水试压后输气管道的清管过程稳态分析及程序设计

综合分析了长距离大管径的输气管道在水试压后,利用清管球擦除管道内试压水的过程.从稳态的角度出发,分析了清管球在管道内的运行规律,提出了相应的清管数学模型,并编写了稳态模拟分析软件Pigging.根据中国某气田的一条φ558.8 mm×12.7 mm,总长约106 km的输气管道所提供的相关数据进行了模拟计算.计算结果表明:在输气管道进行清管稳态计算时,如果设定管道的通球速度,计算出的管道入口压力和流量参数是时时变化的,这在生产实际中较难控制.建议从更切合生产实际的瞬态角度出发分析清管过程.     

西区油田常温集输过程清管周期研究

根据西区油田常温集输过程的黏壁规律,给出了通球周期计算公式,并且据此开发了通球周期计算软件。重点计算并分析了不同含水率、流体温度对通球周期的影响,得到温度对周期影响占据主导因素,并进一步分析了环境温度对管道通球周期的影响规律。研究所得结论对于西区油田常温集输过程清管周期的确定和清管工作的实施具有重要指导意义。     

水试压后输气管道的清管过程瞬态分析及程序设计

在所建立的水试压后输气管道的稳态清管模型基础上,从瞬态的角度出发,分析了清管球在管道内的运行规律,提出了相应的清管数学模型.根据数学模型和相应的数值计算方法,研制了水试压后输气管道的瞬态模拟分析软件Pigging.着重介绍了Pigging的流程、总体结构和功能设计.根据中国某气田的一条Ф558.8×12.7,总长约106 km的输气管道所提供的相关数据进行了模拟计算.其结果比较符合生产实际,可为任一输气管道的清管通球运行情况的预测和监测提供理论及计算依据.     

多约束条件清管周期优化模型研究

建立了多约束条件清管周期优化模型,同时考虑了管道运行的动力费用、热力费用以及单次清管费用等经济性条件和最大蜡沉积厚度小于2mm等安全性条件。利用多约束条件清管周期优化模型对某含蜡原油管道冬季不同输量和进站温度的清管周期进行计算,综合考虑管道运行的经济性和安全性,给出了合理的清管周期。研究表明,输量减小,清管周期先增加后减小;进站温度升高,清管周期增加。同时研究了燃料油价格、电力价格和单次清管费用等价格因素对清管周期的影响。电力价格增加会导致清管周期减小,燃料价格和单次清管费用增加会导致清管周期增加。     

输油管道清管器受力数值研究

管路清管技术的研究对管线的运行管理具有非常重要的意义, 在分析清管物理模型的基础上, 建立了清管器前段塞流动的特征参数计算模型、动态数学模型以及相应的数值计算方法, 并进行了数值模拟。结果表明, 利用数值模拟方法可以计算清管过程中管线的压力分布, 利用压力分布可以跟踪清管球在管线内的运行状况。     

22阿赛线清蜡方式及运行参数优化研究

目前阿赛线进站温度远高于凝点,且清管频繁。清管通球作业中蜡多,堵塞加热炉进口,过高的进站油温也使得加热炉过烧。利用普适性蜡沉积模型,预测了阿赛线不同进站温度下,正常工况及保温层破损条件下管输原油的蜡沉积规律。结果表明,阿赛线蜡沉积主要集中在进站处。据此提出了管道新的清管方案,并优选了新的进站温度。夏季和春秋季管道进站温度取35℃,冬季管道进站温度取40℃。现场数据表明预测结果和实际吻合良好,平均相对误差9.49%。     

湿气海底管道清管分析与策略制定

国内某长距离湿气海底管道PL因地形复杂、环境温度低等原因,在运行过程中使大量积液滞留于海管中,将加速管道的内腐蚀或水合物生成,对海管的安全运行造成威胁,因此需要根据实际情况制定合理的清管周期和清管方案。通过分析将最大积液量法用于清管时机的判定依据,计算发现,该方法得到的清管周期过于短暂。主要是因为清管段塞量过大而不能被段塞流捕集器所吸收,于是提出4种减少瞬时段塞的清管方案。通过模拟计算分析并综合现场操作难易程度,最终确定较优的清管方案和合适的清管周期。为现场的安全清管提供技术支持。     

不加热输油管道最佳清管周期影响因素研究

通过室内蜡沉积实验,建立了适用于杰诺原油的蜡沉积模型,并在满足安全运行的基础上,以日平均动力费用及日平均清管费用的总和即日平均运行成本为目标函数,建立了不加热输油管道的清管周期模型。结合临濮线临邑至赵寨子的站间运行数据,分析了不同出站温度、输量和季节对管道最佳清管周期的影响。结果表明,出站温度的降低会使管道日平均运行成本增加和最佳清管周期延长,输量的增加会使管道日平均运行成本增加和最佳清管周期缩短,地温的升高会使管道日平均运行成本先减小后增大,最佳清管周期延长。     

伴生气管线的清管器优选研究

针对伴生气管线的清管前期准备工作中,清管器选择的恰当与否直接影响清管效果的问题,在介绍了现在常用的3种清管器-橡胶清管球、刚体式皮碗清管器、聚氨酯清管器后,从定性和定量两个方面对清管器的选择进行了研究.定性分析中考虑了运行方向、重量、耐磨性、使用范围和价格等几方面,定量分析采用HYSYS软件对各种清管器在不同清管工况下进行模拟.推荐采用清管球和聚氨酯泡沫清管器组合清管,该方式既可取到良好的清管效果,又可以降低泡沫清管器的磨损,延长其使用寿命,从而提高方案的经济性.     

