海洋石油平台工艺管线安装技术及质量控制探析

石油化工产业的发展对我国经济的稳定增长具有重要影响,同时石油化工产业发展水平也成为衡量国家工业化发展程度的重要标尺。中国对于石油化工产业的发展给予了高度重视,其中石油运输过程中因受环境因素影响较大,对石油运输管线的质量提出了更高的要求,不断提升运输管线安装技术和质量是保障石油化工产业健康发展的关键。基于此,文章对海洋石油平台工艺管线安装进行了简要的概述,并分析了管线安装现状,进而具体探讨了管线安装技术及质量控制措施。

长输管道项目施工过程结算问题探析

经过60余年的发展,中国建成了较为完善的石油天然气长输管道基础设施网络。随着国家石油天然气管网集团有限公司的成立,管道行业建设迎来又一个高峰期。目前,中国长输管道项目结算正在从传统的竣工结算向施工过程结算转变。为此,文章在介绍长输管道项目结算特点的基础上,分析了长输管道项目推行施工过程结算的必要性,指出了施工过程结算存在的问题并提出相关建议和措施。

油气站场工艺管道智能化监控技术的研究与应用

针对油气站场工艺管道的腐蚀问题,为实时监控壁厚减薄状态,保证管道长周期运行,采用在线壁厚检测和化学分析相结合的方法建立腐蚀监测平台。首先施工期间建立数字化管道数据库和电子版单线图;其次选择有代表性的易腐蚀、易冲刷减薄部位,在管道外壁加装在线电磁超声测厚装置;再对每个腐蚀回路的介质和腐蚀产物进行化学分析。通过实时检测数据与数字化管道数据库的已知参数比对,自动计算出管道的腐蚀速率和剩余寿命。在某油气站场应用结果表明,管道运行3年期间,发现两处腐蚀减薄缺陷、一处冲刷减薄缺陷,均及时采取了应急处置措施。采用该技术可以防止腐蚀失效影响,保障油气站场工艺管道的长周期运行。

管道站控PLC系统性能实时监测与评价方法

针对油气管道站场控制系统老旧,以及人工巡检控制系统的方式具有延迟性、片面性、模糊性的问题,提出一种把PLC(可编程逻辑控制器)内部数据作为输入,数据描述以及权重分配作为模型数据处理方式,PLC设备实时性能分数作为输出的评价方法,用以直观展现PLC系统实时运行状态。根据某站场提供的数据作为支撑,模拟验证了模型的可行性和可靠性。提出的评价方法具有普遍性的特点,可用于多种类型PLC系统运行时的实时在线监测以及量化评价,以期为站场无人值守智能运行技术发展提供参考。

乌东联合站原油外输方式探讨

因海拉尔油田乌东作业区产量低于乌东联合站至中一加热站输油管道设计最小输量,所以停运乌东联合站至中一加热站管道,乌东作业区净化油采用汽运至苏一联合站卸油点。但汽运费用高,工作效率低,且安全系数低。经“十四五”海拉尔油田地面系统优化调整,将乌东联合站降级为转油站运行。分析计算输送能耗后,可知管输能力完全符合要求。同时,对十年预估管输与汽运费用进行对比,表明管输费用明显低于汽运费用。

长输管道输油工艺节能技术研究

近些年我国经济得到了非常迅速的发展,各行各业也都呈现了非常良好的发展态势,但同时对能源的需求一直是居高不下,面对这一背景,我国提出了节能降耗的发展理念,通过对现有的节能技术进行完善和优化,从而更好的实现节能降耗。对于石油企业,其存在的一个重要问题就是原油管道的能耗,其占据企业能耗非常大的比例,为了顺应时代发展的需要,原油企业就必须要对原油管道能耗进行科学的处理,通过采用科学的节能技术实现节能降耗。只有对现有的长输管道工艺进行优化和创新,才能在最大程度上解决管道能耗的问题,促进能源利用率的提高。

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。

冷热原油交替输送的传热过程研究

针对冷热原油顺序输送过程中的热力问题展开讨论,建立其二维传热数学模型,在模型中将土壤的半无限大区域转化成有限矩形区域,利用有限差分法进行离散化求解。利用此方法对新大线输送高凝点和低凝点原油的实际运行监测数据结果进行计算,其计算值与实测值误差较小,建立的该数据模型能够满足工程需要。

克独管道不等管径双管并联交替输送工艺

为满足独山子炼油厂的原油需求,克拉玛依至独山子管道(克独管道)拟将输量从 300×104t／a(原设计输量)提高到340×104t／a。提出了启用克独三管提高输量的设想。为解决不等管径双管并联交替输送工艺产生混油的问题,从理论上进行了分析和计算,并对克独三管输送管道进行了工艺和设备的改造,最终实现了不等管径双管并联交替输油。

热油管道低输量的安全运行

围绕热油管道低输量的临界安全输量问题 ,分析了低输量运行不稳定的原因 ,总结出降低临界安全输量和防止运行不稳定的方式及具体措施 ,提出判断临界安全输量的方法与低输量运行时应注意的事项 。

