低输量输油管道的清蜡周期研究

由于东北管网输量逐年下降,管道的热损失,尤其是清蜡结束后一段时间内的热损失相当严重,这已成为管道运行中的一个突出问题。按原有的清蜡工艺对管道进行清蜡已经不能满足管道运行的经济性要求。根据结蜡厚度对输油成本的影响和东北管网的蜡沉积规律,建立了适合低输量含蜡原油管道的清蜡周期模型。提出对于低输量含蜡原油管道需要先确定给定流量下的经济余蜡厚度,再用传统方法计算清蜡周期。用数值方法对模型进行求解。结果表明,对于低输量含蜡原油管道,每次清蜡时保留一定的余蜡厚度是合理的;与传统方法相比,在经济余蜡厚度基础上确定的清蜡周期能更好地满足实际需要。     

超临界CO2 处理对乳状液稳定性的影响机理研究

超临界CO₂(scCO₂)混相驱在提高原油采收率的同时,也显著改变采出原油乳液的性质。利用自主研发的CO₂-原油混相装置在模拟地层条件下对长庆原油进行混相处理,分别使用流变仪、电导率仪和显微镜研究了混相处理前后长庆原油及其W/O 乳液的流变性、稳定性和微观形貌。实验结果表明,scCO₂ 处理改变了长庆原油的组成,破坏了沥青质溶剂化层结构,使得失去保护的沥青质胶粒更易吸附于油水界面;scCO₂ 处理也使得析出的蜡晶尺寸更加细小,数量增加,这将导致乳液黏度显著增大。上述变化导致scCO₂ 处理后W/O 原油乳液的水滴粒径变小、分布更加均匀,宏观表现为乳液体系的流动性恶化、稳定性增强。     

裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路,但由于储层微裂缝发育,非均质严重,油水井暴性水淹,导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式,利用室内实验,系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明,在裂缝性特低渗油藏的开发过程中,当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度;渗透率越高,原油黏度越小,含油饱和度越大,毛细管渗吸作用越强,最终渗吸采出程度越大;温度的升高可提高初期渗吸速率,但最终渗吸采出程度基本相同,温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。     

辅助加热PCVD-TiN薄膜的制备及影响因素

研究了反应气体对辅助加热ＰＣＶＤ ＴｉＮ薄膜制备的影响。结果表明,提高反应气体中ＴｉＣｌ４的含量可以提高薄膜的沉积速率,而且对薄膜内的氯含量没有影响。提高反应气体中的Ｖ（Ｈ２）／Ｖ（Ｎ２）可以略降低薄膜内的氯含量,在Ｖ（Ｈ２）／Ｖ（Ｎ２）＝２,ＴｉＣｌ４的体积分数为１０％左右时ＴｉＮ薄膜的硬度最高。随着反应气压的升高,沉积速率呈正比上升而显微硬度却下降。     

板北油田不加热集油问题研究

板北油田不加热集油的关键问题是凝油黏壁导致的集油管道摩阻上升以及井口回压上升。通过建立能够模拟集油管道管流剪切的搅拌流模拟装置,针对80%的高含水原油进行了实验研究。结果发现,80%高含水原油的起始黏壁温度为17.5℃,低于原油凝点2.5℃,该温度可作为不加热集油的热力边界条件。采用PipePhase计算软件建模,以集油温度不低于17.5℃为依据,分析发现板北油田可进行不加热集油。     

