含蜡原油管道停输再启动可靠性研究

传统的确定性方法研究含蜡原油管道停输再启动的安全性存在很多不足,基于可靠性的方法可以很好地解决参数不确定性问题。国内已经有学者开展了停输再启动的可靠性研究。从停输再启动极限状态方程的建立、参数不确定性分析、可靠性分析、目标安全水平确定4个方面,总体评价了含蜡原油管道停输再启动可靠性研究的现状。针对现有研究的不足,提出了今后研究的2个方向:确定更加合理的可接受凝管概率、开发更加高效的算法。介绍了停输再启动失效概率的计算方法,并结合具体算例,指出凝管概率在工程实际中的指导意义:更加合理地确定输油温度和停输时间。     

纳米降凝剂应用试验研究

我国东北管网和长庆管网输送高含蜡的大庆原油和长庆原油能耗较高,且老管道运行危险较大,需要研发能够大幅降低高含蜡原油凝点的降凝剂以解决高能耗和高抢修风险之问题。针对上述高含蜡原油我们选取了纳米降凝剂产品,并在管道公司管辖的含蜡原油管道进行了工业化应用。纳米降凝剂在石兰管道应用中,将石兰原油的凝点从19℃降低到-3℃,10℃粘度小于40m Pa·s;     

油油换热器在鄯兰原油管道冬季运行中的应用

目前国内原油长输管道冬季运行多为热处理后直接出站,加热后的原油在管道中缓慢降温。由于热处理温度较高,多为50℃以上,冬季地温普遍在10℃以下,造成了能量的损失,同时高温也对管道防腐层造成破坏。采用油油换热器,对外输的原油进行余热回收,利用外输热油的能量为储罐来油进行加热,提高原油进换热器的温度,降低外输原油的出站温度,节省能源。本文将对鄯兰原油管道鄯善站的油油换热器进行详细介绍,并对油油换热器在生产中遇到的问题进行分析总结和概括。     

不同降凝剂对南阳油降凝效果的评价

文章通过剪切实验,重复加热实验、静态稳定性实验以及DSC热分析,研究了三种不同降凝剂对南阳油的降凝、降粘效果。结果表明,在相同的加剂浓度下(50mg/kg),三种降凝剂均可将南阳油凝点由30℃降至22～23℃,降凝效果基本一致;NP剂具有较好的降粘效果以及在静态稳定性实验中表现出良好的粘度控制效果;6N剂在重复加热实验中显示出较小的粘度增加幅度。DSC热分析结果显示,降凝剂可以改善原油的析蜡温度,使其向低温方向移动,从而改善原油的低温流动性。     

海底管道预热方案优化研究

海底管道预热是高含蜡原油在投产或再启动前的重要流动安全保障措施，预热方案优化对油田提高生产时效和节能降耗具有重要意义。利用OLGA软件构建了双层管中管保温海底管道预热模型，模拟研究了不同热水流量、不同加热负荷条件下管道沿线温度变化趋势以及“三耗”(耗时、耗水和耗能)变化规律，并考察了末端温度对关键参数的敏感性。结果表明：适度提高预热流量可显著节省预热时间和能耗，而不会显著增加水量消耗；适度降低加热负荷能进一步节省预热能耗，并不会显著延长预热时间；提高预热流量和降低加热负荷应以管道末端平衡温度高于预热目标温度为边界。     

油气水三相流的流型研究

油气水三相流与气液两相流不一样,属于复杂的多相流,其影响因素较多,主要是从集油管道运输过程出发,研究油气水流型,当存在极少油时,管道上方漂浮着油,分层流动时,重力差异使油浮于水面上;当部分油凝固在管内壁时,只有少量的油在流动状态。油气水回到计量间,测量其温度,当温度降到35.6～35.8℃时,原油凝结。对于油气水集输流程,如果其质量含水率高于85.0%,温度界限为37.0℃才能保证安全混输。上述研究成果有利于相似管输参数地区借鉴。     

含蜡原油剪切效应机理研究现状

含蜡原油由于凝点高、常温下流动性差,其管输和存储的流动安全保障一直是油气储运界的重要研究课题。目前,工程上有利用含蜡原油的剪切效应提高管道输送安全的经验性做法。但是,室内试验受原油组成和测试条件的限制,研究结论一般不具有普适性。为了更好地指导工程应用,需要对含蜡原油的剪切效应机理进行深入研究。从含蜡原油的微观结构研究、剪切对含蜡原油结构的影响、含蜡原油初始结构状态对最终结构的影响以及含蜡原油微观结构的力学特征等4个方面进行了综述,并对今后的研究方向提出了建议。     

