埋地热油管道预热过程周围土壤温度场蓄热量计算

采用原油参数模拟了热油管道预热的热力过程,建立了相应的热力计算模型,并利用有限体积法对东北地区输送大庆原油某管线的预热过程进行了数值模拟,计算得出了预热完成后土壤的蓄热量。对预热过程土壤温度场的变化规律进行了描述。     

埋地管道原油停输时间的计算

在建立埋地输油管道周围土壤温度场的物理模型时,大多认为温度分布是关于管道中心对称的,因此只考虑对称的一侧,且都为二维计算,简体化了很多方面,这样的考虑是不精确的。结合横向,纵向建立了三维运算模型,使土壤温度场的模拟更接近现实,模拟的结果更加精确。     

周期性边界条件下埋地热油管道传热影响因素的分析

建立土壤多孔介质模型,采用有限容积法对地表温度周期性波动条件下埋地热油管道非稳态传热过程进行数值计算。考虑了土壤中水相、气相迁移对管道传热的影响,对比分析了有、无保温层及保温层厚度、保温层导热系数、土壤导热系数、土壤含水率、管径、埋深等因素对埋地管道非稳态传热规律的影响。研究表明：保温层厚度、导热系数、土壤导热系数对埋地热油管道非稳态传热的影响相对较大。管径、埋深对管道传热的影响相对次之,且埋深对管道的影响冬季远要大于夏季,而土壤含水率对管道传热的影响相对较小。     

埋地热油管道停输再启动研究

管道停输与再启动是埋地热油管道运行中经常遇到的问题。介绍了国内外的专家学者在该领域的研究成果,包括实验研究和数值模拟两个方面。在对不同研究者的研究方法进行分析后,总结了管道停输与再启动数值模拟方面目前尚未解决好的问题,为停输再启动过程的研究提供了一定参考。     

埋地输油管道散热模型研究

埋地热含蜡原油管道的运行中涉及若干复杂的非稳态传热问题。从管内原油传热和管道与外部环境的传热两方面,分析和总结了含蜡原油管道非稳态传热问题的研究现状,介绍了管道在土壤中传热的影响因素,阐述了管道停输状态下管内含蜡原油相变传热的规律及研究方法,建立原油集输系统保温管道散热的数学模型,为评价保温管道状况和界定保温效果衰退程度提供科学的依据。     

庆铁线埋地原油管道沿线土壤腐蚀性评价

通过对庆铁线埋地原油管道腐蚀状况及土壤腐蚀性的调查和检测,分析了土壤腐蚀性的相关参数。结果表明,土壤类型、土壤电阻率、土壤氧化-还原电位、土壤含水量、土壤含盐量、土壤pH值、氯离子含量和硫酸根离子含量对庆铁线埋地原油管道的腐蚀起决定性作用;根据贝克曼综合评价指数,确定土壤腐蚀性,评价结果为庆铁线埋地原油管道大部分处于强腐蚀环境介质中。     

埋地管道总传热系数影响因素研究

利用软件对不同管径的埋地管道总传热系数的因素进行计算,确定管道保温层厚度、保温层传热系数、管道埋深、土壤导热系数因素对管道总传热系数均产生影响,且管径越大,影响越大。管道总传热随管道保温层厚度、管道埋深增大而减小,随管道保温层系数、土壤导热系数增大而增大。各因素的影响程度由大到小依次为：保温层导热系数、保温层厚度、土壤导热系数、土壤埋深。     

浅析影响含蜡原油流变性的几个因素

在本研究中,主要是通过对降温速率、剪切和降凝剂两个主要因素的调节下,含蜡原油的流变性变化。     

基于动态负荷的地埋管管群换热模型对比分析

对比分析了地埋管换热器的无限长线热源、有限长线热源和渗流有限长线热源模型,指出轴向传热和地下水渗流作用对地埋管换热具有不可忽略的影响;基于温度场叠加原理和动态负荷建立了地埋管管群换热模型,借助于典型年动态年负荷模型,分析了管群长期动态换热特性。结果表明,无渗流型管群中心温度升高过快,长期运行应考虑土壤换热能力的衰减;对于渗流型管群换热,应采取合理优化策略避免下游土壤温升过快,并且设计埋管时应采用其进入稳定期的换热能力,避免长期运行时换热能力不足。对3种日负荷动态运行模式下管群的典型点温度变化进行了对比分析,结果表明,运行模式调节可以减缓土壤温度的上升趋势,特别是可减少渗流型管群的下游热量堆积,有利于土壤换热能力的恢复。     

