天然气处理厂外输管道

天然气处理厂外输管道（共4篇）

天然气处理厂外输管道 篇1

摘要：本文介绍了带压处理干线阀门泄漏的详细过程, 为干线阀门不停输、不放空处理干线阀门外漏提供了新的思路。

关键词：干线阀门,泄漏,工装,维修

1 前言

天然气输送过程中, 通常会遇到阀门注脂阀和内部止回阀同时失效, 导致高压气体从注脂孔外漏, 造成较大安全隐患;特别是站内同干线相连的阀门, 在有分输用户的情况下, 停输放空维修会造成较大的经济损失和社会影响, 下文通过一次不停输带压处理干线阀门注脂嘴泄漏的故障, 为以后不停输处理干线阀门起了很好的借鉴作用。

2 处理故障前的准备

2.1 方案准备

根据现场情况制订科学合理的检修方案, 内容主要包括维修项目概况、维修需具备的条件、维修组织机构、运行安排、检修操作步骤、保障措施、风险识别及应急措施。

2.2 站场

(1) 首先应保证现场无其他漏气点;制作的卡具到位, 并在相同规格的阀门上模拟安装;螺栓、螺母等紧固件好用。

(2) 设置警戒区域, 安排专人对漏气的现场进行检测, 若浓度增大, 需要安装鼓风机到现场降低可燃气体浓度;消防器材准备到位。

(3) 维抢修机具准备完毕, 抢修人员进入待命状态。

2.3 线路

同故障阀门相连的阀室安排专人做好关阀准备, 提前检查GOV阀门状况, 保证通讯联络畅通, 做好一旦带压处理阀门失败立刻关GOV阀的准备。

2.4 人员准备

人员健全生产管理组织机构, 保证各岗位人员持证上岗率达到100%;特殊工种操作人员应经过培训取得相关部门颁发的资质证书。

2.5 物资的准备

物资保障抢修人员到位, 各类器材、机具、材料等物资齐备。现场通信畅通, 站场主、备用通讯设施至少有一套具备使用条件;在阀室能够使用移动通讯。

2.6 宣传的准备

针对场站阀室放空区的周边居住群众做好宣传工作, 为处理内漏失败, 点火放空做好准备。

3 泄漏点的故障分析和工装核心部件使用原理

造成漏气原因通常是因杂质进入, 使得注脂阀损坏、止回阀内部的滚珠偏离原位置造成。装置说明:选用三通, 一端安装一新注脂阀, 另一端连接故障注脂阀, 第三端连接泄放阀。原理:用注脂枪接新注脂阀, 另一端泄漏的气体通过泄放阀泄放, 通过注密封脂, 活动止回阀上滚珠, 使其复位, 使得止回阀恢复作用。制作的工装就是基于此原理。

4 工装的使用

(1) (见下图) 把两件压板 (序号9) 中的中孔穿过泄漏端 (序号12) 两侧的注脂阀, 一侧为泄漏注脂阀 (序号2) 和另一侧为好的注脂阀 (序号13) , 用螺柱 (序号11) 和螺母 (序号10) 与泄漏端中法兰外径压好并连接好, 不能松动。

(2) 先按图三拆下泄漏的注脂阀的注脂阀盖 (序号3) 。

(3) 把注脂枪接头工装 (序号7) 与泄漏的注脂阀 (序号2) 连接好。注意把密封垫片 (序号4) 要装入并扳紧。

(4) 注脂枪接头工装 (序号7) 侧面旋入放空盖帽 (序号8) , 但放空盖帽 (序号8) 不能拧紧, 全部松开。

(5) 压板 (序号9) 旋入两根螺柱 (序号5) , 把扁担压板 (序号3) 穿入注脂枪接头工装 (序号7) 和两根螺柱 (序号5) , 并用螺母 (序号6) 压紧。压紧过程中注意必须压正。

