基于焓温法的石克管线停输温降三维数值模拟

埋地热油管道停输温降三维数学模型是基于有限容积理论与焓温法所建立。针对新疆油田石克D377管线不同工况下的停输温降过程进行了三维数值模拟,得到了不同时刻沿线不同位置的管内原油及土壤温度场分布云图。一方面,分析了不同出站油温对进站温度及停输时间的影响;另一方面,给出了最冷月最低输量运行时的最优出站温度。通过分析计算,该数据能够为管道停输再启动方案的制定及管道优化运行提供理论依据。     

基于仿真软件SPS的凝析油管道运行优化分析

对于高黏高含蜡凝析油的输送,采用加热输送方式能有效降低输送摩阻,避免管道因析蜡严重而造成凝管停输,而合理地设置凝析油出站温度,确保油品全线温度始终高于析蜡点,能极大降低天然气用量,对于管线平稳安全运行具有重要意义。以英买凝析油和英牙凝析油管线为研究对象,基于SPS仿真软件模拟了凝析油在不同地温和进站温度在析蜡点的出站温...     

寒区输油管道正反输温降规律分析

采用SPS仿真软件建立寒区埋地热油管道的正反输仿真模型,对正反输送工艺的温降变化进行仿真。分析正反输运行时沿线油温随时间变化规律,首站油温随时间变化规律及不同时刻加热后的油头在管道中流动时的温降变化规律。仿真结果分析表明,反输开始后,反输首站油温先迅速降低后升高,最后达到稳定,且反输运行温降变化在20h左右达到稳定;对于保温管道,反输最低温度出现在冷油头到达首站时,在制定正反输运行方案时需特别注意。通过运用SPS软件对埋地热油管道正反输温降分析,可对以后制定正反输运行方案具有一定指导意义。     

石油化工管线间歇输送技术研究

研究了石油化工管线在停输时受外界非稳态环境的影响下管内介质的温降情况,确定了管线停输温降允许的停输时间。对埋地管道正常运行情况、停输情况和再启动情况进行研究分析,建立了埋地管道间歇输送温降数学模型。以实际埋地管道为例,模拟历史最不利气候数据,观察埋地管道温度场的变化,并根据温度场的变化情况,对停输过程、再启动过程模拟分析,确定了铁大线埋地管道安全停输时间,为铁大线埋地管道安全越冬提供参考。     

石克D377输油管道停输再启动探讨

文章以石克D377为研究对象,通过不同温度下的压力计算,得出最长停输时间。研究了管线在不同地温下停输不同时间后的温降规律,管线再启动压力的变化规律,为以后公司输油管线安全运行提供技术支持。D377停输越晚越可以有效降低冬季输油成本,提高管输效益。     

胡状联至柳屯油库输油管道间歇输送分析

热油管道间歇输送是由输送、停输、再启动三个阶段组成周期性过程,在这一过程中环境温度场、油流温度、管道流量和压力等参数均处于复杂的瞬变状态。中原油田分公司胡状联至柳屯油库输油管道对间歇输送过程进行试验,本文介绍了该管道间歇输送过程,对输油参数进行分析,并提出间歇输送过程中应注意的问题。     

出站温度调节对输量影响的分析

采用SPS仿真软件建立某天然气长输管道的物理仿真模型,基于模型具有一定精度和可靠性的基础上,利用其特有的短管组件模拟空冷器来进行出站温度调节,分析出站温度调节对输量的影响.分析研究结果表明,当天然气出站温度低于42 ℃或介于70～80℃时,出站温度调节对输量影响很小,当天然气出站温度介于54～70℃时,出站温度调节对输量影响较小,因此都不利于冷却输送.当天然气出站温度介于42～54℃时,出站温度调节对输量影响较大,利于冷却输送.当天然气的出站温度为40℃和70℃时,输量的增加量为21.12×104m3/d,即单位天时间内管道的输送能力提高21.12×104 m3.     

低输量输油管道停输再启动数值计算

管线投产以来,若实际输量长期低于管线的设计最小输量,便会处于低输量运行状态,将存在很大的安全隐患。通过考虑物性参数、油温沿径向的变化等因素,模拟计算了该输油管道冬季和夏季详细工况,得出运行过程中温度、压力等参数分布,通过对比两种工况数据可知:管内温度下降速率显著受地温的影响,夏季地温高于冬季,但停输过程中温降速率明显低于冬季;再启动开始时,夏季管线内的温度高于冬季,到达稳定所需的时间更短,压力也更低。     

热油管道低输量运行研究进展

针对原油的低输量问题,着重分析了低输量运行不稳定的本质,以及低输量运行时原油温度、粘度和管道当量直径的变化特征。由于低输量的不稳定状态对管道产生不良影响,本文总结了现在比较普遍的改善方法:间歇输送、加降粘剂、增热升温和稀释输送。     

外输管线降压技术研究

通过对高29和留18站原油性质和不同含水、不同温度和不同剪切速率时的粘温曲线测定,了解原油的性质和流变特性;在此基础上,有针对性地选择几种效果较好的降粘剂进行筛选试验,筛选出适合两条管线原油使用的最佳降粘剂及最佳投药量;对管线不同输送情况下加药前后压降进行了计算,通过计算结果确定了高29管线改变输送方式的最佳方案,留18站更换了站内换热器提高外输温度的最近啊输送方案,经过现场应用结果表明,高29管线外输流量保持在26m3/h时,外输运行压力降至3.0MPa以下;留18站外输流量保持在50~55m3/h时,外输运行压力降至1.5MPa,保证了管线安全生产运行。     

