铁大线蜡沉积厚度及经济清管周期计算

我国所产大多数原油含蜡高、凝点高,低温下粘度大,而在管道输送原油过程中蜡在原油中的溶解度随温度的降低而下降,当管壁温度低于析蜡点时,蜡晶不断在管壁上析出,从而减少有效管径、降低输量和增大压降甚至阻塞管道,即形成"蜡沉积"。     

铁大线蜡沉积厚度及经济清管周期计算

我国所产大多数原油含蜡高、凝点高,低温下粘度大,而在管道输送原油过程中蜡在原油中的溶解度随温度的降低而下降,当管壁温度低于析蜡点时,蜡晶不断在管壁上析出,从而减少有效管径、降低输量和增大压降甚至阻塞管道,即形成“蜡沉积”.     

长输热油管道的节能降耗优化分析

管道加热输送是我国原油常用的输送方式,特别是高粘易凝原油,在输送过程中需要消耗较多的热能和压能。在保证管道安全运行前提下,以管道系统单位能耗费用最小为目标,建立了优化的数学模型,对原油加热输送管线的运行参数进行优化设计。以某输送管线为计算实例,确定了经济合理的出站温度和压力等运行参数,对于降低热油管道能耗和运行管理具有一定的参考作用。     

曲西输油管道优化运行分析

低输量下输送含蜡原油的管道在输送过程中存在凝管的风险,为了防止发生凝管事故发生,需要提高出站温度,从而增加了管道运行的热力费用,从优化运行方案的角度研究降低曲西输油管道的能耗方法,在保证进站温度高于析蜡高峰温度的前提下,适当降低出站温度,有利于降低管道运行的总费用,计算结果表明定期对管线清管的运行费用低于通过加热防止石蜡析出运行的费用。     

出站温度调节对输量影响的分析

采用SPS仿真软件建立某天然气长输管道的物理仿真模型,基于模型具有一定精度和可靠性的基础上,利用其特有的短管组件模拟空冷器来进行出站温度调节,分析出站温度调节对输量的影响.分析研究结果表明,当天然气出站温度低于42 ℃或介于70～80℃时,出站温度调节对输量影响很小,当天然气出站温度介于54～70℃时,出站温度调节对输量影响较小,因此都不利于冷却输送.当天然气出站温度介于42～54℃时,出站温度调节对输量影响较大,利于冷却输送.当天然气的出站温度为40℃和70℃时,输量的增加量为21.12×104m3/d,即单位天时间内管道的输送能力提高21.12×104 m3.     

智能流量计在高压凝析油(气)井的应用

CUYD旋进旋涡智能流量计在天然气测量时,通过改变井口工艺流程,降低介质温度变化对计量误差的影响,找出适合于塔河油田高压凝析油(气)井输送过程析出高压天然气的计算公式,为凝析油输送过程中高天然气的计量提供了新的解决方案。     

输油站技术参数合理优化研究

输油站在输送高粘度重质原油时，由于受上下游供销情况的影响，输送量不断变化，上游来油温度不确定性等因素，需要合理控制生产运行参数。对于已投用的输油管道，优化原油出站温度，能够降低原油输送成本。以塔雅输油管道为例，建立输油动态控制参数图，指导输油站的优化生产运行。     

对输油管道进站温度的节能办法探究

经过分析得出热油输送管道油品出站受温度影响非常大,例如可以通过降低出站的温度就可以节约热油管道需要的燃料油;为了进一步的把出站温度降低我们可以降低总传热系数;除此之外,为了降低使用燃料油可以适当的把管道的摩阻增加,这样就可以达到节约材料,降低消耗,有效的节能了。这篇文章主要分析了节流降耗对不满输管道重要性,同时为了有更好节能效果,通过讨论和分析得出控制输油管道的进站温度就可以降低功耗同时分析该方案的可行性。     

稠油掺稀管道输送工艺特性

对国内某WK掺稀稠油保温管道,进行工艺特性分析和安全输送能力计算。结果表明：①加热输送的掺稀稠油管道存在随输量减小压降急剧增大的不稳定区;②掺稀比增大时,管道的不稳定工作区左移,安全输送的临界输量减小,有利于管道在低输量下安全运行;③最大输送能力并非随掺稀比或首站出站油温单调递增;在某一掺稀比和/或首站出站油温下,WK掺稀稠油管道具有最大输送能力;④WK线的整体压降受掺稀比、输量的影响较大,但季节对压降的影响很小;⑤WK线整体温降主要受输量影响,而掺稀比、季节对其影响不大;⑥对于同一种掺稀比稠油和同样的出站温度,在不同季节下的末站进站温度、临界输量以及最大输送能力相近。     

偏光显微法测定含蜡原油析蜡点的影响因素研究

在含蜡原油析蜡点测定和蜡晶特性分析等研究中,偏光显微法以其灵敏度高、接近实际、直观等优点而得到广泛应用。但该方法受测试条件和人为因素的影响较大。以阿赛线某站原油为研究对象,探讨不同热处理温度、偏光显微镜放大倍数和试样盖玻片自身缺陷等因素对含蜡原油析蜡点偏光显微测定的影响。结果表明：热处理温度对原油的析蜡点和蜡晶结构有较大的影响,盖玻片自身缺陷在一定程度上将干扰析蜡点的准确判断。     

不同加热温度和降温速率对含蜡原油析蜡点的影响

利用差示扫描量热法(DSC)对原油的析蜡特性进行分析,并得到了析蜡过程的热谱图和dh/d T-T曲线。以大庆原油为研究对象,对dh/d T-T曲线进行分析,探讨了加热理温度、温降速率对析蜡点的影响。结果表明:加热温度高于溶蜡点温度时,析蜡点随温变化小;加热温度低于溶蜡点温度,析蜡点随温度的降低先增大后减小。温降速率越大,析蜡点越低。     

