输油管道安全停输时间的计算方法

计算管道安全停输时间需要确定管道的最低允许启动温度,该温度决定了再启动过程所需要的启动压力,它受制于由管道承压和输油泵的工作特性所决定的最大启动压力,所以,安全停输时间的确定过程是一个重复试算过程。苏嵯输油管道中间站只有加热炉,因此将管道全线作为一个密闭系统来评价其安全停输时间。根据计算步骤中的方法,最终确定苏嵯输油管道春季安全停输时间为9～10 h、夏季为13～14 h、秋季为16～17 h、冬季为9～10 h。     

热油管道停输再启动过程模拟分析

热油管道运行过程中不可避免地会遇到停输再启动问题。文章在水力、热力分析的基础上,采用数值模拟的方法,利用CFD软件建立计算模型,以大庆-哈尔滨（庆-哈）埋地输油管道为例,分析停输后管内原油温降规律;分析再启动过程,给出启动时间的计算方法及启动过程热油顶管压力变化情况,为庆-哈输油管道的停输再启动过程提供了一种安全评价手段,对于保障管道安全生产运行具有重要意义。     

西部原油管道停输再启动现场工业试验研究

在对西部原油管道输送的混合原油进行流变性研究和对停输再启动过程进行计算机数值模拟的基础上,开展了西部原油管道现场停输再启动的现场工业试验。原油管道在分别停输24、36、48h后,均可安全再启动,启动过程中各站均未出现进、出站压力和流量畀常情况,实测数据与计算结果基本一致,原油凝点变化不明显,满足原油管道运行规范要求。     

流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的应用

BZ34-3/5油气田属于边际油气田,由于所处海域环境温度较低而所产原油凝固点较高,混输管道初次启动难,且在冬季停输情况下管内原油容易出现在较短时间内凝固而堵塞海底管道的风险。应用流动保障技术对BZ34-3/5油气田海管预热、置换过程和停输后的温降等多种工况进行了动态模拟,确定了初始投产时采用完井液预热和停输再启动时采用海管子母管置换的流动保障方案,从而合理地解决了启动预热和海管停输再启动的问题,有效地规避了凝管风险,为油气田安全合理的开发提供了有力的技术保障,确保了该油气田开发工程投资和运行成本的降低。流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的成功应用,对其它类似边际油气田开发具有借鉴作用,也为深水油气田开发流动保障问题研究奠定了基础。     

水平管内黏稠油水环输送管道停输再启动特性

针对稠油利用水环输送时因水环失稳管线需停输后再重新启动的问题,基于自主研制的水环输送稠油停输再启动环道模拟装置,以500#白油作为稠油模拟油样,试验研究了稠油在水环作用下停输分层后的再启动特性,讨论了油水分层流在再启动过程中的典型流型演变规律,分析了停输时间(30～300 min)、初始含油体积分数(0.40～0.77...     

海底管道的停输温降及再启动计算

以埕岛油田为例，介绍海底管线停输时间及再启动压力的计算方法。     

胶凝原油管道再启动实验研究

探讨了一种利用模型管道测取的数据回归胶凝原油流变参数，并用之计算凝油管道再启动压力和启动时间的方法。认为管线停输后，由于温度下降导致凝油收缩，使凝油结构存在空隙。再启动过程中由于压力作用，凝油中的空隙被压紧的同时结构受到破坏，正确计算启动过程中管内凝油在压缩移动过程中受破坏程度及结构系数是计算再启动压力的关键。文章将计算结果与模型管道实验数据进行比较，两者吻合较好。     

