轮-库-鄯原油管道密闭输送及自动化工艺改造研究

为减少管输能耗,充分利用上游来油余压实现长输油管道密闭输送功能,对轮-库-鄯原油管道实施密闭输送及自动化改造工程,实现库尔勒泵站密闭输送工艺。轮-库-鄯原油管道的自动控制采用以计算机为核心的数据采集和监控系统(SCADA),该系统在乌鲁木齐调度控制中心可对全线进行监控、调度和管理。经计算,当输量为400×10~4t/a时,采用密闭输送方式每年可节约用电131×10~4kWh。     

江汉油田原油热处理输送工艺

江汉油田的钟寺-荆门长输系统原设计输油能力为200×10~4t/a,其输油方式是:原油在钟寺首站增压加热后,经中间2~#加热站加热输到沙洋站;原油在沙洋站再次增压加热后,又经中间3~#和4~#加热站加热输到荆门末站外销。由于油田产量递减,实际进入长输系统的原油只为55×10~4t/a。这不仅给现有长输系统的正常运行带来了困难,而且增加了能耗。因此,如何使长输系统在现有条件下制定合理的运行方案,实现安全经济运行是极待解决的问题。     

新建保温原油管道经济清管周期预测

保温管道经济清管周期的预测对管道安全及经济运行具有一定的理论指导意义。基于逐步回归法建立蜡沉积模型,以管道运行单位输油成本为函数建立经济清管周期模型,确定结蜡厚度与动力费用及热力费用之间的关系,并对不同出站温度及不同输量情况下的经济清管周期进行预测。结果表明:当进站油温为45℃,输量为1 000×10~4t/a时,清管周期为12 d,经济余蜡厚度为45.5 mm。管道清管单位总能耗费用随运行时间的增加而不断降低,当降低到一定值时,管道清管单位总能耗费用随时间的增加而增大;当管道输量为600×10~4t/a,进站油温为40℃时,清管周期为46 d,经济余蜡厚度为65.3 mm。清管单位总能耗费用与输量成反比,清管单位总能耗费用随着运行时间的增加而急剧下降,当下降到最小值时,不再随运行时间而增加。     

中俄原油管道累计进口俄罗斯原油10492×10~4t

<正>俄罗斯是中国原油进口的重要来源地。长期以来,中俄之间的原油贸易主要是通过铁路运输,存在风险大、运费高的劣势。到2011年,全长近千千米的中俄原油管道正式投产输油,开启了中俄之间通过管道输送原油的历史。中俄原油管道2017年8月进口俄罗斯原油144×10~4 t,至此,中俄原油管道累计输油总量已达10 492×10~4t。     

塔斯库都克中心处理站原油电脱盐工艺优化设计

哈萨克斯坦萨吉兹油区共有4个产能区块,建成产能约50×104 t/a.萨吉兹油区各区块原油性质普遍较好,原油混合密度约为0.866 g/cm3,属中质原油;地层产出污水普遍矿化度高,产出水矿化度为21.1×104～30.4×104 mg/L,原油含盐量为535～1 100 mg/L.考虑到萨吉兹油区各区块原油、地层水物性和外输交油指标,以及现场脱盐淡水量少等因素,本工程采用交直流原油电脱盐脱水工艺.在油区中心塔斯库都克建处理站1座,集中对油区原油进行脱水、脱盐处理.优化处理后最终交油时达到了原油含水≤0.5％、含盐量≤100 mg/L的指标.     

EP系列减阻剂在原油管道中的应用

为了缓解M原油进口管道长期满负荷运行的压力,提高管道紧急工况的应对能力,进行了添加减阻剂试验,在各输油泵站添加一定量的EP系列减阻剂降低管道运行压力,增加管道输量.试验结果表明添加10 g/t减阻剂时管道输量可提高14％左右.在试验的基础上进行了减阻剂应用,当添加10g/t减阻剂时,在保持出站压力不变的情况下,管道输送能力提高了15％;在保持管道输量不变的条件下,管道摩阻损失降低16％.应用结果表明,添加减阻剂后实现了管道减阻增输的目的,提高了紧急工况的应对能力.     

