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在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100％或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。（表1,参6） 相似文献
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湿气管道在实际运行中,需要基于某些方法确定清管周期,以保证管输效率。为研究国内常用清管周期确定方法的适应性,对最小输气效率法、最大允许压降法、最大积液量法存在的不足进行剖析,并基于2条实际管道,重点研究了清管后管线输送效率和积液量的变化规律。结果表明:当利用最大积液量法时,决定清管周期的关键因素是清管液塞量而不是管内积液量;通过静态积液量确定清管周期的做法具有一定的局限性;当管道输送量较大时,利用最小输气效率法和最大允许积液量法得到的清管周期均为无限大,无法有效应用;对于实际管道,无论是最小输气效率法还是最大积液量法,得到的清管周期都过于短暂,不能用于指导现场清管周期的确定。 相似文献
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为保证原油管道改输天然气后的输气质量和运行安全,必须在管道输气前实施清管。介绍了新疆塔河油田四、六区块4-1计转站至1号联合站原来的原油集输管道改输天然气前的清管方案和清管步骤,分析了其清管效果,指出利用经清管检测达标后的原油管道改输天然气与再建输气管道相比,不仅施工周期短,工艺操作简单,而且还可节约大量的建设资金。 相似文献
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清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要作业,可保证管道的安全运行和输气效率。跨国天然气管道的清管作业不同于常规清管作业,其具有一定的复杂性和特殊性。介绍了中亚天然气管道在清管站设置、清管站工艺、清管器选型等方面与国内一般管道的不同之处,并以中亚天然气管道清管作业为例,对中亚天然气管道乌国段的清管工艺特点和清管经验以及跨国段管道清管作业的特点和关键要点进行了总结和解析,以期为后续跨国长输天然气管道的清管作业提供帮助。 相似文献
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仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY—RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY—JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明：首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议：易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。（图1,表1,参6） 相似文献
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输气管道清管周期的影响因素及确定方法 总被引：1，自引：0，他引：1
对输气管道清管周期影响因素进行了分析,确定将最小允许输送效率、最大允许积液量和最大允许压降作为清管的参考标准,以水力摩阻因数、管输流量、输送效率为基础,提出了沿途有、无支管并入的情况下,是否需要清管作业的理论判断流程。介绍了通过软件模拟静态积液量并结合气体携液能力综合确定清管周期的软件模拟法。结合苏里格北二干线实例,详细阐述了两种方法的具体应用步骤,分析了该理论判断流程的局限之处,最后得出：应针对不同的应用场合选取合理的清管参考标准,并使用合适的计算方法确定清管周期;应针对不同的管输介质和管输工况,选取合理的积液量和两相压降预测相关式,以确定合理的清管方案。（表4,图4,参13） 相似文献
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通过对富气输送方式和技术特点进行分析和比较,并根据高压条件下富气输送过程中低持液率的特点,建立了水平管路/轻微起伏富气输送管道的清管模型,模型中耦合了相态模型(选用PR状态方程)、水力热力模型,并且以某气田群天然气凝析液输送管道为例,进行清管工艺模拟计算。将研究计算结果与瞬态两相流模拟软件OLGA的计算结果进行了比较,结果表明,清管模型不仅具有较好的计算精度和较快的运行速度,而且还具有跟踪清管球和模拟液塞增长等功能,适用于管道的设计计算。 相似文献