原油管道停输温降模拟研究

原油在管道输送的过程中不可避免会出现停输现象。针对原油管道停输再启动存在的技术难题。以热力水力分析为基础,应用仿真模拟的方法利用Pipeline Studio(TLNET)软件模拟管道停输温降过程。以庆哈管道为例,模拟管道停输温降过程,根据模拟结果绘制了三维温降图,以原油凝固点以上3℃为判据确定了安全停输时间。最终确定庆哈输油管道冬季安全停输时间为24 h,为管道安全运行提供了可靠的理论依据。     

不同混合比例原油输送过程中安全停输时间计算

混输管道内原油的掺混比例不同,原油的物性及流变参数也会有所不同,管道的运行的温度、压力等动态参数也会随之改变。对管道全年周围土壤环境温度进行了计算,运用OLGA软件分别对埋地热油管道的停输和再启动过程进行了模拟,针对不同混合比例以及全年不同月份,对管道的安全停输时间进行了计算,给出了计算结果,确保管道停输再启动过程的安全平稳运行。     

原油长输管道EPC项目投产技术对比研究

原油管道运输是原油输送的重要方式,管道的投产过程是决定管道能否安全投入运行的重要保证。本文主要讨论了不同工况下注氮气投油、部分注水投油、全线充水联运投油、空管投油四种方式的优缺点,针对EPC项目的原油长输管道,归纳总结了输油站与输油站外管道的投产的关键技术。为原油长输管道的高效安全投产奠定了基础。     

LPTMAG减阻剂在阿独原油管线的应用分析

阿拉山口—独山子原油管道(下称阿独原油管道)是我国第一条跨国进口原油管道哈中管道的国内部分,近几年来,随着上游输油量的不断增加,哈中管道国外部分阿塔苏—阿拉山口管线的最高输油量已达到1800m3/h,而国内部分阿独管道的最高输油量只有1650m3/h。无法与上游管线输送能力相匹配。本文根据LPTMAG减阻剂在阿拉山口原油首站现场的实验情况,通过对减阻剂注入前后实际运行参数的计算分析以及运行工况的变化比对,定量地说明了LPTMAG减阻剂在阿独管道应用的效果。     

热油管道优化研究与探讨

热油输油管道输量大、距离长等实际情况,以管道系统设计参数和设备工作负荷等为约束条件,在原油输送稳态条件下通过对热油原油粘温特性拟合以及对各输油站和输油管道系统的热力计算和水力计算,得出最优进站油温、加热温度和出站压力等运行数据,确定输油泵和加热炉运行的最佳参数,使得全线输油安全经济运行。     

热力设备在长输管线上的优化更新

本文仅以鲁宁输油管线为例,根据长输管线加热输送原油的特点,分析了输油站热力设备(快装炉)存在的问题及危害,并结合目前的现状和多年的生产经验,对长输管线输油站热力设备的特点进行了优化,提高改进了输油站热力设备的安全性能,确保了输油生产的安全稳定运行。     

原油管道安全优化运行研究

长输管道的输量大、运输距离长,全年连续运行,耗电、耗油量都很大。运行方案是否合理,对输油成本的影响很大。根据某原油管道的特殊运行条件,进行优化运行研究,计算确定管道的最优出站温度,以保障安全、稳定运行,促进节能降耗。并为运行工况变化复杂管道的生产管理提供技术支持。     

长输原油管道非计划停输原因及对策

非计划停输直接影响长输原油管道输油任务,威胁管道运行安全。以ZQ长输原油管道为例,分析近年造成管道非计划停输的主要原因,主要包括电力系统故障、设备故障、自控通信故障、人为操作失误及油品质量因素等方面。针对不同非计划停输原因制定相应可行性对策,降低事故发生概率,保证长输原油管道正常平稳输送。     

大输量范围的长输管道输油主泵选取

对于长输管道,选择输油泵机组时应优先选择高效离心泵。特别是对于设计输量要求范围跨度较大的管道主泵的选取,更应兼顾输量和效率。根据已经投产的哈中管道国内段——阿拉山口—独山子原油管道工程为例,对大输量范围的管道输油主泵选取加以总结,并提出宽输量范围的管道主泵可采用更换叶轮的方式满足各期输送要求。     

