克-独管道输送春光油田原油可行性分析

针对中石化春光油田净化油全部装车外运,存在装车费用高、油气损耗大、调节能力差等问题,提出用克-独管道输送春光油田原油来解决外输问题。从克-独管道现状、资源调配运行模式、管道能力核算等方面进行了论述,提出了克-独管道全线采用旁接罐输油工艺,并进行正、反输工艺改造,改造后克-独管道可向独山子石化或克拉玛依总站方向输送春光油田原油。经多方面比选,确定春光油田稠稀混油输至克拉玛依总站方向更经济可行。     

成品油管道顺序输送调度运行优化模型及应用

基于成品油管道顺序输送过程中损耗费用较多、运行调度复杂等问题,主要从运行总费用(包括泵运行电费、混油贬值费用、设备与管线维检修费用以及工作人员管理费用)组成方面入手,以其中最主要的混油贬值损失费用与泵运行电费两者之和最小作为目标函数,建立管道调度与运行优化数学模型,并编制相应软件,可快速优化出总运行费用最小的流量方案,方案下的泵运行参数即为最优开泵运行方案指标。该套运行优化模型在西部某成品油管道进行了应用,软件计算结果与实际管道运行数据基本一致,最高误差不到5%,输送时间对泵运行费用增加最为敏感,较大的管道输量可以有效降低混油量,实现了对成品油管道顺序调度与运行优化的目的。     

聚驱油气水三相流混输管道压降修正计算方法

油气水三相混输管道的水力计算是油气管道设计和生产运行方案制定的基础。采用Beggs-Brill模型进行聚驱采出液油气水三相流混输管道水力计算时误差较大,平均相对误差为33.26%。为了提高模型的计算精度,以拟合优度最大为目标研究建立了Beggs-Brill水力修正计算模型,并以萨南油田聚驱采出液油气水三相混输管道生产运行数据为样本进行了验证,结果表明,修正后模型的平均相对误差比修正前降低了21.64%,计算精度大幅度提高。     

原油管道外输系统运行能耗二级递阶优化研究

随着长庆油田某外输系统的持续运行,管输系统设备老化,原油物性状态变化以及油田产量动态递增,使得各设备能耗升高,管道运行的安全性也难以保障。针对此类问题建立了适用于长庆油田某外输系统管道的热力、水力数学模型,结合原油物性参数、管道基础信息数据及管道运行历史数据,对热力、水力数学模型进行线性回归并修正,以满足工程实际应用条件。以外输系统总能耗费用为优化目标,采用二级递阶优化思想,确定使管输系统能耗费用最低的加热炉、外输泵组合方式及其生产运行参数,从而制定优化运行方案。     

基于现场数据的海底混输管道水力计算模型适用性分析与优化

针对渤海油田海底管道网络原始设计模型预测结果与投产后实际运行数据普遍存在差异的问题,为提高新油田开发时在役管道依托校核的可靠性和准确性,基于现场实际运行大数据,通过数据分析、噪点消除、归类总结和反演对比等方法,对混输管道水力计算模型进行适用性评估和改进。从油品性质、气液比、含水率等角度筛选3条有代表性的海底混输管道,以经过优化处理后的现场运行数据为基础,对比不同水力计算模型的压降计算误差,从而确定各类海底管道的推荐计算模型。推荐的水力模型和修正方法可为其他类似管道提供借鉴,用于海底混输管道输送能力的深入挖潜,为未来渤海油田新油气田的依托开发提供依据。     

中亚管道压气站分布式能源系统运行优化

分布式能源系统具有能源利用率高、能效梯级利用、运行灵活等优点,对实现能源可持续发展有重要意义。为了提升长输管道压气站的经济效益,从能源结构角度优化可以进一步达到节能降耗的目的。针对中亚管道某压气站,对分布式能源系统的运行方案进行合理规划,建立了分布式能源系统运行优化的混合整数线性规划(MILP)模型,该模型以分布式能源系统总耗气量最低为目标函数,考虑了系统中不同设备的能量平衡约束以及运行约束,以不同设备的开启方案与选定设备的负荷分配为决策变量。以中亚管道某压气站为例,应用该模型得出了最优的分布式能源系统运行方案,并通过能耗、经济计算论证了该方案的合理性。     

