原油管网智能化排产系统的开发与应用

基于图论和排列组合方法开发了原油管网智能化排产系统，能够根据原油管网的结构进行自由组态，根据管网中炼厂需求、码头来油情况和管网中的油品存储状态，确定炼厂需求油品的位置，计算生成最优的排产方案，并且具备连接SCADA系统数据实时更新以及将排产方案导出为Excel表格的功能。将软件应用于简单管网和复杂管网进行排产计算，结果表明软件能够生成最优的排产方案，具有良好的通用性，能够适用于不同的管网结构。软件界面友好、可用性强、运行稳定，能够实现原油管网的智能排产，可以有效降低人工劳动强度，提高管输计划的科学性、经济性和安全性。     

甬沪宁进口原油管道输送及调度计划编制问题分析

本文结合甬沪宁进品原油管道的实际运行情况,在对管线顺序输送和调度计划编制等问题进行系统分析的基础上,总结出调度计划的编制原则及方法,为相关油品管输业务的开展提供参考和借签。     

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。     

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。     

浅谈原油顺序输送过程中混油量的计算

针对原油顺序输送工艺的特点,分析了原油顺序输送产生混油量的原因,给出了混油量计算公式。指出混油的形成与输送距离、油品种类、输量、停输时间、地形等有关。举例对东黄复线顺序输送所产生的混油量进行分析计算,给出了顺序输送过程中减少混油量的措施。     

原油管道顺序输送热力过程模拟

针对原油管道顺序输送过程中的热力问题,建立了二维非稳态传热的数学模型,采用有限差分法对模型进行求解,并开发了计算软件。对新大线管道交替输送不同国家原油的热力状况进行了模拟计算,计算结果可为制定管输方案提供理论依据。     

鄯-兰管道原油低输量输送方案研究

针对鄯-兰管道的原油运输量将低于管道的设计输量范围这一现状,根据鄯-兰管道主要输送的北疆原油、哈国原油、吐哈原油和塔里木原油的物性设计新的输送工艺。可采用原油间歇顺序输送、原油间歇混合输送和原油连续混合输送、原油连续顺序输送几种方案。     

西部原油管道冷热交替输送技术研究

在对管道冷热油交替输送技术一般性规律研究的基础上,提出了鄯兰管道冷热油交替顺序输送方案并付诸实施,2008年底在长达749 km的鄯善—玉门管段上成功进行了4种原油共40批次的冷热交替顺序输送现场工业性试验,同时在2009年底在鄯善—兰州管段近1 700 km的长距离管道上实现3种物性波动较大原油的冷热交替顺序输送。文章介绍了冷热交替顺序输送的物理数学模型,应用编制的计算软件进行计算,并将各站的最低油温计算值与实验值进行对比,验证了水力热力计算软件的准确、可靠性。冷热交替输送运行的实践和经验可为其他原油长输管道提供借鉴。     

原油管输过程中的不可避免损失

在保证原油安全经济输送的条件下,将管输过程中的损失分为可避免损失和不可避免损失。综合考虑输油过程中油品流型、流态随管输温度变化的特点,提出了按析蜡点、流态转变温度和反常点等管输特性温度,将站间输油管道划分为不同输送区间的方法,推导出了油品在不同流动状态下的不可避免损失计算式。以大庆某输油管道为例,分析了实际输送过程中不同输送区间内的不可避免损失,为原油管道节能输送提供了一定理论依据。     

基于“全国一张网”的天然气调度应急系统设计与应用

随着天然气管网规模扩大、日趋复杂，相关运行数据量十分庞大，调控应急管理人员对应急事件信息的全面掌握难度越来越大。在数字化转型背景下，基于天然气“全国一张网”，在分析当前天然气管网调度应急管理现状的基础上，明确天然气管网调度应急系统需求。通过研究数据、模型、应用等要素，提出系统设计范围、技术框架，规划建设天然气管网调度应急数字化平台，在通用智能分析算法框架基础上研究管网应急专业算法并逐步建立算法模型知识库，进一步满足智慧管网、智能管道和智能调控。详细介绍了数据采集、数据整合及数据治理、建构模型、数据分析与应用、数据可视化。基于网络安全要求，给出系统接口设计，为管输企业数字化建设提供参考和借鉴。     

西部原油成品油管道工程设计技术特点

西部原油成品油管道工程属于输送多品种介质、变输量、多支线分输和注入的复杂长距离管输工程,是我国第一条双油品、双工况、双管同沟敷设的管道输送工程。文章从干线双管同沟敷设,双管联合阴极保护,工艺系统设计,成品油、原油顺序输送工艺,采用的新技术、新设备、新材料,站场优化设计,独创的建设思路等方面论述了该工程的设计特点。     