CE降凝剂输油技术在二连油田长输管线上的应用

为了配合阿赛线在增加输量情况下的安全生产,节约能源,降低消耗,提高经济效益,1994年通过论证,开展了夏季热力越站输油试验,并取得了成功。1996年4月,我们针对阿赛线输油生产实际情况,对阿赛输油管线采用先进的"改性处理工艺"加降凝剂输油进行了可行性研究。室内实验结果表明,只要在每吨原油中加入50克所筛选降凝剂,阿赛线春、夏、秋季只需1＃、5＃站进行加热,冬季只需3＃、5＃、7＃站进行加热,就可以保证阿赛线正常输油。通过现场实验,CE-H降凝剂对阿赛管线管输原油具有显著的降凝降粘效果,现场测．点凝固点由加药前的26℃降至10～18℃,并且原油粘度也有大幅度的降低,致使原油的流变必一能得到了改善。加降凝剂原油停输后允许时间较未加剂原油更长。也就是加降凝剂后阿赛管线运行更加安全。     

以不同减渣为原料制备大庆油田复合驱用表面活性剂的可行性研究

为扩大大庆油田复合驱用表面活性剂的原料范围,降低表面活性剂的生产成本,研究了利用不同的减渣制备复合驱用表面活性剂的可能性。实验结果表明,利用大庆减渣制备出的OCS表面活性剂具有很好的界面活性,当OCS表面活性剂浓度为0·1%~0·3%,Na2CO3浓度在0·6%~1·2%的范围内,OCS表面活性剂/Na2CO3体系与大庆原油之间的界面张力可达到超低(~10-3mN/m数量级)。大庆减渣适宜作为复合驱用表面活性剂的原料,而大港和石家庄减渣则不适宜。     

A New Series of Double-Chain Single-Head Sulfobetaine Surfactants Derived from 1,3-Dialkyl Glyceryl Ether for Reducing Crude Oil/Water Interfacial Tension

A new series of sulfobetaine surfactants with double-chain single-head structure were derived from 1,3-dialkyl glyceryl ethers and their performances in reducing Daqing crude oil/connate water interfacial tension (IFT) in the absence of alkali were studied. With a large hydrophilic head group and double hydrophobic chains, these surfactants are efficient at reducing crude oil/connate water IFT. Those with didecyl and dioctyl are good hydrophobic surfactants that can reduce Daqing crude oil/connate water to ultra-low IFT by mixing with a small molar fraction of various conventional single-chain hydrophilic surfactants, such as α-olefin sulfonates, dodecyl polyoxyethylene (10) ether, and cetyl dimethyl hydroxypropyl sulfobetaine. The asymmetric double-chain sulfobetaine derived from 1-decyl-3-hexyl glyceryl ether can reduce Daqing crude oil/connate water IFT to ultra-low solely over a wide concentration range (0.03–10 mM or 0.0017–0.58 wt.%), which allows for use of an individual surfactant instead of mixed surfactants to avoid chromatographic separation in the reservoir. In addition, formulations rich in sulfobetaine surfactants show low adsorption on sandstone, keeping the negatively charged solid surface water-wet, and forming crude oil-in-water emulsions. These new sulfobetaine surfactants are, therefore, good candidates for surfactant-polymer flooding free of alkali.     

高效广谱微生物复合破乳剂的制备及其应用

为解决破乳剂的选择性强、破乳效率低的问题,采用化学破乳剂和微生物破乳剂复合的方法,研制出了广谱、高效、低成本的破乳剂,并用大庆三次采油采出液、塔河原油、南阳原油、蓬莱原油、俄罗斯混合原油进行了脱水、脱盐评价。结果表明:对于大庆油田采出液,微生物复合与化学破乳剂比较,脱水效率提高5%以上,脱出水含油可降低40%以上;对于易乳化的南阳原油、蓬莱原油,脱后含盐可达3 mg/L以下,脱出水含油可降低50%以上。工业应用表明:对于俄罗斯混合原油脱后含盐可达2 mg/L以下,脱出水含油可降低70%以上,脱后排水含油小于15 mg/L。所研制的微生物复合破乳剂适应性强,成本可降低20%~50%。     

原油顺序输送水平管混油段的分析

针对目前从港口输往炼油厂的油品多样性,以大庆和胜利油品为例建立了水平原油管段顺序输送模型,应用FLUENTT软件进行了三维数值模拟,得出了混油浓度变化图象和曲线,表明在原油管道顺序输送过程中粘度差的影响。幵总结出油品分散规律,幵给出了切割的长度,为找到最佳切割点提供依据。     

