冷热原油交替输送停输再启动研究

建立了冷热原油交替输送停输再启动过程的数学模型,采用有限差分法和有限容积法相结合的研究方法对其复杂的停输再启动过程进行数值模拟,所编制的软件能计算管道再启动站间的温度、压力和流量的恢复过程,考察了停输时机对停输再启动过程的影响.研究成果可为冷热原油交替输送管道安全停输时间的确定提供技术支持.     

原油管道差温顺序输送水力-热力耦合计算模型

原油差温顺序输送是指顺序输送具有不同流动特性的原油时,根据安全与节能的需要,调整油品加热温度以节约能耗的一种管输技术.建立了埋地原油管道差温顺序输送的数学模型,提出了移位网格下的虚拟边界条件法.编制了较为严格的非稳态水力-热力耦合计算程序,可用于管道设计与运行阶段出站温度、流量和压力随时调整,以及地温、原油物性和土壤物性发生变化的条件下,任意油品种类数与油品排列次序,任意批次数与批次量的工艺计算.利用新大管道原油差温顺序输送现场测试数据对模型进行了验证,结果表明各批次原油进站温度实测值与计算值的平均偏差较小,最大为1.4℃.     

稠油掺稀输送中掺稀比的优化

掺稀油输送是脱水稠油重要的输送方式之一。为了进行掺稀比的优化,降低稠油输送的能量消耗,以稠油输送动能消耗作为优化目标,建立了动能消耗与掺稀比相互关系的数学模型,并以胜利油田陈南集中处理站为例进行了分析计算。结果表明:稠油掺稀是非常有效的降黏方式,可以大幅度降低混合原油黏度;但是随着掺稀比的增大,稀油增加了混合原油的流量,输送动能消耗增加。因此,稠油掺稀输送存在最优掺稀比,掺稀比过大,反而会增加输送能耗。利用双对数模型和当量黏度的计算方法以及稠、稀油的物性,可以对最佳掺稀比进行计算分析。     

冷热油交替顺序输送过程热力问题的研究

建立了描述冷热油交替输送过程中非稳态水力、热力问题的数学模型,开发了计算软件,并对铁秦管道交替输送俄罗斯原油与大庆原油过程中的热力状况进行了模拟计算.结果表明,在冷热油交替输送过程中,当循环达到一定次数后,进站油温将呈现周期性的变化.原油的热物性参数与管道及周围环境参数对计算结果有显著影响,需准确选取.当冷油(进口原油)前行、热油(国产原油)后行时,热油油头的温降幅度最大,控制各循环中热油油头的进站温度,是确保冷热原油顺序输送安全性的关键.     

变径管道对冷热原油顺序输送混油的影响

针对管道沿线落差较大或变径时,水力瞬变对冷热原油顺序输送混油比例存在影响的问题,基于顺序输送混油理论,建立了冷热原油顺序输送混油控制方程。借助FLUENT软件对冷热原油途经变径管道水力瞬变过程进行数值计算,分析了输送顺序和流速对混油浓度的影响。研究表明:当冷热原油顺序流经渐缩管道时,混油长度增长较快,当冷热原油流经突扩管道时,混油长度增长速率降低。无论渐缩管道还是突扩管道,与前行俄罗斯油后行大庆油的输送方式相比,采用前行大庆油后行俄罗斯油的输送方式形成的混油段都较长,且突扩管段连接处和上游轴向各截面的平均混油比例波动较大。     

冷热原油顺序输送过程混油浓度的数值模拟

基于Fluent多相流(VOF)模型,采用有限容积法建立了顺序输送混油数学模型,针对冷热原油顺序途经90弯头、10m落差的管输过程进行了数值模拟。以大庆原油和俄罗斯原油为例,分析了不同输送顺序、流速、油温对混油浓度的影响。研究表明:在冷热原油顺序输送过程中,提高输送速率可以缩短混油段长度,且在流速一定的情况下,前行密度小、粘度低的俄油,后行大庆油的温度相对越低,掺混量越少;当后行密度小、粘度低的俄油,前行大庆油的温度相对越高,掺混量越少。该数值模拟结果与管道的实际运行情况相符。     