基于POD的埋地热油管道停输再启动模拟高效算法

基于特征正交分解(POD)技术,开发了一种进行埋地热油管道正常输送、停输及再启动3个过程计算的高效算法。首先采用有限差分法和有限容积法建立基础样本,然后通过奇异值分解（SVD）算法得到管道停输后的沿线油温、土壤温度场和再启动流量基函数库,并插值得到任意计算参数条件下的谱系数,最后进行重构。该算法可在少量计算条件数值模拟的基础上,快速、准确地求解其他条件下停输再启动过程的相关参数。实际算例表明,POD模拟结果与直接数值解法相比,温度偏差在0.05℃以内,流量偏差小于3%。POD算法计算速度显著提高,单算例平均耗时小于0.1 s,而数值算法单算例平均耗时约20min。     

埋地热油管道停输与再启动过程研究

通过分析埋地热油管道停输与再启动的不稳定过程,在模拟研究热油管道内油品在连续降温剪切、停输与再启动过程中原油流变性的基础上,建立了埋地热油管道停榆与再启动过程的数学模型,使用数值方法模拟了长距离埋地热油管道的停输与再启动过程,分析了环境条件变化(季节、天气降温、管道沿线大范围突降暴雨)对停输与再启动过程的影响.成功进行了停输与再启动现场试验,试验数据与模拟计算结果基本一致.     

水下热油管道停输温降过程的数值模拟

热油管道停输降温过程是输油管道中最常见的现象,掌握其降温规律对确定安全停输时间、再启动方案和停输检修安排都有着十分重要的意义.利用FLUENT软件对水下热油管道停输温降过程进行了模拟,分析了不同时刻管内油温及速度的变化,停输后10 h内管内存在自然对流作用,随后逐渐减弱至消失,之后管内油温逐渐下降,至80 h后全管凝结.通过模拟,得到了管内油品的温降过程,为实际工程设计提供一定的参考依据.     

宁东油田ND26井区长期关停后开发动态特征研究

针对宁东油田ND26井区长期关停后地层能量恢复、压力分布及产能变化等问题,综合运用油藏工程等方法开展关停期间地层能量恢复程度、压力分布规律及试采特征等研究。研究表明,油田关停期间地层压力逐渐恢复,影响压力恢复的主要因素有储层物性、构造部位以及井型;关停期间地层流体重新分布,剩余油向构造高部位富集,油水界面较原始状态已抬升10.0m,构造高部位的复产油井产量恢复快、含水上升幅度小;油井关停再复产不仅能够节能降耗、不改变油田最终采收率,而且有利于地层能量恢复,延长油田的开发寿命。     

超临界含杂质CO2管网停输再启动对水合物生成的影响

目的 在CO₂管道输送过程中,输送管网的工艺参数在停输再启动工况下会发生变化,容易生成水合物堵塞管网。预测和分析CO₂输送过程中水合物及水含量的生成规律,以保证管输的效率和安全性。方法 基于延长油田一期36×10⁴ t/a输送管网设计,利用OLGA软件建立超临界含杂质CO₂输送管网模型,在稳态输送下水合物生成的研究基础上,预测和分析停输再启动工况对水合物的生成位置和生成量等的影响。结果 在停输工况下,水合物生成温度和压力降低,水合物生成位置发生前移,在管网入口5 km处开始有质量浓度为0.18 kg/m³的水合物生成;而在再启动工况下,水合物生成温度增加,水合物生成量峰值为0.9 kg/m³,水合物生成区段减短且生成位置后移至管网20 km处。结论 模拟结果可以较好地指导延长油田管网设计,为管网的安全运行提供理论依据。     

苯胺生产工艺技术改进

针对中国石化南京化工公司苯胺装置存在的消耗偏高、安全水平偏低、设备陈旧等问题,采用新技术、新设备和新工艺对釜式串联等温硝化制硝基苯装置和流化床气相催化加氢制苯胺装置的生产工艺进行了改进。增设了尾气吸收系统,对有机物废气进行催化氧化处理,同时选用了先进控制系统和紧急停车系统对装置进行了改造。结果表明,装置改造后,粗硝基苯经分离后钠盐和硝基苯酚盐质量浓度分别降低60%,25%,焦油采出量减少25%;较改造前可节约用水量30%。苯胺装置使用节能技术后,能耗降低0.53 t/h,冷却水用量减少190.53 t/h。同时实现了装置的稳定运行和安全停车。     

