中洛复线间歇输送技术研究

在充分分析间歇输送的目标函数和约束条件下,给出了中洛复线月输量 １０万ｔ的间歇输送方案,研究发现,夏季不同阶段停输再启动过程的停输温降及启输量、启动压力变化不大;秋冬季气温地温至下降趋势时,停输温降及启动压力越来越大,启输量越来越小;春季各参数的变化趋势与秋冬季相反。     

百重七稠油输送模式分析

百重七稠油产量近年不断下降,就近无可用的油源补充,现有的间歇低输量输送至百克站的模式已不能满足管线安全输送要求,需研究可行的输送方案。利用SPS仿真软件建立管输模型,分别进行瞬态热力、水力计算分析,确定冬季最恶劣工况百重七稠油管线柴油馏分置换停输与再启动间歇输送结合的大间歇输送模式,即低库存时利用末点百克站来柴油馏分反顶置换后停输,高库存时在站内循环加热稠油后重启百重七管线。     

多源单汇液态轻烃管网系统调度优化

多源单汇系统轻烃外输时源点之间相互影响强烈,启泵注入的次数越多,管内水力波动越频繁,而注入次数与源点外输模式及调度计划密切相关。针对各源点变流量间歇输送多种轻烃的调度计划存在频繁切换外输轻烃问题,建立了以切换次数最少为目标,以源点轻烃库存、注入点压力、源点外输模式为约束的MINLP调度优化模型,结合目标函数的物理意义与约束条件的特点采用状态转移法进行求解,计算得到切换次数最少的外输方案,并给出切换操作顺序、压力和库存历史模拟数据。以大庆油田杏区轻烃外输为例,各源点的三种烃分别从相应储罐泵送至主管道外输至终端,对不同时长的模拟结果表明,优化可减少40%~50%的启停泵次数,既充分利用了油库等设施又减少了频繁启停泵带来的能耗及管理风险等问题,保证了管网的平稳高效运行。     

同沟敷设中热油管道停输过程模拟分析

管内油流的传热与土壤中导热的耦合由管道内流体换热量和土壤中导热量的平衡关系建立联系.用分段法对鄯兰线停输温降进行数值计算,油品的物性参数及周围环境参数是根据实验数据、西部管道勘察设计数据以及历史资料来分段确定.数值计算结果表明,对于西部管道的土质环境及敷设方案,2月份停输72 h内无输送危险;沿线加热站布置合理,加热设施选配得当;同沟敷设间距为1.2 m时,成品油管道对原油管道停输温降的影响比较小.     

原油正反输送停输初始状态安全性分析

为了明确原油正反输送过程中不同停输初始状态与停输安全性之间的关系,首先,通过分析正反输送一个周期管内原油的流动状态,创新性地将一个正反输周期划分为正输冷油控制阶段、正输热油控制阶段、反输冷油控制阶段、反输热油控制阶段四个运行阶段;然后,在分析不同阶段管道温降特点的基础上,从油温变化的角度对不同运行阶段停输初始状态的安全性进行定性分析;最后,定义描述正反输送工艺不同停输初始状态安全性的新变量"安全停输概率",从定量的角度对原油正反输送不同时刻停输初始状态的安全性进行分析。结果表明,安全停输概率为±0时,停输安全性最低;安全停输概率为±1时,停输安全性最高。     

埋地热油管道间歇输送过程研究

原油管道低输量情况普遍存在。当管道输量低于允许最低输量时，如能采用间歇输送工艺可以有效解决这一难题。在充分分析集输工艺过程中的目标函数和约束条件下，给出了埋地热油管道间歇输送的数学模型，并对模型进行简化及编程。１９９６年５月在中－洛管线上成功地进行了间歇输送工艺现场试验，并用此模型进行模拟计算，模拟结果与实验结果基本一致。     

塔中输油管线高压差运行问题分析及优化研究

塔中1~#集气站外输油管线在输送过程中出现压降过大的问题,当启输压力过高时,集气站分离器安全阀有起跳风险,严重影响了正常生产。利用OLGA模拟软件对外输管线输送过程中压力、温度、气液流速等参数进行了计算;分析了油品黏度、气阻、管线输量对管线运行压降的影响,得出了管输压降大的主要原因是气阻。针对现场实际情况,采取油品闪蒸后输送以及提高管线输量等优化措施,均可以降低启输压力,有效地解决输油管线运行压降过大的问题。因此,对于高压多起伏输油管线要保证输量或降低油品中的溶解气量,以避免产生气阻而导致压降过大的问题。     

