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。     

低渗透油田采输系统能耗优化分析

随着新疆油田开发规模的不断扩大,地面能耗设备总数随之增加,采输单耗显著升高。针对新疆油田某低渗透区块采输系统能耗大的问题,研究了掺水温度、地温、井口回压等参数对系统能耗的影响,并给出了系统运行能耗的优化策略,结果表明:冬季掺水温度60℃,采输系统节能7.38%。夏季掺水温度42℃,采输系统节能30%。通过改善掺水温度可有效降低采输系统能耗,该研究成果对其他油田采输系统节能降耗具有一定的借鉴意义。     

直罗原油管线超低输量间歇输送运行规律研究

直罗原油管线由于油田产量原因,投产以来一直处于超低输量运行状态,一年中大部分时间依靠正反输方式维持管线运行,输油成本居高不下,要实现超低输量间歇输送,就要对间歇输送运行规律进行研究。应用SPS软件建立仿真模型,通过对间歇输送过程的仿真研究,发现一个间歇周期内进站温度的变化可分为四个阶段,且间歇输送工况在运行30 d后基本稳定。分析输量、间歇时间以及两者综合变化对间歇输送输油参数的影响,结果表明:在间歇输送中当输量由高变低时,输送初始阶段进站油温随着输送进行逐渐降低;穿插一次不同输量的输送,对间歇时进站温度影响不大,所以间歇方案可根据油源供应需求进行小幅调整;停输时间对间歇输送安全性影响较大,在制定间歇方案时,应首先限制停输时间;不同间歇方案组合输送的进站温度波动幅度大,不如单一间歇输送方案稳定。     

天然气长输管道投产工艺参数计算问题

天然气长输管道投产过程中,由于管道是新建,其施工过程中残留的杂质、管道内壁锈蚀等,均会导致管线的输气效率偏低。目前天然气管道设计及运行相关标准规范中没有提供相关投产参数计算的依据,其提供的管道运行参数计算公式及方法均有其适用范围。为更科学、准确的计算出投产时的控制参数,通过对具体投产实例参数进行分析处理,得出修正后的管输效率范围。建议天然气长输管道投产置换参数计算时综合考虑管线管径、施工质量、管线长度等因素。     

低输量原油管道清管器的选择

根据低输量原油管道清管作业的特点,研究低输量管道清管器的选用和安全性校核,给出了计算方法.清管工作之前,根据低输量管线的运行条件和积蜡情况,选择适当的清管器种类和尺寸.通过计算清管器可能受到的最大阻力、管道能提供的压差、清管器受到最大压力和清管器旁通流量等参数,来对清管作业进行安全性校核.为含蜡原油管道现场清管操作提供了理论论据,使清管作业能够更加安全有效地进行.     

EVA在尼日尔原油管道上的应用研究

尼日尔原油凝点远高于冬季地温,且日常运行输量大大低于设计输量。冬季管道运行十分困难。本文从室内试验出发,采用现场工业试验数据进行验证。得出EVA针对尼日尔原油的应用效果,为尼日尔原油管道的安全运行提供技术支持及尼日尔二期外输管道提供数据支持。     

花格管道低输量运行分析及研究

花格管道设计年输量200-300×104万吨,2009年输量176.8万吨,2010年设计年输量178.4万吨,处于低输量运行状态,由于花格线所输原油析蜡点和凝点高,再加上沿线气候环境恶劣,昼夜温差大,冬季极限温度低,给冬季的安全生产运行带来了巨大挑战,对基层站队的生产管理提出了更高的要求。本文简要的分析了低输量运行的特点,总结低输量运行的经验,根据低输量原油管道运行中的各种不稳定因素,总结安全防护措施,以保证低输量原油管道的安全平稳运行,为基层站队如何应对低输量运行问题提供借鉴。     

阿拉山口-独山子原油管道停输温降计算

阿拉山口-独山子原油管道自2006年投产以来,已运行5年多,由于管道的计划检修、管线设备的老化、自然灾害或人为因素造成的事故抢修等都可能造成管道的全线停输.本文通过对阿独原油管道现有输量、不同油品物性参数和不同月份平均地温综合考虑,对需加热输送的油品安全停输时间进行计算,得出了不同倾点原油在满足热力输送月份的安全停输时间.     

