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。     

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。     

低输量运行管道的不稳定性分析

针对热油管道的低输量问题,着重从管道的水力特性和热力特性2个方面进行分析,评述了温度和管道摩阻损失随距离和输量变化的情况,总结出管道低输量运行会带来凝管事故、翻越点增多、发生管道超压现象和费用增加等问题,并提出了降低低输量管道不稳定性的方法及具体措施,为保证管道的安全运行提供了参考.     

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。     

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。     

绥中36-1CEP至终端上岸管道总传热系数分析

首先分别用理论分析法和管道实际运行数据反算的方法计算出了绥中36-1CEP至终端上岸管道的总传热系数,对计算结果进行了比较和分析,建议采用管道实际运行数据反算确定总传热系数.然后,进一步计算分析了总传热系数对管道温降及起输压力的影响,结果表明总传热系数对管道的起输压力和终点温度影响很大,总传热系数越小,管道的终点温度越...     

输油管道双管同沟敷设停输过程的数值计算

为了研究同沟敷设情况下,不同油品的温度、管道埋地深度以及管间距对管道停输过程的影响,在研究计算传热学和流体动力学的基础上,对输油管道同沟敷设建立了数学模型并给出了边界条件,利用ANSYS软件对模型进行了网格划分和施加载荷之后,对同沟敷设的温度场进行了模拟计算.结果表明:提高原油和成品油的初温、增加管道埋地深度都会增加原油管道的停输时间;当管道间距大于1.2m以后,成品油管道对原油管道的停输时间的影响很小.1.2m为双管同沟敷设管道安全运行的最小间距.     

阿独原油管道低输量优化运行分析

为了优化低输量下阿独原油管道运行方式,托托站进行了收发球系统适应性改造,阿独原油管道进行了添加减阻剂试验。托托站越站工况下,FLOWCHEM减阻剂减阻增输效果显著,平均减阻率为32%~36%,平均增输率为24%~29%,最大输量达到2 218 m~3/h。分析了目标年输量下阿独管道间歇加剂、托托站越站及无人值守运行的技术可行性,并给出了管道优化运行方案。     

含蜡原油管道低输量安全运行方案优化研究

以国内东部某油田的含蜡原油输油管道为研究对象,首先应用PIPEPHASE软件中的黑油网络模型计算出＂热力条件允许最小输量＂和＂管道特性允许最小输量＂,以确定管道最小输量。然后针对该管道即将进入低输量运行阶段的实际情况,分析了各种常用保障技术的可行性,并结合经济投入与生产管理2个方面的要求,通过对比优选出含水输送工艺,采用起点联合站掺水输送、终点联合站进行油水分离和污水处理,并扩建污水深度处理站的方案,以确保该管道的安全经济运行。     

顺序输送大庆原油、俄罗斯原油经济运行的研究

针对庆铁老线顺序输送的现状,以优化运行为基础,结合生产实际情况,降低输油运行成本,达到节能降耗的目的。通过比较、分析、优化泵机组,得出俄罗斯原油与大庆原油顺序输送最经济运行输量。