一、埋地热油保温管道传热系数测试分析（论文文献综述）
李洪松[1]（2021）在《高凝原油加剂后管道流动特性研究及能耗分析》文中指出随着我国油田开采逐渐进入中后期,原油中含蜡量越来越高,导致凝点与粘度也普遍增大。我国原油大多采用管道输送,并且一般需要加热后才能进行外输,随着原油凝点与粘度逐渐增大,所需出站温度与出站压力也越来越高,由此所造成的管输系统能耗费用十分巨大。降凝剂能够有效降低高凝原油凝点与粘度,从而降低输油管道热能与动力消耗,有效降低管输系统能耗费用。本文针对高凝原油管输系统能耗特点,建立管道输送能耗优化模型,对加剂后原油物性变化进行了分析,通过室内试验对五种降凝剂进行筛选,结果证明SL-2#降凝剂对高凝原油降凝降粘效果最好。此外还对SL-2#降凝剂最优加剂参数进行了试验分析,结果表明当加剂浓度在100ppm-150ppm之间,加剂温度在55℃以上时SL-2#降凝剂能够发挥最大的降凝降粘作用。针对高凝原油加剂输送管道的传热与流动特性,利用PIPESIM软件分析了影响管道温降与压降的敏感因素,给出了出站温度,环境温度,加剂浓度与输量的变化对管道温降及压降的影响程度。结合能耗优化模型,在综合考虑各项约束条件前提下,分析了低温环境下不同加剂浓度的运行费用,分析结果表明加剂后管输系统的运行费用得到大幅度降低,当加剂浓度为100ppm时运行费用最低较之前未加剂时费用降低25%以上。对加剂后管输系统能耗费用进行计算分析,基于Python语言开发出高凝原油输送管道能耗计算软件并开展现场实验进行验证。结果表明,本文所提供的的加剂优化运行方案能够大幅度降低高凝原油管输系统的运行费用,节能降耗效果显着。
万宇飞,刘春雨,李立婉,黄岩,郝铭,王文光[2]（2021）在《考虑海管各覆盖层蓄热的停输温降与输送方案》文中研究说明海底管道停输温降直接决定着海管置换与掺水输送时机,以及停输后能否顺利再启动。为了研究海管各覆盖层的蓄热对停输温降的延缓作用,通过理论分析各层相对流体的蓄能能力大小,模拟计算钢管和土壤蓄热对不同类型管道停输后温降的影响情况,并以渤海两条实际管道为例优化输送方案。结果表明,钢管蓄热总量约为所输原油蓄热总量的一半,所输水量的1/4,所输天然气的4～16倍（根据系统压力的不同）;钢管和土壤的蓄热散热对流体停输温降均有一定的延缓作用。对于保温管道,钢管的蓄热散热具有主导作用;不保温管道,土壤的蓄热散热影响很大;对于渤海油田常见的输油海管,考虑钢管的蓄热散热能提高管线出口温度3.5～13.5℃;对于混输保温管道,当气油比（GOR）大于10时,钢管蓄热对停输温降的延缓作用尤为明显,有利于安全顺利输送;考虑土壤或钢管的蓄热散热对停输温降的影响可以延缓或取消掺水输送。
李浩[3]（2020）在《热输含蜡原油管道安全停输时间与再启动工艺研究》文中认为在全球经济飞速发展的这个时代,我们对石油的需求在与日俱增,因此安全且高效的管道运输方式逐渐被广泛应用。众多管道种类中,水下管道和架空管道由于受地理因素影响较大,一般专管专用,而埋地管道优点多、应用广。出于管道计划检修、自然灾害、资源缺乏导致的断输和各种人为因素,使得管道被迫停输,在停输期间管道热力水力均发生变化,影响着管道是否能够再启动,因此有必要对埋地热油管道安全停输时间与再启动工艺进行研究。为了更加准确地分析总结管道停输和再启动过程相关参数变化,本文通过在前人理论计算的结论上,加以应用模拟软件对相关的稳态工况和停输工况的热力模型进行模拟,并对再启动模型进行热力水力模拟。主要从以下方面进行了探究:（1）建立了埋地热油管道的稳态工况时的传热数学模型,采用分段比热容进行分段计算沿程温降。（2）建立了埋地热油管道停输工况数学模型,采用元体平衡法对该模型求解,得出管道安全停输时间的基本公式。使用Fluent模拟软件模拟了相关因素影响管道停输温降规律。（3）建立了再启动工况热力水力耦合数学模型。采用冲击波理论和双特征线法进行求解。（4）利用Fluent模拟软件模拟了某一埋地热油输送管道的不同工况,并分析其停输温降规律、周围土壤温度场和再启动过程管道沿线温度变化和进站口压力变化规律。
雷启盟[4]（2019）在《南一油库外输管道停输再启动过程研究》文中研究指明南一油库外输管道采用埋地加热方式输送原油,在管道实际运行过程中,由于管道检修、油量不足、事故工况、自然灾害等原因,无法避免地导致管道停输,如果停输时间过长,将显着增加管道凝管事故发生的可能性,一旦管道再启动失败将造成巨大的经济损失。因此,为确保南一油库外输管道安全运行,需进行管道停输再启动过程研究。具体研究内容如下:首先,对南一油库外输原油的密度、凝点、比热容、粘温关系、屈服应力、触变性和析蜡特性等进行室内实验,依据测试结果,得到适用于表征该种油品的密度、比热容、粘度与温度关系的计算模型及触变模型。在此基础上,根据实际运行状况,采用反算法得到管道不同月份的总传热系数,使管道终点油温的计算平均相对误差达到4.6%。以最小二乘法、最优化拟合技术为基础,建立了外输管道水力摩阻系数计算修正模型,使管道压降计算的平均误差达到4.73%。其次,建立了南一油库外输管道停输再启动过程的水力、热力模型以及相应的数值求解方法,选取管道实际运行的15组工况进行数值模拟,得到输油管道停输过程中沿线的油温分布及变化规律。同时,在相同条件下,对管道再启动过程中沿线的温度、压力分布及其变化规律进行分析。在此基础上,以输油管道再启动过程的最高压力不超过管道的承压能力且在泵所能提供的压力范围内为约束条件,以恒流量启动方式计算27组工况下的安全停输时间,并对输油温度、输量、环境温度对管道安全停输时间的影响进行分析。最后,以输油温度、输量和环境温度作为影响管道停输再启动过程工作特性及安全性的关键因素,基于灰色关联理论判别各因素对管道安全停输时间、停输过程降温速率、再启动压力峰值、终点油温恢复时间和升温速率的影响程度,为南一油库外输管道安全停输再启动方案的制定提供理论依据。