渣油添加PAE降凝剂的实验研究

胜利油田沾化发电厂长期用义和庄油田原油作为发电燃料(年烧原油45×10~4t),1991年油田在义和庄建成一座50×10~4t/a 燃料油处理装置,改为向沾化发电厂供渣油(>350℃后的塔底重油)发电。但由于渣油具有较高的凝点(或倾点)、粘度和屈服应力,管道输送相当困难。因而采取往渣油中掺入轻质原油进行外输。这种方法虽然可行,但原油掺入量甚高。为了合理应用石油资源,将义和庄油田外输原油经实沸点蒸馏切割,对>350℃的渣油添加 PAE降凝剂进行了实验研究,初步证实了在渣油中应用 PAE 降凝剂的可行性。     

乌鄯线掺混输送工艺研究

为确保乌鄯线安全、高效地输送稠油出疆,将北疆油和哈国油掺混为一种混合原油,采用全年常温输送混合原油(北疆油+哈国油)取代目前顺序输送北疆油、哈国油的管输方式。考虑输送介质黏度变化后输油泵特性的变化,利用仿真模拟软件SPS得到乌首站泵输油泵与管道匹配情况,并进行水力、热力稳态计算,得到泵效率、泵出口压力、出站温度,计算出采用不同输送工艺在不同年输量条件下的管输费用。与顺序输送北疆油、哈国油相比,全年常温掺混输送500×104、600×104、700×104t原油时,管输费用每年分别节省610、1 232、3 290万元,可大幅降低输油成本。     

含杂质超临界-密相CO2管道输送工艺参数优化

CO_2输送作为CCUS技术实现的中间环节,承担着将CO_2从捕获地输送到封存点的重要任务,结合原油、天然气管道的经验可知,由于管道输送具有输量大、安全可靠性高、连续性强等优势,是目前最主要的CO_2输送方式。根据国外40多年的CO_2管道输送经验,由于超临界-密相CO_2具有类似于液体的高密度和类似于气体的高扩散性与低黏度,被认为是最经济的管道输送方式。以国内某油田30×10~4 t/a CCUS项目为例,采用Pipephase模拟软件对不同管径的超临界-密相CO_2管道在相同入口参数下进行模拟计算,分析研究不同管径下的管道压力、温度、密度与输送距离之间的变化规律,得出含杂质超临界-密相CO_2最优管道输送工艺参数,为后续我国CCUS项目推广和发展提供理论依据。     

海底输气管道反向输油可行性研究

该文采用水力热力分析的方法研究了BZ26-3至BZ26-2海底输气管道反向输油的可行性。结果表明,海底输气管道反向输油是可行的,为了满足海底管道安全输送要求,需要BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合原油不脱水直接输送,加注降凝剂使所输原油凝固点不高于18℃以及原油最小输量为588m3/d。海底输气管道反向输油过程中可能出现BZ13-1油气田、BZ26-2油气田或BZ26-3油田停产的工况,因此需要分别采取掺水输送和加热输送的应对措施。     

关于油气集输工程管网布局设计研究

油气集输工程管网布局设计,具有控制造价、影响产能等属性,亟需在布局设计中加以优化完善。借助油气集输管网设计原则,综合考虑地理、湿度、气候等因素,在操作上依赖降耗增效原则,设计和完善油气集输管网布局优化方案。以油气集输工程节能设计为原则,应用地面集输管网优化、井组优化、系统布局优化、集中处理站选址优化等模式,实现油气集输工程管网布局设计优化,以保证管网节能设计高效落实。在油气集输工程管网布局改造后,管效由88.19%提升至90%,实现总节能646.2 MJ/h,节气15.01 m³/h,年节气总量达13×10⁴m³,达到了良好的节能降耗效果。因此,针对当前管网布局优化要求,制定以多元化设计保障策略,对于了解未来管网布局设计具有极大辅助作用,展现出较为积极的探索价值。     

石油管线蜡沉积试验研究进展

含蜡原油在开采和管输过程中由于环境温度的降低会沉积在井壁和管壁上,减小了管道的有效流通截面,降低管道的输送能力,甚至会造成管道堵塞事故。综述了国内外学者对于石油管线蜡沉积的试验研究进展,分析了不同蜡沉积装置的工作原理、特点和适用范围,并提出了一些研究建议。     

辽河油田原油限产相关问题研究

基于国际原油价格大幅下跌以及全球经济下滑的背景,研究辽河油田原油生产不同的限产方案。在确保管道安全运输的前提下,从辽河油田原油生产、输油管道运输以及相关炼化企业生产等一体化运行出发,提出了年限产50万t、100万t、170万t等不同的限产方案。详细论述了各限产方案的不同原油配置,并对各限产方案下油田和炼化企业的经济效益进行了评估。指出在原油价格相同时,限产量越少,辽河油田和炼化企业经济效益越好（或亏损越小）。     

