海洋深水海底含蜡原油管道中蜡沉积预测和清管模拟

针对含蜡原油管道蜡沉积会引起回接管道的流动安全问题,研究深水含蜡原油管道蜡沉积规律以及控制措施。使用OLGA软件,对中国南海某深水油田2根233 mm水下回接不保温含蜡原油管道中蜡沉积速度、蜡沉积在管壁的厚度以及清管周期等进行模拟分析,综合考虑蜡沉积厚度和蜡沉积引起的压力增加确定清管周期。结果表明:在投产后前2年,清管周期约35 d,从第3年开始,随着含水量大幅增加,清管周期约60 d;单根233 mm管道最大输液量为7 000 m~3/d,输液量高于7 000 m~3/d时需要采用双管输送, FPSO平台上清管所需的最大输液量为4 200 m~3/d(175 m~3/h),发球所需的最大外输泵压力为6 000 kPa。     

基于人工神经网络的原油管道蜡沉积速率模型

从原油输送管道实际出发 ,利用试验室自制的蜡沉积试验环道对大庆原油进行蜡沉积试验 ,研究了多种因素对原油管道蜡沉积规律的影响 .利用人工神经网络的方法模拟各种影响因素与原油管道蜡沉积速率之间的映射关系 ,建立了多因素非线性影响下的蜡沉积速率模型 .该模型结构为4- 7- 1的三层 BP网络模型 ,它考虑了管壁处的剪切应力、管壁处温度梯度、管壁处蜡分子浓度梯度和原油的动力黏度对管道蜡沉积速率的影响 .利用该模型对实际管道蜡沉积速率进行预测的结果表明 ,利用神经网络方法建立的蜡沉积速率模型预测精度高 ,误差在 2 %以内     

含蜡原油—柴油顺序输送中柴油对蜡沉积物的冲刷作用

针对含蜡原油-成品油在顺序输送中管壁上会产生蜡沉积物的问题，利用管流实验环道模拟了0号柴油对管壁处蜡沉积物的冲刷实验。结果表明，柴油对靠近油流1/3厚度的蜡沉积物的冲刷速率远大于对其余2/3厚度的蜡沉积物的冲刷速率，说明这两层沉积物的性质和强度明显不同。但在一定油温和温流剪切应力下，每层中柴油对蜡沉积物的冲刷速率变化不大。对两层蜡沉积分别建立了冲刷速率与油流温度及剪切应力关系的经验模型。利用该模型和壁面蜡沉积模型，以库尔勒-鄯善输油管道为例，计算了0号柴油与原油顺序输送时管道末端受污染超标的柴油的量，说明原油批次输送时，在管道末段必须采取清管措施；否则，蜡沉积物对后输柴油的污染相当严重。     

原油差温顺序输送管道温度场的数值模拟研究

原油差温顺序输送管道的温度场不同于输送单种原油的热油管道,探明其规律有助于管道的设计和运行方案的制定.建立了非稳态传热的数学模型,采用有限容积法和热力特征线法相结合的数值算法进行了求解.用国内某差温顺序输送原油管道的现场实测数据对编制的计算程序进行了检验.受原油种类和出站温度交替变化的影响,油流温度场和土壤温度场均呈现出周期性变化的特点;不同位置温度的变化周期相同,但可能存在滞后时间;停输时机不同,管道的安全停输时间可能不同.     

含蜡天然气孔板式节流阀内蜡沉积特性数值模拟

蜡沉积是含蜡天然气在集输和处理过程中常见的一种问题,会危害到天然气管输系统的高效、安全运行。为分析含蜡天然气在孔板式节流阀内的蜡沉积问题,基于离散相模型,通过自定义函数,建立蜡沉积数值模拟模型,分析传统孔板式节流阀的蜡沉积规律。研究结果表明：节流阀内蜡沉积主要受湍动能与涡流的影响,沉积位置主要出现在喉道出口处以及距喉道出口0.17 m左右的管壁处;管道内颗粒最大沉积量随压力的增加而增加,距喉道出口0.17 m左右的沉积宽度约为0.01 m,当压力增加1 MPa,该处沉积位置向管道出口处移动约0.005 m。其中,管道内最大沉积量与节流孔径呈负相关,与颗粒直径、喉道长度呈正相关。     