净化稠油长输管道技术研究

研究成果包括净化纯稠油管输工艺、稠稀原油混合管输工艺、干线管道结构、防腐保温、稠油泵研制、稠稀原油混合工艺及在线混合器,在克拉玛依油田应用,已正常输油6.5年。     

典型长距离凝析气田混输管道平稳运行数值分析

油气混合管道输送技术是山区、沙漠等自然条件恶劣或基础设施贫乏的油气田实现高水平、高效益开发的关键技术措施之一。通过对长距离凝析气田混输管道工艺模拟计算技术进行研究,对9种经典计算方法 (或模型)的计算结果与实测结果进行对比分析,最终确定采用油气混输管流瞬态模拟计算方法。利用该计算方法,针对塔里木油田近年来陆续开发的凝析气田,选择大倾角山体和浮动沙丘两种典型恶劣地形已建长距离凝析气田混输管道X1和X2开展管道平稳运行数值分析,给出两种典型地形长距离凝析气田混输管道平稳运行建议,解决了生产实际问题,至今已连续平稳运行6年以上。     

气田外输天然气水露点确定研讨

气田开发、外输管道、下游利用工程是组成天然气工程项目的三大部分，如何合理确定气田外输天然气的水露点以保证外输管道的安全运行、用户对气质的要求，是涉及到气田天然气处理方案的制定、外输管道的配套设计运行的综合性优化问题。结合克拉2气田向西气东输管道及下游用户的供气分析，阐明了天然气水露点确定需要考虑的因素，并提出了相关建议。     

峰谷电价体制下成品油管道优化运行

建立了峰谷分时电价体制下泵站单机组变转速优化运行的数学模型,考虑了流态变化对计算结果的影响;以一条成品油管道为例,考察电费的节约比例随日输量及输送介质的变化规律。结果表明,峰谷电价体制下,成品油管道具有一定的优化运行降低耗电成本的潜力,但是,电费的节约比例在随日输量以及输送介质的不同而变化,必须根据不同管道的具体情况来确定每天的最优流量和转速匹配,使管道发挥最大的节能潜力。     

安济天然气长输管道置换投产方案优选及实施

在天然气常用置换方案的基础上,通过对是否采用氮气置换、是否采用清管器隔离进行了论证,认为采用氮气置换可提高管道置换施工的安全性,而加清管器隔离并不是减少混气段的决定因素,因此确定安济天然气长输管道的置换投产方案为天然气—氮气—空气。并从注氮方案、注氮工艺参数、注氮总量、注氮安全措施等方面,重点介绍了安济天然气长输管道的注氮施工方法。实践证明,天然气—氮气—空气置换方案是经济可行、安全可靠的方法。     

长呼线原油管道夏季节能优化运行方案

为保障长庆—呯和浩特原油管道(长呯原油管道)安全、平稳运行,实现降耗输送,在分析历年沿线温降、地温真实数据的基础上,利用经典油温预测工具计算了各管段总传热系数K,且在充分考虑油品物性、运行经验和风险因素基础上,确定了原油安全进出站温度及输量,进而探讨了长呼原油管道夏季一站启炉优化运行方案的可行性。实践结果表明:管道的总传热系数是预测出站温度的关键参数,须选择合适的预测工具;进站温度23℃是确保管道安全平稳运行的前提条件,是确定出站温度的重要依据;合理的输量可进一步提高方案的稳定性。方案实施后,管道运行能耗较2013年、2014年、2016年、2017年分别下降了25%、44%、22%、26%,节能降耗效果显著,证实了长呼原油管道夏季一站启炉的可行性,为后续运行工作提供了有力支持,为类似原油管道优化运行提供了参考和借鉴。     

