原油管道投产研究

原油管道投产研究（共7篇）

原油管道投产研究 篇1

当下, 输油管道泄漏检验方法主要有如下几种:其一, 物质平衡法;其二, 仿真模型法;其三, 压力波法;其四, 声波法等等。为了彻底打击不法分子疯狂的凿孔盗油, 降低因此而带来的经济损失, 我们展开了多类管道防盗及泄漏检测技术的研究及分析, 比方说微机实时监控机制及输油管道防盗实时检测机制等等。尽管我们的研究获得了较好的成绩, 然而其中仍然还存在诸多不足, 比方说无法完成打孔提前预警等。此外检测距离较短, 报警正确率较低及机制总体抗干扰水平差均属于当下我们必须解决的问题。为了更好地解决这些不足, 完成于油水混输管道的打孔盗油部位的精准定位, 降低原油损耗, 保障原油管线的正常运转, 我们对原油储运管道泄漏检测及防盗技术展开了分析。

一、声波防盗检验系统分析

1.系统原理

管道受到损害, 抑或发生自然泄漏时发出的声波信号囊括了次声部分, 次声信号可随着固体、液体及气体传播到特别远的地方, 因此可选用次声传感器展开管道的防盗与泄漏检测。于管道的起点及终点各安装一台分站检测装置, 及时检验管道中因为被破坏或泄漏而出现的次生波信号, 凭借高技术的信号分析算法, 于噪音中识别出有效的信号实施定性报警提示。

2.系统结构

整个检测装置主要由如下九部分构成:其一, 传感器;其二, 信号调理模块;其三, 存储模块;其四, 通讯控制接口;其五, 通讯模块;其六, MCUI;其七, MCU2;其八, DSC;其九, 电源。传感器应放置在实验现场, 安装于管道内部, 收集管道内部的次声波信号, 随后再将其转化成电荷信号凭借传输线输送到信号调理部分。信号调理部分具有特别强的阻抗, 可以把电荷信号转化成电压信号, 同时对此电压信号实施放大及滤波。通过信号调理部分处理的电压信号借助接口输送至MCU2及DSC的AD转换接口。校时部分为装置提供准确的实时时间, 校时部分借助GPS及相关的时间信息, 定期对装置时钟进行更新, 使整个装置中的所有部分时间一致, 校时部分输出的信息凭借串口线输送至MCUI。通讯模块的作用为于应用系统的主站及分站间输送信息, 通讯模块系一个具有一致接口标准的诸多模块的总和。通讯模块主要由如下两部分构成:其一, 主通讯模块;其二, 备用通讯模块。之所以要进行备用通讯模块的设置, 其目的就是为了确保主通讯模块出现故障时, 系统可以启动备用通讯模块以实现数据的输送。

次声防盗检验系统统运运用用在在管管道道泄泄漏漏检检验方面的长处:其一, 就整体而言, 次声波信号衰弱特别小, 特别符合长距离的检验要求;其二, 次声波检验系管道出现泄漏时发出次生信号, 和产生的泄漏量没有关系, 所以可以达到包括天然气管道泄漏检验及海底管道泄漏检验的要求;其三, 系统将打孔预警及泄漏报警二者完美地结合在了一起, 具有反应及时的特点, 同时它还可以较好地降低因管道泄漏而带来的损失。

装置通过监控高度处理器对各应用处理器运转情况进行判断, 如果应用处理器出现了异常, 监控高度处理器理应依据设计好的切换流程于各大应用处理器间实施切换, 确保不管在什么时候均有一个及以上的应用处理器正常运转。各应用处理器的作用可完全一致, 也可依据相关设计需要对每一个处理器作用进行单独设计。监控高度处理器与应用处理器间及各大应用处理器间借助于数据总线输送工作状态资料。凭借多处理冗余设计使装置可靠性及稳定性获得较大的提升。

软件研发过程主要囊括了如下几个部分:其一, 离线数据分析;其二, 算法仿真程序;其三, 远程数据采集系统主站软件;其四, 次声管道防盗软件;其五, 泄漏检测系统主站软件。专家数据库系信号识别算法的前提及保障, 信号识别算法结合了神经网络分析算法及小波分析算法两大方法。在研究的过程中, 本人曾经常去现场收集信号, 然后再自行模拟相关事件的信号, 在此基础上创建且完善数据库。在取得相关信号后, 收集对事件有利的特征量, 比方说时域及频域特点等等, 创建神经网络识别装置, 借助这些信号特征量展开训练, 以取得最优神经网络模型参数, 最后推算出恰当的目标定位算法。

