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。     

低输量含蜡原油管道蜡沉积与清管周期研究

针对油田含蜡原油管道输量逐年降低的情况,建立了原油管道蜡沉积模型,研究了输量逐年降低对管道蜡沉积情况及清管周期的影响。研究结果表明,低输量运行的管道随着输量逐年降低,首站出站油温升高,管壁剪切应力减小,管道沿线的蜡沉积厚度逐渐增加,并且冬季比夏季蜡沉积情况更严重。通过比较经济性和安全性清管周期来优化管道清管周期,研究发现,价格因素中电力价格对经济性清管周期影响最大,并且随着输量降低,安全性清管周期减小。经过优化得到的最优清管周期保证了管道运行的安全性和经济性。     

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。     

石空-兰州原油管道满负荷运行分析及保障措施研究

石空—兰州原油管道为典型高含蜡原油管道,运行过程中受输送油品物性、管道沿线环境及运行方式等条件影响,易产生制约管道增输的因素,如:各站进站压力低、进站油温低、管壁结蜡严重、沿线摩擦损失较大等。通过分析管道输量、地温、油温、摩阻等实际运行参数,总结出高输量能够有效降低沿线热能损耗,有利于管道增输降耗等。同时为实现石空—兰州原油管道满负荷运行,结合管道输送工艺方案和清管作业,探究管道实现满负荷运行的可行性,并制定有效的增输保障措施。提出升温热洗结蜡严重管道、定期合理安排清管作业等措施,降低管道沿线摩阻,实现管道满负荷运行。     

深水不保温海底管道蜡沉积预测及清管研究

含蜡原油管道的蜡沉积会导致管道运行参数出现剧烈变化,给管道的安全运行造成严重威胁。为研究深水不保温海底管道的蜡沉积规律并提出相应的清管策略,利用多相流模拟软件(OLGA),对南海某油田深水不保温回接管道的蜡沉积和清管过程进行模拟。研究表明:海底管道输送原油属于轻质低黏、低凝含蜡原油,但由于海底环境温度较低,海底管道未进行保温设计,导致管道的蜡沉积问题严重。针对不保温输油管道,综合考虑管道内最大蜡沉积厚度达到2 mm和清管过程中清除的蜡量不能超过10 m~3作为清管周期制定依据,确定投产初期海底管道的清管周期为5天;常规清蜡清管器无法实现该条海底管道的在线清蜡作业,建议改用旁通清管器进行在线清蜡作业,旁通清管器的旁通率确定为1.5%～2.0%。     

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...     

相国寺储气库采气管道清管周期探讨

相国寺储气库采气管道属于湿天然气输送管道,无法直接获得采气管道入口天然气的含水量,难以预测管道内的积液规律并制定合理的清管周期。为此,结合管道实际运行压力、输量、清管液量等参数,基于气液两相流动仿真方法,确定了管道内天然气含水量及清管周期的计算方法。以相国寺储气库南段采气管道B段为例,进行了实例分析。结果表明:①计算的管道终点压力、终点温度、清管液量与实际值之间相对偏差范围为0.91%～4.1%;②提出的模型和方法可用于分析管道输量、积液量与管输效率之间的关系;③以管输效率不小于95%为原则,同时考虑积液恢复时间、收球站清管水量接收能力,确定了南段采气管道B段在不同输量下的清管周期。     

CD2联合站外输油管线热洗周期的确定

结蜡是输油管线中常见且具有很大安全隐患的问题,目前多采用定期清管作业(热洗)的方式解决,而清蜡热洗周期的合理确定一直是输油管线工作研究的重点。热洗周期时间短,将增大热洗费用;热洗周期时间长,将影响输油管线的安全运行。通过对CD2联合站外输管线生产动态资料进行分析,明确了输油温度、排量、输油管线长度等与结蜡率的关系,在此基础上应用经验图表法和理论公式法两种方法确定了输油管线的热洗周期,冬季为25天,外输温度68℃;夏季为31天,外输温度58℃。理论公式法与经验图表法确定的热洗周期相差较小。     

蜡沉积对原油管道安全输量的影响

蜡沉积对管道运行的影响包括两方面:一是使有效管径减小,增大流动阻力；二是使传热系数减小,降低管道散热损失.求解管道的安全输量首先需要确定热力条件允许最小输量和管道特性允许最小输量,再对两者进行比较,其中较大者即为管道的安全输量.一个清管周期内,随着结蜡层逐渐增厚,总传热系数减小,使得管道热力允许最小输量降低；流量、黏度、有效管径等的综合作用使得水力允许最小输量亦减小.     

