埋地热油管道安全停输时间计算方法及其影响因素

加热输送是目前易凝高粘原油的最主要的广泛采用的输送工艺,但管道停输时间过长,易导致凝管事故。为了避免凝管事故的发生,需要对输油管道的停输安全性进行研究。介绍了埋地热油管道安全停输时间的近似计算方法,幵结合计算实例分析了安全停输时间的主要影响因素。     

埋地热油管道停输温降规律研究

热油管道计划检修和事故抢修都在管道停输情况下进行,管道停输后,管内存油温度不断下降,存油粘度随油温下降而增大,当粘度增大到一定值后,就会给管道输送再启动带来极大困难,甚至会造成凝管事故。为了确保安全经济的输油,必须研究停输后管内原油的温降情况,以确定安全停输时间。本文分析了埋地含蜡原油管道停输后管内原油温降规律,在前人研究的基础上,对埋地含蜡原油管道停输温降过程进行了合理的简化,建立了相应的数学模型。在此基础上,运用计算程序,对中洛线卫辉-新乡段管道稳态运行及停输不同时间时,管道不同横截面上原油与土壤温度变化情况进行了模拟计算,从不同角度对计算结果进行了分析。     

国外热油管道停输再启动研究现状

热油管道的计划检修、事故抢修、间歇输送以及顺序输送过程中对某批次原油全分输都会使管道全线或局部处于停输状态。如果易凝高粘原油管道的停输时间过长,管内存油胶凝,则可能导致启动困难,甚至发生"凝管"事故。鉴于热油管道停输再启动问题在工程上的重要性与学术上的复杂性,国外学者展开了长期不懈的研究,这些成果无疑对研究埋地原油管道差温顺序输送的停输再启动问题提供了有益的借鉴。     

基于深海油气混输管道停输温降进行FLUENT数值模拟

海底管道在投产或运行的过程中,由于计划检修或突发事故等都会导致停输。基于深海油气混输管道停输温降进行FLUENT数值模拟的研究对保证海上油气田管道集输系统的安全生产有重要的指导意义。     

裸露管线停输影响因素分析

为了确保裸露管线停输安全,有必要弄清管线停输温降规律,分析各种因素对管线安全停输时间的影响。针对裸露热油管线的热力特征,通过改变影响停输温降的各种因素(停输起始油温、环境温度、管径、结蜡层厚度、保温层厚度等),利用CFD软件对停输过程进行数值模拟,绘制了相应条件下的温降变化曲线图,得到了对应的安全停输时间。数值模拟结果表明:停输起始油温和环境温度越高,管道安全停输时间越长;管径和保温层厚度越大,温降速度越慢;结蜡层对停输温降的影响很小,且随其厚度增加停输时间略有缩短。研究停输影响因素对裸露管线停输安全意义重大。     

输油管道流场的仿真模拟

基于质量守恒定律、动量守恒定律和能量守恒定律,建立埋地热油管道管内原油耦合流动方程,采用控制容积法,对热油管道停输后的自然对流进行了耦合求解,得到了管内典型流动洋相与等温线的变化,并对冬季停输状态下的管内原油自然对流的形成发展进行了求解,得到了直观的变化过程。     

埋地含蜡原油管道停输温降最新进展

梳理了我国含蜡原油停输温降的最新研究进展,强调了停输过程中析蜡潜热对原油温度场的影响以及合理处理凝固潜热的必要性;在传热学的理论基础之上,研究了用显热容法建立的新的数学模型。热油管道停输温降过程是输油管道中常见的现象,研究含蜡原油管道停输过程的温度变化规律,为原油输送管道的科学设计和安全、经济运行提供了一定的理论参考。     

原油管道停输温降模拟研究

原油在管道输送的过程中不可避免会出现停输现象。针对原油管道停输再启动存在的技术难题。以热力水力分析为基础,应用仿真模拟的方法利用Pipeline Studio(TLNET)软件模拟管道停输温降过程。以庆哈管道为例,模拟管道停输温降过程,根据模拟结果绘制了三维温降图,以原油凝固点以上3℃为判据确定了安全停输时间。最终确定庆哈输油管道冬季安全停输时间为24 h,为管道安全运行提供了可靠的理论依据。     

埋地管道土壤温度场的数值模拟

为避免凝管事故发生,需要准确知道埋地管道在受外界非稳态环境影响时,在不同停输时期管内油品和周围土壤温度场的变化规律,确定管道的允许停输时间。建立了埋地热油管道土壤温度场的非稳态传热模型,该模型较全面地考虑了边界条件和初始条件。数值模拟了预热启输过程土壤温度场的发展情况,分析了土壤温度场随时间的变化趋势。地表温度受大气影响最为明显,远离管道的深层土壤温度受大气温度变化影响较小,越靠近管道附近的土壤温度上升幅度越大,且受热油温度的影响越明显。     

阿拉山口-独山子原油管道停输温降计算

阿拉山口-独山子原油管道自2006年投产以来,已运行5年多,由于管道的计划检修、管线设备的老化、自然灾害或人为因素造成的事故抢修等都可能造成管道的全线停输.本文通过对阿独原油管道现有输量、不同油品物性参数和不同月份平均地温综合考虑,对需加热输送的油品安全停输时间进行计算,得出了不同倾点原油在满足热力输送月份的安全停输时间.     