结束语

该装置中的次声传感器所发出的次声信号衰弱较小, 可进行长距离输送, 较好地降低了工程投资;将管线的防盗预警与漏点定位完美的结合在了一起, 尤其是对敲击信号也可以做到精准识别, 对盗油点展开精准定位, 可以较好地降低因管道泄漏所带来的损失。此装置在中石化及中国油气管道的泄漏检验及定位方面运用特别广泛, 装置在运用上特别灵活, 可根据需求在以往打孔特别多的管道上使用, 具有特别大的推广前景及价值。

参考文献

[1]李炜, 朱芸.长输管线泄漏检测与定位方法分析[J].天然气工业, 2005 (25) .

[2]张东领, 王树青, 张敏.热输油管道泄漏定位技术研究[J].石油学报, 2007 (28) .

[3]姚光镇.输气管道设计与管理[M].东营:中国石油大学出版社, 2006 (16) .

原油管道投产研究 篇2

1.1 实验药品和设备

实验仪器:

(1) N D J-8S旋转粘度计; (2) 原油凝点测定仪; (3) 电子天平; (4) 岩心流动试验仪;5抽油泵筒凡尔、柱塞凡尔、筛管均为CYB25-150T Hφ38抽油泵配套部件、其中泵筒凡尔直径55mm, 柱塞凡尔直径30mm, 柱塞凡尔孔截面积706.5mm2, 筛管直径62m, 长900mm, 筛孔数192。

室验材料:

原油样品由桩西采油厂提供;

DRIVE原油萃取剂 (东营盛世石油科技有限责任公司提供) ;

实验所用岩心为人造均质岩心, 由环氧树脂与石英砂胶结而成, 不含黏土;

N D J-8S旋转粘度计 (由上海昌吉地质仪器公司提供) 。

1.2 稠油油垢清洁溶解性

取20ml DRIVE原油萃取剂用清水180ml配制, 放在恒温水浴55℃下加热, 放入10g现场油样, 半个小时后, 观察稠油的溶解情况为:将稠油均匀降粘分散成流动稀油。冷却至常温原油不重新变粘, 而是以松散的稀油漂浮在水面上。

1.3 模拟降压减阻实验

1.3.1 DRIVE原油萃取剂加量对抽油泵柱塞凡尔内原油流动阻力的影响

为了探讨加入不同量DRIVE原油萃取剂对原油流动阻力的影响, 在原油中分别加入0、50、100、200mg/L的DRIVE原油萃取剂, 测定不同流量下抽油泵柱塞凡尔间的压降, 如图2所示。

由图2实验曲线可以看出, 原油中加人DRIVE原油萃取剂后, 流经抽油泵柱塞凡尔时的阻力大大减小。DRIVE原油萃取剂加量为100m g/L时, 减小流动阻力的效果已十分明显, 加量为200m g/L时, 减小流动阻力的效果已不再有明显变化。

1.3.2 DRIVE原油萃取剂加量对抽油泵筒凡尔内原油流动阻力的影响

为了探讨原油中加入不同量DRIVE原油萃取剂对抽油泵筒凡尔内原油流动阻力的影响, 在原油中分别加入0、50、100、200mg/L DRIVE原油萃取剂, 测定不同流量下抽油泵筒凡尔前后的压降, 如图3所示。

由图3实验曲线可以看出, 原油中加人DRIVE原油萃取剂后, 抽油泵筒凡尔的流动阻力明显减小。DRIVE原油萃取剂加量为100m g/L时, 减小流动阻力的效果已比较明显, 但加量继续增加时, 流动阻力不再有明显变化。