苟香寒[5]（2019）在《海上稠油掺水管线停输再启动特性研究》文中指出热油管道一旦遭遇突然停电或系统故障时,必将造成其停运,在管道停输过程中管内原油流动性将随油温降低而不断恶化,严重时可能造成凝管事故。因此,热油管道的停输再启动问题已成为其安全流动保障的热点课题之一,但现有研究多局限于陆地含蜡原油热输管道上,而稠油管道的停输再启动研究却较少。然而,随着海洋油气资源特别是海上稠油资源的不断开发,其油水混输已成为海上稠油的常用输送方式之一,由于稠油黏度与剪切应力在较高温度下都较高,且海管环境温度低,在稠油井开采初期往往需要掺水来实现稠油减阻输送,其海管停输再启动同样存在较大的安全风险。为此,以LD热采稠油为研究对象,采用环道实验、数值模拟与理论分析相结合的研究方法,研究海上稠油掺水管道停输与再启动行为,为保障油水混输海管停输再启动安全奠定理论基础。主要研究工作与认识如下:（1）采用相关标准规范及配套仪器设备,测试分析LD稠油的SARA四组分、凝点、密度等基本组成性质参数;采用安东帕Rheolab QC黏度计,测试分析LD稠油及其掺水10%～40%的W/O型乳状液在不同温度下的流变特性和黏温特性。结果表明,LD稠油沥青质与胶质含量较高,凝点低,50℃、10 s-1的表观黏度为164.4 mPa·s,20℃密度为945 kg/m3,属于普通稠油;LD稠油及其W/O型乳状液在研究温度范围内多呈非牛顿流体特性,可用幂律模式很好地拟合。（2）采用安东帕Rheolab QC黏度计,测试不同条件下的LD稠油及其W/O型乳状液的启动应力特性,分析含水率、恒温静置时间、温度、剪切速率对其最大启动应力的影响。结果发现,稠油最大启动应力在反相前随含水率增大而增大,在反相后随含水率的增大而显着降低,且随剪切速率增大而增大、随启动温度升高而减小,而恒温静置时间的影响较小。（3）采用环道实验装置,模拟研究不同条件下稠油管道停输再启动过程及压力与流量变化,分析含水率、恒温停输时间、管内油温、启动流量等因素对再启动压力的影响;对比分析环道计算压降与实测环道再启动压力、环道数据计算的壁面应力与实测最大启动应力;利用环道测试的再启动压力,预测海上稠油输送管道在相同工况下所需的再启动压力。结果发现,稠油管道再启动压力主要取决于黏度和结构参数,实测最大启动应力约为按环道数据计算值的三倍;预测所得的现场管道再启动压力较大。（4）采用多相流软件OLGA,模拟分析海上稠油掺水管线的停输再启动过程、停输温降规律及其再启动压力。结果表明,模拟管道的最佳掺水率以及安全停输时间分别为 50%和 32 h。
胡志勇[6]（2019）在《保温原油管道蜡沉积规律实验研究》文中提出保温输油管道中的蜡沉积物会减小管道的有效内径,増大输送阻力,严重时可能导致管道堵塞事故,给原油的安全输送带来了极大的威胁。研究保温原油管道蜡沉积规律对于科学制定清蜡方案及保证管道的安全运行具有重要的实际意义。针对东北某新建保温管道掺混输送含蜡原油的实际状况,本文建立了带有搅拌功能的冷指实验装置和室内保温环道实验装置,探究了混合含蜡原油在不同实验条件下的蜡沉积规律及其影响因素,提出了适用于混合含蜡原油体系的蜡分子扩散系数计算式;基于分子扩散、老化作用和剪切能原理建立了保温原油管道蜡沉积厚度和含蜡量计算模型并将环道实验结果和模型计算结果进行了对比分析。研究成果如下:（1）利用自制的冷指实验装置,研究了沉积时间、冷热浴温度、搅拌条件等因素对蜡沉积规律的影响,结果表明:随实验时间的增加,沉积物的质量和硬度增加而沉积速率减小;热浴温度不变时,随着冷浴温度的降低沉积物的质量和沉积速率增大而硬度减小;冷浴温度不变时,随热浴温度的升高沉积物硬度增加,有搅拌时分子扩散作用增强导致沉积物质量增大,而无搅拌时的低温胶凝作用导致沉积物质量先减小后增大,此时最大沉积质量对应的温度为析蜡高峰的起点;同等温差下,较高温度区间的蜡沉积物质量和沉积速率更小,高温区间的析出物以大碳数蜡分子为主因而含蜡量更大;搅拌条件下的沉积物质量、沉积速率和含蜡量均大于无搅拌时的数值;一定转速范围内,随转速的增大沉积物质量和沉积速率减小而硬度增加。（2）改进了Hayduk-Minhas经验公式,提出了适用于混合含蜡原油体系的蜡分子扩散系数计算式,改进后的蜡分子扩散系数计算值与实验值的相对误差最大值小于22%,平均值仅为8.83%,计算精度得到较大提高。（3）环道温度场分布的计算结果表明:测试管入口处的管壁温度梯度较大,迅速衰减后沿管长方向降速趋于平缓;当管壁出现沉积物后油流向管壁处散热的热阻增加,散热的热流密度降低,导致沉积层内表面的温度梯度比初始时刻有所降低,并且降幅随着距离入口端长度的增加逐步减小;测试管内油温与套管中的冷却水温度相差越大,管壁的平均温度梯度越大;相同环境条件下随着测试管内原油流量的增加,管壁的平均温度梯度增大。（4）综合考虑了分子扩散、老化作用和剪切作用对蜡沉积过程的影响,建立了动态的保温含蜡原油管道蜡沉积动力学计算模型并提出了使用改进的Euler方法求解传质和传热常微分方程组。设计并进行了一系列的室内环道实验,以探究运行时间、轴向位置、流量和环境温度等因素对蜡沉积厚度和含蜡量的影响。实验结果表明:当环境温度一定时流量越大,则蜡沉积层的厚度越小,含蜡量越高;当流量一定时环境温度越高,则沉积层厚度越薄,含蜡量越高。使用模型进行模拟预测得到的结果与实验值具有良好的一致性。（5）对于现场生产管道,蜡沉积厚度随保温原油管道沿线的分布呈现先增大后减小的趋势。从管道起始点至沉积层厚度最大值位置,油流温度迅速下降,但由于管壁温度较低,此时管道中心位置与沉积层界面之间存在着较大的温度梯度,蜡沉积厚度在管线前段快速增长。当轴向位置超过沉积层厚度最大值之后,油流中心温度降至较低温度,油流中心与沉积层界面的温度梯度减小,导致蜡沉积层的厚度逐渐减小。对不同季节不同运行时间的保温管道沿线蜡沉积厚度进行了预测,预测结果为制定管道清蜡周期提供科学依据。
