导读:本文包含了含蜡原油论文开题报告文献综述、选题提纲参考文献及外文文献翻译，主要关键词:原油,管道,压缩性,摩擦系数,流速,石蜡,表面活性剂。
含蜡原油论文文献综述
王卫强,罗超,张海娟,杜胜男,李佳[1]（2019）在《微生物对含蜡原油的除蜡降黏效果》一文中研究指出为提高含蜡原油的开采与运输效率,挖掘高效嗜蜡菌,笔者以石蜡为唯一碳源,从石油污染土壤中分离出一株嗜蜡菌,对其进行优化培养后,考察了该嗜蜡菌对大庆含蜡原油的除蜡降黏效果,并对其代谢产生的生物表面活性剂性能进行测定。结果表明:该嗜蜡菌能代谢产生脂肽类表面活性剂,具有较强的疏水性及乳化性能;其与含蜡原油作用7 d后,含蜡原油蜡质量分数降低43%、黏度下降18%。该嗜蜡菌对含蜡原油具有一定除蜡降黏作用,可以提高原油流动性能。(本文来源于《石油学报(石油加工)》期刊2019年06期）
李庆一,庞帅,杨爽[2]（2019）在《CO_2预处理对含蜡原油胶凝屈服特性影响》一文中研究指出利用自主研发的CO_2-原油PVT装置,在模拟地层条件下对含蜡原油进行CO_2预处理,并通过气相色谱分析、DSC热分析、流变测量、显微观察等手段研究了不同压力CO_2预处理对含蜡原油的物性及胶凝特性的影响。结果表明,经CO_2预处理后,含蜡原油中的轻烃含量减少,使原油对蜡晶的溶解能力降低,含蜡原油的析蜡点和析蜡量升高;CO_2预处理使原油析出蜡晶尺寸更加细小,结构更加致密,导致含蜡原油胶凝结构的弹性增加,屈服值增大,低温流变性恶化;随着CO_2预处理压力的增大,含蜡原油胶凝屈服特性变化越来越明显。(本文来源于《石油化工高等学校学报》期刊2019年05期）
唐永辉,周瑞,闻伟[3]（2019）在《温度、流速对高含蜡原油集输的影响》一文中研究指出苏42-1转油站所管理的苏42井是间歇产液的油井,冬季经常因集油管线堵塞,造成回压过高而被迫停抽关井。堵塞严重时,用锅炉车热洗管线都洗不通,必须将井口到转油站的集油管线开天窗,一段一段地扫线才能疏通,不仅影响了油井的产量,还增加了员工的工作量。后来采取措施,将苏42井的集油管线连接到苏42-7井的集油管线上,使两口油井的产液通过一条管线输送到苏42-1转油站,有效提高了原油的输送温度、流速,改善了含蜡原油的流变性,预防和解决了"蜡堵"的问题。(本文来源于《化工管理》期刊2019年30期）
王健,杨天雪,翟宇佳,孙云鹏,陈夏欢[4]（2019）在《基于胶凝原油可压缩性的含蜡原油管道停输再启动模型研究》一文中研究指出基于胶凝原油可压缩性的影响,建立适用于含蜡原油管道的停输再启动模型,研究含蜡原油管道在停输再启动后的流动规律,对比不考虑胶凝原油可压缩性的停输再启动模型与加入了胶凝原油可压缩性影响因素的模型区别,分析了胶凝原油不同压缩性对停输再启动过程的影响。结果表明:建立含蜡原油管道停输再启动双流体驱替模型时,合理考虑胶凝原油的可压缩性因素,相较与不考虑可压缩性模型能更准确地预测含蜡原油管道的停输再启动过程;胶凝原油的可压缩性对管道停输再启动过程的影响作用不可忽略,当无量纲压缩系数为3.606×10-6时,管道完成重启需要的质量流量比不考虑可压缩性模型高17.6%,管道完成重启所需的时间缩短了12%;在注入流体(ICF)区域,管道内压力分布的斜率随着时间的增加而逐渐增大,而在胶凝原油(OGF)区域,由于随时间变化的屈服应力衰减,压力分布的斜率随着时间的增加而逐渐减小。(本文来源于《油气田地面工程》期刊2019年09期）
薛一菡,王玮,黄辉荣,宫敬[5]（2019）在《磁场与纳米降凝剂协同作用对含蜡原油屈服应力的影响》一文中研究指出磁处理技术和纳米降凝剂改性均可改善含蜡原油流动性,受到国内外学者关注。将磁处理技术和纳米降凝剂改性相结合,利用流变仪通过剪切应力匀速加载的方式,探究了磁场与降凝剂协同作用对含蜡原油和含水含蜡原油屈服应力的影响,获得了磁场与降凝剂协同作用下屈服应力的变化规律。通过偏光显微镜观察了加磁加剂前后蜡晶的微观形貌变化,分析了磁场与降凝剂的协同作用机理,发现磁场与降凝剂的协同作用可以显着降低含蜡原油的屈服应力。(本文来源于《中国力学大会论文集（CCTAM 2019）》期刊2019-08-25）