1.3.3 结果与讨论

(1) DRIVE原油萃取剂能大大减小原油的流动阻力, 显著降低原油的表观黏度。

(2) 泵筒凡尔及柱塞凡尔间的压降随着DRIVE原油萃取剂加量的增大而减小, DRIVE原油萃取剂的最佳用量为100mg/L。

(3) D R I V E原油萃取剂在低温条件下 (45℃) 可显著改善原油的流动性。

(4) D R I V E原油萃取剂的作用机理主要有两点, 一是DRIVE原油萃取剂分散在原油中, 改善原油的品质, 可大大降低原油的表观黏度;二是DRIVE原油萃取剂吸附在管壁上形成保护膜, 防止垢质再次沉积, 降低管壁的摩阻。原油表现黏度和管壁摩阻的降低均可大大降低原油集输的能耗, 因而DRIVE原油萃取剂在油田原油的集输和开采中具有很好的应用前景。

2 现场应用效果

联合站 (首端, 进站) 排量80m3/h, 外输温度95℃情况下, 外输管线压力不超过2.0M P a。末端 (出站) 压力0.15M p a, 温度58℃。中间站未投, 不做要求。原油初馏点为170℃, 凝固点为11℃, 在联合站 (首段, 进站) (90-100℃, 1.9M p a) 至外输交油站 (末端, 出站) (5 8℃, 0.15Mpa) 31.5Km。

每十天进行一次大剂量的清洗, 注入量为联合站排量的0.5%, 即每小时注入80×0.5%=0.4吨DRIVE原油萃取剂, 连续注入4小时。注入完成转为日常添加浓度为500mg/L。

进站压力由1.9MPa降低至1.3MPa, 压力降低31.5%, 耗电量大大减少, 起到良好的减阻降压效果。

3 结论

Drive原油萃取剂具有良好的降压减阻效果, 是一种高效、经济、安全、不污染环境、不损伤输送设备的新技术。它可以有效解决目前中海油管线集输中的管线结垢问题, 可以在动态中实施。现场实践证明该技术切实可行, 为管道降压减阻提供了可靠的技术保证, 并且对降低输送压力、防止垢质沉积、降低耗电量、可延长输油管道使用寿命。通过管道表面成膜作用, 可使管壁面回转成亲水、疏油性, 从而减小输送摩阻。

参考文献

[1]焦利方, 李凤臣等.表面活性剂减阻剂在集中供热系统中的应用试验研究[J].节能技术, 2008, 26 (3) :195-201

原油管道投产研究 篇3

1 混合原油基本参数计算

由于本次设计管道运输的4种原油物性差异较大, 工艺方案设计必须考虑混合原油的基本参数, 由于利用实验测定效率较低, 混合原油组成和比例往也经常变化, 因此本次采用经验公式及计算模型对物性参数进行计算。

(1) 混合原油凝点:结合4种原油的凝点及比例 (A:凝点-11.6℃、比例0.2;B:凝点9℃、比例0.2;C:凝点10℃、比例0.2;D:凝点11℃、比例0.4) , 选用修正的Cragoe模型以及陈俊经验公式对凝点进行计算, 计算结果表明:该混合原油凝点6℃。

(2) 混合原油粘温关系:笔者采用修正的Cragoe模型以及蒋文学经验公式对混合原油粘温关系进行分析, 确定了粘温关系为:

温度2≤T<15℃时, 非牛顿流体, K=1017.4e-0.2487T (m Pa·sn) ;n=0.0166T+0.6325;温度15≤T≤50℃时, 牛顿流体, μ=1205T-1.4708 (m Pa·s) 。

(3) 混合原油密度:结合4种原油的凝点及比例 (A:密度866.8kg/m3、比例0.2;B:密度848.5kg/m3、比例0.2;C:密度829.4kg/m3、比例0.2;D:密度817.8kg/m3、比例0.4) , 对密度采用比例线性加权法计算可得混合密度为835.5kg/m3。

(4) 混合原油比热为2100k J/ (kg·℃) 。

2 管道设计基本参数

2.1 管道、管径初选结果

初选API X60和API X65两种等级的钢材, 其最低屈服强度σs分别为415MPa和450MPa。通过计算, 选取API标准钢管管径如表1。

2.2 水力、热力计算

牛顿流体段摩阻的计算结果为 (表2) :