程珍[7]（2019）在《南海海底管道预热投产过程研究》文中提出海底管道的预热投产实质上是一个建立管内介质与管道周围海泥温度场的过程,掌握该过程中的温度变化对保障管道投产的安全、节省预热时间、降低预热投产成本具有重要的工程意义。在本文的研究中取南海海域某海底管道为研究对象,在已有的研究基础上建立了该管道预热投产的数学模型,研究了管道在预热投产过程中的影响因素,进一步研究了正向预热、反向预热以及正反向交替预热过程中的热力学规律;对管道周围海泥温度场的瞬态变化过程进行了探讨,最后结合敏感性因素分析及现场条件,对可行的方案进行了对比研究,对现场生产具有指导意义。本文主要完成的工作以及形成的成果如下:（1）在管道预热过程中,管道出口稳定温度受预热介质流量、温度以及海泥物性参数的影响,其中预热介质温度对出口稳定温度的影响最明显,该海管宜采用较高温度、较低流量的预热投产方案;（2）对正反向交替预热过程的研究表明,预热总时间一定时,正反向交替的周期越小,管道预热效果越好;（3）研究海泥周围温度场的瞬态变化过程可知,对于不同的海床温度,海管与周围海泥温度场最后达到稳定的时间也不同,海床温度与研究区域底层温度的温差越大,温度场达到稳定的时间越长;（4）结合该海管的生产条件,对几种可行的预热投产方案分析研究表明,预热水温度为76℃、流速为0.6m/s时,预热时间最短、能耗最低。采用正反向交替预热时,预热介质用量为管容量的2.8倍时,所需时间和能耗最低;对各方案的经济性对比分析表明,水温为80℃、流速为0.54m/s采用正反向交替预热的经济性最佳。
庞海涛[8]（2018）在《原油管道总传热系数影响因素研究》文中指出利用PIPESIM流体计算软件对影响原油管道总传热系数的因素进行模拟分析,确定了保温层厚度、保温材料导热系数、管径、原油含水率、原油流速、管道埋深、管道埋深处地温、土壤导热系数为影响管道总传热系数的主要因素;总传热系数随着管道保温层厚度、管径、管道埋深和管道埋深处地温的升高而降低,随着土壤导热系数、保温材料导热系数、原油含水率和原油流速的升高而增大;对于保温管道,各种因素对管道总传热系数影响程度大小顺序为:保温层导热系数、保温层厚度、管径、土壤导热系数、管道埋深、原油含水率、原油流速、埋深处地温。
张成斌[9]（2017）在《深海环境下管道湿式保温性能研究》文中指出随着陆上油田的日益枯竭,石油开发逐渐转向海洋区域尤其是深海区域。深海油气管道承担着油气外输的职责,是海洋油气田开发的重要组成部分。而深海环境的高压低温特点,常常给服役的管道带来温降和受压变形等危害,严重时会引起管道堵塞或者管道压馈等事故,因此需要对深海管道湿式保温性能（传热性能和压缩蠕变性能）进行研究,确保深海环境下管道的安全运行。本文从深海管道湿式保温性能（传热性能和压缩蠕变性能）实验的要求及目的入手,开展实验装置的设计研究,主要内容包括高压舱的结构设计计算、实验管件的结构设计计算以及其他辅助系统的设计计算,解决了高压舱强度及密封、管道端部效应和测量及控制系统的准确性等关键问题:参考国家及行业规范,对高压舱筒体、球形封头及平盖进行选材及厚度计算,并利用有限元知识对高压舱进行受力和变形分析,保证高压舱满足强度要求;通过FLUENT软件模拟极端工况来确定实验管件的最小长度,并设计管道两端的密封及保温方案,从而消除端部效应影响;通过对实验管件分区和传感器分布,来实现多点测量和多区控制技术,保证数据测量及控制的准确性。在对深海湿式保温管道传热热阻及传热系数的理论分析基础上,利用已设计的实验装置进行传热实验,研究在不同油温下湿式保温管道的总传热系数、总热阻及管道与保温层的接触热阻的变化情况。并以此为基础,通过假设条件和分析保温管道热力的影响范围（450mm）,建立深海湿式保温管道传热模型,确定各相关物性参数（保温材料的导热系数、对流换热系数和接触热阻等）,模拟研究深海湿式保温管道在稳定运行、停输过程中的传热情况,着重分析了海水流速、海水温度、保温层导热系数、保温层厚度、管道尺寸对管道散热量、管道安全停输时间的影响。最后,本文通过理论知识分析了聚氨酯保温材料的蠕变原理和常用的蠕变模型,计算了管道在海水静压力作用下的径向形变量;结合聚氨酯材料的蠕变实验,分析了应力和温度对聚氨酯保温材料蠕变行为的影响,并建立了相应的蠕变本构方程,利用ANSYS软件模拟研究深海保温管道在稳定运行温度场下的蠕变性能,着重分析了管道所处水深、输送温度以及保温层厚度对其蠕变行为的影响。
王雷振[10]（2015）在《新疆油田吉7区掺水集油同沟敷设管道传热研究》文中研究指明新疆油田吉7区原油属于稠油,采用掺热水管道集油至中心站,再用拉油车送到联合站的集油工艺。集油管道采用的掺水管与集油管放在同一条管沟之内联合保温的敷设方式（联合保温）,在运行中出现一些问题：如掺水管道温降较大,1.5km左右的掺水管道,最大温降曾达到24℃；设计过程中计算的结果不符,利用软件模拟温降仅为10℃,与实测数据相差14℃。对吉7区掺水管温降较大及管道终点计算不准确两个问题展开研究。基于传热学的相关理论,建立了掺水集油同沟敷设管道在分别保温（掺水管和集油管分别有各自的保温层,两条管道放在同一管沟内）、联合保温和复合保温（在联合保温的基础上,在掺水管与管间空气之间添加一定厚度的保温层）三种情况下的数学模型,采用保角变换的数学方法对模型进行求解。对于同沟敷设分别保温管道,推导了土壤温度场表达式、管道总换热系数和轴向温度分布解析表达式,在对计算结果进行验证的基础上分析了影响管道传热的因素。针对联合保温管道,推导出不考虑管间辐射换热情况下管道轴向温度计算的表达式；利用网络算法对管间辐射换热量进行计算,进而编写了考虑管间辐射换热时的沿线温度计算程序;分析了管道散热量和沿线温度分布在考虑和不考虑管间辐射换热两种情况下的差异,对两种情况下计算结果进行验证；分析了影响分别保温管道传热的因素。在总结分别保温和联合保温敷设方式特点的基础上,提出复合保温敷设方式并介绍其沿线温度分布的计算方法,分析了三种不同敷设方式对新疆昌吉油田的适用性。结果表明,利用分别保温沿线温度分布表达式计算的结果最大误差为0.58℃；在保温层较薄时,管道终点温度随着保温层的增加而升高,当保温层超过30mm时,再增加保温厚度对终点温度的影响较小；保温层为30mm时,沿线温度随着管道间距的增加而下降,但幅度极小；提高管道起始温度能在较大程度上提高其终点温度,对另一条管道沿线温度变化的影响较小；管道终点温度与管道埋深土壤温度呈线性关系。考虑辐射换热时,联合保温掺水管总散热量和集油管的吸热量均增大,掺水管辐射换热量占其向管间空气散热总量的9.8%,集油管辐射吸热量占其从管间吸热总量的33%,且管道终点温度在考虑辐射换热时的计算误差更小；随着保温层厚度的增加,两管终点温度均上升,上升速度随保温层厚度增加逐渐降低；提高掺水管起始温度能有效增加掺水管和集油管终点温度,掺水管起始温度每增加5℃,其终点温度升高3.4℃,集油管终点温度因沿线吸热量增加而升高0.7℃。分别保温辐射条件下,管道系统总散热量最多,但掺水管散热量较少；掺水管在联合保温敷设方式下的散热量明显偏高；复合保温敷设管道总散热量最少,且掺水管散热量也较低,较为适合新疆昌吉油田。
