管道出口压力分别控制在3 MPa、2 MPa时,可以避免水合物生成,保障管道安全运营。     

中俄东线天然气管道投产初期水合物预测及防治模拟

中俄东线天然气管道管径大、压力高、北段处于寒区,投产运行初期高压、低温条件使管道存在水合物生成风险。基于多相流理论和CSMHyK水合物生成动力学模型,针对该管道投产第一年冬季运行工况下水合物的生成区域、生成量,水合物在管道中的堆积程度以及水合物的防治方法开展研究。结果表明:当管输天然气含水量大于150 mg/kg时,管道存在水合物生成风险;管道中生成的水合物主要聚集在低洼管段下游,管段高差越大,水合物聚集量越多,且管道中水合物的堆积程度不仅与低洼管段上升段的高差有关,还与下坡段管道的高差及坡度有关;当选择乙二醇作为水合物抑制剂且其注入质量分数达到50%时,可以有效防止中俄东线天然气管道生成水合物。(图6,表4,参22)     

海底管道多相混输技术研究现状与发展

介绍了海底管道多相混输的技术特点,从流型识别、压降规律、温降规律和模拟计算等方面论述了海底多相混输管道相关技术的研究现状.探讨了海底管道多相混输技术的研究发展方向,包括多相增压设备的研发、压降规律和温降规律的模拟计算、段塞流和水合物等技术难题的解决以及长距离多相混输技术的攻关.     

深水井筒天然气水合物形成预测及风险评价北大核心

深水浅层钻井过程井筒内生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围和程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK水合物动力学模型和OLGA多相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入过冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入口温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环空具有水合物形成风险,水深800~1000 m的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口温度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合物生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险水平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供理论指导。(图6,表4,参27)     

深水井筒天然气水合物形成预测及风险评价

深水浅层钻井过程井筒内生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围和程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK水合物动力学模型和OLGA多相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入过冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入口温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环空具有水合物形成风险,水深800～1 000 m的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口温度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合物生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险水平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供理论指导。(图6,表4,参27)     

液氨管道水力热力特性影响因素数值模拟

液氨物性参数受自身体积膨胀性和温度敏感性影响较大,管道输送过程中液氨易汽化并产生气阻现象。为探究液氨管道水力热力特性发展规律,参考中国现有液氨管道设计运行参数,在修正液氨物性参数的基础上建立液氨长输管道仿真模型,模拟分析管径、环境温度、出口压力、入口温度、输量及土壤介质对液氨管道水力热力特性的影响。结果表明：随着管径增大,管道全线压力下降趋势逐渐平缓,当环境温度低于投氨温度时,适当增大管径能够有效避免液氨相特性的大幅改变;在综合考虑管道承压和液氨膨胀性的基础上,适当提高管道压力能够有效降低液氨汽化风险;在低输量工况下,提高输量对液氨管道全线压降影响较小、对温降影响较大,在高输量工况下结论则正好相反。研究成果可为液氨长输管道的设计和安全稳定运行提供参考。（图8,表4,参21）     

埋地原油管道在线修复时站间温降的计算

针对我国已超役运营多年的输油管道在防腐大修时因管道开挖传热系数增大,使管道站间的温降增大的问题,提出了采用分段法计算埋地热输含蜡原油管道在线修复时站间的温降.在求解埋地管段单元段上的传热系数时,采用弦截法确定管内壁温度;在求解挖开管段单元段上的传热系数时,采用二分法与弦截法相结合的方法确定管外壁温度和管内壁温度.用C语言编制了计算程序,对两种修复条件下的原油分布进行了实例计算.     

不同相态CO_2管内稳态节流实验

在CO_2管输过程中,节流易导致CO_2温降过大,威胁管道的安全运行。采用自主设计的CO_2节流实验装置,进行了不同相态CO_2管内稳态节流实验,采集管内参数变化情况,分别研究了节流前后压差、节流前CO_2相态及杂质N_2含量对CO_2稳态节流温降的影响。实验结果表明:CO_2的节流温降随节流前后压降的增大而增大,随N_2含量增大而减小;气态CO_2的节流效应最强,超临界态次之,液态CO_2节流效应最弱;节流前压力越大,相同压降的CO_2节流温降越小,节流前压力对气态CO_2节流温降的影响小于液态CO_2。     

榆济输气管道水合物冰堵防治措施

为保障榆济输气管道冬季安全稳定运行,避免出现严重的冰堵事故而影响输气任务的完成及管道安全,亟需理清榆济输气管道气源气质及其所处高寒地区的实际情况,提出安全、经济、高效的水合物冰堵防治措施。基于热力学相平衡理论,应用Chen—Guo模型预测水合物形成条件,采用管输天然气含水量／水露点计算方法分析气源气质含水状况;结合榆济输气管道干线运行工况,判断确定了全线易于析出游离水的管段,建议在夏季对这些管段集中清管排污,并给出防治水合物形成的最小注醇量;针对榆济输气管道分输站场电伴热功率有限的情况,根据分输供气压力和天然气含水量,计算天然气达到含水临界饱和时的水露点温度,从而给出各分输站场需采取注醇措施的极限温度;严格控制气源气质水露点指标,是切断输气管道内游离水来源的关键,也是防治榆济输气管道干线和分输站场水合物冰堵最直接有效的措施。（图5,表1,参11）     