凝析气田长输管道水合物防治的实践应用

凝析气田长输管道输送介质大多为气液混输,冬季沿程温降过大,极易导致管道内生成天然气水合物,为了防止天然气水合物生成对长输管道的堵塞,降低管道过流面积。有必要弄清楚水合物形成的条件和原因,以便提出有针对性的解决措施。凝析气大多为多相流输送,以饱和烃组分为主,在输送过程中由于沿线温度、压力的变化极易引起凝析和反凝析现象,在气液混输中,气相含烃量很高,冬季气温低时促进了水合物的生成。通过对水合物形成原因、塔里木某凝析气田气相组分和运行工况的综合研究,找出最大的影响因素,结合实际,提出最有效的解决方案。通过HYSYS模拟计算,找到了防止水合物生成的最佳方法。采取降压生产,油气分输的措施,并在生产中实践成功。所以,防止天然气水合物的生成十分重要。     

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。     

低输量条件下埋地热油管道温降规律研究

允许的最低热油管道的的输油温度和停输时间,管道的停输过程以及再启动过程都会影响到低于最低输量运行的管道的生产运行。因此,研究低输量条件下埋地热油管道温降规律,对于节能降耗和管道的安全运行具有重要意义。     

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。     

油田长输管线的最小安全输量计算及优化方向

针对油田长输管线最小安全输量的计算方法研究,本文从两个方面进行分析计算:水力最小输量和热力最小输量。在计算后,总结出管道低输量运行会带来的问题。并对低输量带来的问题,提出了一些方法和措施,保证管道的安全运行。     

曲西输油管道优化运行分析

低输量下输送含蜡原油的管道在输送过程中存在凝管的风险,为了防止发生凝管事故发生,需要提高出站温度,从而增加了管道运行的热力费用,从优化运行方案的角度研究降低曲西输油管道的能耗方法,在保证进站温度高于析蜡高峰温度的前提下,适当降低出站温度,有利于降低管道运行的总费用,计算结果表明定期对管线清管的运行费用低于通过加热防止石蜡析出运行的费用。     

油气一体化混输技术在页岩油井输送中的应用研究

针对部分井组集油管线长、结蜡严重、井低站高等原因导致冬季运行回压高以及无法实现伴生气全部回收等问题,应用同步回转油气混输一体化装置技术,实现高回压井组的增压输送,降低井口压力,改变传统的投加药剂、管线热洗、扫线等降回压方式,降低了运行成本,削减了安全风险,取得了显著的应用效果.通过对同步回转油气混输一体化装置在该类油藏...     

联合站外输管线温控问题研究

加热外输是目前降凝降粘最常用的方法,加热输送时,提高输送温度使原油的的粘度降低,减少摩阻损失,降低管输压力,使管内原油的温度保持在凝点以上,保证安全输送。文章建立了沿程轴向温度的公式,讨论了冬季夏季的流量与温度对末站收油温度的影响,沿程温降的变化及最小输量。     

海塔油田长输管线首站运行规律浅析

海塔油田德二联作为海塔油田长输管线首站,负责贝301作业区、贝中作业区、贝28作业区、贝16作业区及乌东作业区等5个作业区的原油外输任务。本文通过对外输管线投运一年以来的生产数据进行研究分析,寻找出外输管线的运行规律,进而得出最优的运行参数,并找出管线结蜡规律和管线清蜡办法。     

特殊工况条件下天然气长输管道内检测工作探讨

天然气长输管道内检测作为油气输送管道完整性管理规范中的重要内容,通过管线内检测能够及时发现管道变形、内腐蚀等异常情况,充分了解管线的运行现状,对保障管道安全运行起着至关重要的作用。从经济性、可靠性角度考虑,大多数燃气公司选择工况条件好的长输管道开展内检测作业,即被检测管线存在备用路由,特殊情况不影响下游正常供气,管线起点、终点均安装有收发球筒,且检测终点下游有大用户用气,瞬时流量可满足检测仪器在管道内正常运行,无需末端放空即可顺利完成检测工作。但是,随着运行年限的增加,某些特殊工况条件下的长输管道也迫切需要完成内检测工作,以便及时发现并消除运行隐患,因此需要实施单位考虑更多复杂因素才能保证检测工作的顺利完成。本文以某燃气公司长输管线在特殊工况条件下如何开展内检测工作为例探讨其需要考虑的复杂因素及检测过程。     

热油管道停输再启动模拟试验研究

停输再启动是热油管道运行中比较普遍的工况,停输后管内油品会随着停输时间的增加而逐渐下降,进而导致油品流动性质受损。因此,为保证管道内油品能够安全可靠的运行,需要对管道停输时间、温度变化情况等参数进行详细了解。通过对热油管道停输再启动模拟试验进行研究分析,希望能够管道油品的安全运行提供一定的借鉴作用。     

长输天然气管道水合物生成预测及影响因素分析

在管道输送天然气中,准确预测水合物生成位置及其影响因素分析,对管道安全运行十分重要。为此,基于长输管线温度、压力计算与水合物生成条件预测模型,建立了长输管线水合物生成位置预测程序,并对具体实例进行分析,结果表明,管径越小、输量越大、保温材料导热系数越小、天然气中H2S含量越低、CO2含量越高,水合物生成范围缩小。该程序对长输天然气管道设计、安全管理、天然气脱硫处理提供了技术支持。