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。     

乌鄯线添加减阻剂增输分析

为解决乌鄯线哈萨克斯坦原油外输量增加问题,开展了乌鄯线减阻增输试验。文中介绍了乌鲁木齐首站加剂流程和现场加剂试验方案,对乌鄯线减阻增输试验进行分析研究,降低沿程摩阻,提高管输效率。根据试验结果可知:最优加剂量为10 ppm,在此加剂量下,乌鄯线2台主泵运行情况下加剂增输率为9.52%,3台主泵运行工况下加剂增输率达到28%,最大输量达到1 600 m~3/h,为乌鄯线增输提供了试验数据和依据,解决了乌鄯线哈萨克斯坦原油外输问题。     

长距离输气管道的最优输量研究

对已建成的长距离输气管道,可通过增设压气站的方法来增加管道的输量,随着压气站数的增加,管道的输量增大,管道的经济效益增加,但当输量增大到一定值时,管道的经济效益要降低,因此,长距离输气管道存在着一个使管道的经济效益最大的最优输量。以内部收益率为评价指标,分别计算各个方案的内部收益率,作出内部收益率与管道输量的关系曲线,内部收益率最大的方案所对应的输量就是长距离输气管道的最优输量。最后以一条输气管道为例进行了实例计算。     

浸没燃烧式汽化器的分析优化

文中介绍了LNG接收站的工艺流程,对接收站正在运行的开架式汽化器（ORV）和浸没燃烧式汽化器（SCV）的工作特点和使用环境进行分析比较,并在此基础上结合浸没燃烧式汽化器（SCV）结构特点,提出优化方案。     

鄯兰原油管道超低输量输送方案电耗分析

2008年冬季,鄯兰原油管道计划输量大幅度下调,仅为设计输量的1/4。为避免对泵机组造成损害、提高设备运行效率,提出采用间歇输送方式。根据不同输送方式（连续输送和间歇输送）确定可行的开泵方案,并计算泵机组电能消耗。从开泵数目、泵机组运行时间以及泵效这几方面对不同输送方案的耗电量进行了分析。比选结果表明：采用运行流量1 000 m3/h,单次输送110 h、停输48 h的间歇输送方案所消耗的电能最少,具有显著的经济效益。     

SCADA系统在埋地管道杂散电流监测中的应用方案

根据长输埋地管道分布地域广、所处的环境相对复杂等特点,提出了杂散电流监测方案,将基于无线通讯方式的SCADA系统应用到长输埋地管道杂散电流监测中,实现远程数据采集和监控,能及时发现杂散电流对埋地管道干扰的异常情况.对监测方案的介绍主要包括系统总体结构,硬件和软件构成等方面.     

LNG接收站蒸发气管输控制方案研究

LNG接收站在生产运行过程中会产生一定量蒸发气(BOG),对BOG气体的回收处理需要消耗一定能量。为了更好控制蒸发气的产生量,实现节能降耗,文中通过分析出LNG接收站在生产运行过程中产生BOG气体的各项因素,并对产生BOG的因素进行详细探讨,得出通过优化码头冷循环设计运行方案、高压泵运行方案以及高压泵和汽化器的设计布局,来实现控制BOG产生量,从而降低回收处理BOG的成本,实现节能降耗的目的。     

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。     

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。     

兰郑长成品油管道减少混油的方法

针对兰郑长成品油管道在顺序输送过程产生大量混油的问题,文中从初始混油、沿程混油、黏度、停输界面、不满流等方面分析混油形成原因,并结合兰郑长成品油管道实际运行情况,从4个方面进行具体分析,最后提出减少停输时间、增大输量、合理安排顺序输送次序、切外输前避免切罐操作等解决措施。     

成品油管道增输技术研究

随着成品油需求量和炼油厂加工量的增加,现有成品油管道有时不能满足输送量的要求。为了降低投资,国内外一般优先考虑采用管道增输的方法来解决输送能力不足的问题。文中介绍了国内外常用的几种成品油管道增输技术,包括优化泵站特性、铺设副管及复线、添加管道减阻剂、管道内防腐涂层技术等。文中对各种增输技术的增输原理、优缺点、适应场合、带来的经济效益等进行了分析对比,总结了一套确定成品油管道最优增输方案的理论方法,并通过公式推导出输量增加倍数在不同范围时应采取的增输措施,为成品油管道增输措施的选择提供了依据。     

反拱底板在地铁车站抗浮中的应用研究

针对广州地铁某车站,提出了四种抗浮方案,即底板增厚抗浮方案、抗拔桩抗浮方案、锚杆抗浮方案以及反拱与锚杆抗浮方案,其中反拱与锚杆抗浮方案是新的抗浮措施.通过对四种方案的理论分析和软件模拟以及对比分析,得出反拱与锚杆抗浮方案底板所受弯矩最小,分布均匀,且位移量最小,即底臌最小,是最优方案.     

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。     

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。     

输油泵叶轮切削技术在生产中的应用

近几年庆铁线输量逐年递减,太阳升输油站输油泵（梯森泵）特性曲线与管路特性曲线不匹配,机组振动严重超差,严重威胁输油生产的安全。经过多种方案论证,现采取叶轮切削方案解决此问题,确保输油安全平稳运行。     

对埋地金属管道外防腐的几点认识

简要介绍了大庆油田埋地管道腐蚀和防腐材料现状,对埋地管道外腐蚀原因并针对外防腐结构外选材的不合理性,更新改造工程的“以换代修”等问题进行了分析,为提高埋地管道外防腐工程质量,建议根据管道工程实际条件,对外防腐方案进行了分的技术经济论证,并应尽快制定旧管道更换和维修标准及界限,加强长输管道外防腐的几评价等工作。     

长呼线间歇输送运行分析

因呼和浩特石化2015年夏季检修,长呼线于8月14日至10月11日采取超低输量间歇输送。文中对油温、压力、K值、油品物性进行分析。此次超低输量间歇输送计划45天,但因检修复产的不确定性,多次调整运行方式,确保管内油温可控,跟踪末站库存,最终完成超低输量间歇输送任务,为长输保温管道运行积累经验。     

长输油气管道外腐蚀缺陷修复技术对比研究

金属管道材料与周围介质发生化学、电化学或物理作用成为金属化合物,造成管道金属体受损,甚者可能造成管道穿孔,使油气发生泄漏,影响正常输油气生产,造成环境污染等事故。文中介绍了长输油气管线外腐蚀类型,对外腐蚀缺陷的定义及现行的输油气管道外腐蚀缺陷修复的主要技术做了说明,对各种修复技术的优缺点做了比较,以表格的形式对不同的外腐蚀缺陷类型的修复方法做了汇总,并通过实例说明了部分方法在管线外腐蚀缺陷修复中的应用。     

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。