一种用于站外管道维抢修的工艺改造方法

针对沧临输油管道在停输状态下,管道泄漏实时监测系统无法正常使用的问题,提出了增设增压泵及将增压泵改为抽油泵等措施,对站内输油工艺进行了改造,指出,改造后的输油工艺能够保证管道停输后维持一定的压力,提高了管道泄漏实时监测系统的灵敏度,并缩短了管道的泄压时间.     

低输量输油管道的间歇运行管理

以对于添加降凝剂后还需进行正反输运行的低输量管道，可以采用间歇输油工艺，通过中洛线间歇输送的试验分析，总结了间歇运行的优点和应该注意的问题。间歇歇运行首先要确定停输时间，其次，要控制关键操作，即停输和再启动两个关键环节的操作，尽量减少“冷油”进入管道。     

埋地热油管道准周期运行温度研究

热油管道运行时，沿线油温受运行历史的影响。由于大气周期温度变化和管内油温的作用，管外土壤环境温度场呈准周期变化。通过对热油管道周期运行温度的计算，讨论了热油管道输油历史对周期运行温度的影响。认为热油管道出站油温变化持续时间越长，管道恢复正常运行需要的时间也越长。当管道发生事故需要确定允许停输时间时，应考虑停输前15天内管道输油参数变化的影响。     

中洛线停输再启动后压力变化规律

随着中原油田产量的递减，中洛线的输量也明显减少，为了避免反输，降低输油成本，中洛线在采用添加降凝剂输送的同时，实行间歇运行工艺，但在运行中，停财训动后出现的压力、排量波动现象是不可忽视的。通过对中洛线间歇输送运行参数的跟踪分析，指出停输及避动过程中进入管道的“冷油段”是导致管道压力、排量出现波动的主要原因，波动幅度的大小与运行工况、停输季节、停输时间长短及停输启动操作等因素有关。针对这些问题，提出     

我国石油管道战略西移的必然趋势

以我国东部地区石油管网的综合考察结果为基础，概述了这一地区的管网运行现状。根据各油田生产状况和管道的输油形势，分析了石油管道工业所面临的严峻局面，如输一降低，停输以及经济严重亏损等问题。     

港枣成品油管道停输后管内压力下降原因

港枣成品油管道在实施计划停输期间,频繁出现管内压力大幅下降的问题。采用常温密闭输送工艺的长输成品油管道,管输油品在不同的温度和压力条件下,存在体积可压缩性和膨胀性,因此,在工艺计算中不应忽略温度对管输运行参数的影响。基于港枣成品油管道的相关数据,计算了温度对管内油品体积和管道压力的影响程度。分析认为:油品温度的降低是港枣成品油管道停输后管内压力出现平滑下降的主要原因。     

任京输油管道停输再启动工艺方案比选

通过对任京输油管道停输再启动3种工艺方案的比选,比较了任京输油管道原油的加热方式,确定采用直接加热方式,并根据几种工艺方案的比较结果,优选出了最合理的停输再启动方案,即加压、加热正反输工艺方案,以保证向任丘炼厂全年安全输油50×104 t.     

埋地热油管道停输温降的大型环道测试分析

采用大型试验环道对埋地热油管道停输后管内油温及管道周围土壤温度场的变化进行了现场测试,分析了停输前的运行条件以及地温等因素对管道停输温降的定量影响,获得的试验数据可为管道停输温降计算模型的检验和修正提供重要的依据.     

易凝原油低温热输送的研究

对湛茂管道所输的三种易凝原油的粘温特性进行了试验,分析了该管道的低温输送规律和安全输送温度.根据试验结果,调整了该管道的工艺运行参数,通过降低输油温度的可行性论证,证明输油温度降低后,管道可平稳、安全运行.     