原油不同比例混合输送过程中最小输量计算

随着大庆油田开采能力下降,油田产量的降低,庆哈输油新线为满足运行及下游生产的需要,采用进口俄罗斯原油与大庆原油混输的方式,维持对哈尔滨炼化公司的持续供油。针对可能面临的低输量问题,对庆哈新建庆俄原油混合输送管道进行不稳定性分析,分别计算不同混合比例下不同站间管段全年的热力和水力最小安全输量,以确保庆哈输油新线在输量减少、输油比例不断变化的情况下安全平稳运行。     

中俄原油管道增输方案研究

旨在提高中俄原油管道输量,扩大俄油进口量。对我国可持续发展和进口多元化具有重要的战略意义。采用SPS(Stoner Pipeline Simulator)管道模拟软件,对该管线进行离线实时模拟计算。分析管道2 200×104 t/a输油技术方案,对2 500×104 t/a、3 000×104 t/a工艺方案进行研究,确定最佳增输方案。     

冷热原油顺序输送土壤温度场数值模拟

摘冷热原油顺序输送不同于输送单种原油,建立了非稳态传热的数学模型,采用CFD软件对输送冷热原油20h后距出站口不同距离管道周围的土壤温度变化规律进行了数值模拟。模拟发现,输送热油,管道周围土壤温度场有不同程度的上升。距出站日越近其温度上升的越明显。随着热油在管道内向前运行,管外土壤温度会有较大幅度的升高但随输油时间的延长增加的幅度会逐渐减小;输送冷油,其周围土壤温度有不同程度的降低。距出站口越近,与管段相对应的土壤温度降低得越大,受管内冷油影响的周围土壤区域越大。     

马惠管道工艺改造方案运行研究

针对马惠管道十八里加热站增输运行方案研究,首先在分析樊家川作业区原油外输现状以及环北集油站原油外输工艺系统现状的基础上,着重对环北集油站-十八里加热站增输工艺进行计算。利用Pipephase软件模拟管道运行工况,初步确定了理论最大输量。通过对设备能力的校核,确定了现有输油泵前提下的最大输量以及运行参数。此外利用Pipephase软件模拟了最小启动输量,分别确定了在不加剂条件和加剂条件下的运行参数,并通过对比分析确定了加热加剂的输送工艺。     

油田站外系统单管集输技术研究

通过对油井的产液量、含水率、井口温度及集输距离进行分析和计算,确定了单管集输的主要原则和老油田进行单管集输改造的主要方案。对于产液量和井口温度较高的油井,在保证进站温度的条件下可以直接实施单管输送;对于产液量高,但井口温度偏低的油井可以通过井口电加热器实现单管输送;对于产液量和井口温度均较低的油井,可以通过高温油井串接低温油井或油井井口电加热器串接的方法实现单管输送;当原油含水率低于转向点时,进站温度应维持在高于凝固点3~5℃之内;当原油含水率高于转向点时,进站温度应维持在低于凝固点5℃范围之内。     

输油管线节能运行研究

原油输送过程中能耗主要体现为输油泵用电和加热装置用气,输油管线的节能运行在于如何用最少的动能消耗和热能消耗完成原油的输送任务。对于管径大、输量大的某输油管线,如何降低输油能耗,成为研究的重点。通过对某输油管线进行工况分析和现场试验,找出了一种最经济的运行方式,并为输油管线节能运行提供了理论依据。     

输油管道顺序输送的热力模拟研究

同一管道输送流变特性差异很大的多种原油,不同凝固点不同出站温度的原油顺序输送,必然导致土壤温度场的波动,这是一个不稳态传热问题,因此建立了顺序输送不稳态温度场及土壤温度场模型进行分析.利用有限差分法,使用混合网格,即在差分网格的划分中使用了混合网格法,在土壤内部的大部分区域使用矩形网格划分,在管壁附近使用极网格;把模型的热传导偏微分方程转化为线性方程组,用迭代法求解.以湛江至茂名输油管道为例,对其顺序输送不同国家原油的热力状况进行了模拟计算.通过对混输中各阶段油头温度和土壤温度场的分析可知,该模型可确定顺序输送次序和油品出站温度等参数,为制定管输方案提供理论依据.     

原油管输过程(火用)单耗分析研究

根据热力学第二定律,将单耗分析理论应用于原油管道的输送过程,提出了原油管输过程的压(火用)单耗、热(火用)单耗以及附加单耗的值和费用的计算方法,并通过系统单因素敏感性分析方法,以大庆某油田管道为例,从温度、压力和输量3个方面分析原油管道单耗随不同影响因素的变化规律,进而确定原油管输过程最优的温度、压力和输量.研究结果表明:随着出站温度的增加,总(火用)单耗费用先减小后增大,在出站温度为339K时达到最优;随着出站压力的增加,压(火用)单耗费用逐渐增大,热(火用)单耗费用逐渐减小,总(火用)单耗费用逐渐增大,出站压力应取输送工艺要求下的最小值;随着输量的增加,总(火用)单耗费用先减小后增大,在输量为35 m3/h时达到最优.     

原油管道安全停输时间影响因素分析

我国原油管道近几十年发展迅速,有些管道已经进入发展中后期,管道发生事故的概率上升。原油管道不可避免发生停输,安全停输时间是再启动的关键参数,对于管道的安全运行至关重要。根据输油管道温降公式,利用迭代法求解公式,并编制了应用软件。研究发现,安全停输时间不是一个定值,它随管道输量、出站温度、自然地温和原油比热容的增加而增加,随总传热系数的增加而降低。当管道周围参数发生变化时,需要密切关注安全停输时间,研究结果可以为原油管道的安全运行提供指导。     

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。