能源转型及“双碳”目标背景下全球炼油行业发展新态势与前景展望

2023年,全球炼化项目建设稳步推进,炼油重心继续东移;全球新增炼油能力8617.5万吨/年,高于上年新增量,总炼油能力提升至51.8亿吨/年。全球原油加工量合计约8240万桶/日,恢复至疫情前水平,装置开工率持续回升,炼油毛利继续保持历史较高水平。炼油行业加快结构调整和转型升级,欧美炼油商加快投资生物燃料生产,中东非洲地区以新建项目推动炼油业转型升级。炼油技术在劣质重油加工、清洁燃料生产、炼油向化工转型等方面取得持续进展,原油直接制化学品技术成为重点方向。2024年全球有望新增炼油能力近1亿吨,全球炼化项目在2030年前仍将继续保持增长,增长中心集中在亚太和中东地区;2024年全球炼厂原油加工量同比增长约100万桶/日,增量主要来自中国、中东、非洲地区,世界炼油毛利有望维持较好水平;2030年前炼油结构调整和转型升级仍是炼油业发展的主基调,新兴经济体炼油行业将继续加快转型升级和绿色智能化发展进程。

改善油气管道输送性能的相关技术

依据流体在管道内的流动规律,论述了油气管道的减阻增输机理。针对油气管输存在流动摩阻大、输送量适应范围小等问题,考察并探讨了改善输油管道输送性能的相关技术。通过减小管输流体的动力粘度、降低湍流的附加应力,可以显著减小管输摩阻,降低管输能耗,提高管道运行的弹性和效率,保障管道安全经济运行的同时获得减阻增输效果。针对石油管道系统,分析了各种减阻增输技术的应用效果和适用条件,提出了一些具有应用前景的新方法。

基于计算机仿真技术的大型原油接卸码头通过能力研究

依托广东省某大型原油接卸码头工程实例,系统分析影响大型原油接卸码头通过能力的影响因素,对原油船舶从到达锚地、进入航道、靠泊作业、卸油作业、离泊作业以及船舶离港避风避浪等船舶的全过程进行详细建模,在考虑潮汐、风浪雾、航道管制规则等影响因素的基础上,建立了大型原油接卸码头港航系统仿真模型,并基于港口服务水平评价指标对码头合理通过能力进行科学论证,为大型原油码头的建设提供科学参考。

中洛线减阻剂现场试验分析

分别在保持压力和输量不变的前提下,对中洛线濮阳—滑县管段开展了HG减阻剂减阻增输试验。试验发现,随着加剂量的增加,管道的减阻率和增输率也相应增加;在维持输量不变的情况下,减阻剂可以大幅降低运行压力。介绍了减阻试验中减阻率和增输率计算的经验公式,认为考虑到油品物性、管道条件、输量、雷诺数等因素的计算公式可以更好地指导输油生产。

原油不同比例混合输送过程中最小输量计算

随着大庆油田开采能力下降,油田产量的降低,庆哈输油新线为满足运行及下游生产的需要,采用进口俄罗斯原油与大庆原油混输的方式,维持对哈尔滨炼化公司的持续供油。针对可能面临的低输量问题,对庆哈新建庆俄原油混合输送管道进行不稳定性分析,分别计算不同混合比例下不同站间管段全年的热力和水力最小安全输量,以确保庆哈输油新线在输量减少、输油比例不断变化的情况下安全平稳运行。

清管作业对低输量原油管道稳定性的影响

针对清管器在含蜡原油管道中的受力情况建立了清管模型,通过采用四阶龙格-库塔方法和VC++编制程序清管模型进行的数值计算及求解,得到了清管器在含蜡原油管道中的运行规律。根据清管作业时管道各运行参数的变化曲线,分析了清管对低输量管道运行稳定性的影响,并提出了相应的清管安全措施,为解决低输量原油管道清管时的实际问题提供了理论参考。

低输量原油管道的安全性分析

根据热油管道的工作特性,分析管道输量降低时对原油管道运行参数的影响,找到低输量原油管道运行中的各项不稳定因素,并且提出安全防护的措施,以保证低输量原油管道的安全运行。