加热炉停烧后的损失分析

加热炉是原油长输管道热输工艺的重要设备,在夏季和春秋季节因气温和地温偏高,每个输油站都停烧一至二台加热炉。但停烧后的加热炉炉管内照常有原油通过,由于炉管内原油温度不低于凝固点,且高于大气温度,停烧后加热炉烟道挡板、风道挡板及看火孔、人孔、防爆门等都不同程度有空气流进炉膛内,而流进炉膛内的空气温度低于炉管内原油温度,这样就使停烧后的加热炉变成了光管散热器。原油通过内管壁向     

不同约束值变化对输油管道优化运行的影响

在提出结蜡处理方法的基础上，探讨了管壁结蜡及主要约束条件值变化对输油管道优化运行的影响，同时，又提出了结蜡危险区的概念，分析了管道承压能力与出站节流损失的关系。结果表明，由于结蜡、管道承压、进站压力、末站进站油温及泵特性等约束条件值不同，优化方案也不同。合理确定相关约束条件值对优化结果的实用性、安全性及经济性具有重要意义。在结蜡及管道低承压情况下，末站油温的确定尤应慎重，否则有可能形成末段瓶颈，影响管道的正常运行。     

铁秦管道停输再启动过程模拟

在给出停输过程的热力模型及启动过程的热力，水力模型的基础上，对铁秦输油管道夏季各站间停输温降过程进行了模拟，并模拟分析了葫芦岛－绥中段在四种工况下的再启动过程，通过对四种工况下的再启动过程的模拟结构分析，探讨了铁秦输油管道降温输送的可行性。     

塔河凝析油管道结蜡计算

针对塔河油田一号联合站至雅克拉集气处理站凝析油输送管道结蜡严重的问题,探讨了结蜡层厚度的计算方法、模型及其优劣。利用列宾宗公式反算平均蜡层厚度可大致掌握管道的实际结蜡情况;黄启玉模型的参数确定需要大量的实验数据支撑,计算量和误差较大;双曲正切结蜡模型对含蜡油品热输管道的结蜡分布模拟适用于工程计算。运用双曲正切结蜡模型和数值计算方法模拟分析了该管道的结蜡情况,给出了计算步骤和计算结果,证明了整条管道结蜡的不均匀性。根据分析结果,该凝析油输送管道可长期不清蜡,且不会影响其停输再启动操作。     

热油管道停输与再启动过程模拟计算软件

在建立热油管道停输与再启动过程数学模型的基础上,采用数值方法和混合语言编程技术,成功地开发了热油管道停输与再启动过程模拟计算软件ＳＡＲＰ,解决了热油管道停输与再启动过程预测的技术难题。     

任京管道正反输运行结蜡规律研究

针对任京管道运行能耗费用高且投产至今未清管、输送原油种类复杂多变等几个突出问题,系统总结了近年来任京管道的研究成果,对大庆冀东混合原油流变特性进行深入研究,提出了正反输管道结蜡规律预测技术。通过任京管道改线工程,首次获得了长期不清管条件下沿管道径向位置不同层位的蜡层沉积物,并进行了基本物性分析。通过实测管道结蜡厚度,验证了正反输管道结蜡规律预测技术的可靠性,对确保任京管道安全运行具有指导意义。     

含蜡热油管道结蜡区对整体运行工况的影响

建立了两站间无旁接含蜡热油管道蜡沉积分布和运行工况数学模型：出站油温、周围环境温度及流量决定着含蜡热油管道的结蜡方位;管道结蜡后,结蜡段传热系数、流速、管道摩阻及管道沿线各流态长度等运行工况将发生变化。算例分析表明：管道沿线因存在结蜡层而使散热量降低,但提高管道出站油温,进站油温升高并不明显;随着结蜡起始点与出站之间距离的增加,管道沿线总摩阻基本呈线性降低且直线斜率较大;管输油品不同流态长度与管道沿线结蜡位置基本呈线性变化关系。（图3,表3,参11）。     

仪长原油管道清管实践

仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY—RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY—JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明：首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议：易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。（图1,表1,参6）     

西大滩泵站管道破裂事故的处理

格拉成品油管道西大滩泵站１号主油泵，在输送７０号车用汽油过程中，泵吸入管道与闸阀法兰连接处的焊缝裂开了长８０ｍｍ的裂缝，喷油不止。造成裂缝的原因为泵出口压力大，泵震动较大，泵吸入管道刚度小，使原有焊缝缺陷扩大等。针对泵吸入管道和集油管垂直焊接成一体的实际情况，采用了停泵卸压的泵房内焊接的抢修方案，在抢修过程中，通过停泵停输、泵房内通风换气、塞堆黄油确保集油管中油气不冒出等措施，保证了安全。在抢修施