二、埋地热油保温管道传热系数测试分析（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、埋地热油保温管道传热系数测试分析（论文提纲范文）
（1）高凝原油加剂后管道流动特性研究及能耗分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 符号说明 |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题研究的背景和意义 |
| 1.1.1 高凝原油输送过程中能耗大 |
| 1.1.2 高凝原油管道运行参数的优化 |
| 1.2 降凝剂综述 |
| 1.2.1 降凝剂的基本类型 |
| 1.2.2 降凝剂的降凝机理分析 |
| 1.3 高凝原油管道优化研究 |
| 1.3.1 国内外原油管道传热与流动特性研究现状 |
| 1.3.2 国内外原油管道优化研究现状 |
| 1.3.2.1 国内研究现状 |
| 1.3.2.2 国外研究现状 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 2 高凝原油加剂管道低温输送能耗优化模型 |
| 2.1 基本假设 |
| 2.2 高凝原油加剂管道系统能耗分析 |
| 2.2.1 高凝原油加剂管输系统的热能消耗 |
| 2.2.2 高凝原油加剂管输系统的压能消耗 |
| 2.2.3 高凝原油加剂管输系统的药剂费用消耗 |
| 2.3 优化变量 |
| 2.4 约束条件 |
| 2.4.1 水力约束 |
| 2.4.2 热力约束 |
| 2.4.3 降凝剂浓度约束 |
| 2.5 高凝原油加剂管道优化数学模型 |
| 2.6 本章小结 |
| 3 高凝原油降凝剂优选及加剂条件实验研究 |
| 3.1 实验材料 |
| 3.1.1 实验油样 |
| 3.1.2 .实验药剂 |
| 3.1.3 主要实验仪器 |
| 3.1.4 加剂原油制备 |
| 3.2 降凝剂降凝效果实验研究 |
| 3.2.1 加剂种类及浓度对降凝效果的影响 |
| 3.2.2 加剂温度对降凝效果的影响 |
| 3.3 降凝剂降粘效果实验研究 |
| 3.3.1 加剂类型对降凝剂降粘效果的影响 |
| 3.3.2 加剂浓度对降凝剂降粘效果的影响 |
| 3.4 加剂原油粘温方程的建立 |
| 3.4.1 粘温方程的确定 |
| 3.4.2 粘温方程参数的确定 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 高凝原油输送管道传热与流动特性分析 |
| 4.1 高凝原油基本物性参数 |
| 4.1.1 高凝原油相对密度 |
| 4.1.2 高凝原油比热容 |
| 4.1.3 高凝原油凝点 |
| 4.1.4 高凝原油粘度 |
| 4.2 高凝原油管道加剂优化运行参数分析 |
| 4.2.1 埋地管道径向传热特性分析 |
| 4.2.1.1 物理模型的建立 |
| 4.2.1.2 非稳态热力管道导热微分方程及边界条件的建立 |
| 4.2.1.3 几何模型的建立及网格划分 |
| 4.2.1.4 模拟结果分析 |
| 4.2.2 高凝原油输送管道沿程温降分析 |
| 4.2.2.1 总传热系数 |
| 4.2.2.2 运行参数对管道沿程温降影响 |
| 4.2.4 高凝原油输送管道沿程压降分析 |
| 4.2.4.1 输油管道沿程流态分析 |
| 4.2.2.2 运行参数对管道沿程压降影响 |
| 4.3 高凝原油加剂管道输送系统能耗费用分析 |
| 4.3.1 加热炉能耗分析 |
| 4.3.1.1 热负荷 |
| 4.3.1.2 加热炉热效率 |
| 4.3.1.3 燃料消耗量 |
| 4.3.2 输油泵能耗分析 |
| 4.3.2.1 输油泵耗电量计算 |
| 4.3.2.2 输油泵特性方程拟合 |
| 4.3.2.3 输油泵扬程 |
| 4.3.3 降凝剂加剂量计算 |
| 4.3.4 加剂管输系统综合费用分析 |
| 4.3.4.1 不同加剂条件下的综合能耗费用 |
| 4.3.4.2 低温环境下加剂管输综合能耗费用 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 高凝原油管输系统加剂运行优化计算软件 |
| 5.1 软件概述 |
| 5.1.1 软件配置 |
| 5.1.1.1 软件要求 |
| 5.1.1.2 硬件要求 |
| 5.1.2 软件结构 |
| 5.1.3 软件功能 |
| 5.2 软件工作界面 |
| 5.2.1 软件主界面 |
| 5.2.2 数据输入界面 |
| 5.2.3 计算结果显示 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 高凝原油输送管线加剂运行实验测试 |
| 6.1 丁义线运行概况简介 |
| 6.2 现场管路实验方案设计 |
| 6.2.1 实验对象及所需实验装置 |
| 6.2.2 实验前注意事项 |
| 6.2.3 实验步骤 |
| 6.2.4 实验不足 |
| 6.3 实验结果及分析 |
| 6.3.1 实验数据采集 |
| 6.3.2 实验数据分析 |
| 6.4 降凝剂对原油破乳影响实验 |
| 6.4.1 实验目的 |
| 6.4.2 实验步骤 |
| 6.4.3 实验数据 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士期间所发表的学术论文 |
（2）考虑海管各覆盖层蓄热的停输温降与输送方案（论文提纲范文）
| 1 海管各覆盖层蓄热能力分析 |
| 1.1 建立海管各覆盖层蓄热的停输温降公式 |
| 1.1.1 不考虑管道各覆盖层的停输温降 |
| 1.1.2 考虑管道周围介质的散热 |
| 1.2 各覆盖层蓄热能力及比较 |
| 2 钢管和土壤蓄热对停输温降的影响 |
| 2.1 模型建立 |