(6) 把注脂枪 (已装满合适的密封脂) 与注脂枪接头工装 (序号7) 连接好。

(7) 把注脂枪接头工装 (序号7) 上的放空盖帽 (序号8) 拧紧, 不能有泄漏。

(8) 用注脂枪对止回阀 (序号1) 和注脂阀 (序号2) 进行注脂。当注满后停止注脂。

(9) 隔一段时间后放空盖帽 (序号8) 拧松, 检查止回阀 (序号1) 是否还有泄漏。若有泄漏, 把放空盖帽 (序号8) 拧紧, 再进行注密封脂。若无泄漏, 拆下注脂枪及注脂枪接头工装 (序号7) 。

(10) 松开螺母 (序号6) , 拆开扁担压板 (序号3) 、拆下螺柱 (序号5) ;松开螺母 (序号10) , 拆开压板 (序号9) 、拆下注脂阀 (序号2) 。

(11) 用丝锥对左体上的螺纹重新理丝;注意理丝的时候丝锥要与螺纹垂直。

(12) 清理干净螺纹孔内的铁屑, 检查螺纹孔内一定不能有铁屑。重新更换一只新的注脂阀, 并把注脂阀盖拧紧。

(13) 维修过程结束。

通过实际验证, 此装置设计思路正确, 装置结构简单, 制作方便, 成本低廉, 但操作简便、安全、可靠。在不能泄压情况下, 可以做为输气场站解决阀门注脂阀、内止回阀漏气的首选处理措施。

此装置还可以根据现场实际情况, 选装部件增加功能, 比如在泄压阀后连接管线将泄漏气体引到远端安全地点或回收利用;或防止因工装较重致使注脂阀带压情况下从根部断裂而采用压板组, 这样可使装置的重量转移到压板上, 同时确保操作稳定性。小型漏气还可将泄放阀更换为螺帽来控制泄漏气体。

5 因现场有天然气泄漏, 对现场安全防范措施要做到以下几点

(1) 进入现场的人员必须穿戴劳保防护用品, 并戴好防毒面具及呼吸器。

(2) 现场拉警戒线, 配备消防器具, 如灭火器等。

(3) 为防止施工作业过程出现静电或火光, 各金属与金属接触之间必须涂抹润滑脂, 消除产生静电及打火花的可能。

(4) 用防爆鼓风机吹散现场泄漏的天然气。尽可能降低天然气的浓度。

(5) 由安全人员现场测试天然气浓度。

(6) 现场人员手机必须处于关机状态, 严禁打手机。

(7) 现场严禁带火种如打火机、火柴等。严禁吸烟。

6 结束语

采用此装置成功解决阀门注脂阀漏气问题, 避免了停输的社会影响及干线放空天然气的损失。

天然气处理厂外输管道 篇2

管道的振动监测技术。由于往复式压缩机的进排气是间歇进行的, 所以往复式压缩机的管道中存在气流脉动, 管道均存在一定程度的振动, 如果管道设计不合理就可能使气流脉动过大, 从而导致管道过大的振动。管道振动大固然有危害, 但是如何判断出振动超标的管道也至关重要。管道振动的大小, 不能凭肉眼观察, 而是要借助专业的振动监测仪器, 利用振动监测及故障诊断技术进行数据的采集、处理和分析判断的。

往复式压缩机管道振动判断依据。管道的振动监测参数是振动峰-峰值, 究竟多大才合适, 在《压力管道安全技术》一书或相关管道设计书籍中, 给出了关于振动频率及振动峰-峰值的曲线 (图1) , 根据各点的振动频率确定各点的最高振动峰-峰值, 振动峰-峰值大于曲线4 就需要进行整改, 大于曲线5 就达到了危险范围。

例如, 一条压缩机管线某测点的振动频率为12.5 Hz, 在图1中对应的横坐标为12.5 Hz, 纵坐标与曲线4 的交点为18 mil (密耳) , 18 密耳是管道的振动峰-峰值, 根据1 mil=25.4 μm, 可计算出交点处的振动位移峰-峰值为457 μm。根据图1 计算出此频率下管道振动位移峰-峰值≤457 μm属安全运行范围, >457μm, ≤1143μm如果管道需要进行整改, >1143 μm危险。