塔-雅重质原油外输管道经济运行区间的确定

随着塔河油田的快速发展，日转输量及原油各项物性均较大程度偏离管道设计参数，为寻求管道经济运行区间，结合塔一雅重质原油外输管道的实际运行工况，通过联合站来油温度、管道运行费用及进站温度的关系，对管道经济运行费用进行了计算，最终确定了管道经济运行区间及管道经济运行规律。     

长庆油田元曲输油管道运行的不稳定性分析

针对元曲输油管道油源不足,低输量运行的问题,着重从管道的热力特性及运行方式进行分析,评述分析外输温度、原油粘度、管道摩阻随距离和输量变化的情况,以及外输含水、输油泵运行对管线运行的影响,总结出管道低输量运行会带来凝管事故、翻越点增多损坏管线和运行费用增加等问题,并提出了降低元曲输油管道运行不稳定性的方法及具体措施,为元曲线的安全平稳运行提供参考。     

基于OLGA软件的输油管道清管方案分析

清管是保证输油管道在设计输量下长期安全运行的基本措施。由于吴定输油管线翻越黄土高原丘陵沟壑区,管线落差较大,容易造成清管球卡阻,存在定点误差较大、追踪效率低的问题。为确保后期清管作业安全平稳运行,依据已完成的清管作业实际工况,建立OLGA清管模型,研究了清管过程中介质温度、清管球运行速度及实时位置、低点瞬态压力的变化情况。结果表明：清管球翻越最高点前运行平稳,翻越最高点后速度先增后降,最大速度1.31 m/s,符合清管作业要求;管道沿线原油温度呈现总体螺旋式下降的规律;管道壁厚增强段并非压力最大处,最低点处管道压力超过最大工作压力,后期清管需降低外输排量。     

普光气田集输管道清管周期优化

长时间运行的湿气管道,会造成缓蚀剂涂膜破坏、腐蚀速率增加、管道输送效率降低,影响集输管网的安全高效运行。为提高系统效率并减缓腐蚀,普光气田对集输管道内壁定期进行了清管和批处理涂膜作业,然而频繁地进行清管和批处理作业将影响气田的产气量,同时还增加现场操作人员的劳动强度和生产成本。通过对油溶性缓蚀剂的失效规律进行分析,并结合气田腐蚀数据,将清管周期优化为35 d,在有效控制管道内腐蚀速率的前提下,降低了清管作业费用,减少了管线停运时间,取得了显著的经济效益,并保障了集输系统的平稳运行。     

热油管道安全经济输油温度研究

从热油管道安全经济输油的角度,讨论了确定热油管道安全经济输油温度的原则及其影响因素.分析指出,热油管道的允许停输时间,取决于管道环境、管道工作状态和输油企业的抢修能力;热油管道安全经济输油温度是满足管道允许停输时间要求的最低进站油温;热油管道安全经济输油温度取决于管道允许停输时间、管径、季节、所输原油的低温流变性、站间环境条件、管道保温条件等因素.同一地区输送同一种原油,管径大的管道与管径小的管道比,允许最低进站油温应偏低;同一条管道,夏季的允许最低进站油温应比冬季的油温低.确定热油管道允许最低进站油温不宜仅用凝点作为选择依据.     