结蜡厚度与土壤总传热系数相关性影响研究

针对铁大线低输量运行开展了管道结蜡的预测及与土壤总传热系数相关性影响研究,给出了铁大线低输量运行条件下的经济结蜡厚度以及结蜡厚度与土壤总传热系数的相关式,确定了各站间的总传热系数和管道的安全最低输量,提高了管道在综合处理工艺条件下的热力校核的准确性,为铁大线低输量运行热力系统改造节约了费用。

减阻剂应用技术研究

依据高聚物减阻增输机理,利用加剂前后的管道工作特性曲线,导出了不同流态下的增输率计算公式。由于增输率计算值与实测值对应的加剂流体的雷诺数不同,因此计算值略小于实测值,并得到试验验证。提出了减阻剂的应用范围、应用方法及室内试验和实际应用时应注意的事项。

直罗原油管线超低输量间歇输送运行规律研究

直罗原油管线由于油田产量原因,投产以来一直处于超低输量运行状态,一年中大部分时间依靠正反输方式维持管线运行,输油成本居高不下,要实现超低输量间歇输送,就要对间歇输送运行规律进行研究。应用SPS软件建立仿真模型,通过对间歇输送过程的仿真研究,发现一个间歇周期内进站温度的变化可分为四个阶段,且间歇输送工况在运行30 d后基本稳定。分析输量、间歇时间以及两者综合变化对间歇输送输油参数的影响,结果表明:在间歇输送中当输量由高变低时,输送初始阶段进站油温随着输送进行逐渐降低;穿插一次不同输量的输送,对间歇时进站温度影响不大,所以间歇方案可根据油源供应需求进行小幅调整;停输时间对间歇输送安全性影响较大,在制定间歇方案时,应首先限制停输时间;不同间歇方案组合输送的进站温度波动幅度大,不如单一间歇输送方案稳定。

任京线加降凝剂低输量运行方案研究

针对任京线生产运行中存在的能耗高、正反输流程切换频繁等问题,研究了大庆冀东混合原油的基本物性和流变特性,筛选出针对大庆冀东混合原油的最佳降凝剂,确定了降凝剂的添加浓度和热处理温度等工艺条件,计算了任京线加降凝剂单向运行的最低输量,制订了任京线加降凝剂单向运行方案和部分季节加降凝剂单向运行方案,并对任京线正反输运行和加降凝剂单向运行的管道安全性和经济性进行了分析。

大庆油田含蜡原油管道低输量运行安全保障方案研究

随着大庆油田进入开发后期,原油产量逐年递减,管道大多处于低输量运行状态。为保证大庆油田R区块A—B段含蜡原油管道在低输量下安全、经济地运行,根据管道主要运行参数,设计了掺水输送、新建加热站输送和正反输三套安全保障方案,确定了各方案主要设备型号。综合考虑管道运行能耗费用和建设投资费用,最终优选出掺水输送作为大庆油田含蜡原油管道低输量运行安全保障方案,即首站外输含水原油至末站、扩建末站污水站、剩余污水在污水站处理后就地回注方案。研究成果对含蜡原油管道低输量安全保障方案的提出具有一定的指导意义。

不同运距的管道经济输量

在拟定油田的总体开发方案时,必须把产品的运销方案及其对售价和售量的影响作为一个重要环节考虑,要明确一系列技术经济界限,不同运距情况下的经济输量范围就是其中之一。在用最优化方法确定不同管径的经济输量范围的基础上,建议按照运费占油价的百分比来确定相应的不同输量的最远运距。给出了数学模型,介绍了国外管道的运费情况,以及按目前国内热输管道的运价,当运费占油价的15％和20％时不同输量的最远运距。