红山嘴地区稠油外输管道运行分析 篇3

近年, 随着红山嘴油田稠油产能建设的不断增加, 稠油产量逐年攀升, 红浅稠油处理站外输系统运行压力日益增加, 外输管道运行不适应性突出。如2014年2月11日, 因交油含水不达标, 管线在停输6小时再启输时, 发生憋压破管事件。为此开展红山嘴油区稠油外输管道运行分析。

1 红山嘴地区稠油外输管道基本情况

红山嘴地区已建有两条稠油外输管道, 分别是红003稠油处理站至红浅稠油处理站输油管道和红浅稠油处理站至克拉玛依石化厂输油管道。

1) 红003稠油处理站至红浅稠油处理站输油管道:采用D219×6/L290无缝钢管, 全长8公里, 设计输送能力60×104t/a, 设计压力6.4MPa, 46m 3/h螺杆泵3台 (2用1备) , 采用40m m聚氨酯泡沫塑料保温。

2) 红浅至克拉玛依石化厂输油管道:采用D273×6m m直缝钢管, 全长25.84公里, 设计输送能力80×104t/a, 设计压力6.4MPa。2010年红003井区规模开发, 对外输系统进行扩容改造, 新增86m3/h螺杆泵3台 (2用1备) , 输送能力可达120×104t/a。

2 红山嘴地区稠油物性

红山嘴地区稠油开采区块主要有:红浅区、四2区和红003区。其中, 红浅及四2区来液进入红浅稠油处理站处理, 红003区来液经红003处理站处理后再输送至红浅稠油处理站二次处理。为便于分析, 对红浅稠油处理站来油 (不含红003) 和红003油样进行物性对比3运行情况及分析。

2.1 运行现状

红003、红浅稠油处理站均采用“大罐热化学沉降脱水工艺”, 其中红003稠油处理站外输原油设计含水指标为2%, 未达到单独交输克拉玛依石化厂的要求, 需输送至红浅稠油处理站二次脱水后 (含水≤1%) 再混输至克拉玛依石化厂。红003、红浅稠油处理站运行参数。

2.2 存在问题及分析

2.2.1 红 003 稠油处理站至红浅稠油处理站原油温降大

红003稠油处理站处理油温为82℃, 到红浅稠油处理站的进站油温为67℃, 整个过程温降15℃。发生这种情况主要因为站内工艺所致, 一是净化油罐无伴热盘管, 二是大罐采用浮筒式收油装置, 输油时从罐上部开始输油, 上部原油始终与外界换热。以上两种情况相加, 导致红003稠油经二段脱水进入净化油罐沉降12小时后, 油温降至71℃, 温降10℃。

2.2.2 外输原油物性变化, 管输压力逐年升高

近年, 随着红003井区稠油产量上升, 红003原油占红浅外输稠油比例由2010年的19%上升到2013年的57%。由于红003油品属超稠油, 其粘度远高于红浅稠油处理站井区来油, 红003油品所占外输原油比重增加会直接导致外输稠油油品的粘度上升, 外输压力变大。提高红浅出站温度, 有助于降低外输压力。利用SPS软件模拟计算, 红浅站出站温度从75℃提高到80℃, 进站温度提升3℃左右, 出站压力降低1MPa左右。

2.2.3 红浅至克石化输油管道腐蚀严重, 制约升压运行

红浅至克石化D273输油管道投产至今23年, 管道材质老化并多次发生腐蚀穿孔, 目前运行压力控制在4.0MPa以下, 无法达到设计压力值6.4MPa。2月11日, 红浅外输泵停输5.17h后, 启双泵运行, 启动压力达到5.8MPa, 管线出现漏点, 再抢修过程中, 又多次出现漏点, 不得不注柴油稀释, 为此后期运行过程中确定管线运行压力不得超过4.0MPa, 待后期管线大修改造后, 再进行提压运行。利用SPS仿真软件对红山嘴地区稠油外输管道进行模拟计算, 启输温度为80℃, 运行压力为4.0MPa时, 管道最大输送能力为140t/h, 管道最长停输时间为3h。

