多相混输管道水合物流动的LedaFlow软件模拟

为了深入探讨多相管道混输体系水合物浆液输送技术,采用LedaFlow软件进行抑制剂注入和水合物浆液多相混输的模拟计算。利用软件的参数优化模块计算最佳抑制剂注入量;利用软件水合物输送模块进行水合物浆液输送模拟计算。根据模拟计算结果,分析管内水合物浆液流动规律,初步探索LedaFlow软件在水合物浆液流动安全保障中的应用,以期为天然气凝析液管道的水合物流动安全保障提供参考。     

气液混输管道组分跟踪及相变量预测

气液混输过程中存在相间能量消耗、相间传质等现象,从而影响管内介质的流动状态和管道运行参数,气液相的组成也会不断变化。利用LedaFlow软件对某实际气液混输管道进行稳态模拟,对比分析物性表模型和组分跟踪模型得到的管道沿线参数模拟结果以验证组分跟踪法的可靠性,进而开展管道瞬态模拟,分析流体组成的变化规律并预测气液两相相变量。结果表明：该管道内流体沿程液化,气相摩尔流量下降,其瞬态流动过程为一个气相不断液化的过程;在稳态模拟中采用LedaFlow相平衡计算方式,即按照各相的流量占比与静止状态下的气液相分布相同的原则,可更为准确地确定流动过程中的相变量。研究成果可为气液混输管道中相变规律预测提供理论基础,提升气液混输管道流动安全评价的准确性。（图11,表2,参23）     

富气输送管道清管模拟研究

通过对富气输送方式和技术特点进行分析和比较,并根据高压条件下富气输送过程中低持液率的特点,建立了水平管路/轻微起伏富气输送管道的清管模型,模型中耦合了相态模型(选用PR状态方程)、水力热力模型,并且以某气田群天然气凝析液输送管道为例,进行清管工艺模拟计算。将研究计算结果与瞬态两相流模拟软件OLGA的计算结果进行了比较,结果表明,清管模型不仅具有较好的计算精度和较快的运行速度,而且还具有跟踪清管球和模拟液塞增长等功能,适用于管道的设计计算。     

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。     

中亚天然气C线管道SPS仿真模拟

中亚天然气C线管道属于典型的输送压力高、流量大、管道跨度大、压气站数目多、输送工艺复杂的输气管道。为研究中亚天然气C线管道正常工况和事故工况下水热力参数的变化规律以及各种事故下管道的自救时间,采用SPS软件建立了中亚天然气C线管道仿真模型。模拟了正常工况下管道全线压力和温度参数,模拟结果与实际运行数据最大相对误差分别为1.90%和12.24%,验证了模型的可靠性;在此基础上分析了环境温度和管道粗糙度变化对全线输气效率的影响规律,确定了各种事故工况下管道最长的自救时间,可为中亚天然气长输管道运行管理提供参考。     

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。     

上海平湖海底天然气管道输送问题研究

应用HYSYS和PIPESYS软件对上海平湖油气田海底天然气管道进行水力分析，采用管道现场操作运行数据与软件计算结果进行比较，得出适用于管道压降和集液量的计算方法，并对输送压力、输量与管道集液量、集液形成时间的关系进行了研究，指出管道在小输量、低压力工况下运行，管道内形成的集液量越多，形成集液所需的时间就越长。借助HYSYS软件分析了凝析气的物性，绘出了相包络线和水化物形成曲线，通过分析得出，上海平湖油气田海底天然气管道在运行过程中不会形成水化物。     

基于事故工况下的天然气干线管道供气可靠性评价

天然气干线管道向着大流量、高压力的趋势不断发展,对供气管道系统的安全、可靠运行提出了更高要求。借鉴巴西国家石油公司与挪威船级社天然气管网的供气可靠性评价方法,建立了基于事故工况下天然气干线管道的供气可靠性评价方法。利用工艺计算软件TGNET模拟事故工况,建立供气极限状态函数值的样本集;通过MATLAB编程进行抽样,确定样本服从的概率分布模型;结合天然气供应等级划分标准,求得天然气干线管道的供气可靠度。通过具体算例,验证了该方法的可行性,可为今后深入研究中国天然气管道系统可靠性提供指导。(图6,表2,参23)     

