《管道科学技术论文选集》文摘（三十一） 含蜡原油管道最低允许进站温度的确定

本文对两条含蜡原油管道发生初凝的现象进行了分析，认为无论连续运行或间歇运行，都应在地温较低的月份将下游的进站温度控制在高于输送介质凝点＋3℃以上，并以此确定含蜡原油输送管道的最低允许进站温度。综合分析结果表明，含蜡原油管道最低允许进站温度，应该根据允许停输时间、原油流变和屈服特性、温度条件、启动压力和排量等条件定量计算，并与现场试验相结合来确定。     

热油管道节能影响因素与根本途径

我国境内"三高"原油基本采用加热输送工艺实现管道输送,热能耗较大,且存在停输后再启动困难的问题。热油管道的最佳运行状态是指既能保证管道安全运行和停输再启动,又能使能耗最低或尽可能低的运行状态。降低进站油温是热油管道节能降耗的根本途径,给出了降低进站油温后的热能耗节减比计算公式,指出影响热油管道节能效果的因素有:进站油温、输量、管道环境温度或管道埋深地温、原油比热容、管输系统参数。针对原油管道运行规程规定的最低允许进站油温,依据不同情况,提出了降低进站油温的方法。热油管道进站油温存在3个关键的温度点:最小能耗进站油温TjN、安全运行最低进站油温Tjy和安全启动最低进站油温Tjq;上述3个温度数值最高者即为最佳进站油温。     

孤东管网优化运行技术

孤永东和孤罗东两条管道承担着孤岛、孤东和桩西的原油输送任务，按现行工况运行，各站节流较多，能源浪费较大。根据管道现有设备条件分析了运行现状，给出了孤永东管道和孤罗东管道的运行参数。在不改变现有设备条件和确保原油外输任务的前提下，制定了优化运行方案，即把两条管道作为一个输油系统，选择以两条管道的最低进站油温为最低允许输油温度，孤岛首站总的输油量合理匹配给两条管道，这样实现了孤永东管道全年压力越站，减     

提高东北原油管网经济效益的思考

根据东北输油管道的运行现状，对大庆原油的流变性，凝点以及降低进站油温的可行性等问题进行了分析。指出采用现行标准测试的凝点与实际管道中原油的凝有一定的差别，应客观评价凝点在驼行管理中的作用；热油管道的允许最低进站油温，应根据管输原油的流变性、管道要求的允许停输时间、管道运行时沿线的热力分布、增道承压能力和输油站设备配置等因素来确定。停输再启动的计算表明，大庆原油最低进站油最由３３℃降至３２℃在技术上     

火三含蜡原油管道初凝现象分析

通过对火三含蜡原油管道初凝现象以及对其处理过程中的运行参数进行分析，认为连续运行的管道，其下游的进站温度应控制在输送介质的凝点＋3℃温度以上；间歇运行的管道，末站进站温度应达到安全停输时间的要求，以保证管道在冬季安全运行。对于含蜡原油管道的初凝现象象，三个过程主导着压力，排量的变化和管道恢复正常的速度，第一是管内空隙的充装过程，第二是使末段部分温原油屈服的过程，第三是冲刷，剥落管壁凝油层，恢复管道正常排量的过程。     

含蜡原油热输管道沿程温降计算

根据含蜡原油在三个不同温度区域的比热表达式，从能量平衡关系式出发，推导出了含蜡原油热输管道沿程温度分布的计算公式，并与苏霍夫温降公式进行了比较，认为采用给出的温降计算公式可以得到更为准确的总传热系数，该计算公式应用于管道设计中，可延长热站站间距离，降低出站油温，并可进一步降低管道最低允许输量。     

埋地含蜡原油管道流动安全性评价方法

停输时间过长和管道在不稳定工作区内运行是诱发凝管的两个主要原因。针对埋地含蜡原油管道的凝管问题，提出了管道稳定运行安全指数（SOSI）和停输再启动安全指数（PRSI）的概念，根据临界输量及凝管概率确定了两个指数的等级划分，给出了使用这两个指数分别评价管道运行期间和停输再启动的流动安全性的方法。并综合这两个安全指数，提出了定量描述管道流动安全状态的管道流动安全指数（PFSI），对定量评价管道流动安全状态具有重要指导意义。以铁大线铁岭到沈阳段为例，对各月份、不同进站温度条件下的管道流动安全指数（PFSI）进行了计算，并根据管道流动安全指数确定了沈阳站安全、节能的进站温度。     