含蜡原油柴油顺序输送中柴油对蜡沉积物的冲刷作用

针对含蜡原油成品油在顺序输送中管壁上会产生蜡沉积物的问题 ,利用管流实验环道模拟了 0号柴油对管壁处蜡沉积物的冲刷实验。结果表明 ,柴油对靠近油流 1/ 3厚度的蜡沉积物的冲刷速率远大于对其余 2 / 3厚度的蜡沉积物的冲刷速率 ,说明这两层沉积物的性质和强度明显不同。但在一定油温和油流剪切应力下 ,每层中柴油对蜡沉积物的冲刷速率变化不大。对两层蜡沉积物分别建立了冲刷速率与油流温度及剪切应力关系的经验模型。利用该模型和壁面蜡沉积模型 ,以库尔勒鄯善输油管道为例 ,计算了 0号柴油与原油顺序输送时管道末端受污染超标的柴油的量 ,说明原油批次输送时 ,在管道末段必须采取清管措施 ;否则 ,蜡沉积物对后输柴油的污染相当严重。     

富气原油在湍流条件下的蜡沉积

采用自动化蜡沉积循环管道流动系统研究含蜡富气原油在现场的温度变化范围内和流动条件下的蜡沉积过程 .将油田现场取得的脱气原油在高压下加气加水配成富气油样 ,分别采用冷却测试和等温测试两种实验过程 ,测试在湍流条件下的蜡沉积规律 .冷却测试过程精确地测试含蜡原油从高于原油析蜡点温度到较低环境温度范围内在现场流速、油温和环境温度下的蜡沉积过程 ,同时结合等温测试过程研究蜡沉积的机理 .实验结果表明 :含蜡原油蜡沉积与环境温度、油温、油温与环境温度的温差有关 ;在湍流条件下 ,剪切效应不容忽视     

含蜡原油经济出站温度的确定

对含蜡管输原油进行包括蜡晶析出时的结晶潜热,沿程散热的详尽的热力计算;对站间加热管道不同流型、流态的油流进行详细的摩阻计算,并考虑油品粘性对泵性能的影响;利用数学模型求解经济出站温度.结果表明,对在役热油管道优化运行参数,可大大降低其总运行费用,经济效益显著.     

基于VB与MSChart实现蜡沉积预测数据图形化显示

针对现阶段蜡沉积模拟软件计算数据繁冗、不能动态而直观反映原油管道内壁蜡沉积情况的缺点,以及蜡结晶特性和管道非稳态温度场的特点,以面向对象且以事件驱动为机制的可视化程序设计语言Visual Basic 2005(8.0)为平台,选用分段迭代计算方法,利用可与DataGrid对象关联的MSChart控件设计并实现蜡沉积预测数据的图形化显示.对单位温降析蜡量的实测值和计算值进行了对比分析,数据曲线分布规律基本一致,且二者相差最大值约为0.7%,结果表明软件计算结果有效、数据精度较高,且具有监测直观、操作方便的特点.     

含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型

油井结蜡是含蜡原油开采中的不利因素。对含蜡原油在井筒流动过程中蜡沉积影响因素进行了分析，研究了石蜡的沉积机理。利用Ｆｉｃｋ扩散定律和剪切扩散理论，推导并建立了蜡分子扩散和蜡晶径向迁移过程中油井结蜡剖面的预测模型，该模型可用于计算油井井筒中各点的石蜡沉积速度以及沉积厚度的增长速度。对影响油井结蜡剖面的各因素进行了敏感性分析。研究结果表明，油井沿井筒的蜡沉积厚度分布随原油的性质、含水量、原油在井筒中的温度和压力条件、油井的产量以及生产时间的变化而变化。在实际生产中，对上述影响因素进行控制和调节，可以改善油井的结蜡状况。该预测模型可为进一步掌握油井蜡的沉积过程以及对油井的防蜡和清蜡措施提供理论基础     