不均匀加热与节流对平行通道不稳定性的影响

为研究反应堆内轴向热流不均匀分布、径向不均匀加热和入口节流对密度波不稳定的影响,利用RELAP5/MOD4.0程序对强迫循环平行通道系统进行数值模拟.由程序中的非平衡非均相模型和半隐式数值格式所得计算结果与实验数据符合较好.对比轴向热流线性分布及余弦分布工况下的流动不稳定边界,并做出积分热流沿通道长度的变化曲线以分析其机理,还获取了径向不均匀加热与入口节流工况下系统和通道的临界相变数.结果表明:轴向热流不均匀分布时系统的稳定性取决于沸腾边界的位置以及积分热流沿通道的分布.与轴向热流均匀分布相比,轴向热流线性增大或减小分别使系统稳定性增强或减弱;入口过冷度较低时,轴向热流余弦分布提高系统稳定性;入口过冷度较高时,系统稳定性可能增强也可能减弱.与轴向热流余弦分布相比,峰值偏向入口或出口分别会降低或提高系统稳定性.径向不均匀加热对系统稳定性影响较小.增大径向入口节流不均匀性时系统稳定性有减小的趋势,增大任一通道入口节流系数均可提高系统的稳定性.     

铁路接触网工不安全行为复杂影响因素及层级关系研究

依据事故致因理论,基于中国国家铁路集团有限公司12份铁路接触网工事故分析报告,从组织管理、个体特征、生产作业和社会环境等4个维度,挖掘出铁路接触网工不安全行为的22种影响因素。运用解释结构模型,建立铁路接触网工不安全行为影响因素的递阶结构模型,通过构建邻接矩阵、计算可达矩阵,揭示铁路接触网工不安全行为的各影响因素之间层级结构和内在联系。结果显示：生理素质、心理素质和应变能力是影响铁路接触网工不安全行为的表层直接因素,企业安全制度、现场组织管理、安全教育培训等15个因素为中层间接因素,企业的安全文化氛围和安全落实程度以及社会的舆论监督和国家的治理监督是深层根源因素,其中国家治理监督从根本上影响铁路接触网工不安全行为。建议政策制定者同时从个人、班组(企业)、家庭(社会)和国家等多个层面设计安全管理政策,重视来自家庭的支持和劝导以及来自社会的舆论监督和国家的安全监管对铁路接触网工不安全行为的抑制作用。     

基于惯性基准法的短波不平顺影响因素研究

针对轨面短波不平顺敏感因素问题,利用多体动力学软件Universal Mechanical建立车辆-轨道耦合动力学模型,基于惯性基准法原理仿真检测轨面短波高低不平顺,分析轨道结构及其关键参数对轨面短波高低不平顺的影响.分析结果表明,柔性轨道估算不平顺大于无质量轨道,最大幅值差为0.076 mm,轨道结构振动对轨面短波高低不平顺具有一定影响,主要影响波长范围为0.15～0.46 m;扣件系统垂向刚度对短波不平顺的影响较大,幅值变化明显,波长0.15～0.33 m内轨道谱随扣件刚度的增大显著增大;短波不平顺随扣件阻尼、路基支承刚度及路基支承阻尼的增大而减小,主要影响波长范围分别为0.27～0.46、0.15～0.33及0.28～0.40 m;短波不平顺随轨枕间距的增大而略增大.研究成果可为短波不平顺的维护与控制提供理论依据,为列车运营安全提供保障.     

电波环境水平不均匀性对雷达探测精度影响研究

电波折射成为影响雷达等测控设备探测精度的最重要误差源.根据雷达高精度探测的需要,利用MM5、NeQuick模型分别仿真分析了对流层、电离层区域电波环境水平不均匀性,并重点研究了电波环境水平不均匀性对折射误差修正精度的影响.研究结果表明:对于工作频率1.0 GHz或更低频段雷达而言,对流层水平不均匀性对折射误差修正精度影响相对较小,而电离层水平不均匀性显著,对折射误差修正及雷达探测精度影响较大.特别是对于UHF或更低频段雷达,对流层水平不均匀性影响可忽略不计,而电离层水平不均匀性影响更大,需重点考虑并予以修正.本文研究结果对不同工作频率的雷达的大气折射误差修正的论证、设计及研制具有较强的参考和支撑作用.     