原油埋地管道检测评价技术

埋地管道施工完成后,随着时间的推移,管道防腐层可能局部失效,阴极保护的有效性需要检查。延长石油陕北某管道投运至今已经5年,对其阴极保护的有效性和防腐层漏点进行检测,发现经测试桩测量得到的全部电位符合阴极保护要求;在利用PCM法检测防腐层漏点的过程中,发现多处防腐层漏点,针对漏点位置并结合现场情况,提出了相应的补救方案,以保证其今后继续安全运行。     

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。     

冻土区埋地热油管道冻融危害及防护措施研究

基于冻土工程的特殊性,结合国内外已建冻土管道运行过程的各类风险,系统阐述了冻土管道所必须面临的5大冻害。并依据冻土管道工程的设计原则和经验,详细论证了各类冻害的防护措施。所得成果将为我国后续冻土管道工程的设计、施工及冻害防止奠定基础。     

基于动态负荷的地埋管管群换热模型对比分析

对比分析了地埋管换热器的无限长线热源、有限长线热源和渗流有限长线热源模型,指出轴向传热和地下水渗流作用对地埋管换热具有不可忽略的影响;基于温度场叠加原理和动态负荷建立了地埋管管群换热模型,借助于典型年动态年负荷模型,分析了管群长期动态换热特性。结果表明,无渗流型管群中心温度升高过快,长期运行应考虑土壤换热能力的衰减;对于渗流型管群换热,应采取合理优化策略避免下游土壤温升过快,并且设计埋管时应采用其进入稳定期的换热能力,避免长期运行时换热能力不足。对3种日负荷动态运行模式下管群的典型点温度变化进行了对比分析,结果表明,运行模式调节可以减缓土壤温度的上升趋势,特别是可减少渗流型管群的下游热量堆积,有利于土壤换热能力的恢复。     

探究埋地管道防腐层大修对管道运行的热力影响

定期对油气储运管道的防腐层进行大修,是油气储运工作中非常必要的一种措施,能够很好地避免管道因为防腐层的损坏而出现锈蚀。但在对埋地的管道防腐层进行大修时,却会对管道运行的热力产生很大的影响,提高油气运输的消耗,加大运输成本,甚至会出现管道停运的一些意外。控制管道防腐层大修对管道运行的热力影响是当今大修工作中需要考虑的必然因素。     

埋地热油管道应力分析

埋地热油管道的应力集中是热油管道失效的重要原因,也是管道系统安全管理的薄弱环节。文章利用CAESARⅡ软件对某埋地热油管道建立普通热油管道应力模型,通过使用CAESARⅡ对热油管道不同工况下的应力分析和分析方法研究,保避免管道由于应力出现过大变形,影响管道的正常运行。     

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。     

埋地天然气管道腐蚀因素及防护措施探讨

天然气在输送过程中,埋地天然气管道占据了极其重要的位置,而腐蚀是缩短管道使用寿命的主要因素。对埋地天然气管道的内外腐蚀因素进行简单梳理,结合现场工作经验提出了一些常用的埋地天然气管道的防护措施,为采取天然气管道防腐措施提供借鉴。     

含蜡原油管道清管周期优化及影响因素分析

论述了含蜡原油管道清管周期优化及影响因素,建立了油品管道运输成本的函数。含蜡原油在管道运输的过程中,管道内的蜡沉积是一个沉积与剥离同时存在的动态过程。当原油输量、环境温度与出站温度逐渐升高时,管道内原油流速增大,蜡沉积速率降低。选择合适的清管周期,使得管道运行成本最低,要在增大清管周期的同时保证其运输的燃料费用及动力费用不增加。     

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。     

我国原油管道输送技术现状及发展趋势

近几十年来,中国长输管道技术不断发展,水平逐渐提高。特别是高凝含蜡原油的加热输送、原油热处理及加剂综合处理工艺已达到或接近国际先进水平。文章简要论述了我国在原油管道输送方面的技术现状及发展趋势,分析了国内管道输送技术与国外的差距。