管道内流体伴随热传导的相变化数值计算

管道停输后,管内原油的温度变化和凝固过程是管道输送实践中的重要课题。文中论述了采用有限差分法来解决有关温变与相变的计算。在数值计算上,作者介绍了各种计算方法和边界条件的处理方法。     

塔河油田重质原油外输方案比选

塔河油田所产原油大部分需利用南疆铁路输送至内地进行加工,随着油田原油产量的增加,原油外运出疆面临着南疆铁路运力紧张的局面。在对油田产能建设、原油市场变化调研的基础上,对借用中国石油管道输送、自建管道及利用铁路外运三种外运出疆方案进行了比选。结果表明,由于油品性质的差异和外输规模的不确定性,塔河原油不具备借用中国石油管道输送和自建出疆管道的条件,继续利用铁路外运是塔河原油出疆比较现实的方式。该比选成果对塔河油田的地面工程建设具有指导意义。     

红—惠线管输原油加流动改进剂间歇输送试验研究

本文针对一条不满输含蜡原油输送管道的间歇输送问题,根据室内试验的结果,论证了加降凝剂间歇输送工艺的技术经济可行性。室内试验模拟停输时管道内原油的热经历;选用差分法求解热传导方程和解析式两种方法,初步计算了停输期间管内原油的温降过程;水力计算分屈服塑性体、假塑性体和牛顿体三段进行,当存在屈服假塑性体时,必须首先克服原油的屈服应力。初步预 测,加100ppm降凝剂可实现间歇输送并能全年节约经费15万元。     

利用湍流模式理论模拟顺序输送混油过程

对现有混油理论进行比较分析,从动量-质量传递耦合问题入手,建立三维非稳态的混油湍流数学模型,对微分方程采用有限容积积分法进行离散,边界条件处理采用附加源项法,源项采用线性化处理,近壁区域的计算采用壁面函数法.此外,基于PHOENICS 3.6计算软件,编制了混油问题的PLANT模块,建立混油数值计算模型的前处理q1文件,并对0号柴油、90号汽油在垂直上行与下行管道内顺序输送的混油浓度场和不同顺序输送批次下的混油浓度场进行计算分析比较,得出此研究路线的可行性.     

利用生产数据确定管输含蜡原油的粘温关系

利用热油管道清管后的生产运行数据和室内测试的含蜡原油粘温规律,得到了确定含蜡原油热输管道在线粘温关系的方法,并应用此方法得到了实际管道中原油的粘温关系.与室内测试的粘温关系比较,利用生产数据得到的粘温关系更接近生产管道中流体的性质.     

管输原油分子筛降凝工艺的可行性

当前我国东部油区已进入了低产阶段,导致管道低输量或超低输量运行,给管道输送带来了不能满足热力工况而产生的难输问题。虽然采取了热处理及降凝剂等方法,对原油进行了改性,降低其凝固点和粘度,改善了流动性,但是,由于原油的改性处理有局限性,一是降凝减粘幅度有限,二是改性原油存在时效性问题,所以仍不能彻底解决原油管输的困难。为此,提出了对管输原油进行一次改质初加工,降低原油的凝固点和粘度,从根本上改善了原油的低温流动性。移植“分子筛非临氢降凝工艺”,并选用了三种不同种类的原油进行分子筛降凝减粘试验,取得了初步效果。将该工艺应用到原油管道输送,需在输油管道的首站增设一座原油分子筛降凝减粘装置。     

