冷热油交替顺序输送中热力问题分析

针对冷热油交替顺序输送过程中的热力问题进行了分析,指出了文献[1]引用的边界条件存在的问题和与实际情况存在的差异。在对边界条件和相关公式进行修正后,得出了与文献[1]不同的计算结果,并在东营-滨州管道投产各项测试数据分析的基础上,给予进一步论证。今后若采用俄油与大庆油冷热交替输送,仍以文献[1]中表明的7天为一个循环,则每个循环中俄油不加热输送时间必须缩短,即对冷油提前加热,以恢复温度场,确保高凝点的大庆原油以33℃安全温度进站。     

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.     

冷热原油交替输送的传热过程研究

针对冷热原油顺序输送过程中的热力问题展开讨论,建立其二维传热数学模型,在模型中将土壤的半无限大区域转化成有限矩形区域,利用有限差分法进行离散化求解。利用此方法对新大线输送高凝点和低凝点原油的实际运行监测数据结果进行计算,其计算值与实测值误差较小,建立的该数据模型能够满足工程需要。     

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.     

秦京管道输送冀东原油低输量运行方案

针对2008年以来秦京输油管道低输量输送冀东原油的运行需求,以冀东原油基本物性参数为基础,研究了热处理温度对冀东原油低温流变特性的影响,筛选了改性效果最佳的降凝剂,确定了加剂浓度和热处理温度,制定了秦京输油管道输送冀东原油(输量为280×104t/a)的运行方案。根据原油流动能量耗散理论,利用加剂原油凝点预测数学模型,预测了加剂冀东原油管输过程中地温显著变化时的凝点变化情况。     

长输管道冷热油交替输送热力影响因素分析

针对冷热油交替输送管道的设计与运行,通过冷热油交替输送软件计算,考察了输送距离、年输送批次、相对输量、管道输量和出站温度等热力影响因素对原油流动安全的影响,总结了长输管道冷热油交替输送的典型热力特征,深化了对冷热油交替输送规律的认识.     

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。     

鄯乌线出站温度调节强化天然气输送的可行性

鉴于国内冷却输送天然气技术处于初步探索阶段的现状,以鄯乌线为例,根据输气管道的水力、热力计算公式,定量分析了气体出站温度调节对于强化天然气管道输送的可行性.分析结果表明,当气体出站温度高于70℃或者低于56℃时,出站温度调节对输量影响很小,温度过高或过低都不利于强化天然气的输送;当气体出站温度介于70℃和56℃之间时,随着温度降低,输量缓慢增加;当气体出站温度为65℃和56℃时,管道输送能力增加6.5%.根据计算结果,针对管道的运行管理和进一步深入研究该问题应考虑的因素提出了建议.     

原油改性处理的管道输送工艺

介绍了原油管道加热输送工艺存在的缺陷、原油改性处理输送工艺的发展史及我国应用化学改性处理工艺的概况。原油改性处理工艺的基本原理是控制条件或添加某种化学的来影响蜡的形态,消弱蜡结合趋势和结构强度,从而推迟原油胶疑的发生。其方法可分为的物理(热处理)和物理化学(添加化学刘)两大类。指出唯有石蜡基或混合基原油一含蜡多者,才有可能用化学剂降凝。有效的降凝剂基本都具有长烃链和极性基的聚合物。其单体中的碳原子数要和原油中的蜡主体部分碳数相适应,才能达到最好的效果。加剂温度、处理温度、降温速率和方式、处理最终温度等是取得最佳效果的工艺条件。对于改性效果的评定,除遵照中国石油天然气行业标准外。还必须做更全面的考察。比较详细地介绍了改性处理工艺实施中的特殊问题。     

油品混合输送在西部原油管道的应用

对塔里木油、哈国油和北疆油以不同比例混合后进行凝点测试,分析不同热处理温度与相同热处理温度下不同加剂量对油品凝点的影响,得到不同混油比例热处理温度及加剂量对油品凝点的影响规律,即重复热处理温度需高于40℃,加剂量控制在25 mg/kg.基于实验室研究结果,在西部原油管道输送混合原油的过程中,沿线取样进行凝点测试,获得不加剂和加剂混合原油经沿线复杂热历史和剪切历史作用后凝点的变化情况,由此得出:首站一站启炉即可保证管道的安全运行,同时可结合管道特点制定安全、经济的运行方案.     