| 2.2 钢管蓄热对停输温降的影响 |
| 2.2.1 双层保温海管 |
| 2.2.2 不保温海管 |
| 2.3 土壤蓄热对停输温降的影响 |
| 2.3.1 双层保温海管 |
| 2.3.2 不保温海管 |
| 3 实例分析与优化 |
| 4 结论 |
（3）热输含蜡原油管道安全停输时间与再启动工艺研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 热油管道传热研究 |
| 1.2.2 埋地原油管道稳态过程温降计算 |
| 1.2.3 停输温降过程的研究 |
| 1.2.4 再启动模型的研究 |
| 1.3 本文研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 稳态运行工况的热力水力计算 |
| 2.1 埋地热油管道物理模型 |
| 2.2 管道总传热系数 |
| 2.2.1 利用管道周围埋设介质热物性计算K值 |
| 2.2.2 热油至管内壁的放热系数α_1的计算 |
| 2.2.3 管壁导热的分析 |
| 2.2.4 管最外层至土壤的放热系数α_2的计算 |
| 2.3 热力计算的主要物性参数 |
| 2.4.1 原油的基本物性参数的确定 |
| 2.4.2 输油管道沿程温降计算 |
| 2.4 热油管道的摩阻计算 |
| 2.5.1 粘温关系式推导的摩阻计算式 |
| 2.5.2 热油管道的压降计算 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 停输过程传热理论计算与模拟分析 |
| 3.1 管道停输过程分析 |
| 3.2 停输传热过程物理模型 |
| 3.3 停输传热过程数学模型 |
| 3.4 建立并求解土壤温度场数学模型 |
| 3.4.1 管道周围土壤温度场数学模型 |
| 3.4.2 二维非稳态相关计算 |
| 3.5 安全停输时间的计算 |
| 3.5.1 分析安全停输时间的计算过程 |
| 3.5.2 管道安全停输时间数学计算模型 |
| 3.5.3 安全停输时间约束条件 |
| 3.6 对Fluent模拟的结论做准确性验证 |
| 3.7 停输传热过程数值模型建立 |
| 3.7.1 网格模型的建立 |
| 3.7.2 模拟软件中的基本工况设置 |
| 3.7.3 定义物性参数 |
| 3.7.4 定义边界条件 |
| 3.7.5 设置求解参数 |
| 3.7.6 流场迭代求解 |
| 3.8 模拟分析管道停输温降的影响因素 |
| 3.8.1 不同大气温度对管道停输影响模拟 |
| 3.8.2 不同原油初始温度管道停输模拟 |
| 3.8.3 不同保温层厚度管道停输模拟 |
| 3.8.4 不同管径尺寸对管道停输影响 |
| 3.9 本章小结 |
| 第四章 再启动过程模型建立 |
| 4.1 停输后再启动过程分析 |
| 4.2 停输后再启动过程的数学模型 |
| 4.2.1 管内原油的数学模型 |
| 4.2.2 边界条件与初始条件 |
| 4.3 再启动数学模型求解 |
| 4.3.1 再启动冲击波未到达管道末端 |
| 4.3.2 再启动冲击波已到达管道末端 |
| 4.4 最小启动输量的确定 |
| 4.5 本章总结 |
| 第五章 计算实例与结果分析 |
| 5.1 基本参数 |
| 5.1.1 管道基本结构参数 |
| 5.1.2 油品物性参数 |
| 5.1.3 环境资料 |
| 5.2 稳态工况沿程温降模拟计算 |
| 5.3 停输过程沿程温降模拟 |
| 5.3.1 管道停输时沿线温度变化模拟 |
| 5.3.2 停输过程周围土壤温度场分析 |
| 5.4 再启动过程沿线模拟 |
| 5.4.1 再启动过程沿线温度模拟 |
| 5.4.2 再启动过程压力模拟 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（4）南一油库外输管道停输再启动过程研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究的目的及意义 |
| 1.2 本课题领域研究现状 |
| 1.2.1 热油管道停输温降研究现状 |
| 1.2.2 热油管道再启动压降研究现状 |
| 1.2.3 热油管道最大停输时间研究现状 |
| 1.2.4 热油管道停输再启动安全运行研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 南一油库外输原油基础物性研究 |
| 2.1 南一油库外输管道基本概况 |
| 2.2 实验介绍 |
| 2.2.1 实验仪器 |
| 2.2.2 油样预处理 |
| 2.3 南一油库外输原油物性测试 |
| 2.3.1 原油密度 |
| 2.3.2 原油凝点 |
| 2.3.3 原油比热容 |
| 2.3.4 原油粘温关系 |
| 2.3.5 原油屈服应力 |
| 2.3.6 原油触变性 |
| 2.3.7 原油析蜡特性 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 南一油库外输管道热力水力特性研究 |
| 3.1 南一油库外输管道热力特性研究 |
| 3.1.1 输油管道热力计算公式 |
| 3.1.2 输油管道总传热系数 |
| 3.1.3 输油管道热力计算误差分析 |
| 3.2 南一油库外输管道水力特性研究 |
| 3.2.1 输油管道压降计算公式 |
| 3.2.2 输油管道压降计算公式修正 |
| 3.2.3 输油管道水力计算误差分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 南一油库外输管道停输再启动数值模拟研究 |
| 4.1 几何模型建立 |
| 4.2 数学模型建立 |
| 4.2.1 停输过程数学模型 |
| 4.2.2 再启动过程数学模型 |
| 4.2.3 计算区域离散化及数值计算方法 |
| 4.3 模型验证 |
| 4.4 停输过程数值模拟研究 |
| 4.4.1 管道终点油温变化规律研究 |
| 4.4.2 管道沿线油温变化规律研究 |
| 4.5 再启动过程数值模拟研究 |
