地形起伏条件下的煤层气管网稳态计算模型

鉴于煤层气“多点介入,柔性集输”的集输特点与管内气-水两相流复杂多变的流动形态,复杂地貌下的集输管网压力波动频繁,严重影响了集输系统的输气效率与运营安全。为了更为精准的对管网压力状况进行模拟计算,基于多相流水力热力计算方法,利用管网节点法建立了煤层气管网稳态计算模型,提出了考虑地形起伏情况下的分段计算管网稳态模拟方法。通过对算例管网的计算与分析,可得出考虑地形起伏的管网计算模型的压力计算结果更为准确可靠,为地势复杂区域煤层气管网的合理设计与操作提供了一定参考作用。     

TGNET软件在辽河油田双6储气库中的应用

TGNET软件是一款历史悠久的输气管道模拟软件,可以模拟单管输送简单模型,也可以模拟多气 源、多循环管网、多压缩机、多阀门等在内的复杂技术系统,已经在全世界得到了广泛运用。为了使TGNET软件在 天然气输气管道运营中更好地发挥指导作用,利用TGNET软件对双6储气库实际生产情况进行了模拟。模拟过程 包括:建立集输管网模型;确定模拟时选用的气体模型、气体状态方程及摩阻系数公式,并输入气源、采气管线、集注 站基本参数;启动模拟并输出结果。根据模拟结果,对双6储气库模拟压力和实测压力进行了对比。对比结果表明, TGNET软件的模拟结果与实际生产压力的相对误差小于4.3%,TGNET软件适用于辽河油田双6储气库的实际生 产情况。     

天然气管网经济效益研究与系统设计

我国天然气管网已经形成全国性供气网络,管网在保证全国供气的可靠性与连续性等方面具有重要意义。然而,管网存在诸多问题有待解决:天然气调度复杂、输配任务繁重;管网进出气点、分输点、管线、输配气场站数量众多;管径规格、压力等级差异大,现有调配制度仍以进出气平衡为主要标准,未能充分考虑用户、输气效益等问题。因此,研究了各管网公司管输费计算、最佳输气路线计算,并引入改进的单纯型法优化现有输气方案,同时开发出了相应软件便于工作人员使用,为该管网安全可靠经济的输气性运营提供支撑。     

风力因素对天然气管道泄漏扩散影响的数值模拟

利用仿真模拟软件, 对架空天然气管道泄漏扩散进行数值模拟, 对比分析了泄漏方向及风速对泄漏扩散过程的影响。结果表明, 地面附近下风向危险范围大, 上风向相对安全, 地势较高处相对安全; 向上喷射时近地面天然气危险范围较小, 迎风喷射和向下喷射时危险范围较大; 迎风喷射时风速对危险范围的影响小于向下喷射时 风速对危险范围的影响, 在静风及低风速下天然气泄漏扩散范围较大。研究结果可为架空天然气管道泄漏的应急疏散、 救援提供理论依据和参考。     

管输过程中天然气水合物沉降规律计算研究

天然气水合物具有气含率高、污染低、储量大等优点,具有良好的发展前景,因此对天然气水合物进行研究很有必要。以海底输送管道为研究背景,在多相流模型的基础上,建立了基于有限体积法的天然气水合物气-固两相流问题的数学模型,并进行了数值计算与分析,得出了直径差(管径与通流直径之差)与距管道入口距离之间的关系。设定管道入口流速和管径规格为定值,通过直径差分析了管道中水合物的堆积位置。计算结果表明,在其他条件不变的情况下,随着距管道入口距离的增加,直径差的变化规律符合Gauss曲线函数,并对此进行了拟合,得到了Gauss函数方程,利用此方程在给定管道位置的情况下能计算直径差。最后,通过改变管径大小进行了模拟和分析,得知Gauss函数方程也适用于不同管径的管道,可为预测水合物在管道中的堆积位置以及提高天然气水合物输送效率提供理论依据。     