阿赛管道稳定运行的进站温度预测与评价

长距离热油管道输送介质的组成一般比较复杂,为维持其经济输送温度,常出现蜡等重有机物固相沉积问题。当固相沉积超过一定程度时,不仅显著增加管道系统的动力消耗,而且严重威胁其运行安全。因此,合理预测热油管道稳定运行的进站温度对保障其安全经济运行尤为重要。依据阿尔善-赛汉塔拉输油管道2008-2010年的历史运行参数,结合苏霍夫温降理论,反算全线7个管段稳定运行期间的总传热系数K,提出不同管段的月推荐K值,以此预测各管段2011年上半年的进站温度,探讨偏差产生的主要原因与预测结果的可靠性。研究结果表明:由热油管道历史运行参数反算得出的推荐K值,可以较好地预测该管道今后的温降趋势,误差在-4～4℃内的可信度高于90%,但进站温度预测值可能因固相沉积而略低于实际值。     

中哈原油管道在沼泽地区的敷设

介绍了中哈原油管道沼泽地区施工的情况,针对该工程在穿越阿亚古兹河沼泽和腾杰克河东西岸沼泽遇到的问题,采取了在管沟两侧50m范围内修筑拦水坝,每隔6m设置压重块,每焊接完3000m钢管就及时下沟等有效施工措施。对今后管道在沼泽地区施工有一定的指导意义。     

库鄯输油管道常温输送工艺及所输原油物性变化

介绍了库鄯输油管道的特点和塔里木原油物变化情况，对库鄯输油管道常温输送的安全可靠性进行了分析，提出了生产运行中应注意的几个问题，说明了对塔里木原油物性进行跟踪测试的必要性。     

长呼原油管道优化运行分析

长呼原油管道为保温管道,在投产运行的首个冬季,没有成熟的运行经验可供参考。为此,梳理了运行影响因素,进而通过对沿线油温、地温及物性进行跟踪统计分析,逐步调整优化运行方案,在确保安全运行的前提下,实现了节能降耗。通过优化运行方案,由全线各站全部启炉（运行6台加热炉）调整为仅需3站启炉（运行4台加热炉）,全线温降相比设计和投产初期温降数值大幅降低,降凝剂用量节约25％,实际运行平均总传热系数低于设计值。由此可知,保温原油管道结蜡现象不明显,生产单耗小,节能优势明显。     

GY—3降凝剂在靖—马输油管道上的应用

分别对靖定原理，吴旗原油添加了ＧＹ－３降凝剂，并在靖马管道上进行一现场试验，通过对改性后的输送工艺参数进行分析，认为最佳降凝剂注入量为５０ｍｇ／Ｌ，最佳处理温度为６０℃通过对加热输送，加剂输送两种方案的经济对比分析，认为加剂输送，不仅实现了优化布站，而且还降低了管道建设工程费用，有着显著的经济效益。     

CE—H降凝剂在河石输油管道上的应用

河石输油管道自１９９３年投产以来一直在低输量下运行。为了解决这个问题，对管输原油添加ＣＥ－Ｈ降凝剂进行了室内和现场试验。结果表明，河石线管输原油添加５０ｍｇ／Ｌ ＣＥ－Ｈ降凝上的并加热到７０℃综合处理，具有较好的降凝，降粘效果。     

跨国原油管道分界处工艺输送方案的选择

针对我国第一条跨国大口径输油管道——哈中原油管道在分界点处的输送方案,与在境内管道输送存在着很大差异的特点,对该管道的工艺输送方案进行了技术分析和经济比较,为其它跨国管道的设计和建设提供借鉴。     

一种新型的海底管道自埋施工技术

介绍了一种利用水流自埋管道SPOILER((管道)搅流器或阻流板)的技术原理、应用的水文地质条件和安装方法。实际应用表明,甬沪宁杭州湾海底管道安装SPOILER后,不仅可以促使海水冲蚀海床快速形成浅沟,达到管道埋深要求,而且还可以节省费用,确保海底穿越管道的稳定运行。     

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