3 结论

1) 对红003稠油处理站进行改造, 增加净化油罐盘管加热器进行热量补偿, 提高原油外输温度。

2) 提高红浅至克石化D273输油管道交油温度。现有红浅交油温度规定为70℃以上, 随着原油物性的变化, 交油温度提高至80℃以上, 降低油品输送粘度, 控制管道外输压力在合理范围, 保证管道安全启停输时间。

3) 经核算红浅至克石化D273输油管道在温度为80℃, 运行压力为4.0MPa时, 管道最大输送能力可达到120×104t/a。

摘要：新疆油田红山嘴地区稠油油藏于1990年开发建设, 建有配套的原油处理系统及原油外输系统, 因油田滚动开发, 原油产量不断变化, 多次对红浅稠油处理站进行升级改造, 外输系统于2010年进行外输泵扩能改造。近年随着红003井区的不断开发, 外输原油物性变化较大, 红山嘴地区稠油外输管道压力日益增加。通过对红山嘴地区稠油外输管道运行现状的分析, 提出相应的运行建议, 确保红山嘴地区稠油开发后路顺畅。

关键词：稠油,原油外输,管道,温度

参考文献

[1]郭秀文.计算超稠油油藏可采储量的产量增长率模型[J].油气地质与采收率, 2004.

[2]李艺园, 王建文, 顾宏伟.应用改性水泥浆封堵馆陶组超稠油油藏油井底水[J].特种油气藏, 2003.

[3]李孟洲, 龚大利, 尉小明.超稠油乳化降粘剂SHVR-02的研制[J].油田化学, 2004.

原油外输管道低输量运行技术研究 篇4

1.1 原油外输管道低输量产生的原因

我国采集的大部分原油中掺杂有蜡, 因此在原油传输过程中通常利用原油热量以及原油之间的摩擦进行升温, 防止因传输温度较低致使原油中的蜡转换为固态, 阻碍原油在传输管道的传输。

近年来我国油田的采集逐渐进入到后期, 油田原油的产量在逐年下降, 直接导致外输原油管道的原油传输量有所下降。而原油外输管道在设计之初, 设计规格是按照正常输量进行设置。随着原油外输管道传输量的降低, 外输管道内的温度也会逐渐降低。在此过程中, 传输原油中会渐渐析出一些晶体以及蜡层沉积在传输管道的内壁之上, 对原油的传输造成了极大的阻碍, 降低了原油传输的效率, 增加了传输成本。

1.2 原油外输管道低传输的评测方法

原油外输管道低传输量的产生, 直接影响了外输传输管道的稳定工作。所以在实际传输过程中, 需要对外输管道的影响因素进行评测, 保证原油外输管道原油传输的正常运行。

两个加热站间进行热量测值:在原油传输过程中, 需要对原油的热量进行测量以防止温度较低产生蜡等物质增加原油的传输效率。通过在上一个加热站进行温度测试, 并在下一个加热站的加热值进行记录, 从而确定原油在传输过程中温度的减少幅度。

流量:原油在传输管道的流量直接显示了原油在传输管道中的传输状态。例如, 原油在外输管道正常传输阶段, 原油在传输过程中的状态、原油自身的热量、管道内部的热量、管道内壁的摩擦程度等都应在一定范围内变化。而原油在低输量传输时, 传输管道内壁的摩擦系数会随着传输量的降低而增加。

管径:原油外输管道原油输量降低, 致使传输管道内部的温度变化频率增大。一旦在降温过程中管道温度的数值低于蜡层析出的温度, 管道内壁就会逐渐析出蜡层从而增加管壁的厚度, 对原油传输的空间进行了抢占, 降低了原油传输的效率。

