清蜡技术在中洛管道上的应用

分析了中洛管道受打孔盗油等因素影响结蜡和凝管的原因.介绍了中洛管道清蜡的具体步骤,比较了其清蜡效果.结果表明,在输油管道停输再启动的基础上,定期对管道进行清蜡,可有效提高管道输送能力.     

彩石输油管道停输再启动过程试验研究

在对彩石输油管道原油流变性研究和停输再启动过程计算机数值模拟的基础上,成功地进行了彩石输油管道现场停输再启动试验。为验证数值模拟计算结果的可靠性,并将试验结果与计算机模拟计算结果进行了对比分析,提出了对彩石输油管道安全运行管理几点建议。     

彩石输油管道集输再启动过程试验研究

在对彩石输油管道原油流变性研究和停输再启动过程计算机数值模拟的基础上，成功地进行了彩石输油管道现场停输再启动试验。为验证数值模拟计算结果的可靠性，并将试验结果与计算机模拟计算结果进行了对比分析，提出了对彩石输油管道安全运行管理几点建议。     

胶凝原油管道再启动研究进展

介绍了国内外学者对胶凝原油管道再启动问题的认识,指出了现有启动模型的不足,认为通过试验的方式研究胶凝原油停输再启动的问题,可以为输油管道设计过程中管材的选择、管道允许停输时间的确定和最小启动压力的预测提供科学依据.     

秦京输油管道停输再启动安全性评价与建议

目前秦京输油管道处在接近于生产规程规定的最低输量状态下运行,流动安全性问题值得关注。针对缺少定量评价结果的情况,利用原油管道停输再启动凝管概率计算软件,评价了秦京输油管道在当前输量和生产规程规定的允许停输时间下停输再启动的安全性,并提出在不同站间合理分配安全裕量的建议,探讨了基于流动安全性评价结果,分站间进行工艺参数优化配置的可行性。秦京输油管道全线大部分站场在全年大多数月份安全性良好,可以考虑通过降低进站温度或延长允许停输时间等方法合理分配安全裕量,为秦京输油管道在保障流动安全性的前提下实现经济输送提供保证。     

含蜡原油管道停输再启动的安全性问题

总体评价了国内外埋地含蜡原油管道停输再启动的研究现状,认为造成停输温降和启动压力的计算结果与实际存在偏差的主要原因是,原油流变性、环境及管道运行工况等参数的不确定性、建立数学模型时的不合理假设和尚无法对原油的剪切历史和热历史效应进行定量描述.说明了运用确定性方法对含蜡原油管道停输再启动安全性进行评价的缺陷,指出了停输再启动问题的难点所在,提出了停输再启动安全性评价的研究方向.     

庆哈埋地管道允许停输时间的计算

输油管道停输后，当管内原油温度降到一定值时，管道的再启动会遇到极大的困难，甚至造成凝管事故。为了避免凝管事故的发生，需要对输油管道的停输安全性进行研究。通过对大庆-哈尔滨埋地输油管道的测试与分析，采用两种不同的方法测试了管道在各种地势条件下的总传热系数，确定了庆哈输油管道停输后的最危险截面。在充分考虑大地恒温层、热油管道对大地温度场影响范围的基础上，建立了管道停输时的非稳态传热简化物理模型及相应的数学模型，并编制了模拟计算软件，计算得出了管道停输后管内原油温度随时间的变化规律及庆哈管道的允许停输时间，计算结果对输油管道的科学管理具有指导意义。     

含蜡原油管道停输再启动压力计算新方法

为了提高含蜡原油管道停输再启动压力计算的准确度,在传统启动压力计算模型的基础上,建立了一种新的含蜡原油管道停输再启动压力计算方法。以刘天佑启动模型为基础,将再启动压力模型分为高程引起压降、惯性压降和摩阻压降3个部分,考虑管道沿线高程差引起的压降,并对管道进行区域离散化来求解摩阻压降。摩阻压降中由于触变性因素造成的压降,采用更适合于表达含蜡原油触变性的Houska触变模型。利用新建计算模型编制了相应的计算程序,代入秦京输油管道历年数据进行模拟计算,计算结果与实际情况相吻合,表明改进模型更具准确性和广泛适用性。     

热油管道停输再启动模拟试验

为掌握热油管道停输再启动过程中温度和压力等参数的变化规律,在大庆试验基地进行了架空管道停输再启动模拟试验。试验结果表明,热油管道停输初期的温降速率比停输后期的温降速率快;管道停输再启动一定时间后出现压力的最大值,此后压力随着启动时间的延长逐渐降低,最后达到稳定状态;管道停输再启动后,出口温度先随启动时间的延长迅速增加,当管道运行一段时间后,管道末端的进站温度趋于稳定;管道停输再启动后,流量虽有一定的波动,但很快达到稳定状态。     

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.     