聂超飞,陈树仁,徐靖岩,闫锋,兰浩[6]（2019）在《含蜡原油降凝剂稳定性评价》一文中研究指出降凝剂对于含蜡原油的改性效果具有选择性,并不对所有的原油具有普适性。津华线投产以后,经过持续监测发现,管输原油物性发生了较大的变化,同时降凝剂的稳定性也随之降低,不能满足工业应用。试从取样问题、流速变化、降凝剂失效等方面进行了现场对比测试,均存在降凝剂稳定性不足的问题。下一步,将结合蜡晶和降凝剂作用机理的微观层面的分析和降凝剂的复配等技术开展进一步研究,提升降凝剂性能。(本文来源于《中国力学大会论文集（CCTAM 2019）》期刊2019-08-25）
李玉春,李中义,张弼,王姝萌[7]（2019）在《基于有限元法的含蜡原油管道停输过程温降数值模拟》一文中研究指出含蜡原油在管输过程中不可避免地会发生停输情况,随着管内原油温度降低至凝点以下,会出现凝油层导致凝管现象,严重影响管道安全经济运行,因此有必要研究含蜡原油管道停输过程的温降问题。在原油管道正常运行工况的基础上,考虑蜡沉积现象,建立了含蜡原油管道停输传热模型。采用温度场叁角形单元格划分→离散→合成有限元这一有限元法求解思路对模型进行数值求解,讨论了在不同停输时间管道温降的变化规律。通过对管道温度场计算结果进行分析可知,管道对周围环境温度场的影响随着离管道距离的增大而逐渐减小;在不受热影响的外部区域,温度场等温线近似为一组波动的平行线。该研究成果提供了一种简单易行、准确可靠的温降模拟计算模型,为蜡质原油停输后再启动过程的方案制定提供了关键数据的采集方法。(本文来源于《油气田地面工程》期刊2019年08期）
孙健飞,李岩松,韩东,何国玺,孙丽颖[8]（2019）在《基于多重网格技术的含蜡原油管道析蜡速率叁维数值模拟研究》一文中研究指出为了计算含蜡原油管道沿程的析蜡速率并探究其规律,本文基于计算流体力学及传热学的相关理论建立了含蜡原油管道的拟叁维蜡沉积数值模型。该模型克服了常用普适性模型中管道径向温度梯度计算误差较大的缺点并采用该模型计算得到了含蜡原油管道沿线各个截面上的速度场、温度场和析蜡速率,在此基础上对比分析了是否考虑析蜡量下管道沿线温度场的计算结果差异。最后,采用该模型得到管道沿线析蜡速率的变化曲线并分析了其变化规律。研究结果表明:管道截面上接近壁面处的析蜡速率远大于其他区域,管道截面的最大析蜡速率随输送距离上升而减小,管道沿线的析蜡速率随输送距离先增大后减小。(本文来源于《工程热物理学报》期刊2019年08期）
姚子璇[9]（2019）在《海底含蜡原油管道直接电加热应急解堵热力瞬变过程研究》一文中研究指出我国海洋油田所产原油多为含蜡原油,海底管道在正常生产停输或清管作业中面临较高的堵塞风险。相比开孔、注剂等传统解堵方式,直接电加热(Direct Electrical Heating,DEH)技术可大幅节省解堵时间和成本,有望成为处理海底管道蜡堵事故的高效、便捷的应急手段。本文对海底管道在DEH应急解堵中的相变过程及传热规律进行了较全面的研究,论证了DEH方法用于疏通海底蜡堵管道的可行性、高效性与经济性,可为我国海底管道蜡堵事故的应急抢险提供理论参照。设计、搭建了海底含蜡原油管道DEH解堵实验平台,开展了1300A电流下含蜡量分别为20%、35%、50%和100%含蜡量下电流分别为1300A、1100A和900A共6组实验。结果表明蜡堵熔化中液相分率的上升速率近似与含蜡量成反比、与加热电流成正比,同时由于固液界面的下降,测温热电偶不能很好的捕捉相变过程中的温度不变现象,温度反而出现突跃。冷却凝固时间远长于加热熔化时间,使DEH技术具备用于海管多段接力解堵的可行性。6组实验整体规律性良好,验证了DEH解堵原理和本实验平台的科学性。建立了海底含蜡原油管道DEH解堵过程的物理模型和数学模型,利用FLUENT软件模拟了管内蜡堵的流动传热过程,根据实验数据从液相分率变化、蜡堵形态变化两方面对该数值模型进行了验证。