成品油顺序输送热力及水力瞬变耦合分析

研究了成品油顺序输送过程中的热力瞬变过程,建立了相应的模型,并给出了分析热力瞬变的特征线算法。对成品油顺序输送过程中的热力瞬变和水力瞬变进行了耦合分析。

津华管道冷热油交替输送工艺应用研究

针对管道冷热油交替输送过程,建立了数学计算模型并编制了计算程序,对津华管道交替输送冀东原油（热油）与进口原油（冷油）过程进行了水力热力模拟计算;从安全性和经济性等方面,对于不同输送方案进行了比选和确定。研究结果表明,当交替输送循环达到2~3次后,进站油温将呈现周期性的变化;对于前行的冷油（进口原油）进行提前加热或适当热油（冀东原油）输送批量,都可提高交替输送的安全性。通过比选,确定了津华管道冬季适宜的冷热油交替输送方案。

惠宁输油管道增输改造工艺的优化设计

介绍了惠安堡一中宁输油管道进行增输改造的4种工艺方案,对各种技术方案进行了比较。通过经济评价,优选出了最经济的换管增输方案,并结合设计方案,提出了该增输改造工程主要输油设备的选型。

中俄原油管道增输方案研究

旨在提高中俄原油管道输量,扩大俄油进口量。对我国可持续发展和进口多元化具有重要的战略意义。采用SPS(Stoner Pipeline Simulator)管道模拟软件,对该管线进行离线实时模拟计算。分析管道2 200×104 t/a输油技术方案,对2 500×104 t/a、3 000×104 t/a工艺方案进行研究,确定最佳增输方案。

加热泵站采用控制粘度加热输送工艺的必要性

分析了辽河油田曙光泵站管输原油的粘度化验数据,比较了控制温度加热输送与控制粘度加热输送两种工艺,介绍了控制粘度加热输送的优点。采用控制温度输油工艺加热原油后,虽然使出站油粘度降低,但出站油粘度波动情况并未得到改善;当加热泵站用出站原油作燃料油时,由于出站原油粘度波动,使加热炉操作困难,影响燃料油的燃烧状态。采用控制粘度加热输送工艺后,出站油粘度稳定,可以改善控制温度加热输送工艺的不足之处。为了改善输油管道的运行管理,降低输油成本,在一般人工控制温度的加热泵站和自动控制温度的加热泵站,采用控制粘度加热输送工艺是必要的。

委内瑞拉重油管道输送工艺优化的经济性分析

中国石油在委内瑞拉拥有大量的重油资源,目前已经投入大量资金进行开发,需要修建大口径、长距离的重油管道进行外输。对委内瑞拉重油管道采用加热、加降黏剂、掺稀释剂等不同减阻工艺方案的经济性进行综合分析,可以看出,降黏剂价格较高导致加降黏剂输送方案经济性较差;掺入5%稀释剂的管输方案经济性略优,但是稀释剂的采购存在不确定性,其运输和掺入会大大增加管道运行操作的复杂性。综合考虑工艺简单,操作便利,运行成本低,可实施性好等因素,对于委内瑞拉Merey16重油输送管道推荐管径1067毫米、设计压强8兆帕、首站出站温度为50℃,且沿线无需加热、不加降黏剂、不掺稀释剂的工艺方案。

油田环状集输流程埋地管道温降计算方法

以工程热力学、传热学、油气集输、多相流等学科知识为依据,根据能量守恒定律建立油田环状集输流程埋地管道的温降计算模型,找出油田环状集输流程埋地管道的温降计算方法。同时,对油田生产现场的温降进行测试,通过试验数据验证建立的温降计算方法满足工程应用。

魏荆输油管道降温输送工艺方案

应用热平衡法测定魏荆输油管道总传热系数,通过为期一年的现场测量工作,魏荆输油管道全年的平均总传热系数为1.86W/(m2·℃)。根据魏荆输油管道的总传热系数测定结果,结合管道原油重复添加降凝剂的输油工艺,对输油管道进行了水力和热力计算,结果表明,提出的管道降温输送工艺方案是完全可行的。

顺序输送成品油管道主泵运行方式的优选

以格—拉成品油管道昆仑山口泵站的技术改造为例,探讨了顺序输送多种油品的管道泵站的主泵运行方式,通过对主泵并联运行和串联运行的各项参数计算、比较,指出当顺序输送不同油品,且各油品的输量相差较大时,主泵运行方式采用串联比用并联具有较大的优越性。

数模融合驱动的集输管道内腐蚀预测

为提升天然气集输管道内壁腐蚀深度预测精度,基于腐蚀机理模型与高斯过程回归(GPR)建立了数模融合驱动的管道内腐蚀深度预测模型。将GPR引入管道内壁腐蚀深度预测中,首先根据腐蚀深度物理模型得到线性腐蚀增量模型,并将其融入高斯过程线性核函数中;然后进一步将平方指数核函数融合至上述核函数中,提高模型局部学习能力,构建用于腐蚀深度预测的Velázquez-GP模型;最后以重庆气矿天高线B段管道内壁腐蚀监测数据为研究对象,探讨了Velázquez-GP与Velázquez模型、GPR法、GM(1,1)法及RPGM(1,1)法预测结果的差异。结果表明,Velázquez-GP的预测结果与实际值吻合情况最优,相对误差分布在-8%~8%,且持续20个月相对误差介于-2%~2%,均方根误差(E_(RMS))为3.8243μm,平均绝对百分比误差(E_(MAP))为2.0467%,各项评价指标均优于4种对比方法,证明了所建预测模型具有更高的预测精度及泛化能力,可有效并长期实现对管道内壁腐蚀深度的预测。