裸露输油管道保温层对停输温降的影响

热油管道在运输过程中不能避免停输,由于没有土壤保温,其保温层对停输至关重要。根据东北地区裸露输油管道实际运行情况,建立了输油管道停输温度场的物理模型,利用CFD软件分别对保温层失效前后的温度场进行了停输模拟,得到稳态和非稳态下温度场分布规律。模拟结果表明:保温层失效后温度变化率远大于失效前的温度变化率,失效后管道中心与管壁附近油流温差较大,安全停输时间由失效前的9 d降低到失效后的7 h。     

石油化工生产装置检修作业安全管理对策

石油化工行业是危险性较高的行业,具有易燃、易爆、有毒有害、高温、高压、深冷、腐蚀性强等许多潜在危险因素。各生产装置需定期按计划全面停工检修。由于装置检修工作量大、任务重、交叉作业多,施工作业队伍和人员多且素质参差不齐,现场管理难度大。统计表明:石油化工企业大部分安全事故都发生在装置检修的直接作业环节中。为了全面落实装置停工、检修和检修后复产过程中的各项安全措施,防止发生各类事故,安全、优质、文明的完成大修任务,确保生产装置停工检修和开工过程的安全,提出了从体系保障、培训保障、执行保障3个方面实现检修作业安全的管理方法。     

顶层设计导向的炼油全局节能研究与应用实践

顶层设计导向的炼油全局节能方法及其实施策略,主要包含能源规划、能量集成、单元强化3个层次。能源规划主要通过开展节能顶层设计制定能源配置规划、能量集成方案等指导后续工作;能量集成是基于制定的规划、方案等开展工艺和系统的用能优化及能量集成;单元强化主要开展关键设备和耗能单元的能效提升。以某“能源供应受限”企业为例,验证了全局节能方法的实用性和可靠性。结果表明：通过重油加工路线优化调整,使延迟焦化装置关停后的燃料平衡问题得以解决,外购天然气导致能源成本上升和供应困难问题得到缓解,渣油加工的氢气资源约束消除,企业高附加值商品收率增加3.0%,炼油单位因数能耗降至7.4 kgoe/(t·Eff)（1 kgoe=41.816 MJ）,能耗水平进入国内先进行列,企业综合竞争力有效提升。     

蒸汽驱中-后期间歇注热理论模型与现场试验

在蒸汽驱中-后期,蒸汽带覆盖面积达到目标油藏区域时,间歇注热（汽）是一种有效的开采技术,但关于间歇周期、间歇注热速率等的相关理论研究较少。采用下行式蒸汽驱概念模型,在Neuman蒸汽驱理论的基础上,建立了蒸汽驱中-后期蒸汽突破后蒸汽带覆盖面积保持恒定条件下的热量递减注入速率方程和蒸汽带体积方程,进而建立了蒸汽驱中-后期间歇注热的间歇时间方程和恢复注热时的注热速率方程。以辽河油田齐40区块为例,利用间歇注热理论方程进行计算,计算结果与实际油田现场试验结果吻合较好。根据研究结果,建议现场实施间歇注热蒸汽驱的主要技术参数是注/停时间比为1：1,停注时间为30 d （最多不超过40 d）,恢复注热时的注热速率为前期连续蒸汽驱注热速率平均值的1.2~1.5倍。     

利用配套工艺技术挖掘停产井潜力

胜利油田东辛采油厂至1998年底共有停产井769口,通过对停产原因进行综合分析,有针对性地实施了防砂、电加热、水力喷射泵、斜井防偏磨等工艺技术,挖掘停产井潜力,使开井数增加,开发效果得到改善。1999-2001年共实施工艺扶停产井297口,累产油31.3×10~4t,扶停效果明显。