| 4.5.1 管道沿线油温变化规律研究 |
| 4.5.2 管道起点压力变化规律研究 |
| 4.6 管道安全停输时间的确定 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 南一油库外输管道停输再启动影响因素灰色关联分析 |
| 5.1 灰色关联分析理论 |
| 5.2 灰色关联度计算方法 |
| 5.3 灰色关联分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（5）海上稠油掺水管线停输再启动特性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油输送技术 |
| 1.2.2 管道停输温降研究 |
| 1.2.3 管道再启动特性研究 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究技术路线 |
| 第2章 稠油基本物性分析 |
| 2.1 稠油密度 |
| 2.2 稠油凝点和组分 |
| 2.3 稠油流变特性 |
| 2.3.1 流变特性测量方法 |
| 2.3.2 流变特性结果分析 |
| 2.4 稠油黏温特性 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 稠油启动应力特性研究 |
| 3.1 稠油启动特性 |
| 3.1.1 启动应力特性 |
| 3.1.2 测试方案 |
| 3.2 稠油再最大启动应力影响因素分析 |
| 3.2.1 温度的影响 |
| 3.2.2 剪切速率的影响 |
| 3.2.3 恒温静置时间的影响 |
| 3.2.4 含水率的影响 |
| 3.3 稠油最大启动应力正交实验分析 |
| 3.3.1 正交分析法 |
| 3.3.2 正交实验分析与结果 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 稠油管道再启动压力实验研究 |
| 4.1 环道实验装置 |
| 4.1.1 管路系统 |
| 4.1.2 主要设备 |
| 4.1.3 数据采集及控制系统 |
| 4.1.4 空气吹扫系统 |
| 4.2 环道实验方法 |
| 4.2.1 实验方案 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.3 再启动压力影响因素分析 |
| 4.3.1 管道停输温度的影响 |
| 4.3.2 管道再启动流量的影响 |
| 4.3.3 管道恒温停输时间的影响 |
| 4.3.4 纯油和掺水10%乳化油再启动压力区别 |
| 4.4 环道壁面应力与最大启动应力对比 |
| 4.5 环道再启动压力与管输压降关系 |
| 4.6 实际管线再启动压力预测 |
| 4.6.1 管线输量转化 |
| 4.6.2 实际管线再启动压力 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 稠油管线停输再启动数值模拟 |
| 5.1 稠油管线停输温降模拟研究 |
| 5.1.1 停输温降模型 |
| 5.1.2 停输温降模拟分析 |
| 5.2 稠油管线再启动压力模拟研究 |
| 5.2.1 再启动模型 |
| 5.2.2 再启动压力模拟分析 |
| 5.3 管线安全停输时间的确定 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 附表1 流变方程 |
| 附表1-1 纯油流变方程 |
| 附表1-2 掺水10%乳化油流变方程 |
| 附表1-3 掺水20%乳化油流变方程 |
| 附表1-4 掺水30%乳化油流变方程 |
| 附表1-5 掺水40%乳化油流变方程 |
| 附表1-6 掺水50%乳化油流变方程 |
| 附表2 黏温数据 |
| 附表2-1 纯油黏度 |
| 附表2-2 掺水10%乳化油黏度 |
| 附表2-3 掺水20%乳化油黏度 |
| 附表2-4 掺水30%乳化油黏度 |
| 附表2-5 掺水40%乳化油黏度 |
| 附表2-6 掺水50%乳化油黏度 |
| 附表3 最大启动应力值 |
| 附表4 环道压力 |
| 附图1 再启动过程中压力、流量变化 |
| 附图1-1 再启动过程中压力变化 |
| 附图1-2 再启动过程中流量变化 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（6）保温原油管道蜡沉积规律实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 蜡沉积的机理 |
| 1.2.2 蜡沉积的影响因素 |
| 1.2.3 蜡沉积实验装置 |
| 1.2.4 蜡沉积模型 |
| 1.2.5 保温管道温度场及蜡沉积研究现状 |
| 1.3 本文研究内容 |
| 第2章 基于分子扩散机理的冷指实验研究 |
| 2.1 原油物性 |
| 2.1.1 基础物性 |
| 2.1.2 流变特性 |
| 2.1.3 粘弹特性 |
| 2.1.4 析蜡特性 |
| 2.1.5 蜡晶形态 |
| 2.2 冷指实验装置及温度场理论计算 |
| 2.2.1 实验装置 |
| 2.2.2 实验方案及步骤 |
| 2.2.3 温度场理论计算 |
| 2.3 冷指实验结果与分析 |
| 2.3.1 时间的影响 |
| 2.3.2 冷浴温度的影响 |
| 2.3.3 热浴温度的影响 |
| 2.3.4 转速的影响 |
| 2.4 蜡分子扩散系数计算 |
| 2.4.1 经验公式法 |
| 2.4.2 Fick扩散定律方法 |
| 2.4.3 经验公式的改进 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 保温管道蜡沉积实验装置及其热力计算分析 |
| 3.1 保温原油管道蜡沉积实验装置及其实验方法 |
| 3.1.1 实验装置 |
| 3.1.2 实验原理 |
| 3.1.3 实验方法 |
| 3.2 实验装置测试段温度场计算及分析 |
| 3.2.1 保温含蜡原油管道温度场计算 |