根据我国现行的国家标准《输油管道工程设计规范》 (GB50253-2003) 中的规定, 对非牛顿流体段摩阻进行计算。

3 热、泵站布置及优选

本设计采用常用的最优化计算与方案比选法相结合来确定。选定了两种管材, 每种管材三种管径, 组合成六种管道方案。用优化方法计算确定每一种方案中的最优参数, 再将它们进行进一步比选以确定最终采用的优化设计方案。研究表明压力8MPa下的管道规格适合于本次研究 (表3) 。

根据表3选定的管道规格, 总共6种布站方案, 分别进行热力和水力计算。分析六种方案的水力坡降图及运行参数看出, X60和X65两种管材下的布站方案差别不大, 管材对布站布置影响很小。管径对布站方案影响较大, 选用559mm管径的方案一和方案四均需要设置3座泵站;而选用610mm管径的方案二和方案五, 选用660mm管径的方案三和方案六均只需设置2座泵站。在经济性分析后, 若方案的经济性相差不大, 应优先选用方案二和方案五。

参考文献

[1]肖燕, 孙崇浩, 袁宗明, 等.混合原油物性参数计算方法[J].石油地质与工程, 2006, (5) :63-65.

[2]高育红最经济的运输方式-管道运输[J].交通与运输, 2009, 3 (1) :53-54.

原油管道投产研究 篇4

1 原油管道输送常见问题

(1) 输送过程中原油损耗问题。通常来说原油的损耗发生在储存器和运输过程中, 对于不同类型的原油一般是不能一起输送的。由于原油所属的化学种类的差异, 有些原油容易附着在管道上, 有些就不易附着, 在液体的流动中, 混杂了原油原来的油类品种, 导致原油的纯度和品质有所下降, 造成一定的原油损耗。当然, 原油损耗存在于许多地方, 上述的原油损耗只是原油损耗最为常见的、造成损失最大的一种, 想要完全消除是不切实际的, 因此, 尽可能地减少原油的损耗才是我们不断前进的目标。

(2) 高含蜡的原油结蜡问题。对于高含蜡的原油, 在管道输送过程中由于液体在压差下的流动, 会有胶质、沥青质、蜡等物质析出, 随着原油的流动附着在管壁上, 既减少了管道的输送面积, 又会对输送造成阻力, 容易在输送过程中发生凝管事故, 且对管道的破坏性也很大, 不利于原油的管道输送。

2 原油管道输送问题的解决对策

(1) 严格遵守运输规则, 减少原油的损耗。在运输途中原油损耗是不可避免的, 但可以通过防治措施来减少原油的浪费。经过不断试验和联系实际工程, 我们得出严格按照原油的输送顺序运输原油可有效地降低原油损耗。原油的输送顺序是根据其化学构成的不同, 依照溶质和水分子互溶度原理, 以此来划分原油的种类, 之后再按序运输。按序运输是减少原油损耗的最直接有效的方法, 除此之外较为常用的方法还有对管道进行保温和防腐设计, 即采用高分子化合物涂层涂抹管道内壁, 使之变为质地硬、效能高的材料, 并且除了涂抹防腐之外, 还要加上阴极保护的防腐措施, 具体是在易被腐蚀的金属界面连接一个外加电流, 从而有效地遏制金属腐蚀产生的电子转移, 可以减弱管道的腐蚀, 降低原油的损耗, 是国外通常选用的管道防护措施。

(2) 利用科学方法, 防止原油结蜡。原油之所以会析出蜡等物质, 原因在于当液体温度低于原油的凝固点时, 沥青、蜡等物质会随之析出。所以根据原油的这一特性, 可以采用加热的方法提高油温, 降低原油的凝固点, 防治结蜡、凝管事故的发生。实施的难点在于管线的长度导致难以确保原油的温度始终高于其凝固点, 因此我们要充分利用地形优势, 安设加热站。此外, 利用地表温度自行加热和合理使用余热升温都是行之有效的加热措施。另外, 除了加热的方法, 还可以通过添加化学剂的方式, 降低原油的凝固点, 防止原油结蜡。