原油静态结蜡过程的实验分析

本文简要介绍了一种双缸管式静态结蜡装置,该装置控制温度准确,蜡沉积物易于获取,结蜡表面易于清洗,结蜡管壁材质和表面粗糙度可以改变,可用来研究原油温度和管壁温度对结蜡的影响。评价热处理条件和添加剂改善原油结蜡状况的效果,以及管壁材质和表面粗糙度对原油结蜡的影响,还可以用来研究油水悬浮液的粘壁特性。     

热含蜡原油管内停输温降计算

利用Fluent计算流体动力学软件模拟热油管道内停输温降过程.计算过程不须跟踪固液相界面,同时将析蜡潜热转化为附加原油比热容,反映出降温过程中自然对流的变化和固液相界面的移动,并进行试验验证.试验数据与模拟计算结果非常吻合,而且求解更加简洁;在此基础上,研究初始油温、管径等因素对水下管道内停输降温过程的影响.结果表明:在其他条件相同时,增大管径和提高初始油温均可延长降温时间,且增大管径比提高初始油温更有效.     

采用焓法方程计算埋地管道含蜡原油停输温降

埋地热含蜡原油管道停输后,当管内原油温度降到析蜡点以下时,原油中的蜡晶将逐渐析出.根据含蜡原油降温过程中蜡结晶放热的特点,使用焓法方程对析蜡点以下伴随有析蜡胶凝现象的原油降温过程进行了数学描述,并详细给出了使用有限元法对焓法方程进行求解的方法.将焓法方程的计算结果与Φ426 mm×6 mm管道实测数据进行了对比.结果表明,土壤的计算温度和实测温度最大偏差在1.4 ℃以内,管内平均温度的计算值与实测值的偏差为0.3 ℃.由此证明了使用焓法方程计算埋地热油管道停输温降具有较高的准确性.     

用差压新方法确定模型环道蜡沉积厚度

用于计算模型环道蜡沉积厚度的传统差压法未考虑测试段流场畸变对测试段压差的影响。利用Fluent软件对测试段的流场和温度场进行了数值模拟 ,考虑到近壁处油温的下降及管内流场的畸变 ,给出了确定蜡沉积厚度的差压新方法。模拟结果表明 ,在测试段管外冷却水的作用下 ,近壁处油温低于管中心附近的油温 ;冷却水与管壁的换热热阻及钢管管壁的导热热阻的存在使贴壁处油温与冷却水的温度有差异 ,离测试段入口越远 ,它们之间的差值越小 ,管内速度分布发生畸变 (近壁处流速减小 ,管中心附近流速增大 ) ,管段压差增大。流场畸变造成管段压降增加近 10 %。     

饱和含水土壤埋地原油管道冬季停输温降

建立了饱和含水土壤埋地原油管道在低于冰点环境温度下的停输流动和传热模型，该模型不仅考虑土壤水分结冰和管内原油凝固相变过程与初始温度场和流场的影响，而且考虑了水分在土壤多孔介质中和管内原油的自然对流。通过数值模拟，获得了停输期间温度场、流场以及土壤水分结冰界面和管道中原油凝固界面的分布情况。结果表明，停输期间越靠近管壁正上方的土壤，其温度梯度越大；受温度分布的影响，土壤水分和管内原油产生沿y轴对称线自下而上的自然对流；土壤水分结冰界面和管道中原油凝固界面随停输时间向埋深方向推进，管道顶部土壤中的结冰界面推进速度较远离管道土壤中的结冰界面缓慢，管内原油凝固界面也向埋深方向偏移。     