热油管道间歇输送热力水力特性

间歇输送作为原油管道低输量运行的应对措施之一,其热力水力特性较复杂。建立了热油管道间歇输送的流动与传热物理数学模型,并进行数值求解。基于数值模拟结果分析了管道的热力水力特性,结果表明:管道进站油温和站间摩阻均呈现周期性变化规律。输停比和周期运行时间是影响间歇输送管道热力特性的重要参数,输停比相同时,周期运行时间越长,温度波动幅度越大;输送时间相同时,输停比越大,温度波动幅度越小,输送阶段进站油温可恢复的最高温度越高。实际算例表明:在输停比相同、输送时间2～6d的间歇输送方案下,各站最低进站油温的差值在1℃以内。     

含蜡原油管道设计准则——最大泵功率和压力计算方法

按常规方法设计的管道对含蜡原油进行输送时，往往忽略了含蜡原油管道设计中的一个关键问题，即将含蜡原油特性考虑在内的最佳管径的选了以，这很可能导致管道凝管，使允许停输时间超大最大许可时间，泵不能提供再启动流动所需的功率。     

埋地含蜡原油管道流动安全性评价方法

停输时间过长和管道在不稳定工作区内运行是诱发凝管的两个主要原因.针对埋地含蜡原油管道的凝管问题,提出了管道稳定运行安全指数(SOSI)和停输再启动安全指数(PRSI)的概念,根据临界输量及凝管概率确定了两个指数的等级划分,给出了使用这两个指数分别评价管道运行期间和停输再启动的流动安全性的方法.并综合这两个安全指数,提出了定量描述管道流动安全状态的管道流动安全指数(PFSI),对定量评价管道流动安全状态具有重要指导意义.以铁大线铁岭到沈阳段为例,对各月份、不同进站温度条件下的管道流动安全指数(PFSI)进行了计算,并根据管道流动安全指数确定了沈阳站安全、节能的进站温度.     

不同温度下单相含蜡原油的蜡沉积规律

针对石油工业中的蜡沉积问题,利用冷指实验装置研究了单相含蜡原油体系冷却液温度、油流温度和同一温差不同温度区间对蜡沉积规律的影响,得到了单相含蜡原油蜡沉积规律的宏观特性,并利用高温气相色谱（HTGC）装置分析沉积物组分的宏观变化。在相同油温条件下,随着冷却液温度的升高,蜡沉积速率减小而沉积物中高碳数组分比例增大;在相同冷却液温度条件下,随着油温从凝点附近增大至析蜡点以上,蜡沉积量先减小后增加最后再减小,沉积物中高碳数组分比例增大;在同一温差条件下,随着温度区间温度的升高,蜡沉积量的变化有波动但油温在析蜡点附近沉积量达到最大值,沉积物中高碳数组分比例一直增大。针对实际管流,环境温度基本恒定,通过升高入口油温减少沉积的发生,因此,在含蜡原油管输中,入口油温的选取对整个管输过程中蜡沉积的形成以及形成后的清理很重要。根据实验结果,入口油温不是越高越好,应保证入口油温低于析蜡点且整个管输过程中高于凝点5℃左右。（图6,参12）     

含蜡原油的动屈服应力

在温度低到一定程度时,含蜡原油存在着屈服应力。介绍了动屈服应力物理意义及概念的引伸,指出动屈服应力是维持物料继续流动所需要的最小剪切应力,由平衡流变曲线外延确定,反映了含蜡原油经过破坏后不能完全恢复的残余结构的强度,不是唯一值。对含蜡原油动屈服应力的测量,通常采用的方法有直接法和间接法,间接法中的应力松弛法被认为是一种较好的测量方法。胜利油田原油动、静屈服应力的测量值与预剪切过程中选用的剪切率有关,由平衡流变曲线外延得到的动、静屈服应力之间存在着很大差别。介绍了动屈服应力在含蜡原油低温输送和含蜡原油停输后再启动过程中的应用。     

