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。     

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     

凝析油蜡沉积及清管特性

针对凝析油的管道蜡沉积问题,利用3种凝析油进行了室内蜡沉积环道实验探究。发现相同条件下,沥青质含量相对较低的凝析油的沉积物质量较大,且沉积物中含蜡量较低。其沉积物质量与含蜡量分别约为另外2种凝析油沉积物质量的6倍与0.5倍。分析发现凝析油物性与沥青质含量是影响其沉积物质量及含蜡量的主要因素。此外,综合考虑凝析油物性以及沥青质含量,建立了适用于模拟凝析油在实际管道中结蜡的蜡沉积速率模型,探究了凝析油管道沿线结蜡厚度分布规律,并根据管道最大蜡沉积厚度达到2 mm制定了油品输送的清管周期,管道沿线蜡沉积厚度预测结果与现场实际清管数据吻合良好,最大误差为21.82%。结果表明,凝析油管道依然需要进行定期清管。     

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。     

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.     

柴油低温流动性改进剂小型装置的设计及工艺研究

随着石油资源的日益枯竭,新开采石油的蜡含量越来越高,炼制柴油的低温流动性越来越差,开发高蜡柴油的高效柴油低温流动性改性剂(简称DFI)变得日益紧迫.我国辽河原油蜡含量较高,市售DFI对成品柴油的感受性较差,因此开发1种对高蜡柴油感受性好的DFI具有重要意义.在实验室制备DFI的基础上,开发设计了小型DFI生产装置,并对生产过程中的一些参数进行了考察.利用DFI小型生产装置在最佳条件下制备的高蜡DFI,其降凝降滤效果好于实验室制备的DFI.针对辽河0号柴油等的降凝助滤效果进行测试,该剂能使辽河0号柴油的冷滤点降低6℃,凝点降低7℃,可应用于柴油生产中.     

成品油管道顺序输送过程减阻效果评价

顺序输送管道系统中,管道压差不仅受减阻剂加注浓度的影响,还取决于管道内各油品所占的比例,因此输送单一油品管道的减阻效果评价方法已不适用于顺序输送管道。以顺序输送成品油管道压力组成为基础,引入摩阻系数替代基准压力、流量的换算,建立顺序输送成品油管道减阻效果评价方法,并应用于化王复线成品油管道系统。分别对注入含减阻剂0~#柴油、排出92~#汽油阶段,以及注入不含减阻剂0~#柴油、排出含减阻剂0~#柴油阶段进行分析,得出化王复线减阻率随时间的变化趋势,在流量455.65 m~3/h的工况下,能够达到的最大减阻率为54%。试验工况下,最大流量为550.93 m~3/h,突破了化王复线成品油管道系统的输量瓶颈。     

原油管道内壁蜡沉积模拟软件开发及沉积特性

通过对原油管道蜡沉积过程的详细分析,明确了蜡晶径向扩散与轴向沉积物理模型,建立了蜡沉积数学模型.选用分段迭代法,在VB开发平台上编制并发布了蜡沉积模拟软件,经过单位温降析蜡量计算数据和实测数据对比分析,验证了软件的有效性和计算精度.以涩-仙-敦原油管道为研究对象,采用DSC技术对实际输送原油性质进行了测试,利用编制的蜡沉积模拟软件针对油品出站温度和输量对蜡沉积的影响进行了研究.研究结果表明:油品出站温度升高,管壁初始结蜡位置后移,蜡沉积层最大厚度变化较小,沿线蜡沉积层厚度非线性变化;输量增大,管壁初始结蜡位置后移,蜡沉积层最大厚度明显减小,沿线蜡沉积层厚度非线性变化.     

大庆胶凝原油启动屈服应力研究

准确预测胶凝原油管道的启动压力,是实现热含蜡原油管道安全经济输送、避免“凝管”事故发生的关键问题。根据原油流变性研究中剪切率和屈服值的定义,提出了胶凝原油启动剪切率和启动屈服应力两个新概念。研究认为,对应热油管道最低临界启输流量,管道存在启动剪切率,对应启动剪切率的屈服应力定义为启动屈服应力。使用室内模型环道,对大庆胶凝原油的启动特性进行了实验研究。结果表明,原油析出的蜡晶对静态降温过程胶凝原油结构强度的作用远大于对动态降温过程生成结构强度的作用。原油静态降温幅度越大,新生长的结构越强。胶凝原油启动屈服应力的主要影响因素有启动温度、启动剪切率和静态降温幅度,它们之间的关系可用三元线性方程描述。     

剪切对几种加剂原油流动性影响与其组成关系

为揭示剪切（泵的强剪切和管道的弱剪切）对原油流动性的内在影响机理,给新管线建设及管线安全运行提供决策依据,采用气相色谱、核磁共振、DSC热分析和偏光显微镜等分析方法,对5种原油的组成、蜡结构、析蜡点和蜡晶形态进行分析;按照参考文献报道的模拟实验方法,评价泵强剪切和管道弱剪切对5种原油添加降凝剂后的原油流动性影响。结果发现,在析蜡温度点以上,原油中仅有极少量的蜡晶析出,泵强剪切和管道弱剪切对原油的流动性无影响。在析蜡高峰温度区内,原油中有大量的蜡晶析出,泵强剪切对原油流动性有恶化作用;管道弱剪切对原油流动性的影响与原油的组成（蜡含量、胶质沥青质含量）和蜡的结构（碳数分布、支链度）有关,既对某些原油的流动性有改善作用而对某些原油的流动性有恶化作用,导致上述现象的主要原因是析蜡高峰温度区内的剪切对蜡晶形态和蜡晶生长影响较大。     