高含蜡胶凝油的屈服特性研究

提出了一种高含蜡胶凝油屈服测试方法,量程范围较常规方法宽。基于此研究了低温下测试油蜡混合物胶凝油的屈服特性,详细阐明了熔蜡温度、熔蜡温度下的静置时间和屈服应力测试温度下的静置时间对特高含蜡胶凝油屈服特性的影响。研究发现,熔蜡温度越高,胶凝油的屈服应力越小;熔蜡温度下静置时间越长,油蜡混合物的低温屈服应力越大;胶凝油受屈服应力测试温度下静置时间影响较小。静置时间超过30min,其屈服值基本一致。研究结果对于科学制备高含蜡胶凝油,进而探索清管过程中蜡层剥离机制具有重要意义。     

起伏地区天然气管线清管过程分析研究

研究清管过程中气液两相流流动特征,有助于管线本身及上下游设备的设计和操作。因此,采用多相流瞬态模拟软件OLGA,对起伏地区天然气管线清管过程中气液两相流动规律进行了研究,重点分析了清管过程中的流型、压力、持液率、清管速度、积液量等参数的变化规律。结果表明,由于清管过程中地形起伏较大,气液两相流体出现了分层流、段塞流和环状流等3种流型;管道入口处压力最大,沿程压力逐渐减小,压力波动情况与流体持液量和地形有关;清管器速度总体上波动不大,平均速度为3.5～3.8 m/s;清管过程中出现的最大液塞段长度达到3 851.0 m;持液率不断变化,最大清出液量接近300 m3。研究结果对地形起伏地区天然气管线的清管作业具有一定的实际指导意义。     

海洋平台渤中29—4项目全线通球调试实践

以海洋平台渤中29—4项目为例,介绍了海底管道在试运投产前进行全线通球扫线作业中清管器的选取及相关技术参数的计算,最大限度的利用了平台设施和工艺流程,减少临时设施的使用和人力投入。结合全线通球的实际经验,指出整体通球作业时应注意的问题,对以后类似工程项目具有一定的借鉴意义。     

塘燕原油管道蜡沉积规律研究

塘燕原油管道输送原油种类多、 油品切换频繁, 增加了蜡沉积预测的难度。根据管输原油物性, 运用 普适性蜡沉积模型, 研究了塘燕线不同季节、 输送不同种类原油时的蜡沉积速率, 并结合管道运行参数, 预测了塘燕 线管道沿线的蜡沉积层厚度及分布。塘燕线冬季的蜡沉积最多, 春、 秋季居中, 夏季最少; 输送埃斯坡、 马西拉原油 蜡沉积较少, 输送杰诺、 沙中、 沙重原油蜡沉积相对较多; 管道沿线的蜡沉积分布不均匀, 主要集中在靠近进站管段 处, 在管道全线运行压力变化不大时, 对于蜡沉积严重的管段, 其压降迅速增加, 造成管道安全运行隐患, 建议每年 秋季进行一次清管作业。     

多约束条件清管周期优化模型研究

建立了多约束条件清管周期优化模型,同时考虑了管道运行的动力费用、热力费用以及单次清管费用等经济性条件和最大蜡沉积厚度小于2mm等安全性条件。利用多约束条件清管周期优化模型对某含蜡原油管道冬季不同输量和进站温度的清管周期进行计算,综合考虑管道运行的经济性和安全性,给出了合理的清管周期。研究表明,输量减小,清管周期先增加后减小;进站温度升高,清管周期增加。同时研究了燃料油价格、电力价格和单次清管费用等价格因素对清管周期的影响。电力价格增加会导致清管周期减小,燃料价格和单次清管费用增加会导致清管周期增加。     

原油管道结蜡规律的灰色预测模型

原油结蜡是影响管道安全、经济和高效运行的一个重要因素。为了对输油管道的结蜡状况进行预测,掌握输油管道结蜡的基本规律,应用灰色系统理论中的模型对输油管道的结蜡速度和结蜡厚度等指标的实际统计数据进行了灰色动态拟合,建立了相应的灰色微分方程和时间响应函数,结果表明,残差小于2％,模型精度满足工程实际需要;并在此基础上对实际输油管道的结蜡速度和结蜡厚度进行了预测。     