重油管道改输柴油的实践

介绍了兰州石化公司302厂至兰州炼油厂的重油管道改输柴油的具体改建方案。通过水力计算,校核了离心泵的实际工作点。针对降低能耗、增大输量、气温影响和冬季停输再启动等技术问题,确定了改建后管道的合理运行方案,提出了保证管道安全运行的管理措施。     

深水油气管道再启动过程模拟计算

为了研究深水油气管道再启动过程的多相流动和传热规律,结合传热学和多相流理论,建立了深水管道再启动过程数学模型,给出了模型的定解条件和求解方法;利用该模型,仿真模拟了深水管道再启动过程中温度和压力等参数的变化规律;在此基础上对水合物的生成情况进行预测并分析参数敏感性。研究表明：启动流量、绝热层的导热系数和厚度可以明显改变管内流体的温度分布,且启动流量越大、绝热层导热系数越小、厚度越大、管内流体温度越高,生成水合物的风险越小。研究结论可为深水油气管道再启动的安全进行提供理论指导。     

天然气管道三种碰口作业方法及其确定

以靖西天然气长输管道改扩建中碰口作业实践为例,概述了停输带气微正压、停输置换不带气及不停输带压封堵三种碰口作业方法及其具体实施过程。通过对比分析,提出了这三种管道碰口作业在现场施工时应注意的问题,认为应针对管道对口焊接的目的性、时间性、焊接位置和下游用气情况,根据高效、安全、经济的原则来合理确定管道的碰口作业方法。     

库鄯线减压站的控制

库尔勒—鄯善输油管道是我国第一条穿过大高差地段的常温密闭输送管道。大高差将会使管道高点不满流,造成液柱分离;停输时造成管道最低点超压。解决大高差给管道运行带来危害的方法是增大低点处管道壁厚或设置减压站。而减压站的关键设备是减压阀。正确选择性能优越、安全可靠的减压阀,制定合理稳妥的控制方案,是保障管道安全运行的关键。介绍了所选减压阀的技术性能、减压站的工艺流程、控制原理、控制程序及减压站上游压力设定值的计算。指出为将清管清出的又大又硬的蜡块破碎,在进站方向加一个碎蜡器,其效果尚待检验;管道最高点压力,只用于监视报警不参与控制;管道最低点既不参与监视报警,也不参与控制等,都是设计中存在的问题。     

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.     

原油管道YOYO系统流动安全性

原油管道因故停输时,在非事故站间采用YOYO系统可以使原油在站间往返流动,避免凝管事故发生。YOYO系统由分别设置在两个相邻泵站的储罐和螺杆泵组成,其运行过程与正反输工艺相似,但两者使用目的不同。详细说明了YOYO系统的工作流程,建立了其运行过程的传热数学模型,讨论了正反向输送时的初始条件和高程差。基于算例管段,计算讨论了YOYO系统运行过程中的温降规律,分析了采用YOYO系统后管输原油的流动安全性,结果表明：该方法对于事故停输管道是一种潜在可行的安全措施。     

梭式管道爆破保护装置的动态特性

梭式管道爆破保护装置是一种自力式全自动保护装置,当管道泄漏达到设定的保护值时,可迅速截断输制止泄漏。为防止水击采用减缓关闭时间,拉长关闭行程和向外泄压等措施。推出一种无冲击梭式管道爆破保护装置,并对该装置的动态特性进行了试验研究,测量出水击压力瞬态冲击波形、峰值大小和波动持续时间等动态特性,并对试验结果进行了分析,确定出最佳方案,使管道运行更加完全可靠。     

河南油田含水稠油粘温关系的研究

通过管道模拟试验数据及关系曲线,运用管道输送水力计算的基本理论和回归法,拟合了不同工况下稠油管道模拟运行的粘度与温度和含水率的关系.研究结果已应用于河南油田稠油集输管道的设计和生产运行控制,不仅降低了投资成本,而且运行效果很好.