先炉后泵输油工艺在曙光首站中的应用

盘锦－锦西输油管道建于１９７４年，随着辽河油稠油的大规模开发，外输原油的物性不断恶化，首站的输油工艺由原来的先泵后炉工艺改为先炉后泵输油工艺，充分利用进站余压，提高进砂温度，从而提高了外界外输泵的外输能力，经测算，每年可节约动力费用３６６万元。     

长输管道进站压力设定值研究

依据长输管道长时间实际运行过程中的运行状况,可以改变长输管道进站压力设定值。依据公式：P_实=P_进＋P_损,对长输管道上不同输油量对应的进站压力数据进行计算,得出所需要的符合实际运行的系列数据,然后综合分析,确定适合长输管道长时期运行的经济实用的进站压力值。     

伴热稠油管道停输温降数值模拟

基于有限容积法,建立伴热稠油管道停输过程的非稳态传热模型,采用＂焓-多孔度＂技术,利用FLUENT软件,分别对伴热管与稠油管同时停输及稠油管道单独停输两种情况进行了数值模拟,并考虑了析蜡潜热对温降的影响,得出了不同时刻管内原油凝固区、混合区、液油区的位置及温度场的分布。结果表明：两种情况下,稠油固化过程基本相同。稠油管道单独停输时,管内原油温降速率比双管同停温降速率略慢,但在一定时间内相差不大。随着停输时间的延长,两种情况下管内稠油温降速率变化明显,说明伴热管对稠油管道短期停输影响不大。文中给出安全停输时间,为工程设计提供一定指导。     

重质稠油长距离管道输送工艺应用分析

为满足进口的委内瑞拉重质稠油到岸后管道输送的需要,需对关键技术进行研究。通过对国内外技术的调研,介绍了重质稠油长距离输送可采取的工艺方式;针对管输重质稠油的特点,提出了在工艺方式选择、设备的选择、输送方案的确定等方面应考虑的关键技术点。以华东地区某管道为例,对委内瑞拉稠油到岸后,与沙特轻质原油进行掺稀输送的运行工况进行了计算,确定了冬季安全输送的稀油掺入比例为不低于40%。     

西部原油管道输量与能耗分析

为降低西部原油管道管输能耗,通过计算管道在不同季节、不同流量下的摩阻损耗,结合管道参数和输油泵特性曲线,分析得出影响输油生产单位能耗的因素包括管输流量和输油温度。进一步计算得出了不同流量和不同季节对应的输油生产单耗。结果表明,流量对输油生产单耗影响较大,西部原油管道管输流量在1 000~1 400 m~3/h区间时生产单耗相对较低;流量大于1 600 m3/h时,生产单耗随流量上升接近线性增长。而输油温度对生产单耗的影响较小,同一流量下冬季生产单耗略高于夏季生产单耗。     

对原油管道最低出站油温的控制分析

对原油管道最低出站油温的控制进行分析,通过全面考虑原油管道正常运行、停输和再启动情况下管道系统的散热和流动特性,对建立的数学模型利用数值解法的预测一校正法和有限元法联立求解,并在此基础上编制了模拟软件,可对实际生产提供科学依据。通过对实际管道进行分析,得出原油管道最低出站油温的控制由季节、管道的允许停输时间、要求恢复正常运行的时间以及出站最高可加热油温等因素而决定。     

地温对靖惠原油管道输油温度的影响分析

长庆油田原油凝点高,必须加热外输,为了确定合适的加热温度,确保管道运行安全、节能,通过分析气温、地温的变化规律,得出地温随气温出现周期性变化,从而导致原油外输加热温度随地温成周期性变化的结论。对加热温度和地温进行对比,总结出了管道各月份运行要点。利用传热学公式计算出管道的传热系数,进而计算出外输需要的理论加热温度,对理论加热温度和实际加热温度进行对比,得出油房庄热泵站加热温度偏高的结论,造成热能浪费,建议降低加热温度。     

原油管道停输再启动实验研究

在实验室内建立了管流实验装置,测定大庆原油流变特性以及进行停输再启动的实验研究。对原油流变特性的测定大多是在旋转黏度计中进行的,而原油在旋转黏度计中是拖动流,在管路中为压力流。管流实验装置测量的原油流变特性曲线更符合实际管道原油的流变特性。分析了停输前流量、启输流量、原油出站温度、环境温度对启输过程的影响。由试验结果以及模拟结果分析可知,对停输过程温度的计算偏低,再启动压力值偏大。对解决东北管网的低输量问题具有指导意义和实际的应用价值。     

老旧热油管道的低输量安全运行技术

老旧原油管道低输量运行易进入不稳定工作区,存在较大的结蜡凝管和泄漏风险。文中通过分析某低输量不稳定运行管道的压力、温度和流量变化,采取具体应对措施,验证了提高输油温度、添加减阻剂、提高输油压力和启用反输等措施在消减老旧原油管道不稳定运行风险中的作用。最后总结了老旧管道低输量安全运行需要注意的事项和具体措施,建议把清管和反输纳入老旧热油管道的生产管理范畴,为老旧管道的安全平稳运行提供参考。     

不停输原油管道大修时压降的计算

针对原油长输管线在不停输时,由于挖开段的传热系数增大影响到站阃的压强,采用分段法在稳定的热力条件下计算不停输原油管道大修时压降,用C语言编制了计算程序;并举例加以说明,对开挖与不开挖时出站压力相同时的压降进行对比分析;确定不出现凝油事故时的最低出站压力.     