管道清管器工作时对管道焊缝的影响

针对清管器在工作过程中会出现撞裂或撞断管道焊缝的情况,按照某型皮碗式清管器建立了三维模型,采用有限元分析方法对清管器在清管过程中管道焊缝的应力进行了计算,并重点考虑管道焊缝出现错位时的情况,得到各工况下管道焊缝应力的分布情况.根据计算结果,给出了驱动压力和焊缝错位的最大允许值,可为现场施工时驱动力的调节和控制管道焊缝质量提供参考.     

低输量输油管道的清蜡周期研究

由于东北管网输量逐年下降,管道的热损失,尤其是清蜡结束后一段时间内的热损失相当严重,这已成为管道运行中的一个突出问题。按原有的清蜡工艺对管道进行清蜡已经不能满足管道运行的经济性要求。根据结蜡厚度对输油成本的影响和东北管网的蜡沉积规律,建立了适合低输量含蜡原油管道的清蜡周期模型。提出对于低输量含蜡原油管道需要先确定给定流量下的经济余蜡厚度,再用传统方法计算清蜡周期。用数值方法对模型进行求解。结果表明,对于低输量含蜡原油管道,每次清蜡时保留一定的余蜡厚度是合理的;与传统方法相比,在经济余蜡厚度基础上确定的清蜡周期能更好地满足实际需要。     

塘燕原油管道蜡沉积规律研究

塘燕原油管道输送原油种类多、 油品切换频繁, 增加了蜡沉积预测的难度。根据管输原油物性, 运用 普适性蜡沉积模型, 研究了塘燕线不同季节、 输送不同种类原油时的蜡沉积速率, 并结合管道运行参数, 预测了塘燕 线管道沿线的蜡沉积层厚度及分布。塘燕线冬季的蜡沉积最多, 春、 秋季居中, 夏季最少; 输送埃斯坡、 马西拉原油 蜡沉积较少, 输送杰诺、 沙中、 沙重原油蜡沉积相对较多; 管道沿线的蜡沉积分布不均匀, 主要集中在靠近进站管段 处, 在管道全线运行压力变化不大时, 对于蜡沉积严重的管段, 其压降迅速增加, 造成管道安全运行隐患, 建议每年 秋季进行一次清管作业。     

秦京线输送冀东原油低输量运行特性研究

根据中国石油股份公司规划,针对 2008年以后秦京线输送冀东原油低输量运行需求,研究了冀东原油基本物性和流变特性,冀东原油最佳热处理温度是 60℃。筛选出针对冀东原油最佳改性效果的降凝剂,凝点降低幅度13 .5℃,降粘率86 .6%。制定了秦京线输送冀东原油 2 .8×106 t/a的运行方案。针对秦京线在低输量条件下的管道运行特性,包括热负荷能力、结蜡规律、能耗费用、最优清管方案和加剂原油流动性变化规律进行了深入研究,秦京线冬季工况下结蜡厚度最大值50 .24 mm,经济清管周期是 34 d。研究成果为秦京线 2008年以后输送冀东原油提供了安全保障和技术支持。      

清管污油量验算及清管器速度对污油量影响研究

在对成品油管道进行清管作业时,清管器的前后会产生一定量的污油,污油量的大小会直接影响管输效益。为了更好地了解污油的下载量,提高效益,利用C FD模拟计算软件、动网格技术对曲阜济宁一段清管作业进行清管污油量模拟计算,绘制出拟合曲线,并拟合出曲线公式,通过实际污油下载量验证了拟合曲线的准确性。进一步分析了清管器运行速度对污油量的影响。该方法可用于预测清管污油量,为成品油管网清管工艺设计和优化运行提供理论依据和参考。     

长输热油管道非稳态油温预测

热油管道上游站场启停加热炉后,下游进站油温的非稳态变化趋势影响管道清管前启炉热洗、异常停炉应急处置等工作,非稳态油温趋势变化的准确预测可有效提高管道安全运行与节能降耗工作的开展。为此,采用深度学习的框架,将上下游油温的非稳态过程看作序列到序列的映射关系,建立基于attention机制的seq2seq非稳态油温预测模型。通过相关性分析选取上游出站非稳态油温、管道流量、地温等参数作为模型影响因子,并计算获得相关度。在HY热油管道的SCADA系统数据库中下载相关参数历史数据,作为样本数据,经数据预处理后,对模型进行训练测试。将训练完成的模型应用于实际生产,获得预测值与真实值误差为±0.2 ℃,启停加热炉过程预测值与真实值的相关系数R分别为0.96和0.99,均方根误差分别为0.11和0.09,可见模型可有效预测下游站场非稳态油温。该模型基于实际生产数据驱动,为未来管道智能化控制奠定基础。     

湿天然气管道积液处理方案设计与分析

积液得到必要的处理是湿天然气集气管道日常运行管理中面临的重要任务之一。为了减少集气管道中积液带来的影响和危害,基于OLGA软件的清管工艺瞬态仿真方法,建立了积液在湿气管道中的发展过程预测模型,开展了湿气管道积液沉积以及发展规律分析,在此基础上进行了湿气管道积液处理方案设计和模拟仿真,对所设计积液处理方案的有效性进行了评估。指出在集气管道间增设分离装置可以明显降低集气管道中的积液量和延长管道积液发展直至稳定的持续时间,为减小管道清管频次以及优化末端处理装置容积提供参考;在同等输量以及管道末端压力约束不变条件下,管间增设分离装置可以有效降低管道起点的动力需求,有利于整体工艺流程的节能降耗。