滩海埋地管道变形相似试验与抗漂浮数值计算

研究滩海天然气管道的变形规律和抗漂浮问题,可为该方面设计和计算提供参考依据,对保障管道安全运行有着重要意义。设计了滩海埋地天然气管道变形相似试验,模拟了在预定工况下滩海管道的变形过程,并采用有限元软件ANSYS计算了相同工况下的管道与土体的受力变形结果,与试验结果进行了对比,从而提出了一套关于滩海管道抗漂浮计算的有限元计算方法。采用ANSYS对实际工程管道的抗漂浮计算结果表明：在管道模型两端约束区,局部应力集中现象比较严重;远离约束区的管道各截面变形趋于一致,属于平面应变问题;随着管道埋深的减小,受浮力作用段管道的y向位移加速增大。（图13,表3,参12）     

配置燃驱压缩机组的输气管道高温运行工况模拟

对于配置燃驱机组的长输天然气管道,高温天气易导致燃气轮机最大输出功率和运行效率降低,使得管道输气流量减小。利用SPS软件对中亚天然气管道的夏季高温运行工况进行瞬态仿真,并基于实际生产数据采用"移动曲线"方法校正软件的输入参数,从而使仿真结果与实际工况的偏差在合理范围内。通过分析燃气轮机功率特性及管道工况变化规律,从运行调控角度提出了压力控制与最大可用功率控制相结合的全线压缩机组控制模式,有效保证了高温运行工况下气源按合同进气,并降低自耗气量。     

天然气长输管道节能潜力评估方法的改进北大核心

天然气长输管道运行费用中压气站的运行费用占绝大部分,对压气站运行费用的研究结果表明,天然气长输管道具有巨大的节能潜力。对已有的离心压缩机运行费用计算方法进行了改进,进一步精确了离心压缩机运行费用的计算数值,并基于上述改进的方法编写了新的离心压缩机运行费用计算软件。分别应用改进前、后的计算方法在进站流量与压比依次变化的工况下,计算离心压缩机的能耗费用,对比两种方法的计算结果并总结其变化规律,对今后精确评估长输天然气管道节能潜力有一定的参考作用。     

天然气长输管道节能潜力评估方法的改进

天然气长输管道运行费用中压气站的运行费用占绝大部分,对压气站运行费用的研究结果表明,天然气长输管道具有巨大的节能潜力。对已有的离心压缩机运行费用计算方法进行了改进,进一步精确了离心压缩机运行费用的计算数值,并基于上述改进的方法编写了新的离心压缩机运行费用计算软件。分别应用改进前、后的计算方法在进站流量与压比依次变化的工况下,计算离心压缩机的能耗费用,对比两种方法的计算结果并总结其变化规律,对今后精确评估长输天然气管道节能潜力有一定的参考作用。     

中亚天然气管道的运行优化与能耗控制

为保证中亚天然气管道经济、高效运行,通过模拟仿真、压缩机组控制等手段对管道能耗进行整体控制。利用TGNET软件建立中亚天然气管道ABC线运行仿真模型,并定期利用实际生产数据对模型进行校正,保证仿真模拟结果与实际运行工况的误差在合理范围内。利用仿真手段对ABC线联合运行输量分配进行优化分析,统一协调全线运行;制定管存控制原则,并对管存量进行有效监管控制;根据仿真计算的压力结果进行压缩机组站场压力控制,提高机组的调控效率与运行效率。实践证明,中亚天然气管道运行优化与能耗控制方法节能降耗效果显著。(图4,表3,参20)     

庆哈埋地管道安全停输时间模拟

针对庆哈埋地输油管道的实际生产运行工况,以停输管道最危险管段为研究对象,建立了管道停输时非稳态传热简化模型,利用CFD计算软件模拟停输后管内油温随时间的变化规律, 确定了庆哈埋地管道一年四季的安全停输时间,为管道安全生产运行提供了理论指导.     

