输油管道系统管壁温度与原油温度对蜡沉积的影响

在室内建立小型管流结蜡环道实验装置,模拟输油管道运行中某一管段的蜡沉积情况,进而探讨结蜡机理和影响管壁结蜡的因素.通过室内模拟实验研究了含蜡原油的蜡沉积速率,考察了蜡的沉积规律对温度的敏感性及其程度,确定了实验条件下的结蜡量,并利用差热扫描量热仪从微观角度对蜡沉积物的特性进行了分析测试.结果表明:管壁温度相同,原油温度不同时,油壁温差增大,析蜡温度、析蜡高峰温度及析蜡潜热都升高;原油温度相同,管壁温度不同时,析蜡温度、析蜡高峰温度及析蜡潜热随油壁温差减小呈上升趋势.该研究为认识输油管道系统蜡沉积规律及防蜡清管措施的选择和应用提供了依据.

管输温度对EVA型防蜡剂防蜡效果的影响

采用Couette蜡沉积实验装置研究了聚乙烯醋酸乙烯酯(EVA)型防蜡剂对长庆原油蜡沉积特性的影响,分析了不同管输温度条件下EVA型防蜡剂的防蜡效果。研究发现,与空白原油相比,加剂原油的蜡沉积速率大幅降低,同时蜡沉积物的老化速率升高。无论是在恒定油壁温差还是在恒定壁温条件下,EVA型防蜡剂的防蜡效率均随油温的升高而不断降低,EVA对蜡沉积物老化速率的提升幅度均随油温的升高而不断增大。通过分析EVA型防蜡剂对长庆原油流动特性、低温胶凝结构特性及微观蜡晶形貌的影响,阐明了EVA型防蜡剂对长庆原油蜡沉积特性的影响机理,并从蜡沉积物初始凝油层抗剪切强度及蜡分子扩散速率2个角度揭示了管输温度对EVA型防蜡剂防蜡效果的影响。

热管冷油器工作壁温的设计研究

介绍了热管冷油器的工作特点，分析了热管的工作壁温，提出了理想壁温的概念和设计壁温的思路。结合实例，用计算机算出理想壁温，由此得出了某一冷油器的设计壁温，工业性试验验证了它的可行性，为热管冷油器的设计提供了参考依据。

高凝原油管道输送蜡沉积规律实验研究

针对高凝原油在管道输送过程中管壁结蜡等问题,通过室内建立的小型管流结蜡环道实验装置,模拟输油管道运行中某一管段的蜡沉积情况,研究了含蜡原油的蜡沉积速度,考察了蜡的沉积规律受温度的影响。通过计算,确定了实验条件下的结蜡量,并利用差热扫描量热仪从微观角度分析测试了蜡沉积物的特性,进而探讨了结蜡机理和影响管壁结蜡的因素。

椭圆热管冷油器的设计

传统间壁式冷油器在冷却重油时因为壁温过低 ,重油粘度太大而达不到设计要求的冷却效果 ,限制了重油在电厂的使用 ,而用热管做传热元件构成的冷油器能显著提高换热壁面温度 ,又能达到要求的冷油效果 ,具有节能、节水、节约轻油、系统简单、运行可靠的特点 ,颇具推广应用价值。图 2表 2参

管壁剪切应力对蜡沉积的影响

根据Fick扩散方程 ,提出了管流条件下扩散至管壁处可析出蜡分子的沉积系数 ,用该系数描述了管流中油流的冲刷作用对蜡沉积的影响。通过对新疆的几种油样进行试验研究 ,结果表明 ,当温度或流速发生变化从而引起管壁剪切应力变化时 ,沉积系数随着管壁剪切应力的增大而减小。

考虑蜡沉积的深水油井井筒温度压力场模型

蜡沉积影响深水油井井筒流体的温度和压力分布。考虑蜡沉积对深水油井井筒多相流流动特性及传热过程的影响,建立蜡沉积井筒温度、压力场模型,分析产量、地温梯度、管柱管径等因素对井筒蜡沉积速率、温度和压力分布的影响。结果表明:随产量增加,蜡沉积层厚度与沉积速率沿井深从下往上呈现先减少后增加的趋势;随地温梯度增加,最大蜡沉积速率与沉积厚度减少;随管柱管径增加,蜡沉积速率与沉积厚度减少。随蜡沉积时间增加,井筒蜡沉积区域的流体温度随之增加,相同条件下沉积速度趋于减小,井筒压力变化不大。该结果可为蜡沉积油井井筒流体流动状态和传热分析提供指导。

