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在天然气管道清管过程中,需要应用可靠的技术手段对清管器跟踪定位,以便确定清管器到达管道沿线各点的时间,并根据清管器所在位置确定开始执行收球流程切换的时间.基于热力学关系和状态方程,将连续性方程、运动方程、能量方程的各系数表示为压力、温度的函数,并采用一阶有限差分格式进行离散,求解方程组得到管道沿线的压力、温度分布,从而实现天然气管道清管器的准确定位.通过华中地区某天然气管道支线的清管定位实践,证明该方法有助于提高天然气管道仿真计算的精度,能够满足工程实际需求. 相似文献
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输气管道在投产初期或运营期因用户需求量波动，普遍存在输气量低于设计输气量的情况，导致清管器运行速度无法达到规定范围，从而影响清管效果，甚至发生清管器卡堵等安全事故。以泰青威管道为例，分析多轮次清管内检测作业中管道运行工况与清管参数特性，提出适用于低输量工况的清管器运行速度控制方法及建议。通过三段式压力梯度调节、平均压力与输气量协同调节、充分利用枢纽站调节，优化清管器跟踪监听策略与技巧，可有效调节清管器运行速度，使其在管道内平稳运行并达到规范的清管内检测速度要求。研究成果可为低输量管道清管作业提供借鉴，保障管道清管安全。（图6，表3，参28） 相似文献
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《油气储运》2016,(11)
为了对曹妃甸油田3条变径海底混输管道实施清管,以其中的WHPE至WHPD海底管道为例,对其清管的可行性进行研究。研制了蝶片直板清管器,其蝶片密封盘具有较好的密封性、柔韧性及耐磨性,通过能力强,可以双向运动,能够适应于变径海底管道清管作业。通过模拟清管过程可知:曹妃甸油田变径海底管道清管是可行的,采用蝶片直板清管器可以较好地完成该管道的清管,清管平均速度为0.8 m/s,清管时间为5 990 s,清管过程中管道入口压力最大值为2.64 MPa,远小于管道入口设计压力与清管器承受压力。辨识出WHPE至WHPD变径海底管道清管的主要风险,并制定相应的应对措施,清管风险可控,安全性较好。研究结果为变径海底管道的完整性管理与风险评价提供了指导。 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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《油气储运》2021,(9)
天然气凝析液管道生产中后期常面临管道内积液增加、沿程摩阻增大的问题,定期清管作业对于保障油气管道的安全高效至关重要。在清管过程中,由于传统清管器运行速度与后方驱动气速相同,可能导致其超出控制,从而引发一系列问题。研制了一款新型的射流清管器,并搭建了与之匹配的水平-立管试验系统,以空气、水为介质,开展不同结构参数的射流清管试验,通过LabView数据采集系统对清管过程中的流量、压力、终端液位等进行实时采集。通过改变旁通率、驱动气速、液速等参数探究射流清管器的运动特性,并分析清管器异常运动过程以及射流消除段塞的内在机理。结果表明:采用射流清管器可达到降低清管器运行速度、平缓管道内压力波动、降低清管器前方段塞持液率、控制段塞体积的目的。研究成果可为深入了解射流清管技术机理,推广其工程应用提供参考。(图14,表2,参39) 相似文献
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长输天然气管道在地形起伏山区地段清管时,必须考虑高程差引起的重力位能变化对水力计算的影响,以及管道中积水注静压阻力对清管器运行速度的影响。依据长输天然气管道清管作业规程SY/T6383-1999,结合榆济管道汾阳-武乡段清管作业实际,针对5次清管作业清管器的运行速度和运行区间的压差进行统计分析,总结了管道积水静压阻力、地形起伏山区诱发段塞流和强烈段塞流对清管作业的影响。通过建立数学模型,简化了积水静压阻力计算公式,建立了分段积水注长度和高程差与积水静压阻力的函数关系式。指出了长输天然气管道在不停输状态下利用清管器对大口径、高压力的北方山区管道进行清管作业的注意事项。 相似文献