基于TGNET的天然气管线漏失动态过程模拟分析

运用软件TGNET对天然气管道泄漏工况进行模拟研究分析,得出相关参数变化规律,如破管泄漏后的压降速率、最低压力的变化趋势等,为天然气管道的安全运行提供重要依据。     

管输天然气输配波动问题与影响因素研究

针对高压管输天然气在阀门启闭瞬间产生的水力波动、不稳定流动等现象,以湖北某天然气门站为例,在已知天然气管网等相关设备参数的基础上,探究考证此现象对天然气管网安全的影响。一方面,通过力学方程对产生水力波动的天然气控制体进行受力分析,推导求解出最大的水力扰动压强约为0. 093 MPa;另一方面,利用模拟软件RealPipe-Gas对水力波动过程进行仿真模拟,确定扰动压强大致为0. 06～0. 09 MPa。采用控制变量法,模拟不同变量工况下流量、管网压力、管径对波动大小的影响,分析水力波动对系统造成的影响,并给出了减轻波动的相应措施。     

东北石化企业天然气利用特征及经济性分析

东北地区石化企业主要利用天然气制氢和作燃料,用气装置包括原油蒸馏装置、重整装置、加氢装置、催化裂化装置、乙烯装置、延迟焦化装置、分子筛脱蜡装置、烷基苯装置、苯乙烯装置等。年加工原油1000×10⁴ t的石化企业日用天然气量为(25~30)×10⁴ m3,影响天然气用量的主要因素包括可替代能源、季节、维检修、市场、突发事件等。应用替代价值法对天然气价格承受能力进行计算的结果表明,石脑油、液化气等可替代能源价格的高低直接影响天然气利用的经济性。理清石化企业用气特征和经济性,有利于企业用气计划的制定、成本控制及与上游供气单位的协调。     

螺杆泵挠性轴疲劳寿命可靠性分析

针对螺杆泵挠性轴在使用中频繁发生断裂这一问题, 用概率分析方法有针对性地给出其安全使用概率与寿命之间的关系。在计算挠性轴疲劳裂纹扩展寿命过程中, 考虑几种主要参数的不确定性因素:初始裂纹长度、工况载荷、断裂韧性、裂纹扩展速率等, 针对随机参数的分布特征, 对其进行模拟实际操作工况抽样, 应用MonteCarlo 数值计算方法计算挠性轴寿命, 得出可靠度随时间变化规律曲线。通过对计算结果的分析, 找出挠性轴设计中存在的问题, 并提出相应改进意见。     

一种计算油井井底流压的新方法

油井的井底流压是影响油田的生产能力和油田调整方案的重要参数之一,也是进行油气井动态分析的基础,直接控制井的生产能力。但实际应用中由于地层条件的复杂性,现在并没有一个系统的方法能十分准确的计算出井底流压。在液面折算法计算井底流压的基础上,将油套环形空间中流体分为气柱段、油气段、油气水段三种不同流动形态,研究不同流动形态下混合液密度与压降梯度的关系,采用分段计算模式,应用微积分方法计算油井的井底压力。现场试验结果表明,该方法计算的抽油井井底压力与压力计实测压力值平均相对误差为8.54%,可以满足现场实际需求。     

一种应用于局域网的语音通信系统

为了解决目前局域网内语音实时通信和推进低速率语音编码技术的实际应用,基于低速率语音编解码算法和网络传输技术设计了一个能够应用于局域网的语音实时通信系统．该系统包括语音采集、压缩编码、网络传输和后处理等主要模块,在语音编码技术和网络传输技术的基础上结合计算机多媒体技术给出了各个模块的软件实现方法．计算机仿真结果表明,系统在局域网中传输稳定,通信可靠,能够完成语音实时通信有着潜在的应用价值．     