流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律实验研究北大核心CSCD

针对流花16-2油田海底管道原油蜡沉积严重的问题,利用环道蜡沉积实验,研究了不同原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长时间老化作用影响下的蜡沉积规律和蜡沉积物性质。实验结果表明,在溶解度、剪切剥离、老化等不同的机理和作用下,原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长沉积时间老化作用等因素不同程度地影响了蜡沉积物质量、沉积速率、含蜡量和实际沉积蜡质量。尽管流花16-2原油为低凝、低黏、低含蜡原油,但其所在海域较低的水温仍可使管道发生严重的蜡沉积,因此建议在制定清蜡方案时考虑更短的清管周期,确保油田海底管道的安全运行。     

流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律实验研究

针对流花16-2油田海底管道原油蜡沉积严重的问题,利用环道蜡沉积实验,研究了不同原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长时间老化作用影响下的蜡沉积规律和蜡沉积物性质。实验结果表明,在溶解度、剪切剥离、老化等不同的机理和作用下,原油温度、流速、油流与管壁温度区间及长沉积时间老化作用等因素不同程度地影响了蜡沉积物质量、沉积速率、含蜡量和实际沉积蜡质量。尽管流花16-2原油为低凝、低黏、低含蜡原油,但其所在海域较低的水温仍可使管道发生严重的蜡沉积,因此建议在制定清蜡方案时考虑更短的清管周期,确保油田海底管道的安全运行。     

西气东输二线干线西段清管作业研究与实践

对西气东输二线干线西段清管作业实践进行了分析研究;以张掖至永昌管段和烟墩至红柳段管道为例,深入探讨清管期间存在的水合物堵塞问题;结合国内外大口径长输管道清管作业经验,采取软件计算与管道实际运行参数相结合的方法开展研究。研究表明在清管作业过程中注入水合物抑制剂效果明显,确定了西气东输二线干线西段清管作业注醇量与水合物生成关系,结果表明注醇量为25%时清管效果最佳;提出配套解决方案,为以后天然气管线的安全运行及清管作业提供了数据支持。     

运行参数对某湿气集输管网积液的影响研究

在湿气集输管网运行过程中,积液会降低管输效率,加剧管道腐蚀,引起管网节点压力升高。针对某气田集输系统建立管网积液模型,通过单因素控制变量法,研究管网输气量、气体质量含液率、集气站出站温度、集气末站进站压力对管网积液量及积液分布的影响效应,通过正交试验设计研究各运行参数对积液的影响程度。研究结果表明,输气量的降低、气体质量含液率的增加、集气站出站温度的降低和集气末站进站压力的上升,均会引起管网积液量和积液管段数量增加。运行参数对积液量的影响从大到小依次为管网输气量、集气末站进站压力、气体质量含液率、集气站出站温度。输气量对积液量的影响最为显著,这将为积液控制提供指导。     

流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律模拟分析北大核心CSCD

流花16-2油田海底管道原油在深水不保温输送过程中,管壁结蜡对管道全线总传热系数的变化影响很大。本文通过室内环道蜡沉积实验建立流花16-2油田管道蜡沉积预测模型,模拟研究了不同沉积时间条件下管道沿线结蜡速率及结蜡厚度的变化,并引入单位时间管道全线总结蜡量概念对管道全线结蜡速率进行了描述。结果表明,在管壁结蜡层的保温作用下,管道沿线最大蜡层厚度位置处的总传热系数迅速降低导致后管段油流温度升高,管道沿线蜡沉积速率峰值向管段末端移动;随着沉积时间的增长,管道全线结蜡区域逐渐扩大,导致单位时间管道全线总结蜡量增大;根据管道沿线最大蜡层厚度2 mm或管道全线总结蜡量10 m^3的沉积时间,推荐流花16-2海底管道清管周期为3~5 d,以保障海底管道的安全运行。     

长呼原油管道低输量运行分析研究

加热输送原油管道低输量可使管线沿线温降增大,油品温度降低,黏度增大,流动性变差;较低的温度导致油温低于析蜡点,甚至处于析蜡高峰期,最终增大管壁结蜡厚度,减少管线有效运行管径,导致沿线摩阻增大;同时降低泵及加热炉等设备效率,增大能耗损失,不利于设备维护。对长呼原油管道油温、地温、沿线温降、凝点及沿线压力损失进行分析,确定管线结蜡最严重的两个管段,通过调整加热炉启用方式实现节能降耗,沿线油品到达末站物性满足运行要求,为在低输量运行时制定安全、节能的运行方案提供数据支持。