12Cr1MoVG厚壁钢管高温正火+回火的组织和性能

通过显微组织观察和室温拉伸试验、室温冲击试验、硬度试验和高温持久性能试验,研究了Φ457 mm×70 mm 12Cr1MoVG(/%:0.13C,0.21Si,0.56Mn,1.07Cr,0.31Mo,0.20V,0.008P,0.004S,0.02Ni,0.004Cu,0.0124Al)钢管在1000℃正火后采用水雾加速冷却和740℃回火的组织和性能。结果表明:显微组织为铁素体+贝氏体,贝氏体量约占65%,晶粒度7~5级;屈服强度为416 MPa,抗拉强度为575 MPa,室温冲击功为206~244 J,布氏硬度187HBW;575℃×10^(5)h持久强度为86 MPa;575℃/100 MPa持久51480 h未断;575℃/120 MPa持久27198 h断裂,试样开裂起源于晶界蠕变孔洞,周边贝氏体基体没有发现严重的球化等现象,组织稳定性优异。

含蜡原油管道的结蜡规律研究

原油输送中的析蜡问题是影响管道安全运行和管理的重要因素之一。介绍了管壁结蜡影响因素,通过试验,探讨了原油输送温度和管壁温差对管壁蜡沉积速率的影响,得出了输油温度和温差与结蜡层厚度之间的关系,对于预测结蜡规律有一定的参考作用。

单管集油工艺在超稠油区块高含水期的应用研究

超稠油随着蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD开发,地下温场逐步形成,出井温度、综合含水率升高。传统的三管伴热工艺不仅能耗高,设施老化问题突出,并且已建的伴热规模无法满足新增生产井产出液的集输需求。为了降低地面系统整体能耗,优简站场布局,开展了高含水期超稠油单管集输技术研究,取消三管伴热高能耗流程,根据区块生产特点及已建地面工艺系统情况,结合含水油流变特性,进行温度、含水率、流量及集输半径4方面因素对单管集油工艺影响的边界条件分析,得出不同工况下的界限曲线,提出解决单井停产时原油粘壁难题的可实施方案。将理论应用于现场试验,形成井场内环状串接集油+井场间合并集输工艺模式,偏远低产井通过电加热方式改善集输条件,实现高含水期超稠油单管集油,经济效益显著,为全区块优化工艺提供可靠依据。

浅谈影响管壁结蜡强度的因素

本文通过分析某联合站外输油量减少而引起的外输管线结蜡情况,以及分析出影响管壁结蜡强度的四种因素,即:油温的影响、油壁温差的影响、流速的影响、结蜡层厚度与运行时间的管线影响,谈出减少外输油管线结蜡清蜡的措施即:可在油井加入药剂或管内壁涂漆,在外输油管线终点段用清管器清管,热洗管线及根据实际情况确定管线热洗周期降低外输油回压,加强巡查外输油管线及时补充管线覆土四种措施,并提出根据实际生产情况主要可行的清蜡防蜡措施。

油气田井管内壁特种涂料的制备及性能研究

为满足油气田井管内涂层技术条件,即SY/T 6717—2016《油管和套管内涂层技术条件》中关键性指标——酸性(碱性)条件下耐高温高压性能,使用高温高压反应釜系统,根据标准要求模拟酸性(碱性)条件下不同涂层样品的耐高温高压性现象,分别从树脂、固化剂、助剂体系以及填料等方面研究改善油气田井管内壁特种涂料产品性能。使产品达到性能要求,满足在油气田井管内壁应用条件。

高压输送用X70QPSL2无缝管线管的开发

通过合理设计化学成分,在冶炼上采用集成的冶炼控制技术、轧制上采用控制锻压比轧制及控冷工艺、热处理上采用外喷淋+内轴流工艺,成功开发出了壁厚S≥25mm的高压输气用X70QPSL2无缝管线管,产品检测与评价表明:产品化学成分、纵向拉伸性能、夏比V型缺口冲击性能满足技术指标要求,屈服强度平均值559MPa,抗拉强度平均649MPa,屈强比平均0.85,伸长率平均25%,在0℃和-50℃条件下10mm×10mm×55mm尺寸的V型横向冲击功分别达到213J和180J;50MPa高压静水压试验评价合格;焊接性能优良。