基于FLUENT的成品油管道冰堵问题数值模拟

由于我国北方地区冬季气温较低,成品油管道在输送过程中有时会发生冰堵现象。管道一旦发生冰堵,不但影响油品的输送,而且对生产造成不必要的损失,严重时还会造成安全隐患。基于FLUENT 数值仿真软件,研究了成品油管道中单个不同高度的冰堵段以及多个不同高度的冰堵段周围流场的变化。研究结果表明,随着冰堵高度的增加,单冰堵段前后压差呈非线性变化,多冰堵段前后压差同样呈非线性变化;单冰堵段前后流速变化相对平稳,而多冰堵段周围流速变化明显,流体分层效果较好,多冰堵段周围流体的速度分布规律与单冰堵段相似。     

清管污油量验算及清管器速度对污油量影响研究

在对成品油管道进行清管作业时,清管器的前后会产生一定量的污油,污油量的大小会直接影响管输效益。为了更好地了解污油的下载量,提高效益,利用C FD模拟计算软件、动网格技术对曲阜济宁一段清管作业进行清管污油量模拟计算,绘制出拟合曲线,并拟合出曲线公式,通过实际污油下载量验证了拟合曲线的准确性。进一步分析了清管器运行速度对污油量的影响。该方法可用于预测清管污油量,为成品油管网清管工艺设计和优化运行提供理论依据和参考。     

靖三-靖二联管道原油停输后流变特性与再启动研究

长庆靖三-靖二联外输管线采用加热输送,所输送的是靖安油田典型的低胶质沥青质含量的高含蜡原油,这对安全、经济、高效的管输工艺提出了很高的要求。基于原油流变学、物理化学和凝胶化学理论,首先使用高精度控制应力流变仪对管道停输条件下,原油体系的黏-温、屈服、黏弹、触变等复杂流变行为进行了研究,然后拟合了适用于该原油的流变方程与触变模型,最后基于原油流变性、管流的流动与传热、热力与水力的耦合特性,对长庆靖三-靖二联管道的再启动特性进行了预测。结果表明,长庆原油在反常点温度以下剪切稀释性也随着温度的降低表现得更为明显。在凝点以及凝点温度以上,原油所形成的胶凝结构表现出一定的延性性质,而在凝点温度以下则表现出很强的脆性性质,并且随温度的降低,屈服值呈指数规律增大。在恒剪切速率的作用下,胶凝结构的破坏和重整发生在初期的10min内。所预测的长庆靖三-靖二联外输管线停输再启动特性,与现场数据相吻合。停输32h后,管道末端原油油温会降至其反常点附近,停输48h后,管道末端原油油温会降至其凝点附近。考虑管道运营的安全性,管道最大停输时间为32h,对应再启动压力为1.51MPa。     

长庆联合站间管线添加防蜡剂后的蜡沉积特性

长庆靖四至靖三联合站站间管线是靖安油田重要的外输含蜡原油管道。管线内壁蜡沉积给管道经济、安全、高效的运行带来了严峻的考验。首先制备了一系列的聚丙烯酸酯类防蜡剂,考察了防蜡剂的结构与结晶特性及其对长庆原油的流变性改善效果。结果显示,在添加400 mg/kg WI⁃2防蜡剂后,长庆原油凝点可下降10 ℃,反常点可下降8 ℃,非牛顿流体区黏度大幅降低。基于室内环道蜡沉积实验,研究了添加防蜡剂对长庆原油在不同管输条件下的蜡沉积特性的影响,回归了适用于靖四至靖三联合站站间管线的蜡沉积模型,并对现场的蜡沉积情况进行了预测,发现在不添加防蜡剂的情况下,结蜡模型对不同时间内结蜡层厚度的预测误差不超过5%;添加400 mg/kg WI⁃2防蜡剂的防蜡率可达88%~95%。