[发明专利]原油管道凝管概率定量评价方法

摘要

本发明是一种原油管道凝管概率定量评价方法，涉及管道系统技术领域。其主要流程为1)安全性影响因素的自动化提取及分析；2)影响因素的数据分布性规律统计；3)确定性停输再启动压力计算；4)评价次数的设定及参数的随机取样；5)不确定性停输再启动压力的计算；6)统计管道再启动失败的计算次数；7)计算结果的得出(管道凝管概率)；8)是否满足可接受失效判断；9)若不满足，则调整流动保障方案后，转2)影响因素的数据分布性规律统计；若满足，则提交流动保障整体方案。本发明能够指导原油管道流动安全性评价，对管道的安全、高效运行提供技术支持。

主权项

一种原油管道凝管概率定量评价方法，其特征在于其主要流程为：1)安全性影响因素的自动化提取及分析步骤：提取包含输量、压力、进站温度、出站温度的计算参数；2)影响因素的数据分布性规律统计步骤：根据ISO 16708，对定量评价管道采集的生产运行数据进行不确定性和取值分析，确定所述数据分布性规律；3)确定性停输再启动压力计算步骤；4)评价次数的设定及参数的随机取样步骤：取样次数默认为10000次，生产运行参数每次取样时由其分布规律函数生成相应的数值，但必须设定生产运行参数的上下界；在没有生产现场指定的情况下，系统默认的上下界如下，输量在其均值加减3倍方差之间，进出站温度在0℃‑90℃之间，地温在‑20℃‑50℃之间；5)不确定性停输再启动压力的计算步骤：根据设定的评价次数，和每个评价次数生成的生产运行参数来分析凝管是否发生；6)统计管道再启动失败的计算次数步骤：如果启动失败，则将再启动失败的次数加1；7)管道凝管概率计算结果的得出步骤：用所述再启动失败的次数除以总抽样次数，即为所述管道凝管概率；8)是否满足可接受失效判断步骤：基于计算得到的凝管概率Pf，将(1‑Pf)定义为管道停输再启动安全性指标(SRSI)；在管道停输时间不变的条件下，SRSI分级指标越大，管道停输再启动失败的可能性就越小，管道再启动过程的安全程度就越高；反之，管道再启动失败的可能性就越大，根据评价结果，对管线的运行安全提出保障措施；9)若不满足，则调整流动保障方案后，转2)影响因素的数据分布性规律统计；若满足，则提交流动保障整体方案；其中，凝管概率是：对于一个给定的极限状态，概率分析包含广义随机载荷S和广义随机抗力R的模型；对应的极限状态函数如下的形式：g(x)＝R‑S   (1)显然，当g(x)<0标志着失效；定义失效概率如下：Pf=∫g(x)≤0fx(x)dx---(2)]]>式中，x是随机变量矢量；fx(x)是联合概率密度函数；对于原油管道停输再启动问题，定义载荷S即为管道最小启动压力，取抗力R为管道最大允许操作压力(MAOP)，Pf即为凝管概率；本评价方法基于二级评价架构，第一级架构在不考虑生产运行状况波动的情况下，为满足现场的需求，以确定性方法评估现有生产运行条件的安全性，若不安全，将根据结果采取流动保障措施；确定性工况为现场给定的生产数据；具体地，所述确定性停输再启动压力计算步骤包括：正常输送时的水力、热力计算：(1)正常运行热油管道轴向温降计算在稳定输送条件下，热油管道内油流的温降速率与管道运行参数、管径、管道埋深及其周围介质的导热系数、温度、加热站间长度和原油物性密切相关；管内油流沿程温度分布可近似用列宾宗公式描述：TL=(T0+b)+(TR-T0-b)exp(-aL)a=KπDGCb=giaC---(3)]]>式中，G为油品的质量流量，kg/s；C为原油的比热容，J/(kg·℃)；D为管道外径，m；L为距加热站的距离，m；K为管道总传热系数，W/(m2·℃)；TR为加热站出站油温，℃；TL为距加热站距离为L处的油温，℃；T0为周围介质温度，埋地管道取管中心埋深处自然地温，℃；(2)热油管道的摩阻计算流体在水平圆管内流动的压力梯度为：i=λρV22D=4fρV22D---(4)]]>式中，i是压力梯度，Pa/m；V为流体平均流速，m/s；ρ为流体密度，kg/m3；D为管道内径，m；λ为达西摩阻系数，无量纲；f为范宁摩阻系数，无量纲；停输温降的计算：在初凝概率的评价过程中，依据评价需求，可以对停输温降采取集总热容法或数值法两种解法，集总热容法具有计算速度且结果相对保守的特点，数值解法计算准确，但计算速度较慢；(1)集总热容法热油管道停输后，距离起点任意距离L处，停输t时间后管