高含水油田多相混输管道水力计算方法研究

对于三相流管道,构建符合现场实际的压降模型对管网的设计、运行方案的优化调整具有重要意义。使用四种气液两相流压降模型对高含水油田油气水混输管道的压降进行计算,结合实测数据,基于最小二乘法对其中精度最高的水力模型进行了修正;在此基础上,采用单因素敏感性分析方法分析混输管道压降对不同运行参数的敏感性。研究结果表明,对高含水油田多相混输管道而言,杜克勒II法的计算精度最高;模型修正后其计算值与实测值间的平均相对误差可降至9.45%;对混输管道压降影响程度由强到弱的运行参数分别为产液量、含水率、产气量。     

大庆油田含蜡原油管道低输量运行安全保障方案研究

随着大庆油田进入开发后期,原油产量逐年递减,管道大多处于低输量运行状态。为保证大庆油田R区块A—B段含蜡原油管道在低输量下安全、经济地运行,根据管道主要运行参数,设计了掺水输送、新建加热站输送和正反输三套安全保障方案,确定了各方案主要设备型号。综合考虑管道运行能耗费用和建设投资费用,最终优选出掺水输送作为大庆油田含蜡原油管道低输量运行安全保障方案,即首站外输含水原油至末站、扩建末站污水站、剩余污水在污水站处理后就地回注方案。研究成果对含蜡原油管道低输量安全保障方案的提出具有一定的指导意义。     

长输热油管道运行优化技术

对于长输热油密闭输油管道,当输量和油品性质一定时,寻求全线热站和泵站（热泵站）的升温、升压值的最佳组合以使全线的能耗费用最低,是长输热油管道运行方案优化的目标。文章结合盘锦输油管道实际,根据能量平衡原理,建立长输热油管道运行优化的数学模型,采用组合优化方法,利用计算机进行编程、计算,给出了运行方案的最优工况。方案实施结果表明,盘锦线运行总能耗降低32％。     

海底多相流混输管道压降计算主要影响因素分析

以我国海洋油气开发工程为例,以黑油物理模型为基础,利用PIPERFLO软件,分析了不同压降计算模型、起输温度、气体流量及总传热系数(K)对海底多相流混输管道压降计算的影响。用不同压降计算模型得到的混输管道的压降结果相差很大,在设计混输管道时,应根据实际情况选择合适的模型。设计高粘原油混输管道时,应根据油品物性将起输温度控制在适当的范围;设计低粘原油混输管道时,在满足管道终端温度要求条件下,应尽量降低起输温度。海底油气混输管道存在一个最小压降气液比,按此气液比确定高粘原油混输管道的气体输量,可降低管输原油粘度,从而减小管道压降。对海底多相流混输管道应进行一定的敏感性变量分析和结果预测,以保证管道具有一定的抗波动能力。     

NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

以NP1-3D至NP1-1D人工岛间海底混输管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为,当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

基于PIPEFLO软件的冀东南堡油田混输海底管道稳态压降影响因素分析

以冀东南堡油田1-3号人工岛至1-1号人工岛混输海底管道为例,利用PIPEFLO多相流模拟软件,计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素,即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为:当输送流体的气液比处于某一区域内,能够降低混输管道沿程压降;对于气液混输管道,起输温度的升高并不一定引起压降的降低;管径对混输管道压降影响重大,在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点,合理确定混输管道的管径。     

埋地长输管道大修开挖长度优化方法

以埋地长输管道大修开挖最大长度为目标函数,以管道强度、刚度为约束条件,建立了优化数学模型。研究了问题求解的遗传算法,为实际管道大修开挖提供了科学依据。     

华东成品油管道混油影响因素的分析和优化控制措施

针对成品油管道多种油品顺序输送中普遍存在的混油回掺矛盾突出的问题,通过对输送批次安排、初始混油量、混油的流速、运行距离和停输等影响因素的定性定量分析,并应用华东成品油管道实际运行数据进行比对和验证,总结出减少部分站场下载的批次数、切割逻辑优化、停输时混油量的控制、操作优化和优化具有支线管道的混油流向、混油切割处理等一套效果明显的混油量控制和优化切割的应对措施,可进行交流。