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。     

保安全 提效率 降成本 国内最长原油管道实现大混输

到2009年2月24日，中国石油西部管道原油输送方式从顺序输送变为混合输送后，已平稳运行66天。实施这一工艺技术改进措施，不但有效化解了西部原油管道冬季运行风险．而且也使管道运行效率显著提高，管输成本降低。大混输以来，管道工况适应能力大大增强，下游炼化企业的库容综合利用率也明显提高。     

长输管道顺序输送的混油损失分析

为适应不同原油的长管道输送，分析了原油长输管道进行顺序输送时产生混油的多种因素，为降低长输管道顺序输送油品产生的混油损失，介绍了检测混油界面应采用的方法。     

含蜡原油输送管道清管周期预测模型研究

含蜡原油温度低于其析蜡点时,蜡分子会沉积在管壁上,降低管输效率。定期清管可以清除管道结蜡,提高管输效率。为了确定安全、经济的清管周期,从含蜡原油输送管道管输效率的定义出发,结合蜡沉积速率预测方法,提出了描述管道清管周期与管输效率、结蜡速率之间关系的数学模型,确定了应当进行清管时的管输效率阈值。以塔里木油田英买力-牙哈含蜡原油输送管道为例,计算管道清管周期为110 d,验证了该方法的有效性。该预测模型为合理决策含蜡原油输送管道的清管周期提供了依据。     

鄯善—兰州原油管道冬季常温输送可行性探讨

鄯善—兰州原油管道冬季运行采用首站一站式加热方式,消耗大量的原油和天然气,不仅造成环境污染,还加大了管道的运行成本。因此,为保障管道冬季安全平稳运行,实现节能降耗的目标,对所输送油品——吐哈油田原油、塔里木油田原油、哈萨克斯坦原油、北疆原油进行了掺混试验。分析了管道输送各种油品的物性及管道沿线油温、地温数据,通过室内试验、管道外输试验,以及停输再启动试验,探讨了鄯善—兰州原油管道冬季常温输送的可行性。     

高粘度原油气饱和输送方法的研究

本文所论述的气饱和原油输送法,对于高粘度、高含蜡原油的输送,是一种较好的方法.采用这种方法能降低管输压力,提高管输生产率并能减少管壁上的石蜡沉积.     

管输含蜡原油添加降凝剂应用进展

含蜡原油在管道输送过程中会面临原油流动性降低、管壁结蜡等问题,使得管输工艺的动力费用增加、清管周期缩短,严重时会造成管道堵塞风险.向含蜡原油中添加一定剂量的降凝剂,可适当改善原油流动性,减小管道沿程摩阻损失,有助于降低管道运行风险、减小投资.针对管输原油工程添加降凝剂的应用及研究现状,简述了含蜡原油降凝剂的主要类型及作...     

掺氢天然气管道输送研究进展

可再生能源发电制氢被认为是解决弃电消纳问题的一条有效途径,将氢气以一定的比例掺入天然气中,利用现有的天然气管道或管网进行输送,有可能是当前实现大规模氢气输送的最佳方式。为此,围绕掺氢天然气管道输送中的若干关键问题,通过文献调研的方式回顾和分析了近年来国内外掺氢天然气管道输送的主要研究进展。研究结果表明:(1)天然气管道允许的掺氢比上限仍不明晰,需重点揭示掺氢天然气对典型管材氢脆和氢腐蚀的影响,建立典型管材关键力学性能数据库和相容性评价体系;(2)要探究掺氢天然气的泄漏、积聚、燃烧和爆炸等安全事故特征和演化规律的变化,需明确掺氢对安全事故产生的新影响,发展缺陷在线智能监测和应急修复技术;(3)目前掺氢天然气管输风险评估和可靠性评价方法研究不足,需要开展考虑掺氢影响的天然气管输完整性评价和智能管理;(4)进一步完善掺氢天然气管输配套设备、输送工艺、掺氢及氢分离工艺等,并尽快制订掺氢天然气管输技术标准和安全运行技术体系。结论认为,该研究成果可以为掺氢天然气管道输送关键技术的研究和推广应用提供有益的参考。     

塔河油田原油处理技术现状及研究方向

塔河油田重质原油的外输采用掺稀油降黏后加热输送的工艺,但随着油田的进一步开发,掺稀油数量将不能满足油田开发的需要。当12区稠油与稀油比例为1∶1时,管输原油黏度将从目前的250 mPa·s升高至约为1 041 mPa·s,从而大大降低现有管道的输送能力,增加输送.过程中的热力和动力消耗。因此有必要研究超重质原油的管输技术、重质原油输油泵以及开发新的输送工艺,以适应油田开发的需要。