惠宁原油管道全年常温输送的可行性研究

惠安堡—中宁原油管道(以下简称惠宁线)输送长庆油田原油,每年超过八个月的时间采取加热输送,消耗了大量的燃料油和天然气,不仅增大了管输成本,同时会释放大量温室气体、氮氧化物、二氧化硫等有害气体,对环境造成很大影响,为此开展了管道常温输送的可行性研究。根据统计,近几年惠宁线每年的实际年输量均在450×10~4t以上,平均输量可达到640 m^3/h,油田交油平均温度为32℃。在日常运行中,通过合理的优化配置和调度运行,可以延长常温输送时间;同时,根据惠宁线2016年实际输量以及实际能耗情况分析,如果全年实施常温输送,每年可节约燃料油1 318 t,可节省费用约378万元。

特石超稠油管道增输技术研究

针对辽河油田曙光超稠油的特性及其管输现状,根据双螺杆泵的结构特点,理论分析了泵频率和螺旋导程对泵排量的影响。采用改变泵频率和/或螺旋导程的方法,实现了泵排量的调节。实际运行结果表明,通过同时增大泵频率和螺旋导程的方法,可以大大提高单泵的最大输量和管道年输量,实现了提高特石管道输油能力的目标。采用泵变频与变导程方法提高特石超稠油管道的输量,具有显著的社会经济效益,而且安全可靠,可供类似输油管道参考。

不同产甲烷培养基对微生物群落结构的影响

为了检测不同培养基富集油藏采出液产甲烷体系中微生物群落结构的差异,应用MiSeq高通量测序技术对不同培养基产甲烷体系中细菌和古菌群落结构进行分析。结果表明:原油、GD+S、GD+N和K培养基富集细菌分别检测到181、259、280和305个OTU数,古菌分别检测到72、157、153和132个OTU数。原油和K培养基富集得到的优势菌属较为相似,优势细菌为厌氧杆菌属(Anaerobaculum sp.)和未命名细菌(norank_c_W5);优势古菌为未命名古菌(unclassified_k_norank)、产甲烷囊菌属(Methanoculleus sp.)和未命名TMEG(norank_f_Terrestrial_Miscellaneous_Gp_TMEG_),属于未知功能古菌和氢营养型产甲烷古菌;GD+S和GD+N培养基富集得到的优势菌属较为相似,优势细菌为硫杆状菌属(Tepidiphilus sp.)和厌氧杆菌属(Anaerobaculum sp.);优势古菌为未命名古菌(unclassified_k_norank)和产甲烷囊菌属(Methanoculleus sp.),属于未知功能古菌和氢营养型产甲烷古菌。综合产气量和甲烷含量以及优势细菌与古菌的适配性考虑,最优产甲烷培养基为GD+N培养基。

低输量原油管道清管器的选择

根据低输量原油管道清管作业的特点,研究低输量管道清管器的选用和安全性校核,给出了计算方法。清管工作之前,根据低输量管线的运行条件和积蜡情况,选择适当的清管器种类和尺寸。通过计算清管器可能受到的最大阻力、管道能提供的压差、清管器受到最大压力和清管器旁通流量等参数,来对清管作业进行安全性校核。为含蜡原油管道现场清管操作提供了理论论据,使清管作业能够更加安全有效地进行。

含蜡原油管道低输量工艺优化运行研究

本文研究了含蜡原油管道低输量工艺优化运行方案,包括调整管道输送方式及合理优化管道集输运行参数。

低输量含蜡原油管道蜡沉积与清管周期研究

针对油田含蜡原油管道输量逐年降低的情况,建立了原油管道蜡沉积模型,研究了输量逐年降低对管道蜡沉积情况及清管周期的影响。研究结果表明,低输量运行的管道随着输量逐年降低,首站出站油温升高,管壁剪切应力减小,管道沿线的蜡沉积厚度逐渐增加,并且冬季比夏季蜡沉积情况更严重。通过比较经济性和安全性清管周期来优化管道清管周期,研究发现,价格因素中电力价格对经济性清管周期影响最大,并且随着输量降低,安全性清管周期减小。经过优化得到的最优清管周期保证了管道运行的安全性和经济性。

用海港规范公式计算大型石油码头通过能力存在的缺陷和弥补方向

在工程实践中发现,目前测算装卸油品码头年通过能力所用的《港口总平面设计规范》中有关规定的理论条件与实际情况之间有一定的偏离。笔者试图分析这种偏离可划属的理论范畴和可能的纠正方向。