典型含蜡原油管道运行数据分析

惠银线全年分为春夏秋冬4个工艺运行时期,使用全线温降法分析管线油温数据,获得不同时期全线总油温损耗;常温输送首站油温必须高于33℃。通过分析管线全年中间站场启炉运行工况,对比各管段百公里摩阻数据,获得夏季常温输送,应关注灵武至永宁管段摩阻变化,其余时间关注永宁至银川管段摩阻。利用公式计算获得不同月份各管段总传热系数,在温降及停输计算中总传热系数应采用实际计算值。     

轻烃管网顺序输送的可行性研究

某油气田轻烃管网系统目前采用间歇混合输送的方式将原稳烃、浅冷烃和深冷烃混合输送至下游,存在管网压力偏高且波动大、管输轻烃质量差、外输泵能耗偏大、管网运行操作难度大等问题。为此,借鉴成品油管道顺序输送原理,综合考虑各站场产烃类型、产烃量、泵机组外输量、启泵时间需求、管道承压能力、输烃顺序、混烃界面等,计算得出轻烃管网的顺序输送方案,并提出了顺序输送时应遵循的原则:①所有站场采取集中注入方式进行轻烃注入作业;②应尽量避免各站场同时注入轻烃,采取相邻站场相继注入的方式,确保管道稳定运行;③各站场注入轻烃时应避开混烃段;④各站场注入轻烃管网时,必须满足各注入支线的管输能力及外输泵的工作流量要求。最后验证了该方案的水力可行性和经济性。结果表明:轻烃管网采取顺序输送方案,可节省泵站运行费用19.4万元/a,减少混烃量约133.3×104 m3/a,对现场减少管网压力波动和混烃损失量等具有重要意义。     

热油管道间歇输送优化方案研究

热油管道在输送原油过程中,由于输油量的变化,必然导致输油方式的改变。当热油管道的输量不能满足最小输量时,应采用间歇输送工艺来解决。在分析热油管道工艺输送过程中目标函数和约束条件的基础上,给出了埋地热油管道间歇输送的数学模型,并对间歇输送方案优化模型进行简化及求解。对间歇输送与常规输送方案能耗费用进行理论分析,又以铁大线为例,对这2种输送方案的能耗费用进行对比分析。结果表明,间歇输送的动力费用比常规输送的动力费用减少9.36%,间歇输送的总费用比常规输送的总费用减少4.47%。     

西部原油管道低输量连续运行研究

为了解决西部原油管道冬季运行期间短期内油源不足的境况,减少管线间歇输送时的停输次数和停输时间,西部原油管道鄯善—兰州干线低输量连续运行的可行性研究显得尤为必要。对西部原油管道鄯善—兰州干线900、850和800 m3/h三种低输量工况进行了连续运行测试试验。通过北京油气调控中心的SCADA系统得到了全线在低输量下连续运行期间站场的总参数表和输油泵的总参数表。试验数据的分析结果表明西部原油管道短期内低输量下连续运行是可行的,保障了西部原油管道冬季安全平稳运行,顺利完成管线输送任务。     

原油顺序输送管道安全停输时间研究

针对原油差温顺序输送工艺,建立了原油顺序输送管道安全停输时间计算模型,利用有限差分法对停输模型和再启动模型进行离散化,采用迭代法计算最小安全停输时间。以原油管道顺序输送大庆油和俄罗斯油为例,分别探讨混油界面位置、油品输量、油品输送温度和油品输送顺序对安全停输时间的影响。研究结果表明,大庆油顶俄油的停输时间长于俄油顶大庆油的停输时间;混油界面离出站点越远,停输时间越短;油品输送温度越高,停输时间越长;油品输量越大,停输时间越长。     

冻土区埋地热油管道停输温降数值模拟

针对多年冻土区埋地热油管道运行环境特点,建立管道停输时非稳态传热模型,利用FLUENT软件数值模拟了不同季节管道停输过程中大地温度场及管内油温随时间的变化规律,结合"焓-多孔度"技术,考虑了凝固潜热和自然对流换热对温降的影响,对管内原油凝固演化过程进行仿真。确定了合理停输时间,为管道安全启动提供理论指导。     