| 3.2.2 计算结果分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 保温原油管道蜡沉积模型及实验研究 |
| 4.1 沉积层结蜡厚度和含蜡量变化对管道传热特性的影响分析 |
| 4.1.1 沉积层中含蜡量变化对蜡沉积有效导热系数的影响 |
| 4.1.2 沉积层厚度和含蜡量变化对管道传热特性的影响 |
| 4.2 含蜡原油管道蜡沉积动力学计算模型 |
| 4.2.1 分子扩散对蜡沉积过程的影响 |
| 4.2.2 含蜡原油管输蜡沉积动力学计算模型的建立 |
| 4.2.3 蜡沉积微分方程组求解 |
| 4.2.4 计算模型的求解 |
| 4.3 蜡沉积实验与模型验证 |
| 4.3.1 操作条件对蜡沉积厚度的影响 |
| 4.3.2 操作条件对含蜡量的影响 |
| 4.3.3 计算模型与实验对比 |
| 4.3.4 现场蜡沉积预测 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（7）南海海底管道预热投产过程研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 管道预热投产热力问题研究现状 |
| 1.2.2 管道传热问题的数值解法 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第2章 海底管道预热投产过程研究 |
| 2.1 海底管道热传递分析 |
| 2.2 海底管道传热的温度模型 |
| 2.2.1 模型的假设条件 |
| 2.2.2 热力学影响区域的确定 |
| 2.2.3 初始和边界条件 |
| 2.3 模型参数的确定 |
| 2.3.1 流体介质对管道内壁放热系数计算 |
| 2.3.2 外壁至海泥的换热系数 |
| 2.3.3 水力摩阻系数 |
| 2.3.4 原油物性参数 |
| 2.3.5 土壤物性参数 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 管道预热投产过程模型求解 |
| 3.1 数值模拟软件介绍 |
| 3.1.1 CFD—计算流体力学 |
| 3.1.2 Fluent软件介绍 |
| 3.2 海底管道与周围海泥的导热 |
| 3.2.1 管道与海泥的导热方程 |
| 3.2.2 计算区域的离散 |
| 3.2.3 数值计算方法 |
| 3.3 管内介质热力与水力的耦合 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 程序的编制及验证 |
| 4.1 程序的编写 |
| 4.2 模型的对比验证 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 海底管道预热过程实例计算及分析 |
| 5.1 基本参数的确定 |
| 5.2 正向预热过程敏感性因素分析 |
| 5.2.1 预热介质流速对预热效果的影响 |
| 5.2.2 预热水流量下出口温度的变化 |
| 5.2.3 预热介质温度对出口温度的影响 |
| 5.2.4 底层海水温度对出口稳定温度的影响 |
| 5.2.5 物性参数对预热效果的影响 |
| 5.2.6 投油量对出口温度的影响 |
| 5.2.7 正向预热的热力学特性 |
| 5.3 反向预热过程研究 |
| 5.3.1 反向预热投产特性分析 |
| 5.3.2 投油量对出口温度的影响 |
| 5.4 正反交替预热投产过程研究 |
| 5.5 海泥温度场热力影响因素研究 |
| 5.5.1 海床温度对海泥温度场的影响 |
| 5.5.2 介质温度对海泥温度场的影响 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 现场预热投产运行方案评价分析 |
| 6.1 确定评价因素 |
| 6.2 预热投产方案的影响因素 |
| 6.3 预热投产方案的评价步骤 |
| 6.4 评价结果分析 |
| 6.4.1 预热方式的分析 |
| 6.4.2 预热介质流速和温度的分析 |
| 6.4.3 正反向交替预热介质的用量 |
| 6.5 预热方案的经济性评价 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论和建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（8）原油管道总传热系数影响因素研究（论文提纲范文）
| 1 原油外输管道总传热系数计算公式 |
| 2 基础数据 |
| 3 总传热系数影响因素研究 |
| 3.1 管道及保温层结构的影响 |
| 3.1.1 保温层厚度的影响 |
| 3.1.2 保温层导热系数的影响 |
| 3.1.3 管径的影响 |
| 3.2 管道内部流体的影响 |
| 3.2.1 原油含水率的影响 |
| 3.2.2 管道流速的影响 |
| 3.3 管道外部环境的影响 |
| 3.3.1 管道埋深的影响 |
| 3.3.2 管道埋深处地温的影响 |
| 3.3.3土壤导热系数的影响 |
| 4 结论 |
（9）深海环境下管道湿式保温性能研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 深海管道湿式保温技术 |
| 1.2.1 深海环境特性 |
| 1.2.2 深海环境下湿式保温材料的性能要求 |
| 1.2.3 深海管道保温材料 |
| 1.3 深海管道保温性能实验装置研究现状 |
| 1.3.1 常压实验装置 |
| 1.3.2 高压实验装置 |
| 1.3.3 实验装置对比分析 |
| 1.4 深海保温管道性能研究现状 |
| 1.4.1 传热性能研究现状 |
| 1.4.2 压缩蠕变性能研究现状 |
| 1.5 主要研究内容及创新点 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 深海管道保温性能实验装置设计研究 |
| 2.1 高压舱结构设计 |
| 2.1.1 高压舱设计应考虑的技术问题 |
| 2.1.2 高压舱的设计技术指标及计算准则 |