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为解决传统深水海底管道的清管问题,结合海底管道的清管原理,设计了一种新型的水下清管器发射装置,从而有效地避免了平台发射清管器所带来的清管器回收和管道停输等问题。对水下清管器发射装置进行了详细的结构设计,主要包括连接器、保护框架、发射主体结构、上部开合机构和阀门控制系统;介绍了水下发射清管的作业流程,论述了该装置相对于传统清管器发射装置具有的诸多优势;最后对发射装置的储球筒和卡爪连接法兰这两个关键部件进行了数值分析,其结果显示满足设计要求。该装置为深水清管作业提供了一种新的行之有效的方法。（图8,参10） 相似文献
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CO2管道输送是实现碳捕集、利用与封存技术大力发展的中间环节,但由于CO2气源含有杂质及其输送工况的特殊性,在CO2输送过程中存在水合物生成的风险,需定期开展清管作业。为明确CO2管道清管作业的影响因素,从CO2长输管道清管作业的目的出发,针对CO2管道输送的特殊性,分析驱动压力、CO2介质特性、清管器选型、清管器运行速度对清管效果的影响,总结形成了CO2长输管道清管作业关键技术理论基础,并展望了清管技术的发展方向。研究成果可为中国目前在建CO2管道项目的清管提供指导,也可为中国制定CO2长输管道清管技术的相关标准和规范提供借鉴。(图2,表1,参30) 相似文献
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《油气储运》2018,(12)
海底气液混输管道由于入口液相流量较高,且存在下倾管-立管的特殊结构,导致清管器在管内运行时,清管器运行参数及管内流体的流动参数均出现较大幅度的波动。针对海底气液混输管道的清管过程,以Minami清管模型为基础,将管道重新划分为上游两相流区、清管器区、液塞区及下游两相流区,并对4个区域分别建立对应的瞬态流动模型,通过耦合各区域的瞬态流动模型,实现对海底气液混输管道清管过程中相关参数的模拟计算。最后,以渤海某实际海底气液混输管道为研究对象,模拟分析了清管过程中清管器运行参数、管内流体流动参数的变化规律,验证了模型的准确性。研究结果有助于提高管道的清管效率,为制定合理的清管方案、高效安全地进行现场清管作业提供指导。 相似文献
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长输天然气管道在线清管作业是在不停输、不放空及不影响给下游用户供气的情况下,使用管输天然气作为清管器运行动力源的特殊清管作业,极具风险.结合清管作业的具体实施流程以及山东省天然气管道公司济淄输气管道十余次在线清管作业的现场经验,分别对发球作业环节、清管器运行过程和收球作业环节进行风险分析,详细阐述了风险形成的具体原因并提出了具有针对性的风险控制措施.后期的风险控制能效分析结果表明,各类风险因素基本得到了有效控制,确保了济淄天然气管道在不停输情况下清管作业的顺利进行,可为今后天然气长输管道在线清管作业提供借鉴和理论参考. 相似文献
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为了解决清管器实时三维定位问题,利用商用通信网络对清管器位置进行全过程实时在线跟踪监控。根据定位信号的定量分析结果研究开发了能自动适应环境的定位算法,分别提出5基站自适应定位算法、4基站自适应定位算法及基于通讯半径约束的定位算法。对于5基站自适应定位算法,利用基础数据对模型进行测试,其最大定位误差不超过1.6 m,平均误差为0.61 m。为利用最少的点进行高精度定位,又开发了4基站自适应定位法,并利用两组数据进行测试,平均定位误差为2.19 m。同时,对不同通信半径约束进行研究,得出通信半径越小,总的有效通信连接数越少,定位精度越低,在可接收到清管器发射的信号范围内,基站的数目以5~13为宜。对实际输油管道清管过程进行了清管器定位测试,从而验证了基于无线通信基站的清管器实时三维定位方法的有效性。 相似文献