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.     

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。     

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.     

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。     

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。     

管输稠油最低进站温度确定方法

管输原油最低进站温度常用于确定管道设计最小输量，分析管道的流动安全性，一般按照规范执行。但对于高黏稠油，现行标准规范均未明确最低进站温度的取值。因此，以新疆油田6种稠油为研究对象，提出了一种稠油最低进站温度确定方法。从原油黏度随温度的递增幅度、稠油拐点温度、稠油活化能递增温度点3个方面分析稠油的黏温特性，通过对比分析，推荐以稠油拐点温度作为进站温度的初始值，再结合正常输送及停输再启动工况的水力计算结果，对该温度进行校核。     

定靖复线停输再启动过程研究

综合定靖复线管道基础数据及油品物性参数,借助于计算机仿真软件,通过模拟计算确定了定靖复线在不同月份时的最优运行方案。同时,基于定靖复线管道基础参数及安全经济运行方案,对处于夏、冬季环境的管道全线进行了停输再启动过程模拟,分析停输再启动过程中管线运行参数的变化规律,为管道稳态工况运行及停输再启动操作提供参考。     

基于FLUENT的曲西原油管道停输过程模拟

文中根据曲西含蜡原油管道基础数据及外输油品物性参数,运用FLUENT软件,基于数值模拟得出了曲西管道在停输后的温降过程。建立曲西原油管道及其外部土壤的物理和数学模型,并设置基本参数。观察原油温降过程,通过模拟停输后管道及其周围土壤温度场的分布,以及油品的自然对流。最后得出了管道停输后管内原油温度随时间的变化规律及管道的允许停输时间及最佳停输时间,结果对曲西管道健康运行有参考意义。     

基于SPS软件的埋地热油管道停输温降分析

为了进一步认识埋地热油管道的停输再启动过程,首先利用管道仿真软件SPS进行管道分析。在软件中建立了1个埋地热油管道模型,结合软件自身功能实现管道的停输再启动过程的仿真,记录分析停输温降数据,对影响停输温降的一些因素进行了探讨。另外,使用软件TLNET和公式法对该管道进行了停输温降分析,并将其结果与SPS软件得到的结果进行比较。3种方法计算结果有差别。文中分析了造成差别的原因。     

管道结垢因素机理分析及计算

油气管道投产后,管道内存在气、液、固三相输送介质,且介质流动状态复杂。介质中一般含有大量的气体和盐离子,由于管道内温度、压力、流速、p H值等因素不断变化,极易造成油气管道结垢。垢的出现容易导致管道垢下腐蚀、细菌腐蚀等,有必要对管道结垢的原因和机理进行分析。基于分析结果,结合某管道水样的实验测试数据,通过饱和指数法、稳定指数法等数学方法计算,进一步对油气管道结垢趋势进行预测,有助于管道除垢工作的开展。     

含蜡热油管道站间摩阻损失的计算

在含蜡热油管道的实际运行过程中，油品的一些物性参数，如比热容、黏度、密度等均随油温的变化而变化。在加热站间管道沿线，流态和流型随着温度的变化也会发生转变。综合考虑以上因素，采用数值积分方法，对加热站间管路划分了区间，各自应用不同的摩阻特性公式进行摩阻损失计算，提高了计算精度。     

模型环道蜡沉积装置测试段流场温度场数值模拟

对模型环道蜡沉积装置测试段流场温度场进行了数值模拟。模拟结果表明 :因为测试段管外壁冷却水的作用 ,近壁处油温会下降 ,越靠近管壁 ,温度下降越多 ;测试段流场发生了畸变 ,近壁处流速减小 ,管中心附近流速增大 ;近壁处油温下降及流场畸变造成管段压降增加。     

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。     

格拉管道密闭输送-10 #轻柴油主要技术对策

阐述了地处高原寒区的格拉管道首次密闭输送-10 #轻柴油过程中对输送条件、油品物性、管输特性及输送过程所进行的分析比较,介绍了输送方案和主要技术对策,其中要点有设定的管路压力,流量与流速,工艺流程及控制方式,管道泄漏和进、出站压力突变,输油设施设备发生故障时的处置.实践证明,格拉管道利用每年7、8月份地温最高的有利时机密闭输送-10 #轻柴油是可行的,但输送压力、流量、节流压力等主要参数与输送-20 #、-35 #轻柴油不同,对输送参数和输送方案需做相应调整.     

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。     

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。