湿天然气输送管道流体组成分布规律研究

在湿天然气管输工艺计算中,沿线不同管段流体组成的分布规律是个有待解决的问题。通过分析,认为管段持液率不同及相间滑脱是管段流体组成变化的两个原因。由于气液两相流管道一般存在相间滑脱现象,所以稳态工况下各管段组成也是变化的。通过建立计算管段内沿线组成变化的模型方程,对持液率进行了分析计算,指出持液率的变化取决于湿天然气组成、输送压力、温度和管段倾角。讨论了管段内流体组成的变化对气液相流速、温度分布和压力的影响,流体组成变化对沿线液体相速度分布有较大影响,而对压力、温降计算影响很小,并通过算例予以验证。     

重质原油组分对水合物生成影响的研究进展

水合物生成会对海底多相混输管道的安全运行造成巨大挑战,而蜡、沥青质等原油组分会显著影响水合物的生成过程,加剧管道内流体流动的复杂性.在此系统分析了针对油水体系的水合物生成动力学模型,综述了油水体系中蜡对水合物成核及生长过程影响的研究成果,总结了沥青质对水合物生成作用规律的研究进展.分析发现:现有油水体系中水合物生成动力...     

埕岛油田海底管道设计

介绍了埕岛浅海油田的第一海底管道的工艺设计、结构设计、材料选择防腐保温等情况。提出了确定和降低整个集输系统压力等级的方法和措施，对管道停输温降及停输再启动的压力、流量进行了分析计算。     

长输天然气管道水合物形成条件及预防措施

长输天然气管道在含有游离水并满足一定温度压力条件下,易形成水合物,给出了水合物形成的必备条件。分析了陕京输气管道水合物的形成条件,结合管道的实际运行情况,提出了预防水合物形成的具体措施。     

近海凝析气的管道输送

随着近海油气田的开发,通过海底管道输送凝析气的工程技术也不断发展。凝析气是多元组分的气体混合物,以饱和烃组分为主,在开采、输送过程中的凝析和反凝析现象显著,这使凝析气的管道输送不同于气体或液体的单相输送,其管输方式可分为气液混输、气液分输。气液混输中通常采用气液两相混输,这种混输投资少、工期短,但要解决因凝析液的积聚而降低输送能力及液塞处置等技术问题;密相气体输送是管内单相流动,管道建造和运行费用高。气液分输就是先将凝析气分离,然后将天然气和凝析液分别输送,管内流体均为单相流动,气液分输又可分为双管输送和顺序输送。凝析气管道输送工艺参数中,沿线压降、温降、持液率三者密切相关,互相影响。分析了凝析气输送管道压降、输量和持液率的关系,并指出了预测管路温度下降值是管路安全运行的必要条件。结合东海平湖油气田的开发,通过对气液比、输送压力、管径三者的选择分析,就油气单管混输工艺进行了技术经济评估。     

成品油管道停输时段压力变化分析

针对多条成品油管道停输后出现管道压力降低的现象,讨论了油品温度和管道所处地形对停输管道压力的影响,同时结合西部成品油管道的现场数据展开分析.建立了考虑地形因素影响的成品油管道停输阶段温度压降计算模型,模拟了成品油管道停输阶段因打孔盗油和泄漏导致的管道压力变化,并与管道停输的温度压降进行对比分析.基于分析计算结果,制定了西部成品油管道的停输保压方案.     

海四联外输管道停输与不预热投产过程的研究

通过对海四联外输原油流变性的研究,建立了热油管道停输与不预热投产过程的数学模型,模拟计算了海四联外输管道停输与不预热投产过程,给出了管外土壤与管内油品的温度分布、管内压力的变化及流量的恢复过程.在模拟计算的基础上,实现了管道前半段动火停输、新建管段不预热直接投油,全线启动投产一次成功.现场实测数据与模拟计算结果基本一致.     

原油不加热输送的临界条件

基于热平衡条件下导出了利用摩擦热实现原油长输管道不加热输送的临界条件.临界条件与管道埋设状况、土质、输量、油地温差及原油物性等有关,其中临界流速与管道总传热系数和油地温差乘积的立方根成正比,临界传热系数则与流速的立方成正比,与油地温差成反比.临界流速越低,或者临界传热系数越大,越易实现不加热输送.随着输送速度增大,温降幅度下降,油流摩擦热增加.采用较大设计流速并设法增大管道热阻有利于增大热站间距、实现不加热输送,对管道的经济性运行有利.