注触变性水泥停泵安全启动压力预测

触变性水泥浆是现场防窜、堵漏的有效手段之一,但是在注水泥过程中若临时停泵,再启泵时启动压力会随停泵时间增加而增大,启动压力过大可能压漏薄弱地层,甚至无法启泵。针对上述情况,在分析多种触变性模型的基础上,提出了描述触变性水泥浆特征的模型;并将该模型与压降方程结合,得出了注触变性水泥停泵安全启动预测模型。用该模型分析触变性水泥浆在不同井身结构下的启动压力,实例计算结果表明:停泵时间越长,环空间隙越小,所需要启动压力越大,停泵30或60 min后启动压力分别达到13.94和21.12 MPa,选用φ139.7 mm的套管停泵30 min的启动压力比用φ177.8 mm的套管低了4.66 MPa,停泵60 min的启动压力降低了7.51 MPa,触变剂加量改变影响附加压耗,触变剂加量由5%降为2.5%后,30 min的启动压力降低了42.73%。因此触变性水泥浆应在环空间隙较大的井使用,可降低因故停泵重启泵时的风险。      

埋地保温管道和非保温管道停输温降规律对比研究

针对非保温、新建保温和在役多年保温三种保温效果差异性较大的热油管道,通过数值模拟,对比研究了其在停输过程中油温的变化规律和热力性能差异。结果表明:对于管段首端,停输时间较短时非保温管道的停输温降速率和温降幅度要大于保温管道,但随着停输时间延长,非保温管道的停输温降速率逐渐变小,同时非保温管道的停输油温开始高于保温效果较差管道的油温;对于管段末端,停输过程中非保温管道油温始终低于保温管道,但非保温管道停输温降速率总体要小于保温管道。针对不同管段保温效果不同的管道模拟也表明:非保温管道的降温速率并不一定是最快的。因此,在生产运行管理中,要注意保温管道与非保温管道在停输过程中的热力差异性,结合仿真模拟科学决策,杜绝简单惯性思维。     

热油管道停输温降过程的模拟研究

热油管道停输降温过程是输油管道中最常见的现象,掌握其降温规律对确定安全停输时间、再启动方案和停输检修安排都有着十分重要的意义。利用FLUENT软件对水下及架空热油管道停输温降过程进行了数值模拟,分析了管内不同位置、不同初始温度条件、不同管径条件下的油温变化过程,得出了与实际吻合较好的温降曲线。通过模拟发现,温降过程可分为三个阶段,初始温度越高或管径越大时,到达曲线转折点的时间越长。水下与架空热油管道的温降曲线相似,只有在第二、三阶段曲线间距相差不到1℃。     

热油管道停输再启动过程

通过查阅大量的资料，对最近几年停输再启动过程研究做了系统的总结，通过分析比较提出埋地管线停输过程中的水力、热力以及启动过程中的启动压力、安全停输时间的计算方法，同时还提出了在停输再启动的计算过程中所要考虑的几点因素。对于工程实践有一定的参考价值。     

西部原油管道停输再启动现场工业试验研究

在对西部原油管道输送的混合原油进行流变性研究和对停输再启动过程进行计算机数值模拟的基础上,开展了西部原油管道现场停输再启动的现场工业试验。原油管道在分别停输24、36、48h后,均可安全再启动,启动过程中各站均未出现进、出站压力和流量畀常情况,实测数据与计算结果基本一致,原油凝点变化不明显,满足原油管道运行规范要求。     

热油管道停输温降数值模拟

将热油管道油品、管壁、土壤传热方程,结合边界条件、连接条件、初始条件等组成热油管道停输温降分析微分方程组,采用数值解法对方程组进行差分求解,构建差分方程组,采用高斯消元法对方程组进行求解,从而获得热油管道停输后的温度变化规律,对合理确定安全停输时间以及再启动所需的压力提供了计算依据。     

水下热油管道停输温降过程的数值模拟

热油管道停输降温过程是输油管道中最常见的现象,掌握其降温规律对确定安全停输时间、再启动方案和停输检修安排都有着十分重要的意义.利用FLUENT软件对水下热油管道停输温降过程进行了模拟,分析了不同时刻管内油温及速度的变化,停输后10 h内管内存在自然对流作用,随后逐渐减弱至消失,之后管内油温逐渐下降,至80 h后全管凝结.通过模拟,得到了管内油品的温降过程,为实际工程设计提供一定的参考依据.