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针对重复热处理初始温度相同和不同两种情况,研究了热历史对西部原油管道冬季外输加剂吐哈油在沿线各站的凝点变化规律,结果表明:初始油温高于20℃,重复热处理对加剂吐哈油的凝点影响较小;初始油温低于20℃,重复热处理对油品的凝点影响较大,重复热处理温度在20～35℃之间将使原油物性明显恶化。开展了现场跟踪试验,结果表明:西部原油管输加剂吐哈油出站油温高于50℃、进站油温高于20℃,能够确保安全生产;出站油温为20～35℃,加剂吐哈油的凝点明显升高,安全生产将难以保证;采用首站一站式启炉,目前尚可满足管道安全运行的需要,一旦其因管道输量变化不能满足要求时,中间热泵站启炉热处理温度需避开20～35℃温度区间。 相似文献
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剪切历史对西部管道外输吐哈油物性的影响 总被引：1，自引：0，他引：1
针对目前西部原油管道冬季运行特点,对管输加剂吐哈油经管流剪切和过泵高速剪切后的物性变化规律进行研究,结果表明:吐哈油经加剂综合热处理后凝点显著降低,可以满足鄯善首站的外输要求,但油流经历沿线温降、管流剪切和过泵高速剪切到达玉门站时,进站凝点明显升高;沿线加剂吐哈油的物性取决于其所处的温度区间、经历管流剪切过程中管流剪切力和蜡晶分子间力的相对大小以及经历过泵高速剪切前后蜡晶分子结构力的相对大小;其中,翠岭-安西站间油流温度低于12℃,管流剪切和过泵高速剪切对加剂吐哈油的凝点影响较大,使其凝点上升、物性变差。 相似文献
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彩南原油属石蜡基原油,析蜡点在４８～５０℃之间,反常点为２０℃,针对这些特性,进行了原油热处理和添加改进剂综合处理试验。试验结果表明,原油的流变特性得到了改善,粘度、凝点、反常点及屈服应力值均有明显下降,根据试验结果确定了原油综合热处理的温度、加剂量等参数,有效地指导了彩南原油管道的安全运行。 相似文献
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针对由于原油流向调整,中原油田-洛阳炼油厂输油管道(中洛管道)输送混合原油安全经济运行的需要,测试了进口原油与中原原油按不同比例混合后的流变参数,表明即使将混合比例调至4:1,混合原油的凝点仍高达14℃,不能实现全年常温输送。基于不同比例混合原油的物性,优选了混合原油凝点和粘度计算模型,与线性模型和刘天佑模型I、II相比,李闯文混合原油凝点预测模型的计算误差最小,其最大预测偏差仅1.5℃;在14种混合原油粘度预测模型中,Bingham修正模型Ⅱ的计算误差最小,其绝对平均预测偏差为6.6%,最大绝对预测偏差为22.1%。 相似文献
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提高东北原油管网经济效益的思考 总被引：2，自引：0，他引：2
根据东北输油管道的运行现状，对大庆原油的流变性，凝点以及降低进站油温的可行性等问题进行了分析。指出采用现行标准测试的凝点与实际管道中原油的凝有一定的差别，应客观评价凝点在驼行管理中的作用；热油管道的允许最低进站油温，应根据管输原油的流变性、管道要求的允许停输时间、管道运行时沿线的热力分布、增道承压能力和输油站设备配置等因素来确定。停输再启动的计算表明，大庆原油最低进站油最由３３℃降至３２℃在技术上 相似文献
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根据石空-兰州原油管道沿线油温、地温数据以及油品物性,采用常温、加热及加剂综合热处理3种输送工艺,其下游进站油温应分别不低于22℃、20℃和17℃。将全年分为春夏秋冬4个运行时段,对不同输量下的运行方案进行细化,给出了详细的油温控制要求、异常工况应对方案,以及加剂输送时加剂系统故障工况下的保障方案。运行方案要求：进站油温须高于凝点3℃;沿线启炉加热出站油温不低于50℃;1、2月份综合热处理加剂量不低于25g／t,其他月份不低于12．5g／t。此外,在经济性方面,加剂综合热处理输送工艺明显优于加热输送工艺。（图1,表2,参12） 相似文献