用储能模量表征含蜡原油的屈服值

含蜡原油的屈服性能直接影响其管输安全,当温度降低时,含蜡原油析出的蜡晶与其中的胶质、沥青质相互作用形成具有一定强度的三维空间网络结构,在外剪切力作用下,该结构屈服裂降,存在一个屈服值,即屈服应力。通过应变扫描实验法对长庆、大庆、环江、冀东4种含蜡原油进行流变性测试,结果表明：含蜡原油在线性黏弹区内储能模量基本不变,应力与应变呈线性递增关系,其线性黏弹区随着温度的升高而增大;含蜡原油的储能模量与屈服值在双对数坐标图上呈现线性递增关系,可以用结构屈服系数表示含蜡原油屈服时结构的强弱,该系数等于储能模量和屈服值的对数比值。与其他方法相比,该方法获得的屈服值结果更加稳定,易于形成相关标准。（图2,表2,参9）     

油气水三相流体高温高压流变特性实验

以大庆外输含蜡原油为实验介质,利用自行研制的高压流变特性测试系统,测试了实验油样在氮气和天然气两种气质加压条件下,油气两相和油气水三相在不同剪切速率、含水率及压力下的粘温特性,探讨了氮气和天然气的溶解度对含蜡原油析蜡点和溶蜡点的影响。结果表明：在氮气和天然气两种气质加压条件下,油气两相和油气水三相混合物的视粘度均随剪切速率的增大而减小,且温度越低剪切稀释性越明显。在相同的压力条件下,原油含水率低于20%时,油样视粘度随着含水率的增大而增大。在低于泡点压力的条件下,当以天然气加压时,油气水三相和油气两相混合物的溶蜡点和析蜡点均随压力升高而降低,而以氮气加压时的变化规律与此相反,说明天然气溶解于原油有利于改善原油的流动性。     

聚合物类型降凝剂及其应用

在原油中添加降凝剂，可以降低原油凝点，改善原油低温流动性，以利于实现含蜡原油管常温输送。聚合物类型的降凝剂可分为均聚物和共聚物两类，分别介绍了近几年国内外常用的聚合物类型降凝剂的合成方法、化学结构式和应用情况。     

含蜡原油静态磁处理降黏试验

为探究磁处理技术对含蜡原油降黏效果的影响,利用自行研制的静态磁处理装置研究磁场强度、磁处理温度、磁处理时间对含蜡原油降黏效果的影响;采用偏光显微镜对磁处理前后含蜡原油蜡晶结构进行观察,并分析磁处理含蜡原油的降黏原因。静态磁处理结果表明,最佳磁处理条件是:磁场强度100 mT,磁处理温度49 ℃,磁处理时间10 min,影响磁处理效果的因素按影响程度高低依次是磁处理温度、磁处理强度、磁处理时间;通过显微观察试验发现,磁场促进了含蜡原油中小蜡晶颗粒的聚集,使得大蜡晶颗粒的数量增多,液态烃的流动截面积增大,进而降低了含蜡原油的黏度,改善了含蜡原油的流动性。     

乌鄯线冬季冷热油交替输送运行方案

为保障西部原油管道乌鄯线安全平稳运行,实现节能降耗输送,分析了乌鄯线和阿独乌线外输哈国油物性、沿线油温、地温数据,进而探讨了乌鄯线冬季运行冷热油交替输送的可行性。研究结果表明：长输原油管道冬季低输量运行,其进站油温差距不大并与地温的变化趋势一致,沿线地温为冬季冷热油交替输送的重要参数;采用冷热油交替输送工艺,哈国油常温输送对北疆油物性影响不大;乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送,节约燃料天然气约51.6%,节能降耗效果明显,说明乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送具有可行性。     

微观蜡晶特征在流变曲线上的宏观体现

为了研究证明含蜡原油流变曲线和微观蜡晶两者之间存在一定的关联,测试了广范围剪切速率下的含蜡原油流变曲线,确立了微观蜡晶和流变曲线之间的定性关系,并且取得以下认识：广范围剪切速率下的含蜡原油流变曲线能够一定程度地体现微观蜡晶特征,其中低剪切速率下的流变曲线能够体现蜡晶形态,高剪切速率下的流变曲线能够体现蜡晶结构;并非温度越低,剪切速率对粘度的影响程度越大,在高剪切速率下,有可能存在相反的情况;在低温条件下,剪切速率存在一个临界值,只有当剪切速率大于该值时,粘度才会出现较为明显的下降;温度越低,形成的蜡晶网格结构越稳定,需要较大的剪切应力,蜡晶网格结构才能破坏。该研究成果深化了对含蜡原油流变性的认识,具有一定的理论意义。（图6,表1,参15）