海底输油管道流量-温度调节特性研究

海底管道出口温度是控制原油安全输送的关键指标之一,然而流量调节会对温度的稳定性产生重要影响。利用OLGA软件构建了海底输油管道计算模型,模拟研究了正弦、方波、矩形脉冲和随机正态分布四种典型数学模型描述的流量条件下,管道输送过程中的流量-温度变化规律。结果表明:(1)当采用正弦调节方式时,海底管道的流量和温度调节特性的相似度较高,仅有出口温度的振幅会随入口流量周期的增大而增大;(2)当采用方波和矩形脉冲调节方式时,海底管道的流量和温度调节特性的相似度较低,仅有两者的周期相同;(3)当采用随机正态分布调节方式时,海底管道的流量和温度均服从正态分布,且两者标准差的变化趋势相同。     

温度控制报警器在油田掺输系统的应用

吉林油田新立采油厂采油三队于2007年以前集油工艺流程为三管伴随,即一根来水管线和一根回水管线中间包裹一根油管线,这种流程伴热效果好,缺点是浪费钢材,投资成本高。浪费热能,从节约能源的角度考虑2007年改为了小环状掺输流程,这种流程由几口抽油井共用一根集油管线,从注采井组到第一口油井为热水管线(目前使用的掺输管线均为玻璃钢管线,温度在60～80℃,如果回到井组的回液温度在70℃以上时,玻璃钢管线使用寿命就会大缩短。),流经第一口油井时,管线中就携带从井底抽出来的油水混合物。混合物的温度有所下降。在流向第二口油井时,热水会给第一口油井产出的液体加温,融化原油,同样到第二口油井,第三口油井直至最后一口油井携带几口油井中产出的液体并对其进行加温,最后几口油井混合液体从一根集油管线回到井组,再外输到联合站(回到井组的混合物温度一般下降到40℃左右)。这种流程优点在于节约材料,节省热能,因此被作为三管伴随工艺流程的替代流程。小环状掺输流程的缺点是：掺输温度难以控制,各个小环之间互相争嘴,掺输压力不好掌握,油井原油凝固点低,平均为32℃因此在小环产液量高,管线中的热水温度在给井下抽出混合物加温时,温度下降过快,井组员工发现不及时,时常发生各小环滞凝的现象,发生凝环后,管线中的液体凝固,提高掺输压力,管线中的液体也不能回到井组,造成管线堵塞。在油井井口录取油压,油压持续升高,管线中的液体温度降低,低于原油凝固点,原油凝固,这就要我们将小环内所有油井停止生产,堵塞轻的通过提高油间小环的掺水温度和压力对管线进行处理,管线畅通,油井恢复正常生产。如果管线凝堵严重,用上述方法不能使管线畅通,就要动用泵罐设备进行顶管线处理,这种方法处理时间长。这样频繁的处理凝管线事故,增加了管线负担,使管线使用寿命缩短,既增加了生产成本,又影响了原油产量。如果我们在第一时间发现有凝管线的苗头,及时调整提高掺输压力和掺输温度进行处理,这样就不用停井进行处理,提高了工作效率。针对以上问题我们经过长期摸索、改进,发明了用于掺输系统的温度控制报警装置。节省了人力,减轻了工人的劳动强度。     

长呼原油管道油温控制优化运行

以长呼原油管道为研究对象,通过分析研究管道自2012年12月投产以来的运行沿线油温数据,结合该管道所输油品物性、沿线地温、反算总传热系数及管道特点,提出了将长呼管道的运行工艺变化分为春夏秋冬四个运行阶段,以满足控制管线进站油温高于凝点3℃的运行要求和确保该管道的安全经济运行的目的,同时为其它长输保温原油管道的运行提供数据参考和支持。     

基于非结构化网格的含蜡原油管道周围土壤温度场模拟

含蜡原油具有易凝高黏的特点,为保障管道的安全输送,对输送温度的准确性有很高的要求,因此准确地模拟出温度场是一个至关重要的技术问题。提出了热油管道正常运行过程的非稳态传热模型,并采用基于非结构化网格的数值计算方法对管道二维温度场进行计算,选取冻土区某含蜡原油管道进行工程算例分析,得到了该管道2℃及5℃油温条件下温度场云图及等值线图,可指导管道的安全运行。     

接转站集油管线降压技术研究应用

采油三厂高29站—高一联外输原油的粘度和凝点均较高,致使外输管线的输送压力较高,严重影响管线的正常外输。通过对管线降压技术进行调研和现场管线现状调研,室内分析原油性质及不同含水、不同温度和不同剪切速率时的粘温曲线测定,筛选降粘效果好的降粘剂,在此基础上,通过对管线加药前后压降的计算以及对目前管线输送方式、加药方式等的分析,确定出管线的最佳输送方案,通过现场应用试验,达到了集输管线降低输送压力的目的。     