基于钢管壁最高安全温度的限制,从提高海上作业时效性和经济性的角度,研究了直接电加热解堵的最大安全功率、高效解堵分率、高效解堵时间、最低解堵费用等工程关注的安全经济问题,并与常用管道直径(152.4mm~813mm)之间建立了数学关联。以文昌8-3油田海底管道局部蜡堵事故为例,完成了DEH解堵的工程方案研究。结果表明,电源输出功率在2000kW时,1.1km长度单程管段高效解堵时间约3.33h,解堵成本约47.93万元,整条海底管道解堵总成本约为240万元。(本文来源于《北京石油化工学院》期刊2019-06-25）
叶兵,喻西崇,彭伟,邬亚玲[10]（2019）在《海洋深水海底含蜡原油管道中蜡沉积预测和清管模拟》一文中研究指出针对含蜡原油管道蜡沉积会引起回接管道的流动安全问题,研究深水含蜡原油管道蜡沉积规律以及控制措施。使用OLGA软件,对中国南海某深水油田2根233 mm水下回接不保温含蜡原油管道中蜡沉积速度、蜡沉积在管壁的厚度以及清管周期等进行模拟分析,综合考虑蜡沉积厚度和蜡沉积引起的压力增加确定清管周期。结果表明:在投产后前2年,清管周期约35 d,从第3年开始,随着含水量大幅增加,清管周期约60 d;单根233 mm管道最大输液量为7 000 m~3/d,输液量高于7 000 m~3/d时需要采用双管输送, FPSO平台上清管所需的最大输液量为4 200 m~3/d(175 m~3/h),发球所需的最大外输泵压力为6 000 kPa。(本文来源于《中国石油大学学报(自然科学版)》期刊2019年03期）
含蜡原油论文开题报告
（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：
利用自主研发的CO_2-原油PVT装置,在模拟地层条件下对含蜡原油进行CO_2预处理,并通过气相色谱分析、DSC热分析、流变测量、显微观察等手段研究了不同压力CO_2预处理对含蜡原油的物性及胶凝特性的影响。结果表明,经CO_2预处理后,含蜡原油中的轻烃含量减少,使原油对蜡晶的溶解能力降低,含蜡原油的析蜡点和析蜡量升高;CO_2预处理使原油析出蜡晶尺寸更加细小,结构更加致密,导致含蜡原油胶凝结构的弹性增加,屈服值增大,低温流变性恶化;随着CO_2预处理压力的增大,含蜡原油胶凝屈服特性变化越来越明显。
（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。
含蜡原油论文参考文献
[1].王卫强,罗超,张海娟,杜胜男,李佳.微生物对含蜡原油的除蜡降黏效果[J].石油学报(石油加工).2019
[2].李庆一,庞帅,杨爽.CO_2预处理对含蜡原油胶凝屈服特性影响[J].石油化工高等学校学报.2019
[3].唐永辉,周瑞,闻伟.温度、流速对高含蜡原油集输的影响[J].化工管理.2019
[4].王健,杨天雪,翟宇佳,孙云鹏,陈夏欢.基于胶凝原油可压缩性的含蜡原油管道停输再启动模型研究[J].油气田地面工程.2019
[5].薛一菡,王玮,黄辉荣,宫敬.磁场与纳米降凝剂协同作用对含蜡原油屈服应力的影响[C].中国力学大会论文集（CCTAM2019）.2019
[6].聂超飞,陈树仁,徐靖岩,闫锋,兰浩.含蜡原油降凝剂稳定性评价[C].中国力学大会论文集（CCTAM2019）.2019
[7].李玉春,李中义,张弼,王姝萌.基于有限元法的含蜡原油管道停输过程温降数值模拟[J].油气田地面工程.2019
[8].孙健飞,李岩松,韩东,何国玺,孙丽颖.基于多重网格技术的含蜡原油管道析蜡速率叁维数值模拟研究[J].工程热物理学报.2019
[9].姚子璇.海底含蜡原油管道直接电加热应急解堵热力瞬变过程研究[D].北京石油化工学院.2019
[10].叶兵,喻西崇,彭伟,邬亚玲.海洋深水海底含蜡原油管道中蜡沉积预测和清管模拟[J].中国石油大学学报(自然科学版).2019
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