海底单层保温管线总传热系数分析

总传热系数K是海底热油管道的运行管理中的一个非常关键的参数.文中通过对中海油涠洲11 -1油田至涠洲12 -1油田之间的海底管道总传热系数进行理论计算,并与投产前根据实际预热数据反算的总传热系数进行对比,得出理论计算的总传热系数与实际预热反算得到的总传热系数相近,同时指出海管接口的散热损失较大,海底管线应对接口部分进行...     

JZ25-1S油田混输海管清管过程模拟分析

采用多相流瞬态模拟软件OLGA,对JZ25-1S油田的WHPB平台至CEP平台油气混输管道进行了清管过程模拟分析,模拟得到了清管球在管道内的运行位置及速度。通过模拟分析清管过程中,管道起终点压力、上升立管底部压力、终端流型、终端液体流量、累计液体量及清管前后管道中总持液量随时间的变化,得到了清管过程中管道起终点的最大压力、终端液体流量的最大值、累计液体量等。利用这些数据判断清管时段塞对管道及下游设施的影响程度,为今后该海底油气混输管道清管过程的理论及现场清管操作提供指导。     

魏荆输油管道总传热系数测定与分析

应用热平衡法测定了魏荆输油管道总传热系数,分析了管道总传热系数的测定原理,编制了输油管道总传热系数测定计算机程序,并说明魏荆输油管道总传热系数的现场测量方法和过程。通过1 a的现场测定工作,根据现场测定的管道运行数据计算了整条管道各管段在不同月份的总传热系数,各管段在不同月份的管道总传热系数是变化的,管道全年平均总传热系数为1.86 W/(m2.℃)。测量结果表明,管道运行的稳定性和管道运行参数的测量精度是影响管道总传热系数测定结果的主要因素。     

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。     

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。     

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。     

长输管线中水合物生成条件的预测研究

介绍了影响输气管道中水合物形成的主要因素。在长距离输气管道中,水合物可能堵塞管道,影响管道的安全运行。针对这一问题,给出了预测气体水合物生成条件的数学模型和计算方法,可以计算给出起点温度和压力的管道沿线温度和压力,从而判断水合物在管线中的生成位置。最后以具体算例证明了该模型和计算方法的可靠性,为预防长输管线中水合物的形成提供了理论依据。     

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。     

埋地热油管道沿程温降的数值模拟

运用fluent软件在三维笛卡尔直角坐标系下建立埋地热油管道的物理模型,分别对不同传热系数和不同流速的热油管道以及非稳态环境下的热油管道进行数值模拟,得到热油管道轴向温度的分布图,通过改变管道总传热系数和流速分析其温度的变化规律并对其进行比较分析。计算结果很好地反映出埋地热油管道沿程温降的基本特征,可为实际生产管理提供科学的依据,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。     

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.     

架空蒸汽管线外表面传热系数修正研究

表面传热系数是计算架空蒸汽管线对流散热损失的关键参数,现有经验关联式认为其与环境风速等因素有关,但未考虑这些因素的具体影响。文中建立了蒸汽管线模型,采用流体动力学(CFD)数值模拟计算方法,分析了环境风速、管径对蒸汽管线表面传热系数的影响,修正了环境风速和管径因素的表面传热系数关联式,其拟合优度达到0.99以上。结果表明:环境风速增加,平均表面传热系数h数值最高增至31.28 W·m^-2·K^-1,且迎风面增速高于背风面;管线直径由0.16 m增至0.3 m,平均表面传热系数h降低14.41%。     

热油管道加热经济性动态评价曲线

提出了热油管输过程热经济性定义、评价参数、评价方法和建立动态评价曲线的方法，并进行了实例评价。应用评价曲线可以动态地确定热经济性良好的输量范围，预测经济加热耗油指标。将通过对动态运行参数进行热分析获得的定量数据和评价曲线比较，可以评价该输量下管道的总体热经济性程度，可以动态地评价运行方案的热经济性状况。根据输送过程实际加热耗油量，应用评价曲线还可动态地评估热站的实际综合运行效率。     

原油管道热运行过程分析

由热量传递关系导出了原油管输过程各种热量计算公式,研究了输送过程原油损失热、释放热、油流摩擦热及其组成比例与输量或输送速度的关系。结果表明:油流摩擦热并非为输量增大后吨油输送耗热量降低的惟一原因,原油管中通过时间的缩短降低了输送过程单位质量沿线损失热。通过时间缩短且同时摩擦热增大的共同影响是输量增加后热经济性明显提高的主要原因。管道总损失热则与单位质量情况不完全相同,它取决于散热环境和油地温差,优化加热方案并使油地温差维持在合理水平,也可使总损失热随输量增大而有所降低。     

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。     

管道输气系统的模拟研究

分析了天然气长输管线系统的实际运行规律,建立了带压气站的长输管线静、动态混合数学模型,并对其进行求解,得出长输管线一般的运行规律.     

特石管线超稠油黏温特性实验分析

辽河油田曙光特油2号站至石化分公司输油管线输送原油为超稠油。超稠油的输送过程中,需要进行加热以降低黏度。为了降低企业运营成本,需要对稠油管道进行优化设计,这就需要掌握目前管道中超稠油的黏温特性。在利用HAAKE RV-3旋转黏度计测出不同温度超稠油的黏度后,进行数据分析,得出超稠油流变方程与黏温指数,用以指导超稠油管道的优化工作。     

用预测-校正法计算埋地热油管道停输时的轴向温降

在充分考虑影响热油管道轴向温降的各个因素的基础上,并考虑油品物性(密度、比热容、黏度)和总传热系数随温度变化而变化,建立了热油管道停输时轴向温降的数学模型,模型还适用于有进分油点的管道,并用预测-校正法求解数学模型,最后进行了实例计算.该方法已应用在新疆油田的几条热油管道轴向温降的计算中,计算结果令人满意.     

冀东南堡油田1-29平台工艺管线设计与分析

冀东南堡油田1 - 29海上平台是中石油在渤海湾浅海海域自行设计、建造、安装的第一座采油平台.文中主要介绍该平台工艺设计的方法:利用HYSYS软件模拟计算原油的流动过程;分析原油的输送条件,管线尺寸计算及选取,仪表参数值设定,系统安全分析及关断,分析了注水海底管线的高压输送.设计达到了采油平台边钻井边生产的技术要求,同...