用差压新方法确定模型环道蜡沉积厚度

用于计算模型环道蜡沉积厚度的传统差压法未考虑测试段流场畸变对测试段压差的影响。利用Fluent软件对测试段的流场和温度场进行了数值模拟，考虑到近壁处油温的下降及管内流场的畸变，给出了确定蜡沉积厚度的差压新方法。模拟结果表明，在测试段管外冷却水的作用下，近壁处油温低于管中心附近的油温；冷却水与管壁的换热热阻及钢管管壁的导热热阻的存在使贴壁处油温与冷却水的温度有差异，离测试段入口越远，它们之间的差值越小，管内速度分布发生畸变(近壁处流速减小，管中心附近流速增大)，管段压差增大。流场畸变造成管段压降增加近10％。     

基于新型Couette结蜡装置的长庆原油结蜡特性及模型建立

利用自行研发的Couette结蜡装置考察壁面油温、油壁温差、壁面剪切等因素对长庆原油蜡沉积速率的影响;通过FLUENT软件模拟结蜡装置内部的流场及温度场,得到结蜡筒壁面处黏度、温度梯度、剪切应力等参数,建立适合长庆原油的蜡沉积模型。结果表明:不同油温、油壁温差、样品筒转速条件下,主导长庆原油蜡沉积速率的内在因素依次为壁面处的蜡晶溶解度系数、壁面处的温度梯度和壁面处的剪切应力;数值模拟结果与实际管线的流场、温度场分布规律相吻合;模型计算值与试验测量值的平均误差为6.47%。试验结果较好地反映了长庆原油的蜡沉积特性,验证了装置的可靠性、算法的可行性和研究方法的可推广性。     

成品油管道优化运行研究

利用成品油管道顺序输送的计算机离线优化仿真软件,可以安全、高效地使管道正常运营。分析了复杂成品油管道系统所有可能的工艺过程及管道沿线油品市场需求等因素,应用最优化理论建立了成品油管道优化运行数学模型,并用动态规划方法进行求解,同时编制了相应的优化运行软件。用该软件对兰-成-渝成品油管道的投产和当前的运行状况进行了优化模拟分析。利用该模型设计出了油品运移分输图、最优配泵方案和站场压力设置方案,可为管道运营预测提供可靠的依据。     

含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型

油井结蜡是含蜡原油开采中的不利因素。对含蜡原油在井筒流动过程中蜡沉积影响因素进行了分析,研究了石蜡的沉积机理。利用Ｆｉｃｋ扩散定律和剪切扩散理论,推导并建立了蜡分子扩散和蜡晶径向迁移过程中油井结蜡剖面的预测模型,该模型可用于计算油井井筒中各点的石蜡沉淀速度以及沉淀厚度的增长速度。对影响油井结蜡剂面的各因素进行了敏感性分析。研究结果表明,油井沿井筒的蜡沉积厚度分布随原油的性质、含水量、原油在井筒中的     

基于大数据挖掘的热油管道闭环安全生产体系

长输加热原油管道运行工艺复杂,安全生产与优化相互矛盾,且存在管道沿线油温理论计算误差大,管壁结蜡评估难度大等问题。本研究利用管道实际生产数据,基于数据挖掘算法从热力和水力两个方面,构建了热油管道闭环安全生产体系。其中热力系统是利用BP神经网络,ARMA和Seq2Seq算法模型,建立稳态和非稳态油温预测模型,预测误差小于0.5℃。水力系统则是通过分析管道清管后一定时间内管道摩阻,利用MEA-BP神经网络建立管道标准摩阻预测模型,可对高含蜡热油管道管壁结蜡情况进行有效评估。建立摩阻数据库,利用高斯公式,对历史摩阻数据进行分析,设置历史摩阻数据的90%、95%为预警值和报警值,有效监控由于管道结蜡等引起的长周期摩阻变化。将研究成果应用于指导HY热油管道工艺调整,实现节能达92.4%。基于生产数据建立的油温预测模型,构建的热油管道闭环安全生产体系,具有很好的适用性,为未来管道智能化控制奠定了基础。