| 2.1.3 高压舱的初步设计 |
| 2.1.4 高压舱各部分结构设计 |
| 2.1.5 高压舱有限元分析 |
| 2.2 实验管件设计 |
| 2.2.1 实验管件长度的确定 |
| 2.2.2 实验管件两端处理 |
| 2.3 其他辅助系统设计 |
| 2.3.1 增压系统设计 |
| 2.3.2 冷却系统设计 |
| 2.3.3 加热系统设计 |
| 2.3.4 数据采集及控制系统 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 深海环境下管道湿式保温传热性能研究 |
| 3.1 深海湿式保温管道传热性能理论分析 |
| 3.2 深海湿式保温管道传热性能实验研究 |
| 3.3 深海湿式保温管道传热性能数值模拟 |
| 3.3.1 深海湿式保温管道传热模型建立 |
| 3.3.2 相关物性参数的确定 |
| 3.3.3 深海湿式保温管道稳定运行传热数值分析 |
| 3.3.4 深海湿式保温管道停输过程传热数值分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 深海环境下管道湿式保温蠕变性能研究 |
| 4.1 蠕变机理分析 |
| 4.1.1 高聚物蠕变机理 |
| 4.1.2 高聚物蠕变影响因素 |
| 4.2 压缩蠕变模型 |
| 4.2.1 蠕变曲线的一般特征 |
| 4.2.2 粘弹性体的力学模型 |
| 4.3 深海湿式保温管道的径向形变 |
| 4.3.1 理论计算 |
| 4.3.2 模拟计算 |
| 4.4 深海湿式保温管道蠕变性能分析 |
| 4.4.1 聚氨酯湿式保温材料蠕变实验数据分析 |
| 4.4.2 聚氨酯保温材料压缩蠕变本构方程 |
| 4.4.3 深海湿式保温管道蠕变性能模拟分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）新疆油田吉7区掺水集油同沟敷设管道传热研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.2.1 单支埋地热油管道热力计算 |
| 1.2.2 同沟敷设管道 |
| 1.2.3 联合保温管道 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 掺水集油同沟敷设分别保温管道传热研究 |
| 2.1 管道周围土壤稳态温度场计算模型 |
| 2.1.1 物理模型 |
| 2.1.2 数学计算模型 |
| 2.2 管道周围土壤温度场计算模型的求解 |
| 2.2.1 集油管道引起的附加土壤温度场求解方法 |
| 2.2.2 掺水管道引起的附加土壤温度场求解方法 |
| 2.2.3 土壤自然温度场求解方法 |
| 2.2.4 总土壤温度场 |
| 2.3 管道总传热系数 |
| 2.4 管道沿线温度分布 |
| 2.4.1 管内介质同向流动 |
| 2.4.2 同向流动管道温降计算结果验证 |
| 2.4.3 管内介质反向流动 |
| 2.5 管道沿程温降影响因素分析 |
| 2.5.1 管道埋深处土壤温度 |
| 2.5.2 管道间距 |
| 2.5.3 保温层厚度 |
| 2.5.4 初始温度 |
| 2.5.5 土壤导热系数 |
| 2.6 保温层厚度与管道间距对管道终点温度的综合影响 |
| 2.7 小结 |
| 第3章 掺水集油同沟敷设联合保温管道传热研究 |
| 3.1 管道沿线温降计算模型 |
| 3.2 模型中相关参数的计算 |
| 3.2.1 面积计算 |
| 3.2.2 总传热系数 |
| 3.2.3 换热系数 |
| 3.3 辐射换热量对联合保温管道传热的影响 |
| 3.3.1 关键参数辐射换热量的计算 |
| 3.3.2 考虑辐射换热时的沿线温度计算 |
| 3.3.3 考虑和不考虑辐射换热的计算结果对比 |
| 3.4 计算结果准确性验证 |
| 3.5 管道传热的影响因素分析 |
| 3.5.1 保温层厚度 |
| 3.5.2 掺水管起始温度 |
| 3.5.3 管道埋深土壤温度 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 不同敷设方式对管道传热的影响对比 |
| 4.1 不同敷设方式的特点 |
| 4.1.1 联合保温 |
| 4.1.2 分别保温 |
| 4.1.3 复合保温 |
| 4.2 新疆昌吉油田输送工艺 |
| 4.2.1 集输工艺 |
| 4.2.2 原油掺水降粘工艺 |
| 4.3 不同敷设方式对新疆昌吉油田的适用性 |
| 4.3.1 对干线的适用性 |
| 4.3.2 对单井管线的适用性 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士期间发表的论文 |
四、埋地热油保温管道传热系数测试分析（论文参考文献）
- [1]高凝原油加剂后管道流动特性研究及能耗分析[D]. 李洪松. 青岛科技大学, 2021(01)
- [2]考虑海管各覆盖层蓄热的停输温降与输送方案[J]. 万宇飞,刘春雨,李立婉,黄岩,郝铭,王文光. 石油化工高等学校学报, 2021(01)
- [3]热输含蜡原油管道安全停输时间与再启动工艺研究[D]. 李浩. 西安石油大学, 2020(10)
- [4]南一油库外输管道停输再启动过程研究[D]. 雷启盟. 东北石油大学, 2019(01)
- [5]海上稠油掺水管线停输再启动特性研究[D]. 苟香寒. 西南石油大学, 2019(06)
- [6]保温原油管道蜡沉积规律实验研究[D]. 胡志勇. 中国石油大学(华东), 2019(01)
- [7]南海海底管道预热投产过程研究[D]. 程珍. 西南石油大学, 2019(06)
- [8]原油管道总传热系数影响因素研究[J]. 庞海涛. 现代化工, 2018(03)
- [9]深海环境下管道湿式保温性能研究[D]. 张成斌. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [10]新疆油田吉7区掺水集油同沟敷设管道传热研究[D]. 王雷振. 西南石油大学, 2015(08)