低渗透油藏CO2驱技术对油藏岩石和原油的适应性研究

文章针对CO₂驱过程中对油藏的适应性以及驱替效果的问题,研究在驱油过程中原油及岩石的性质变化,并探究岩石的孔隙半径、渗透性、孔隙性以及原油的黏度、密度、原油组分等油藏基本参数的变化规律。调研结果表明,随着CO₂注入量的增加,岩石的孔隙半径、渗透率增大、不变或减小,亲油性增强。随着温度以及作用压力增加,原油的密度降低;在温度一定时,随着作用压力的增加,原油的黏度会先减小后增加最后趋于稳定,C₃₀₊的含量会降低;在作用压力一定时,随着温度的增加,原油的黏度会降低,C₃₀₊的含量降低幅度不明显。     

胜利管输原油流动改性剂的筛选与性能评价

为满足胜利油田东辛线原油增输需求,依据东辛线原油的物性参数,选取4种流动改性剂,在室内对东辛线原油进行了凝点、黏度、油溶性、增输率以及安全环保性能的影响评价。室内评价结果表明:减阻剂SLWODR1的增输效果最好,而且对原油质量和后续加工无影响,推荐加药浓度为80~150mg/L。东辛线增输工业小试实验结果表明:在加药浓度为80~100 mg/L时,原油库的增输量达到了15%以上,增输效果比较明显。     

蒸汽凝水回收管道振动故障排除

产汽量约30t/h的锅炉,70%以上的蒸汽用于溴化锂制冷机制取空调所需冷水,溴化锂制冷机蒸汽凝水温度约75℃,蒸汽凝水理论上能全部回收。空调系统凝水回收装置选用了英国Spirax sarco公司MFP14型蒸汽驱动回收泵,凝水回收热量损失小,设备运行稳定,但由于凝水回收系统排空管道振动过于剧烈,装置投产后不久就失去作用,溴化锂制冷机蒸汽冷凝水排入     

输油管道投产过程管输流量值的计算方法

流速计算与控制是输油管道投产过程中的重要内容,但空管启泵后往往处于管输流量不可知的状态。为了准确计算管道中的瞬时流量,利用离心泵与调节阀工作特性,提出了使用管输系统中的常见设备进行流量计算的方法,即根据离心泵工作特性曲线中的H-Q曲线与调节阀工作特性曲线获知管输流量。结合管道投产实例对2种流量计算方法进行分析和验证,实践表明2种技术方法简单可靠,不仅可以在管道投产时进行流量计算,而且也可在流量计发生故障时对管道的瞬时流量进行计算。     

高寒低温条件直冷机组凝汽器运行研究

温度低于0℃时,不凝气体的聚集加剧冻结,控制蒸汽流量与冷却空气流量,避免不凝气体的聚集并能够避免凝汽器冻结,目前的主要因素是不凝气体造成局部冷区。文章结合内蒙古一些电厂600MW直接空冷机组运行经验,对寒冷典型气候条件下600MW直接空冷机组的优化运行进行研究和分析,以提高600MW直接空冷机组的安全和经济运行水平。     

提高交接计量精度 降低管输原油损耗

介绍了管道输油单位工艺流程和油量计算,通过收、销油参数的对比,分析了标准器具、环境、人员等引起管输原油差量的原因,提出了如何通过采取流量计系数交接、同时加强对收、销油在体积、密度、含水等参数的监督,来提高原油交接计量精度,降低管输原油损耗。     

稀油处理站掺入稠油处理工艺研究

哈萨克斯坦KMK石油公司拥有肯基亚克盐上稀油油田和稠油油田,稀油油田建设4座计量站和1座处理能力20×104t/a的稀油处理站。随着国际油价的上升,KMK石油公司拥有的稠油资源将启动开采。稠油油田开采初期产液的去向依赖现有的稀油处理站。稠油进入稀油处理站将给原油处理带来一系列过程变化。基于现有的原油处理能力,不同的进站稠油参数将影响处理过程参数的变化。就稀油处理站现有的工艺流程进稠油量的最大化,从而节约稠油油田开采初期原油处理环节的工程投资,满足稠油试采初期的原油处理条件。     

油井降温盘管炉的的研制及应用

针对本实用新型适用于适用所有油田上原油自身温较高的油井,在原油开采过程中,会遇到地层原因而从地下原油自身的温度有些甚至可以达到70℃-80℃以上,超出了输油管线使用的温度要求,会对输油管线造成损害。油井降温盘管炉的设计能够快速降低管线内原油的温度,从而保证输油管线的使用要求,避免对输油管线的在热性能上的损害。