大庆胶凝原油启动屈服应力研究

准确预测胶凝原油管道的启动压力，是实现热含蜡原油管道安全经济输送、避免“凝管”事故发生的关键问题。根据原油流变性研究中剪切率和屈服值的定义，提出了胶凝原油启动剪切率和启动屈服应力两个新概念。研究认为，对应热油管道最低临界启输流量，管道存在启动剪切率，对应启动剪切率的屈服应力定义为启动屈服应力。使用室内模型环道，对大庆胶凝原油的启动特性进行了实验研究。结果表明，原油析出的蜡晶对静态降温过程胶凝原油结构强度的作用远大于对动态降温过程生成结构强度的作用。原油静态降温幅度越大，新生长的结构越强。胶凝原油启动屈服应力的主要影响因素有启动温度、启动剪切率和静态降温幅度，它们之间的关系可用三元线性方程描述。     

含蜡原油低温粘弹性研究的现状与分析

我国盛产含蜡原油,在低温(凝点温度附近)条件下,含蜡原油具有一定的粘弹性。概述了国内外含蜡原油低温粘弹性研究的主要进展。含蜡原油粘弹性起因于其内部形成的蜡晶结构。振荡剪切实验方法最适合于含蜡原油的粘弹性测量。粘弹性与胶凝温度、胶凝强度、屈服应力和触变性等参数有关。含蜡原油经历的热历史、剪切历史以及析蜡特性是影响粘弹性的主要因素。分析了在含蜡原油低温粘弹性认识上和研究中存在的问题。建议进一步研究含蜡原油粘弹性与屈服应力、触变性的关系,在机理研究方面加大力度;通过研究粘弹性与热历史、剪切历史的关系,建立管道运行和停输期间含蜡原油胶凝特性的预测模型,以更加有效地指导管道的安全运行。     

玻璃、环氧酚醛烘干漆衬里管道防蜡机理

对抽油机井产油、输油装置进行了模拟实验,同时进行了不锈钢、碳钢、玻璃、环氧酚醛烘干漆表面亲水特性实验和玻璃管、环氧酚醛烘干漆衬里管防蜡实验,研究了玻璃衬里管、环氧酚醛烘干漆衬里管的防蜡机理。与碳钢管相比,玻璃衬里管道内壁较强的亲水特性和光滑的表面是降低积蜡、防止管道堵塞之关键。在玻璃管壁与油流之间形成稳定的水膜,将原油与管壁隔开,阻止、减弱了原油和蜡在管壁上的沉积。环氧酚醛烘干漆衬里管道虽然具有较光滑的内壁表面,但由于具有较弱的亲水特性,防蜡效果比玻璃衬里管差。     

塔河凝析油防蜡剂的研制及防蜡效果评价

高含蜡原油加防蜡剂是改善原油低温流动性能和防止原油在管输过程中结蜡的主要方式之一.塔河油田凝析油析蜡点较高,在冬季地温较低时管道内有大量蜡结晶析出,给管道的安全运行带来隐患.根据塔河凝析油的基本物性,研制了高分子防蜡剂SMAE18,考察了该防蜡剂的最佳加剂条件,并对其在不同条件下的防蜡效果进行了室内实验评价.实验结果表明:该防蜡剂对塔河凝析油具有较好的防蜡效果,但异常降温和短时间的高速剪切作用使其防蜡效果严重降低.加剂塔河凝析油的析蜡点从23℃降为18℃,黏度也下降了30.1%,说明SMAE18防蜡剂也有效地改变了塔河凝析油的低温流动性能.     

柴油稀释对原油流动性及析蜡过程的影响研究

以大庆林源原油和0#柴油稀释剂为研究对象,采用HAAKE RS600流变仪和XP-300C影像分析系统,测试分析大庆林源原油在65℃和/或50℃下添加10%、20%及50%稀释剂前后的流变特性、凝点、静屈服值及析蜡过程,评价它们在降温过程中的15s^-1动态粘温特性及其在终了温度20℃的蜡晶微观形态;采用Ncmivnt图像处理软件,分析蜡晶颗粒数量及其对称性;提出用相同视场下蜡晶颗粒的平均短轴与长轴长度之比来表征其对称性。结果表明：林源原油稀释前后的析蜡点和析蜡高峰温度分别在50～45℃与40～30℃,0#柴油稀释不会改变其析蜡过程与蜡结晶行为;稀释剂加量越大和/或处理温度越高,则蜡晶颗粒的数量越少、对称性越高、分散度越低,原油的低温流动改进效果也就越显著,这为下一步研究降凝剂与稀释剂的协同作用奠定了基础     

剪切作用对含蜡原油凝固点的影响

基于含蜡原油可以在低于其凝固点条件下进行开采与输送,提出了原油动凝点的概念,以此来描述剪切作用对含蜡原油析蜡过程的影响,并用管路模型实验测定了不同剪切速率下原油的动凝点。结果表明,凝固温度随剪切速率增大而降低。在生产过程中,考虑到不同剪切条件下的凝固点,可以准确地评价含蜡原油的流变特性,确定井筒的最佳开采温度和最佳输送温度。