3 原油管道输送的安全措施建设

生产的基本前提是安全, 只有确保原油管道输送的安全性, 才能最大化地发挥作用。因此, 原油的管道输送工程安全建设必不可少。首先, 我们要确保输送管道的质量, 在工程开始之前, 要对管道进行防腐、抗氧化、耐高温等性能的检验, 保证质量过关;其次, 在原油管道输送过程中, 要时刻监测具体数据, 及时反馈信息, 最好能够结合计算机技术, 快捷形象地反映管道输送情况;最后, 也是最为重要的安全措施之一, 就是原油输送现场的工作人员要有超前的安全意识, 能够防患事故于未然, 在事故发生时, 可以积极有效地控制和解决事故问题。我们要始终牢记安全是第一位, 要质量更要安全。

在上文, 笔者通过采用事实举例的方法, 分析和研究了几种原油管道输送问题, 并给出有效解决方案。事实证明利用以上措施能降低原油输送过程中事故发生的概率, 提高了原油管道输送的安全性和工作效率, 对于深入分析研究各类原油管道输送问题有着重要的参考意义。此外, 研发具有我国地理和国情特色的原油输送改革技术, 是不断发展的科技和资源的需要, 也是提高工程质量的根本动力。

参考文献

[1]蒲前梅, 王志华.原油长输管道安全防护技术浅析[J].油气田地面工程, 2009.28 (11) :63~65.

[2]吕根群, 肖文娟, 吕昊, 等.原油长输管道密闭输送常见问题及对策分析[J].交通科技, 2011 (4) :128~130.

原油外输管道低输量运行技术研究 篇5

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.

原油管道投产研究 篇6

1 高压力长输天然气管道投产工艺

根据已经的天然气管道实际情况, 目前可将投产工艺分为四种:一是有清管器无氮气天然气推空气、二是无清管器有氮气天然气推氮气推空气、三是无清管器氮气天然气推空气、四是有清管器有氮气天然气推氮气推空气, 其中第二种输气管道工艺成本最低, 但是由于利用空气推动, 可能会达到天然气的爆炸极限, 增加操作危险系数;而有清管器无氮气天然气推空气能够降低爆炸风险, 但这种工艺条件不易操作, 并且遇到地形复杂的位置安装成本会大幅度增加, 适用于地势平坦路段的管道铺设;无清管器有氮气天然气推氮气推空气投产工艺充分利用对了氮气的动力和隔离功能, 具有操作简便和阻力小等优点, 而且受到地形的影响较低, 比较适合长输管道和城市燃气网的铺设。

2 高压力长输天然气管道投产关键技术

2.1 投产前检查

在具有高压力和大口径天然气管道进行投产之前必须严格审核各项数据条件, 审核内容主要涉及、物资调配、投产组织和营销准备等, 另外应该对工程建设的质量进行评价并办理安全手续, 其中, 管道质量评价中的关键性内容包括输气管道的强度和严密性试验检查, 阀室强度的检查和管道内的清洁与干燥工作, 最后对输气管道相关设备进行系统联调和调试工作, 另外, 所有与输气管道相连的阀门 (包括分支阀门) 至少进行一次闭合的调试工作, 与管道工程无关的设备和人员及时隔离。

2.2 管道系统设计压力与安全阀定压关系探讨

天然气长输管道设计应遵循《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 中的标准和规定。其中3.4条3.4.4项明确提出了“安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力。安全阀的定压 (P0) 应根据管道最大允许操作压力 (P) 确定, 并应符合下列要求:当P≤1.8MPa时, P0=P+0.18MPa;当1.8MPa<P≤7.5MPa时, P0=1.1P;当P>7.5MPa时, P0=1.05P。”根据《输气管道工程设计规范》的规定, 可以推断出以下两点, 一是管道安全阀的定压设置不能超过容器的标准压力;二是大口径、高压力长输气管道的最大允许操作压力与安全阀的定压有关, 而关于管道的最大允许操作压力则在《输气管道工程设计规范》中有明确的规定, 即“管线系统遵循本规范规定, 所能联系操作的最大压力, 等于或小于设计压力。”

当长输气管道的最大允许操作压力与管道的设计压力相同时, 可以确定一下关系:当1.8MPa<P≤7.5MPa时, P0=1.1 PN;当P>7.5MPa时, P0=1.05 PN;而当P≤1.8MPa时, P0=PN+0.18MPa, 由公式推导可以得出管道的最大设计压力应该比安全阀定压小, 这与《输气管道工程设计规范》中规定的“安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力”相互矛盾。

