不同介质温度条件下输油管道起点温度的计算

从实际生产需要出发 ,以节能降耗为目的 ,运用流体力学和热力学理论 ,对含蜡原油的比热容与原油温度的关系曲线及输油管道轴向温降计算公式进行了推导 ,得出了不同介质温度条件下的输油管道起点温度的计算方法。在新的气候和生产状况下 ,原有的外输油起点温度范围已不再是最佳的选择。应用本文提供的计算方法予以调整 ,可以大大降低不必要的能量消耗     

原油管输过程中的不可避免损失

在保证原油安全经济输送的条件下,将管输过程中的损失分为可避免损失和不可避免损失。综合考虑输油过程中油品流型、流态随管输温度变化的特点,提出了按析蜡点、流态转变温度和反常点等管输特性温度,将站间输油管道划分为不同输送区间的方法,推导出了油品在不同流动状态下的不可避免损失计算式。以大庆某输油管道为例,分析了实际输送过程中不同输送区间内的不可避免损失,为原油管道节能输送提供了一定理论依据。     

原油粘度的波动对输油工况的影响

通过分析输油管道进泵原油组分的变化，引起原油运动粘度产生偏离设计值的波动，该波动具有随机性，是无法预测的。原油粘度的波动会影响输油工况的稳定，降低离心泵和电机的效率，降低燃油锅炉的燃烧效率，影响降粘剂的最佳用量和原油的最佳加热温度。     

蒙古国塔木察格原油黏度计算模型

以物理化学理论,特别是胶体与界面化学理论为基础,对胶凝含蜡原油的流变学及其使用降凝剂进行化学改性的物理化学原理等进行了深入的研究。研究结果,相同温度时,混合原油中塔木察格原油所占比例越大,黏度越小。混合原油的反常点均在两种原油反常点温度之间,且混合原油中塔木察格原油的比例越大,反常点越高。通过实验数据对已有黏度计算模型进行验证,优选,得出Kendall—Monroe模型对于苏嵯输油管道混合原油黏度的计算偏差最小。     

输油管道施工动火安全技术

按照工业动火的安全规范要求,针对原油易燃、易爆、易凝等特性和输油管道连续运行的特点,并结合石油、石化企业生产的实际,提出了输油管道动火应遵循的原则和程序,以确保输油管道的施工动火安全。     

不同季节海底输油管道运行分析

由于海水温度年周期变化,为了降低输油成本并评价不同季节管道最大允许停输时间,需要对管输原油的沿程温降曲线和管道停输时间进行数值模拟研究。本文建立了海底输油管道热力数学模型,并编制软件进行了求解,计算了管道在不同季节管输原油的沿程温降曲线和最大允许停输时间。通过计算结果分析可知,不同季节对停输降温过程有很大的影响,随着海水温度的降低,原油降温加快,因此建议管道维修在夏天进行。     

提高原油管道应急处置率的针对性措施研究

随着油田输油管道长周期运行,部分管段腐蚀严重,穿孔泄漏报警增多.同时治安环境复杂,盗油泄漏报警增多.通过计算,2020年原油管道应急处置率远低于巡查质量要求.原油管道应急处置率低,报警后应急反应时间长,原油泄漏无法及时处理,原油输差亏损加大、易造成跑油污染事件,严重影响输油管道安全平稳运行.因此,提高原油管道应急处置率...     

控制原油粘度实现管输原油的方法

控制原油粘度实现管输原油方法的实质就是改变加热炉温度和降粘剂的加入量使进泵原油的运动粘度恒定在能使输油管道安全运行的设计粘度值，这样既保证了管道的安全运行，又降低了燃料或降粘剂的消耗，进而降低输油成本。该方法的核心就是采用粘度控制系统。该系统主要是由探头、在线粘度传感器、调节器和执行器等组成。其工作原理是，插入采样管的粘度计探头检测出进泵原油的运动粘度值是否等于设计值，若有偏差，则通过调节器使执行器动作，进而调节加热温度或降粘剂加入量，使进泵原油粘度值稳定在设计值。     

输油管道优化研究

管道集输是目前油气集输的主要方式,输油管道的合理设计是保证油气集输的重要前提。本文以M油田原油集输管道为例对输油管道的合理设计优化进行了研究。     

基于热利用率的原油管输优化运行研究

在区分可避免、不可避免热损失的基础上,提出了热利用率的定义,用以评价原油管道不同运行工况下的耗状况,能够真正体现对热的有效利用程度。以大庆某输油管道为例,计算原油管道在不同运行条件下的热利用率,研究其随管径、原油输量、出站温度及保温层厚度等影响因素的变化情况,并采用正交实验分析法比较四种因素对管道热利用率的影响程度。研究结果表明,四种因素对热利用率影响程度由大到小依次是管径、原油输量、出站温度、保温层厚度,可为原油管道优化运行提供一定理论依据。     