基于遗传算法的原油混合优化研究

对原油混合优化问题进行了研究,在模型建立过程中综合考虑了原油的储运调度约束和混合原油属性约束,并计入了装置加工的可变成本,使之更加符合生产实际,采用遗传算法来求解模型,通过实例分析,证明了模型和算法的有效性。     

预测复杂高沸点重质油馏分平均沸点的基团贡献法

采用超临界流体萃取分馏技术,在较低温度下(<250℃)将重质油分离成多个窄馏分,结合物性及¹H-NMR、¹³C-NMR分析确定其化学结构,构建重质油馏分的等价分子模型,并采用高温模拟蒸馏测定馏分的平均沸点至950K.以Rarey提出的预测纯化合物的基团贡献沸点新方法为基础,依据重质油馏分结构参数确定了12种基团类型,原模型基团贡献值保持不变.用原模型预测俄罗斯渣油馏分沸点,与C₅₀以下的馏分沸点实验值有较好的一致性,但对更重馏分误差大.对原模型沸点与总原子数的变化关系进行了修正,修正模型对两种不同基属原油的常压渣油和减压渣油馏分的沸点预测与实验值的平均误差为1.4%,同时能较准确估算高沸点正构烷烃的沸点,进一步验证了重质油馏分结构模型的合理性.结合改进的基团贡献法和超临界流体萃取分馏技术,可将重质油沸点预测延伸到1050K,碳原子数范围扩展到100个碳原子,为重质油馏分沸点估算提供了一种新的方法.     

不同原油界面活性组分的分离及表征

用极性分离法将胜利油田孤东1#、孤东4#原油和大庆原油分离为饱和分、芳香分、胶质、沥青质组分(S、Ar、R、As)。孤东1#和孤东4#沥青质组分质量分数(14.43%、11.35%)明显高于大庆原油沥青质组分质量分数(0.09%),而饱和分组分质量分数(47.08%、46.54%)低于大庆原油饱和分质量分数(68.08%)。孤东1#和孤东4#原油的原油组分(S、Ar、R、As)氧的质量分数、酸值由大到小的排序为:沥青质>胶质Ⅰ>芳香分>饱和分。而大庆原油的原油组分酸值由大到小的排序为:胶质Ⅰ>沥青质>芳香分>饱和分;大庆原油的饱和分组分中氧质量分数较低,饱和分中氧质量分数在原油氧中所占比例最高(0.375%),饱和分中的氧化物对大庆原油的界面活性影响不可忽视。在3种原油所有原油组分中,孤东1#原油沥青质的酸值最大(16.45 mg KOH/g沥青质),说明孤东1#原油沥青质组分含有较多酸性基团,反应活性较强。色-质分析结果表明,孤东原油饱和分正构烷烃在C10-C37呈双正态分布,大庆原油饱和分正构烷烃主要分布在C10-C38,基本呈正态分布。     

正交设计在微波辐射原油脱水中的应用研究

研究了微波辐射对原油乳状液脱水的机理及其3个主要影响因素,用正交实验设计法考察微波辐射对原油乳状液脱水的最佳实验条件,以达到较好的脱水效果。采用MSP-100D微波消解系统对水质量分数为50％的大庆原油乳化液进行微波辐射实验。通过极差和方差分析可知,在影响大庆原油乳化液脱水率的3个因素中系统压力值影响最大,微波辐射功率其次,微波辐照时间影响最小。在微波辐射功率为400W,辐照时间为10min,系统压力值为0．3MPa,水质量分数为50％的大庆原油乳化液的平均脱水率高迭93．9896。实验结果表明．微波辐射原油脱水具有效率高,时间短,无污染和节约能源等优点,有良好的工业化应用前景。     

大庆油田稠油原油物性实验分析研究

粘度高﹑密度大的稠油,其物理特性与一般原油有着很大的区别.在描述了国内外的稠油分类标准和稠油基本特征的同时,对大庆油田稠油的高压物性实验结果与黑油的高压物性资料进行了对比研究.结果表明,大庆油田稠油表现出油藏埋藏浅﹑地层原油粘度高﹑密度大﹑含气、含蜡量少和饱和压力低的特点.分析后认为大庆油田的稠油适合于热蒸汽驱开发,并在进行热力采油时,不必过多考虑压力及溶解气因素.