当大口径、高压力长输气管道的最大允许操作压力比管道的设计压力小时, 此时的输气管道压力与安全阀定压之间的关系如下:当1.8MPa<P≤7.5MPa时, P0=1.1P<1.1PN;当P>7.5MPa时, P0=1.05P<1.05 PN;而当P≤1.8MPa时, P0=P+0.18MPa<PN+0.18MPa, 由此也可以推断出安全阀的定压与输气管道压力之间的关系是不确定, 总之, 根据《输气管道工程设计规范》中的规定能够推断出“安全阀定压可以超过管道设计压力”和“安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力”。两个相互矛盾的结论, 有的文献研究指出了当管道设计压力低于安全阀压力时, 安全阀就失去原有的作用, “安全阀设计压力与管道的设计压力究竟谁大谁小”也是目前管道设计存在争议的焦点问题。

2.3 管道后期升压与试供气投产

按照高压力长输天然气管道投产工艺要求进行天然气置换后, 应该分阶段进行升压, 注意在对管道的升压过程中一定不能太快, 最好控制在升压速度在每小时1兆帕以下, 尤其对于具有高压力和大口径特点的长输气管道来说, 压力的增加过程更应该分阶段进行, 在每个阶段升压、稳压后进行压力检验, 确保管道不会出现异常情况。升压后的工作是对管道的附属设备进行调试并按照供气计划向管道下游输气, 当高压力长输天然气管道连续平稳供气72小时后视为管道投产成功。

3 总结

结合高压力长输天然气管道的投产成功经验, 笔者总结了这类管道投产技术的关键是“先站场, 后线路”的无清管器有氮气天然气推氮气推空气投产工艺, 在输气管道的实际投产工作中, 应采用现场应用和理论分析相结合的方式, 确定输气管道实际所需的注氮量、注氮温度和置换速度等关键技术参数, 合理控制天然气的注入速度并结合分阶段升压操作, 安全平稳的进行供气作业。

参考文献

[1]梁伟, 张来斌, 郭磊等.大口径天然气管道音波信号的降噪方法[J].振动、测试与诊断, 2012 (06) :970-974.

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原油管道投产研究 篇7

水环输送技术是一种特殊的两相流输送技术, 油相在管道的中心, 而水相靠近管壁流动。这种流动状态的一种优势特性是在可接受的流速范围内流态很稳定, 压力损失也很小, 压力损失与油黏度关系不大, 这种输送方式很适合输送重质原油。实际上在这种情况下, 输送流体密度与水的密度接近, 相之间的分层是有限的, 而且高黏度延缓了中间流体的变化, 及整个流态的变化。

从工业的角度看, 一条管道可在一个稳定的流速范围内采用水环输送技术。但是当停输时, 水环不能保持。两种流体变成两相流, 这种流态下, 与水环输送相比, 压力损失要大得多, 因此必须加强停输重启机理研究。本文实验研究水环输送管道上必须的停输重启压力。需要强调的是, 我们发现调整水环性质可显著降低重启压力。

2 实验设备

图1所示为实验设备, 它由一个回路组成, 回路中有储油罐, 一条总长12 m、内径25 mm的不锈钢管道, 特别设计了一个流体注水器, 以便于在管壁处形成润滑层, 还有一个数据采集系统。

重质原油储存在一个450 L的油罐中, 泵输至注入器中心。泵安装在管道入口处。流速变化通过泵的转速来控制。水 (润滑流体) 储存在一个50 L的不锈钢供给罐中, 由体积泵泵入注入器的环形空间, 以确保管道内润滑层的形成。实验期间油水流速比保持恒定。

管道压降通过测压装置测量, 安装了两个6 m长的压力传感器。数据采集系统配备计算机, 及时记录压力传感信号, 并通过测试装置调整压力变化。

在实验期间为观测管路中的润滑过程和效率, 要及时记录有润滑和无润滑时输送重质原油的压降变化。

本实验采用中等黏度 (19 ℃时4.75 Pa5s) 16°API的委内瑞拉重质原油。原油的选择基于两个条件, 一是需要高黏度原油, 这样水环输送才有可能, 但我们也需要限制黏度, 便于在实验设备中测得单相原油的压降。所选原油黏度在期望的范围内, 对实验研究是很方便的。需要强调的是所选原油在低密度范围内 (小于16°API) 时水环输送更有效。高密度、高黏度原油更有利于水环的稳定。