稠油长输管道技术研究

稠油长输管道配套技术包括纯稠油长输工艺、稠油与稀油混合输送工艺，干线管道结构、防腐保温结构、稠油泵、稠稀原油合工艺和在线静态混合器。该套技术已应用于拉玛依油田九区稠油的纯稠油管道和稠稀混合油管道，主要技术经济指标优于加拿大哈斯基石油公司编制的初步设计中的指标，输油成本接近或等于普遍原油，年节约费用１３５２万元以上。     

大庆原油管输结蜡规律与清管周期的确定

在确定不同流态区管壁处剪切应力、蜡晶溶解度系数、径向温度梯度及管道沿线温降分布的基础上,回归建立了适用于描述大庆油田某两联合站间输油管道蜡沉积的结蜡模型。根据差压法原理,建立了研究原油管输结蜡过程室内模拟试验装置,并覆盖该输油管道的典型工况条件开展了管输原油结蜡模拟试验。相对偏差分析表明,结蜡模型预测结果与试验值的适配性良好。进而在预测运行时间对该输油管道结蜡影响的基础上,结合结蜡层厚度对管道轴向温降及压降的作用,确定了年季节最高与最低土壤温度期的清管作业周期分别为4个月和3个月。     

浅析油库输油管路系统常见事故的成因及预防

分析了温差、热应力、水击、腐蚀等因素对油库输油管路系统安全运行的影响，并有针对性地提出了预防措施。     

油气长输管道工程安全评价及其确定方法

油气长输管道工程安全评价是辨识和消除管道生产系统危险的重要方法。结合油气长输管道系统的结构特点和作业特性，介绍了几种重要的油气长输管道工程安全评价方法，并对其进行适用性分析。开展对油气长输管道工程安全评价及其确定方法的探讨有助于管道工程安全评价更科学、高效和合理，其工程实用价值较高。     

输油管道泄漏及其防治

分析了输油管道发生泄漏的原因，提出了具体的防治措施和建议。     

顺序输送混油损失分析与计算

受价格、产地、炼制工艺限制等诸多因素的影响,采用输油管道顺序输送是解决输送不同种类原油问题的最佳方法,但产生的混油损失是管道企业面临的新课题.主要分析原油顺序输送过程中的混油损失,提出计算管路终端混油长度的方法.     

管道输油安全隐患识别及事故的预防

系统总结了当前中国管道输油的安全隐患,结合国内外近几十年来发展起来的管道事故识别、检测和 定位的主要方法,分析了各种管道事故的危害,并提出了事故的预防措施。     

埕北35井组平台及海底管道油气集输系统的工艺设计

经多方案技术经济对比，决定胜利浅海油田埕北35井组平台及海底管道油气集输系统采用无人值守平台和海底管运输油、油气混输上岸方式，即利用井口剩余压力（达2．0MPa）将油气经海底管道直接混输至桩古46加热站，经加热后再输送至海二接转站。该系统具有平台小型化、流程简单、设施少、井口平台与生产平台分开布置，管理方便、投资与运行费用低等特点。该系统主要是由平台流程（包括油气收集流程、加药流程和海水流程组成）与海底管道（采用保温双层管结构）组成，主要设备有计量分离器、电加热器、海水泵、药剂泵、药剂罐及流量计。最后介绍了井口平台与生产平台的结构，并对配电及自控设计进行了简要说明。     

热油管道安全经济输油温度研究

从热油管道安全经济输油的角度,讨论了确定热油管道安全经济输油温度的原则及其影响因素.分析指出,热油管道的允许停输时间,取决于管道环境、管道工作状态和输油企业的抢修能力;热油管道安全经济输油温度是满足管道允许停输时间要求的最低进站油温;热油管道安全经济输油温度取决于管道允许停输时间、管径、季节、所输原油的低温流变性、站间环境条件、管道保温条件等因素.同一地区输送同一种原油,管径大的管道与管径小的管道比,允许最低进站油温应偏低;同一条管道,夏季的允许最低进站油温应比冬季的油温低.确定热油管道允许最低进站油温不宜仅用凝点作为选择依据.     

埋地热输管道预热温度场分析与计算

埋地热输管道预热启动过程是一个三维不稳定传热过程，通过分析埋地热输管道的几何特性，考虑了沿轴向预热介质温降对土壤温度变化的影响，建立了热输管道预热过程土壤温度场的数学模型和求解边界条件。在求解数学模型时，对某一断面处土壤部分的温度场应用有限差分法求解，并编制了相应的软件，为管道预热启动的温度场计算及由土壤蓄热量估算预热时间的研究提供了一定的参考。