基于泛函理论分析输气管道不稳定流动

在天然气输送管网中,枝状管网是的一种常见的形式.针对天然气枝状管道系统的组成特征,采用系统分析的观点,将管道系统划分成一系列基本组成单元,建立单元中不稳定流动方程,并根据单元之间的关系,综合考虑相关的连接条件、边界条件以及初始条件,从而提出了整个系统的联立模型.然后基于泛函分析理论和算子级数法求解联立模型,得到了问题的广义解.该方法具有解析解和数值解的特点,当所划分的基本单元较大时,可以得到直观的近似解析解;当所划分的基本单元较小时,可以得到更准确的数值解.由于管道单元和时间步长的取值可长可短,这就提高了求解的灵活性.以此为基础,编制了计算机程序,并应用于四川某气田管网的实际模拟.通过分析和应用表明,其模型和算法具有计算方便,精度高,省时和适用范围广等优点.     

埋地输油管道泄漏三维数值模拟

采用有限容积法建立埋地管道周围土壤中油水两相流的三维流动传质数学模型, 借助C F D软件分别 模拟了冬季管道不同位置发生泄漏后周围土壤温度场的变化及油品在土壤中的扩散分布情况。模拟结果表明, 泄 漏前, 管道周围形成稳定温度场。泄漏后, 随管道泄漏位置变化, 大地温度场变化不同, 油品在土壤中呈不同形状扩 散分布。     

考虑能量方程影响的燃气管道流动特性分析

采用特征线法对高压燃气长输管道非稳态流动的数学模型进行了数值求解,考虑能量方程和城市用气规律,对燃气管网非稳态流动问题从理论上进行了分析,解决了由于忽略能量方程所带来的计算精度低的问题,编制出了用户负荷随时间变化时,压力、温度、流量沿管线分布的动态模拟程序,并给出了计算实例。     

靖三-靖二联管道原油停输后流变特性与再启动研究

长庆靖三-靖二联外输管线采用加热输送,所输送的是靖安油田典型的低胶质沥青质含量的高含蜡原油,这对安全、经济、高效的管输工艺提出了很高的要求。基于原油流变学、物理化学和凝胶化学理论,首先使用高精度控制应力流变仪对管道停输条件下,原油体系的黏-温、屈服、黏弹、触变等复杂流变行为进行了研究,然后拟合了适用于该原油的流变方程与触变模型,最后基于原油流变性、管流的流动与传热、热力与水力的耦合特性,对长庆靖三-靖二联管道的再启动特性进行了预测。结果表明,长庆原油在反常点温度以下剪切稀释性也随着温度的降低表现得更为明显。在凝点以及凝点温度以上,原油所形成的胶凝结构表现出一定的延性性质,而在凝点温度以下则表现出很强的脆性性质,并且随温度的降低,屈服值呈指数规律增大。在恒剪切速率的作用下,胶凝结构的破坏和重整发生在初期的10min内。所预测的长庆靖三-靖二联外输管线停输再启动特性,与现场数据相吻合。停输32h后,管道末端原油油温会降至其反常点附近,停输48h后,管道末端原油油温会降至其凝点附近。考虑管道运营的安全性,管道最大停输时间为32h,对应再启动压力为1.51MPa。     

基于FLUENT的成品油管道冰堵问题数值模拟

由于我国北方地区冬季气温较低,成品油管道在输送过程中有时会发生冰堵现象。管道一旦发生冰堵,不但影响油品的输送,而且对生产造成不必要的损失,严重时还会造成安全隐患。基于FLUENT 数值仿真软件,研究了成品油管道中单个不同高度的冰堵段以及多个不同高度的冰堵段周围流场的变化。研究结果表明,随着冰堵高度的增加,单冰堵段前后压差呈非线性变化,多冰堵段前后压差同样呈非线性变化;单冰堵段前后流速变化相对平稳,而多冰堵段周围流速变化明显,流体分层效果较好,多冰堵段周围流体的速度分布规律与单冰堵段相似。