一种新的胶凝原油管流启动屈服应力测算方法

准确预测胶凝原油的启动屈服应力,是实现含蜡原油管道安全经济输送、避免"凝管"事故发生的关键所在。以管流试验数据为基础,分析了管道轴向受压时间差异对胶凝原油启动屈服应力测量结果造成的影响。结果表明:在管流装置中,启动屈服应力的测量值随测量管段长度的增大呈减小的趋势。结合三参数双曲模式触变方程,提出了一种基于非线性最小二乘拟合原理的数据处理方法,能够求得测量管长趋于无限短时胶凝原油的启动屈服应力,统一了对特定工况下凝油结构强度的评价标准。     

原油含水对管道运行的影响

介绍了水在原油中的存在状态及含水率的测量方法,结合马惠宁管道近期的实际情况,就原油含水对原油流变性、管道运行及设备的影响等问题进行了试验研究,指出:(1)在一定范围内,原油的粘度和凝点随含水率增加而增大,含水率低于5%,对原油流变性影响不大;(2)高含水原油进入管道会造成管道运行不稳定,并使管输能耗明显增加;(3)靖马原油所含水分对管道和设备具有较强的腐蚀性,并影响了加热炉的正常操作;(4)应避免3m罐位以下的高含水靖马原油集中进入管道,对这部分原油可采取与马岭原油掺合的输送工艺。     

原油输送中DMDS硫溶剂的性能与再生试验

针对含硫原油输送中对管道造成的严重腐蚀,研制出了以ＤＭＤＳ为主剂的硫溶剂来除去原油中的硫,并对其性能和特点以及再生的方法进行了评价和研究。通过试验得出以ＤＭＤＳ为主要原料的硫溶剂在低温条件下溶硫速度快、溶硫能力强,是清除管道内原油中硫的有效溶剂。对原油管道的防腐起着重要的作用。     

管输剪切作用对加剂原油流动性的影响

在管输过程中，添加降凝剂的原油必然受到泵剪切和管流剪切作用。研究表明，在原油析蜡高峰区的温度范围内，泵剪切和管流剪切都会影响加剂原油的低温流动性。在缓慢降温过程中，管流剪切的影响可以超过泵剪切的影响。     

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。     

埋地热油管道停输降温过程的研究

介绍了数值求解埋地热油管道停输过程中管内油品、管外保温层和管外土壤温度场3个数学模型确定管道停输降温过程的方法,指出埋地不保温热油管道停输后,管内油品与管外土壤同时降温,管外土壤存在降温影响区,而埋地保温热油管道停输后,管内油品温降速度则明显小于不保温管道.     

原油差温顺序输送最大安全停输时间

原油差温顺序输送管道最大安全停输时间的确定是目前原油顺序输送技术领域重要而又尚无公认可行方法的技术难点。为此,基于数值模拟结果,从“再启动难易程度”的角度对停输安全性进行分析。通过一系列理论分析,导出了既能满足生产需求又简便易行的原油差温顺序输送管道最大安全停输时间的确定方法：对于不存在停输危险性的停输时机,理论上最大安全停输时间为无穷大;对于存在停输危险性的停输时机,通过数值模拟分析,先找到刚好使无量纲排空时间趋于无穷大的停输时间,再进一步在该停输时间附近找到满足判定条件“只要再启动过程出现进站流量随时间减小的现象都不安全”的停输时间,即最大安全停输时间。该方法同时适用于普通含蜡原油管道。     

含蜡原油管道含蜡量计算及加剂油头跟踪方法

针对高含蜡原油因结蜡导致管道堵塞和停输再启动困难的问题,基于运行参数分析,通过长输管道水力摩阻计算公式变换及SPS模型拟合,计算得到了管道内以结蜡为主的不可流出物的含量,并利用加剂油头到达末站引起过滤器堵塞及油头凝点变低的现象,得到了管道内实际不可流出物的体积,与模型计算结果对比表明：计算含蜡量与实际含蜡量相吻合,模型基本满足要求。由于乍得加剂高凝油与非加剂高凝油的黏度差别较大,提出了一种根据各阀室站场间压力差变化来跟踪加剂油头的方法,用于判断加剂油头到达的大概位置,为高凝高含蜡原油管道加剂时间及加剂量的确定提供参考。