水分迁移冰水相变对冻土区埋地热油管道停输温降影响的研究

建立冻土区埋地热油管道停输过程水力、热力数学模型,并进行数值计算,考虑了土壤水分迁移、冰水相变及原油凝固潜热、自然对流换热对停输过程管内原油温降的影响,得到了停输期间土壤温度场分布。通过与不考虑水分迁移、冰水相变的停输温降进行对比。研究表明：受水分迁移、冰水相变的影响,管道周围土壤温度等值线向管道两侧移动范围较大,土壤平均温度与不考虑水分时相比偏高,在停输过程中管内原油温降速率小于不考虑水分时的情况,受土壤中水分的影响,停输过程管道周围土壤等温线延Y轴略向下偏移。     

原油管道安全停输时间影响因素分析

我国原油管道近几十年发展迅速,有些管道已经进入发展中后期,管道发生事故的概率上升。原油管道不可避免发生停输,安全停输时间是再启动的关键参数,对于管道的安全运行至关重要。根据输油管道温降公式,利用迭代法求解公式,并编制了应用软件。研究发现,安全停输时间不是一个定值,它随管道输量、出站温度、自然地温和原油比热容的增加而增加,随总传热系数的增加而降低。当管道周围参数发生变化时,需要密切关注安全停输时间,研究结果可以为原油管道的安全运行提供指导。     

石油化工管线间歇输送技术研究

研究了石油化工管线在停输时受外界非稳态环境的影响下管内介质的温降情况,确定了管线停输温降允许的停输时间。对埋地管道正常运行情况、停输情况和再启动情况进行研究分析,建立了埋地管道间歇输送温降数学模型。以实际埋地管道为例,模拟历史最不利气候数据,观察埋地管道温度场的变化,并根据温度场的变化情况,对停输过程、再启动过程模拟分析,确定了铁大线埋地管道安全停输时间,为铁大线埋地管道安全越冬提供参考。     

寒区输油管道正反输温降规律分析

采用SPS仿真软件建立寒区埋地热油管道的正反输仿真模型,对正反输送工艺的温降变化进行仿真。分析正反输运行时沿线油温随时间变化规律,首站油温随时间变化规律及不同时刻加热后的油头在管道中流动时的温降变化规律。仿真结果分析表明,反输开始后,反输首站油温先迅速降低后升高,最后达到稳定,且反输运行温降变化在20h左右达到稳定;对于保温管道,反输最低温度出现在冷油头到达首站时,在制定正反输运行方案时需特别注意。通过运用SPS软件对埋地热油管道正反输温降分析,可对以后制定正反输运行方案具有一定指导意义。     

注洗油改为注水对裂解气压缩机组的影响

乙烯装置裂解气压缩机组为减缓机组结焦,原设计在机组吸入管线和叶轮上注洗油。在2004年裂解气压缩机停车时,改为注冷凝水。文中对注洗油和注水的优劣进行了分析探讨,意在通过探索,更大程度的减缓机组结焦速率,提高机组运行周期。     

油气集输管道穿越处套管端封堵方案探讨

道路穿越中常通过钢制套管保证埋地管道安全。套管管端封堵为规范强制要求。高温、高压集输管道形变趋势大,可能影响套管端密封性,应对现有封堵方式进行深入探讨。根据相关规范要求,结合管道轴向应力理论,解释了埋地管道活动规律,推导并验证了套管封堵端的受力计算公式,分析了常用封堵方案(刚性封堵和柔性封堵)用于集输管道系统的可靠性,提出了套管端封堵的完善建议。结果表明,推导的封堵端受力计算方法与软件模拟结果接近;集输管道所需约束力通常较大,刚性封堵无法提供足够锚固力,主管道的应变将破坏其稳定性;柔性封堵能够提供满足管道活动的位移裕量,可作为集输管道穿越中首选套管端封堵方案。本文的研究成果为套管封堵的安全设计提供了参考与借鉴。     

长输泵高压变频器突停及处理

以抚鲅成品油管线长输油泵变频器所出现的突停故障为例,介绍了变频器突停后出现的反转故障和不能启动现象,分析了高压变频器在零点控制上的缺陷,并提出解决此类故障的方法。     

直罗原油管线超低输量间歇输送运行规律研究

直罗原油管线由于油田产量原因,投产以来一直处于超低输量运行状态,一年中大部分时间依靠正反输方式维持管线运行,输油成本居高不下,要实现超低输量间歇输送,就要对间歇输送运行规律进行研究。应用SPS软件建立仿真模型,通过对间歇输送过程的仿真研究,发现一个间歇周期内进站温度的变化可分为四个阶段,且间歇输送工况在运行30 d后基本稳定。分析输量、间歇时间以及两者综合变化对间歇输送输油参数的影响,结果表明:在间歇输送中当输量由高变低时,输送初始阶段进站油温随着输送进行逐渐降低;穿插一次不同输量的输送,对间歇时进站温度影响不大,所以间歇方案可根据油源供应需求进行小幅调整;停输时间对间歇输送安全性影响较大,在制定间歇方案时,应首先限制停输时间;不同间歇方案组合输送的进站温度波动幅度大,不如单一间歇输送方案稳定。