轮南桑解油田稠油化学降黏新工艺

轮南、桑解油田部分储层原油沥青质含量高,生产过程中沥青质析出,造成井筒举升困难及地面集输管线超压,导致油井无法正常生产。为了解决上述问题,通过室内研究与现场试验,研发了一种耐高温、抗高矿化度的水溶性稠油降黏剂JN-1,并设计了3种针对不同油井管柱、原油物性特征的药剂加注工艺。该稠油化学降黏工艺解决了高温、高矿化度条件下高沥青质含量原油的井筒举升及地面集输困难的问题,实现了油井连续生产,现场应用14井次,累计增油16037t,累计增气257×10⁴m³。稠油化学降黏新工艺的现场应用效果明显,使高沥青质含量的稠油井实现高效连续生产。     

特高含水采油期安全混输温度界限试验研究

随着油田开发的深入,大庆油田原油综合含水率不断升高,大部分油井产出液含水率在90% 左右。随着含水率的升高,集输原油的能耗也呈急剧上升趋势。为了实现安全不加热集输及降低能耗和生产成本,在大庆油田建立了一套试验装置,以大庆油田采油六厂喇嘛甸油田特高含水油井产出的油气水混合物为试验介质,测试了不同温度、不同含水率、不同产液量及不同含气情况下的压降及油气水混合物的流动状态。试验研究结果表明,在含水率超过85% 、产液量为11~105t/d、气油比为40~60m³/t及油气水混合物的流速为0.2~2m/s、气相折算速度为0.15~1.8m/s的条件下,油、气、水三相在水平管道内的流动属于冲击流,油、水两相属于分层流或水为连续相的乳状/悬浮液。在不加任何药剂的情况下,特高含水采油期,油气水安全混输温度界限为23℃,低于原油凝固点。     

海底油气输送管道材料开发和应用现状

阐述了国内外海底油气输送管道的发展现状,分析了海底油气管道材料的发展趋势和技术需求。针对海底油气管道的特点,指出抗大变形、高疲劳性能、大径厚比是未来海底管道低碳合金钢材料的主要发展方向;在海底油气管道的腐蚀方面,以耐蚀合金为衬里的双金属复合管及非金属柔性管是耐H₂S/CO₂气田集输管线材料的主要发展方向;未来冶金复合管和机械复合管的优选,需要根据两种产品的研究发展情况来确定;应提高柔性管的自主开发和制造能力,加强对柔性管设计和生产装备的研究。     

大庆原油管输结蜡规律与清管周期的确定

在确定不同流态区管壁处剪切应力、蜡晶溶解度系数、径向温度梯度及管道沿线温降分布的基础上,回归建立了适用于描述大庆油田某两联合站间输油管道蜡沉积的结蜡模型。根据差压法原理,建立了研究原油管输结蜡过程室内模拟试验装置,并覆盖该输油管道的典型工况条件开展了管输原油结蜡模拟试验。相对偏差分析表明,结蜡模型预测结果与试验值的适配性良好。进而在预测运行时间对该输油管道结蜡影响的基础上,结合结蜡层厚度对管道轴向温降及压降的作用,确定了年季节最高与最低土壤温度期的清管作业周期分别为4个月和3个月。     

超声波壁厚在线监测系统在高酸气田的应用

油气集输管道长期服役于复杂、恶劣的环境,腐蚀导致的壁厚减薄现象日趋严重,已威胁到油气场站的生产安全。普光气田是国内最大的海相整装气田,H2S体积分数平均达到15%,CO2体积分数平均达到9%,具有“三高一深”的特点,集气站集输管道采用湿气混输工艺,输送介质对集输管道具有较强的腐蚀性。为确保集输管道安全运行,在管道重点部位安装超声波壁厚在线监测系统。该系统采用回波-回波测量方式进行壁厚检测,传感器通过超声波探头定期采集管道壁厚数据,并通过无线通信模块将数据传输至云端显示,实现管道壁厚的实时在线监测。现场应用表明,该系统监测数据准确率达到99%以上,故障率低,为管道的防腐提供了重要的基础数据。     

成品油管道输入站罐容优化计算

成品油管道设计与原油管道有很大的区别,主要体现在管道的顺序输送和批次、罐容的优化、混油的处理等方面,其关键是顺序输送批次和罐容的优化。在一条成品油顺序输送管道中,需要在管道的起、终点以及沿线的分油点和进油点建造较大容量的储罐区来平衡生产、消费和输送之间的不平衡,油罐区的建造和经营费用就要增加。采用一般方法计算为管道输送一个批次需要的罐容量,此罐容量往往非常巨大,为减少罐容的投资,提出在成品油管道设计中采用输差计算罐容的优化方法,并以抚顺—郑州成品油管道锦州站为例进行了具体介绍。