2 原油外输管道低输量运行中的主要问题

我国在原油传输过程中低传输量的现象较为普遍, 并且在传输过程中出现的主要问题便是温度过低致使管道结蜡。

由于原油在传输过程中温度降低, 致使原油在传输过程中不断有蜡层出现附着在管道内壁;同时, 由于原油在传输过程中温度降低的幅度是不同的, 致使传输管道内壁的蜡层厚度也不尽相同, 这对于原油在管道传输的实际空间有着巨大的影响。

在实际原油传输过程中, 原油外输管道内壁蜡层的出现具有双面性。

一方面, 传输过程中原油的温度降低, 在传输管道内壁析出蜡层, 增加了传输管道的厚度, 缩减了原油在传输管道的传输空间, 加大了传输管道的摩擦系数。另一方面, 管道内壁随着蜡层的附着而使厚度增加, 相当于为在传输管道传输的原油提供了一层厚厚的保温膜, 一定程度上, 减少了原油在传输过程中传输管道内温度的降低频率。

当在传输管道两个加热站之间原油的温度以及传输流量在一定范围内浮动时, 保温膜的存在会提高原油在进入下站加热站时的温度, 从而增加管道内部的温度, 使管道内壁的粘性下降, 减小管道内壁的摩擦系数。传输管道在进行原油的满输或者基本满输时, 保温膜主要作用是阻碍;而当出现低传输量时, 原油的表面的粘性会随着温度的升高而减少。若原油低输量在内壁较厚的传输管道运行时, 当流量过大时, 会因为过流断面较小而对管道造成传输损耗;传输流量减少时, 蜡层则会继续加厚, 最终会出现原油无法传送的阶段。

3 现阶段原油低输量问题的解决方案

3.1 在原油中掺入水进行混合输送

在进行原油外输管道低输量传输时, 可在原油传输起点修建掺水站点。通过对传输管道进行测量, 确定管道的最低传输量。在原油传输过程中, 通过实际传输量与最低传输量的比较并对原油进行掺水操作。在传输终点处建立脱水、污水处理站, 将原油与水分离并对水进行处理。

3.2 在原油传输途径中新增加热站

在传输过程中, 管道内壁蜡层析出的主要原因是由于原油在传输过程中的温度降低。为保持原油在传输管道中的温度, 可在已有两个加热站中间建立新的加热站进行加热。通过测量确定每个加热站输出的最小热量, 最大程度的减少传输成本。

3.3 间歇性原油管道传输

对于外部环境温度变化幅度较大的地区, 可以采取间歇性的传输方案。即在冬季停止原油的传输工程, 在夏季加大传输工程的工作幅度。通过这种方式, 最大程度的减少因温度降低而提升的传输成本。

4 结语

原油外输管道低输量运行的技术研究对于我国的原油产业具有重要的影响。通过对现阶段我国原油低输量传输问题的研究, 提出解决因温度降低而在传输管道内壁析出的蜡层解决方案, 提高原油的传输效率, 减少传输的成本。

摘要：由于我国油田的开采处于中后期阶段, 原油的开采量逐年降低, 因此国家原油的生产已进入低产模式;与此同时, 原油外输管道的实际传输量已无法达到设计要求, 致使原油的传输管道内部的结蜡速率加快, 对原油的传输造成阻碍, 造成传输成本的增加。为解决原油外输管道低输量的问题, 本论文通过对原油外输管道低输量的产生以及评测方法进行阐述, 介绍了原油在外输管道低输量的主要问题, 并提出了相应的解决方案。

关键词：原油,传输管道,外输管道低输量,主要问题,解决方案

参考文献

[1]李玉春.海拉尔油田集输油管道安全运行技术研究[D].东北石油大学, 2011.

[2]张凤桐.含蜡原油管道流动特性研究[D].哈尔滨工业大学, 2007.

[3]刘扬, 李玉春, 成庆林, 王志华.含蜡原油管道低输量安全运行方案优化研究[J].管道技术与设备, 2012, 05:1-3+37.

[4]罗塘湖.原油管道低输量运行问题[J].油气储运, 1994, 06:13-15+61-5.