热油管道停输再启动特性的环道模拟试验研究

借助大型环道,对热油管道的停输再启动特点以及相关影响因素进行了现场条件下的全面试验研究.首次测得了埋地管道停输过程中管内不同径向位置处油温的变化数据.试验所测量得到的停输温降、启动压力、压力波速情况以及各因素对启动过程定量的影响程度结果,对于停输再启动的计算研究具有重要参考价值.     

保温热油管道不同投产方案对比

为了研究保温热油管道正输、正反输不同投产过程对温度场的影响,在地温、输量、总传热系数等条件完全相同的情况下,采用热油管道投产计算软件,以天津港-华北石化原油管道投产为例,分别对正输、正反输投产过程各站间的进站温度以及各站发生停输时的安全停输时间和停输温降速率等参数进行模拟计算。结果表明:在各站进站温度相同的条件下发生停输时,正反输投产过程各站的安全停输时间比正输投产过程长,停输温降速率比正输投产过程低,推荐采取正反输送的方式加强热油管道投产的安全性。     

热油管道节能影响因素与根本途径

我国境内"三高"原油基本采用加热输送工艺实现管道输送,热能耗较大,且存在停输后再启动困难的问题。热油管道的最佳运行状态是指既能保证管道安全运行和停输再启动,又能使能耗最低或尽可能低的运行状态。降低进站油温是热油管道节能降耗的根本途径,给出了降低进站油温后的热能耗节减比计算公式,指出影响热油管道节能效果的因素有:进站油温、输量、管道环境温度或管道埋深地温、原油比热容、管输系统参数。针对原油管道运行规程规定的最低允许进站油温,依据不同情况,提出了降低进站油温的方法。热油管道进站油温存在3个关键的温度点:最小能耗进站油温TjN、安全运行最低进站油温Tjy和安全启动最低进站油温Tjq;上述3个温度数值最高者即为最佳进站油温。     

热油管道石蜡沉积层的力学特性研究

研究了热油管道石蜡沉积层的形态和物质组成,分析了爬坡管道石蜡沉积层微元在停输前后的二维受力情况。爬坡管道停输后,石蜡沉积层受力不平衡,随停输时间的延长,在重力差的作用下,石蜡沉积物结构发生破坏,并向低端滑移和聚集,导致再启动困难。为了使低输量运行热油管道的石蜡沉积层处于临界厚度,必须定期清管,以降低管道停输再启动过程的运行风险。     

胶凝原油试验管路的启动特性

针对胶凝原油管道停输后再启动压力远低于计算预测启动压力的技术难题,使用管流试验装置研究了胶凝原油管路的启动特性。依据对胶凝原油管道停输启动过程的理解,提出胶凝原油管道存在对应的临界启动剪切率和启动屈服应力。胶凝原油管路启动过程分为控制流量启动过程和控制压力启动过程。控制流量启动过程研究发现,受含蜡原油轻组分影响,试验管路内胶凝原油表现出"韧性"和"脆性"两种特性,"韧性"原油不含轻组分,胶凝结构强度与停输前的预剪切过程、停输静止时间、停输降温幅度、启动温度及启动剪切率相关;"脆性"原油含轻组分,胶凝结构强度主要取决于停输降温幅度和启动温度。胶凝原油的启动屈服应力取决于胶凝结构强度和静态降温过程的体积收缩;试验管路的启动速度与胶凝原油的结构强度和启动剪切率相关。控制压力启动过程研究发现,启动油温越高,试验管路全线启动速度越快;在相同启动油温下,启动压力越低,试验管路全线启动速度越慢;对应相同启动温度,存在临界启动压力。相关研究结果为深入研究胶凝原油停输再启动过程和指导工程实践奠定了理论基础。     

停输压力对胶凝原油管道启动特性的影响北大核心

管道停输时,因地形起伏等因素管内难免存在压力,从而影响管道的启动特性。基于胶凝原油环道试验,采用3种加压方式探究不同停输压力对胶凝原油管道再启动特性的影响规律:1管道首段瞬时加压后密闭管道并恒温静置;2管道恒温静置过程中,在管道首段持续施加不同恒定压力;3管道首段持续加压特定时间后,密闭管道并恒温静置。分别开展管道再启动实验,计算管道启动屈服应力。分析表明:瞬时加压时,管道启动屈服应力随着加压压力的增加而增大;持续加压时,管道启动屈服应力随加压压力的增加而先增大后减小;加压时间对屈服应力也有一定影响。研究结果可为保障原油管道安全、高效运行提供技术支持。     

停输压力对胶凝原油管道启动特性的影响

管道停输时,因地形起伏等因素管内难免存在压力,从而影响管道的启动特性。基于胶凝原油环道试验,采用3种加压方式探究不同停输压力对胶凝原油管道再启动特性的影响规律:1管道首段瞬时加压后密闭管道并恒温静置;2管道恒温静置过程中,在管道首段持续施加不同恒定压力;3管道首段持续加压特定时间后,密闭管道并恒温静置。分别开展管道再启动实验,计算管道启动屈服应力。分析表明:瞬时加压时,管道启动屈服应力随着加压压力的增加而增大;持续加压时,管道启动屈服应力随加压压力的增加而先增大后减小;加压时间对屈服应力也有一定影响。研究结果可为保障原油管道安全、高效运行提供技术支持。     

热油管道停输后土壤温度场数值研究

阐述了加热输送原油管道在运行过程中不可避免地会产生停输问题,当温度降到一定值后,可能造成凝管事故,给管道再启动带来极大困难。为了避免凝管事故发生,对管道停输后的周围土壤温度场变化规律进行研究,进而确定允许停输时间。通过分析埋地热油管道的几何特性,建立了有限区域内停输时的热油管道土壤数学模型,并使用PHOENICS软件对该数学模型进行了求解。模拟结果与文献[7]实测数据吻合较好,误差在2%以内。证明了利用PHOENICS软件完全能够对停输时的温度场变化进行模拟。为研究热油管道间歇输送过程中确定停输时间以及解决再启动等问题奠定了基础。     

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。     

热油管道停输与再启动过程模拟计算软件

在建立热油管道停输与再启动过程数学模型的基础上,采用数值方法和混合语言编程技术,成功地开发了热油管道停输与再启动过程模拟计算软件ＳＡＲＰ,解决了热油管道停输与再启动过程预测的技术难题。