天然气长输管道爆管时线路截断阀关断压降速率的选取

针对国内天然气长输管道工程线路截断阀压降速率设定值主要借鉴国内外的经验值,缺乏针对性且存在较大误差的问题,利用SPS软件建立了天然气长输管道模型,对管道爆管这一典型泄漏工况进行案例仿真模拟,定性和定量分析管道内压力波的变化及传动规律,分析线路截断阀关断压降速率设定值的选取依据和注意事项。模拟结果表明:需要了解并收集管道运行中各种需关断的事故工况,然后选取恰当的泄漏点一一进行分析,最终得出较为合理的截断阀关断压降速率参考阈值。     

离心压缩机运行养护通用性软件的开发与应用

压气站是天然气长输管道的核心部分,保证压缩机平稳运行并做好日常运行养护非常重要。基于离心压缩机特性曲线编写了离心压缩机运行养护软件YSJ_YXYH,其分为性能测试与能耗测试两部分。该软件可以模拟确定工况下压缩机运行参数,继而为压缩机运行工况调整给出参考意见;可以模拟确定工况下压气站运行费用,进而得出压缩机在保证高效区运行条件下的最优能耗,实现对压缩机运行的养护。根据国内某压气站的历史数据对该软件的性能进行验证:分别使用YSJ_YXYH与SPS软件计算出固定工况下压缩机的运行参数与运行费用,并与实际运行值比较,结果显示YSJ_YXYH的计算结果更加接近实际运行值;利用YSJ_YXYH计算出了该压气站的最优能耗并确定该站压缩机效率处于高效区,其能耗明显优于实际能耗。结合上述结果给出的针对该压气站的实际运行建议,可为其压缩机安全平稳运行提供有效的技术保障。     

三塘湖输油管道大落差地区的水击保护

大落差输油管道由于高差产生巨大的静水压力,因此,在设计中确保其在高承压下安全、平稳运行至关重要.结合三塘湖原油外输管道设计,采用离线仿真软件SPS建立三塘湖原油外输管道模型,进行稳态、瞬态模拟,并根据不同输送工况参数,采取设置减压站、变壁厚设计、站场安装泄压阀和压力调节阀、SCADA系统的水击超前保护程序等措施,制定预先保护方案,从而实现管道安全、平稳运行.     

天然气管道内涂层磨损研究

为了有效分析各种工况对天然气管道内涂层的影响，提高涂层的使用寿命，通过模拟实际工况条件，利用天然气管道内涂层全尺寸设备，进行了粉尘磨损、热风循环和清管器拖拉实验，分别得到天然气中携带粉尘、温度变化和清管器运行对涂层影响的实验数据。分析结果表明：天然气粉尘和清管器运行对管道内壁减阻涂层的磨损影响较大，温度变化产生的热应力对涂层的影响相对较小。因此，降低天然气中粉尘的含量，减小清管器皮碗与内涂层之间的摩擦因数，减少清管器过盈量和使用轻型清管器，均可以减轻天然气管道内涂层的损伤，从而延长其使用寿命。     

平湖——上海输气管道模拟计算软件开发

湿敢的管道输送属于气液两相流动范畴由于它还具有反凝析及形成水化物的特性，所以湿天然气输这道工艺计算应包括热力计算，流型判断和水力计算三部分。模拟计算软件遥热力计算采用凝析气模型和组分模型计算不同管段内气液相的质量流量１摩尔组成和物性参数；水力计算采用１０种组合水力学模型进行流型划分和持液率及压降计算。软件从热力学角度对湿天然气输送过程中水化物形成条件进行预测，进而判断管内水化物形成区段。ＳＯＰＳＩ     

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。