内油温的计算式如下：T=T0+(TR-T0)exp(-KπD2LGcy-bt)---(5)]]>b=KDD124cyρy+(D22-D12)4cgρg---(6)]]>式中，T为距管道起点L处，停输t时间后的油温，℃；T0为周围环境温度，℃；TR为开始停输时管道起点处的油温，℃；K为管道稳态运行时的总传热系数，W/(m2·℃)；G为管道输量，kg/s；L为计算点距离管道起点的距离，m；t为停输时间，s；b是系数，s‑1；D1、D2、D分别为钢管内径、外径和平均直径，m；cy、cg分别为原油与钢管的比热容，kJ/(kg·℃)；ρy、ρg分别为钢管的比热容与密度，kg/m3；(2)数值解法管内含蜡原油停输后的温降过程，是一个伴随相变、自然对流及移动边界的三维不稳定传热问题；按照传热方式的不同，停输后管内原油的传热又可分为三个阶段：自然对流传热阶段、自然对流与热传导共同控制阶段和纯导热阶段；为简化含蜡原油停输温降过程的复杂性以便于求解计算，引入以下假设：1)引入当量导热系数将液态原油的自然对流问题当成导热问题来处理；2)在停输温降的过程中，随着油温降低蜡晶逐渐析出，形成凝油层，由于工程问题的复杂性，假设凝油层的增长和管道同心；3)利用比热容随温度的变化描述蜡晶析出释放结晶潜热对停输温降过程的影响；4)在停输温降的第二阶段，引用滞流点的概念将管道内部分成自然对流区和导热区；通过以上假定将停输温降问题简化为一个纯导热问题；管内原油的传热方程为：ρC∂T∂t=1r∂∂r(λoilr∂T∂r)---(7)]]>其中：λoil(∂T∂r)w=-α1(T-Tw)---(8)]]>式中，下角标w代表管壁处；C为原油比热容，J/(kg·℃)；r为距管中心处径向距离，m；ρ为流体的密度，kg/m3；t为时间，s；T为油温，℃；α1为流体至管内壁的放热系数，W/(m2·℃)；Tw为管壁温度，℃；λoil为原油的导热系数，具体取值参见公式(9)；λoil=λeT>TzlλoT<Tzl---(9)]]>Tzl为原油的滞流点，℃；λe为油温高于滞流点时的原油导热系数，W/m·℃；λo为油温低于滞流点时的原油导热系数，W/m·℃；结蜡层、管壁和防腐层的传热方程：ρnCn∂Tn∂t=1r∂∂r(λnr∂Tn∂r)---(10)]]>式中，下角标n＝1,2,3分别表示结蜡层、管壁和防腐层；Cn为不同层的比热容，ρn为不同层的密度，λn为不同层的导热系数，Tn为不同层的温度；r为距管中心处径向距离，m；t为时间，s；土壤导热方程ρsCs∂Ts∂t=1r∂∂r(λsr∂Ts∂r)---(11)]]>式中，下角标s表示土壤；Cs为土壤比热容，J/(kg·℃)；r为距管中心处径向距离，m；ρs为土壤密度，kg/m3；t为时间，s；Ts为土壤温度，℃；土壤求解区域的外围为第一类边界条件：温度为管道埋深处的自然地温；结蜡层、管壁、防腐层以及土壤的传热满足关联条件，即：Tn|r=Rnn=Tn+1|r=Rn,n=1,2,3]]>λn∂Tn∂r|r=Rn=λs∂Ts∂r|r=Rn,n=3]]>式中，下角标n＝1,2,3分别表示结蜡层、管壁和防腐层；下角标s表示土壤；r为距管中心处径向距离，m；Rn为不同层的半径，λs为土壤导热系数，Ts为土壤温度；停输再启动压力计算：采用刘天佑模型计算启动压力，模型中将启动压力分成三部分：液体由静止加速到启动速度的惯性力，液体与管壁间的摩擦力及破坏非牛顿体结构触变性的附加力；假设启动输量保持不变，导出的启动压力的最大值为：Pmax=4QρaπD2+4τ∞LD+4a(τ0-τ∞)DB[1-exp(-BLa)]---(12)]]>其中，代表惯性压降，使原油产生加速度，由静止达到启动速度；代表平衡摩阻压降，克服流动剪切时流体与管壁间的粘性摩擦阻力；代表触变性压降，用于破坏管壁附近原油结构；Pmax为管道最大启动压力，Pa；B为触变性指数，τt为t时刻剪切应力，Pa；τ0为初始剪切应力，Pa；τ∞为平衡剪切应力，Pa；t为剪切时间，s；a为压力传播速度，m/s；D为管道平均内径，m；L为管道长度，m；Q为体积流量，m3/s；ρ为原油密度，kg/m3；管壁剪切速率与启动输量的关系用牛顿流体稳态流动公式近似表示：式中，为管壁剪切速率，s‑1；Re为雷诺数，无量纲，Q为体积流量，m3/s；D为管道平均内径，m；ρ为原油密度，kg/m3；η为原油表观动力粘度，Pa·s。