长输架空管道停输后内部介质传热分析

采用显热容方法,建立架空管道停输温降数学模型,利用UFD软件针对典型停输工况进行数值模拟。根据管道内部液相原油平均流动速度的变化情况,对比分析了停输过程中自然对流换热过程的变化及影响。结果表明:从停输至原油全凝过程的后半程,可忽略自然对流换热的影响。研究结果进一步完善了原油相变传热机理,并可为长输管道停输维修时间及再启动条件的确定提供必要的支持。     

石空-兰州原油管道清管运行分析

石兰线管道所输油品为长庆油田高含蜡原油,管道沿线较长管段温度低,在运行中管壁结蜡现象明显,四墩至兰州、红湾至景泰管段油温最低,且管线运行状况未知,因此进行清管作业。压力分析及总传热系数分析表明,清管效果明显。应制定安全、合理的清管计划,满足管道平稳运行要求。     

基于SPS的原油管道最大再启动压力增加值分析

分析了现有研究停输再启动过程方法的优缺点,采用仿真模拟软件SPS进行最大再启动压力增加值的影响因素分析。首先建立了西部某原油管道仿真模型,通过与现实工况对比,验证了模型准确性。然后在管道模型基础上进行停输再启动工况模拟,得到管道最大再启动压力增加值位置,并通过修改停输时间、管内径、管长、管道弹性模量、油品体积模量、油品密度、再启动原油温度得出各因素对最大再启动压力增加值的影响。最后通过统计分析软件SPSS进行Kendall、Spearman两种相关系数的计算,得出各因素影响程度排序。     

利用FLUENT软件模拟计算含蜡原油管道的停输降温过程

研究含蜡原油管道的停输降温过程,对确定安全停输时间、提出再启动方案以及制订停输检修计划具有重要的指导作用.介绍了利用FLUENT软件模拟求解含蜡原油管道停输降温问题的方法,将双边壁面设为耦合壁面,不需要再单独设定边界条件;将析蜡潜热转化为附加原油比热容,不需要跟踪固液相界面的移动.通过与实验结果进行对比,表明该方法能够准确地计算出任一时刻管道横截面上各点的温度,而且能表现出降温过程中自然对流的变化和固液相界面的移动,使得此类问题的求解更加简单.     

花-格管道降温输送的可行性分析

为确保花-格管道的安全运行,分析了降低管道进站温度进行输送的可行性。分析结果表明：既满足生产运行要求,又满足安全停输时间要求,是完全可行的,为实际生产管理提供了科学的依据,对于指导油田的输油生产、管道安全运行和节能降耗具有重要意义。     

兰成原油管道投产问题分析及处理

兰成原油管道是一条长距离、大落差管道,水力工况复杂,穿跨越河流较多,投产难度大。为了降低实际投产时的风险,以投产方案为依据,利用SPS仿真系统对投产的整个过程进行了模拟,针对投产过程中出现的投产进油时武山站不启泵进站易超压、3#高点至小川站之间充满水时停输小川进站易泄压等风险点进行了分析,并提出了解决方法,实现了对原投产方案的优化,同时对站场阀门安装问题、管道线路等存在的问题进行了探讨,提出了相应的整改措施,保证了投产的顺利进行。     

埋地热油管道安全停输时间近似计算方法

输油管道停输后,当管内原油温度降到一定值时,管道的再启动会遇到极大的困难,甚至造成凝管事故.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.文中主要介绍埋地热油管道安全停输时间的近似计算方法,并且给出了计算实例.     

低输量下含蜡原油的管输方式

在管道运输含蜡原油的过程中,若实际输量低于管道允许的最低安全输量,则会产生凝管的危险。为了保证低输量下输送含蜡原油的安全性与经济性,介绍了4种较常用的低输量输送方式,简述了这些方法的原理,列举了相关研究方法,并对这些方法进行了综合评价,为解决含蜡原油低输量下的安全经济运输问题提供参考。     

含蜡原油管道清管周期的确定及影响因素分析

原油通过管道输送具有能耗少、输量大、运费少的特点。含蜡原油在管道输送过程中,蜡沉积会使管道流通面积减小导致摩阻增大,但由于蜡层的保温作用,热损失会减小。以总运行费用为目标函数,建立清管周期与总运行费用之间的清管周期模型。用此模型通过C语言编程确定最佳清管周期,绘制曲线图分析埋地管道地温、日输量、燃料油价格对总运行费用随清管后时间的变化规律。     

曹津长输原油管道清管作业实践

清管作业是长输管道投产或运行的一项重要工作。文中分析了曹津长输原油管道清管作业实践,结合清管设备、清管前的准备工作、清管工艺流程和清管器的跟踪方法对长输原油管道清管作业进行了详细的介绍,为长输管道投运、开展在线检测提供参考。