双层保温注水海管在垦利10-4油田的应用研究

垦利10-4油田原油的物性具有含蜡高、析蜡点高、凝固点高的特点,在水驱开发中,若采用常规单层注水海管输送注水,注水温度偏低,低温水注入地层会形成冷水带,不仅使原油由牛顿流体转变为非牛顿流体,改变原油的渗流规律,而且析出的固体蜡质也会造成油气层污染,影响注水开发效果。为了解决注水温度低的问题,提高采收率,垦利10-4油田注水海管采用双层保温设计,经热力计算和现场验证,注水温度能达到采油工艺要求。     

西二线西段增输能力分析

总结国内外天然气管道的增输技术,常用的增输技术包括:大口径高压力输送、增加压气站、降低出站温度、管内壁内涂层、天然气减阻剂、利用压气站备用功率。为了提高天然气管道管输效率,结合西二线西段的运行现状,研究西二线西段采用不同增输技术的可行性和经济性。研究表明:当增输量超过40%以上时,应选择增加压气站数量或增加副管增输。当需满足不同季节或短期小幅度增输需求时,可采用提高压力、提高运行压力、添加天然气减阻剂和降低出站温度等措施。     

海上X油田高析蜡点原油结蜡量动态实验研究

海上X油田原油析蜡点较高,生产过程中井筒会出现结蜡现象,为指导油田开发前期研究方案设计,设计了一套结蜡量动态实验装置对原油在不同温度、不同流速下的结蜡量进行研究.结果表明:在初始结蜡点以下,同一流速条件下结蜡管结蜡量随流体温度降低而增加;驱替过程中结蜡量受流速影响较大,同一温度下结蜡管结蜡量随流速降低而增加;通过预测实际油管结蜡厚度判断长时间生产会堵塞油管影响原油举升.建议在前期设计时应以初始析蜡点作为设计依据进行防蜡设计,在实际生产过程中尽可能提高原油产量,生产中需要加强析蜡点监测,随时调整和加强防蜡措施.     

西部管道综合热处理余热回收工艺研究

通过对西部管道原油输送工艺现状的研究,发现了原油外输温度过高,引发的一系列问题,特别是破坏管道的防腐层和能耗过高,浪费能源等问题,提出了实施进一步的热能回收,即通过增设油-油换热器将出站高温原油热量进行回收,通过计算结果表明能够减少加热炉负荷,节省能源,在短期内就能实现增效的目的。     

输油管道顺序输送的热力模拟研究

同一管道输送流变特性差异很大的多种原油,不同凝固点不同出站温度的原油顺序输送,必然导致土壤温度场的波动,这是一个不稳态传热问题,因此建立了顺序输送不稳态温度场及土壤温度场模型进行分析.利用有限差分法,使用混合网格,即在差分网格的划分中使用了混合网格法,在土壤内部的大部分区域使用矩形网格划分,在管壁附近使用极网格;把模型的热传导偏微分方程转化为线性方程组,用迭代法求解.以湛江至茂名输油管道为例,对其顺序输送不同国家原油的热力状况进行了模拟计算.通过对混输中各阶段油头温度和土壤温度场的分析可知,该模型可确定顺序输送次序和油品出站温度等参数,为制定管输方案提供理论依据.     

一种原油降凝剂开发及其在外保温层破损海底输油管线的应用

南海东部某油田含蜡约20%,析蜡点在32. 9℃,正常海底输油管线海管进口温度98℃、出口温度约86℃,海床温度约19²3℃;海底输油管线外保温层破损,双层保温海管渗透进入海水,海管无法起到保温作用,原油输送过程中热能在海管中损失,出口端温度急剧降低,海管面临堵塞的风险。介绍了一种针对该油田油品性质和海管破损数据情况的原油降凝剂开发及其在该油田的应用。     

降低稠油管道输送温度的工艺技术

目前对于粘度大、凝固点高的稠油管道,国内外一般都采用加热输送,使其在管道输送时不凝、低粘,以降低输油的动力消耗.如果在满足安全输送条件下,降低输送温度,就会降低能耗.本文对辽河油田的坨一渤输油管道进行工艺技术研究,提出来降低了稠油管道的输送温度的工艺技术,减少了管道的运行成本,提高了企业的经济效益.     

集输工艺对高蜡原油中降凝剂作用的影响分析

高蜡原油的集输工艺对降凝剂的降凝降黏作用有较大影响。使用降凝剂AE对吉林木南原油降凝处理,考察了集输过程中降凝剂加量和加剂温度、泵的高速剪切、原油的重复加热和输送过程中冷却速率等工艺条件对降凝剂作用效果的影响。结果表明,降凝剂最佳加剂量0.7%,最佳加剂温度70℃,高速剪切温度应在析蜡点10℃以上,重复加热温度应不低于60℃,在55～40℃的析蜡高峰区应使原油温度缓慢降低。     

原油管输过程憥单耗分析研究

根据热力学第二定律,将单耗分析理论应用于原油管道的输送过程,提出了原油管输过程的压憥单耗、热憥单耗以及附加单耗的值和费用的计算方法,并通过系统单因素敏感性分析方法,以大庆某油田管道为例,从温度、压力和输量3个方面分析原油管道单耗随不同影响因素的变化规律,进而确定原油管输过程最优的温度、压力和输量。研究结果表明:随着出站温度的增加,总憥单耗费用先减小后增大,在出站温度为339K时达到最优;随着出站压力的增加,压憥单耗费用逐渐增大,热憥单耗费用逐渐减小,总憥单耗费用逐渐增大,出站压力应取输送工艺要求下的最小值;随着输量的增加,总憥单耗费用先减小后增大,在输量为35 m3/h时达到最优。