应用旋转黏度计、流变仪测定原油的流变性。通过流变性和回路测量证实原油为牛顿流体。

3 实验结果

3.1 压损减少值

实验过程中实时测量数据, 包括重质原油的压损、水相的润滑效果。

图2为实验数据采集系统获得的数据, 表明了注入水对输送重质原油的影响。第一个曲线平台对应注入水前输送重质原油的泵压 (9 bar) 。在实验开始约150 s后开始注入润滑流体, 可以看到泵压快速下降, 而且200 min后稳定在0.2 bar。注入流体开始润滑整个管道, 这就是水环输送的特征。实验开始430 s后停止注入润滑流体, 泵压开始上升, 达到开始时的9 bar。

从实验结果我们发现, 油用水润滑, 当油相流速在220～450 L/h、水油流速比为4%～6%时, 压力降大于80%, 最高可达98%。

我们注意到用于实验的回路有两个垂直部分和四个弯头, 尽管有这些阻碍, 整个实验期间水环保持稳定, 因此水环输送效率很明显, 这种潜质对输送重质原油是很重要的。

据实验结果人们可以发现, 油相流速高时, 压损减少值更大。确实, 水相的润滑力随着速度的增加而增加。还可以看到, 在低流速情况下, 水油流速比对压损减少值影响较大, 但在高流速时这种影响较小。

3.2 温度的影响

温度对重质原油黏度的影响很大。在所有实验中, 要小心控制温度。为了估算温度对压损减少值的影响, 在三种温度下 (20、26.5、31.5 ℃) 做了实验, 据实验数据发现, 在油流速低时, 随着温度的上升润滑效果下降, 但是随着流速的增加, 每一温度下的压损减少值下降速度基本相同。温度的影响简单地反映了重质原油黏度的下降。从实验也可看到无润滑时油相压损值较低。

4 停输重启试验

水环润滑可以惊人的低压损管道输送重质原油。前面的研究已证实水环输送可大幅度减少压损。但是在停输后, 如果时间足够长, 重力会使系统相分离, 这样停泵重启压力会相当大。

下面我们用纯水作实验, 研究润滑流体不同停输时间的重启压力。然后在水中加入不同盐类, 研究盐对重启压力的影响。

4.1 水环输送的停输和重启__水相润滑

在停输和重启期间, 管道压损连续测量。首先只有重质原油注入管道中, 测得较高的压损。加入水后, 测得压损值急速下降。然后停输不同的时间, 水泵和油同时停运并同时启动, 以保持注入的水和油成环形状态。

停输时间分别为10、20、30、60 s。选择短时间停输是因为我们想分析刚停输时流体的状态方程。刚停输时, 在重力的作用下, 由于水的黏度很小油芯在管道中上浮得很快。

实验中观察到, 加入水环后重启压力比只有油相时要小, 但比稳定状态的水环重启压力要高很多。我们还能看到停输时间短 (10 s) 的重启压力比停输时间长的重启压力要低。

记录了最大重启压力, 并除以初始油流压力, 我们得到了一个相对的重启压力, 并测量了不同停输时间、不同油相流速时它的变化 (图3) 。油相和水相的速度比固定在6%。

当停输时水和油立即开始分层。油芯 (密度为950 kg/m3) 上浮, 并把水推到下面, 我们发现这个过程是很快的。停输10 s后, 重启压力是初始压力的一半。油润湿了管道上壁必将开始剪切流体。在油相流速低时, 无论停输多长时间, 重启压力都很高, 接近初始压力值。

高流速情况不同, 流速足以产生好的润滑过程, 因此在系统中形成一个有利的油芯。停输时油芯上浮至壁顶。重启时在管壁上需要一个较高的油的剪切力, 油芯黏度的改变容易使流体分层, 这一变化比油芯在水中的上浮速度要慢很多。

4.2 水的液环输送

用纯水作实验, 结果显示在稳定状态下水环产生的压降很小, 润滑作用随着流速的增加而增加。实验也表明在较好的稳定条件下, 较少的水足以产生液环效果。

只输油时, 停输后, 我们发现在最好的情况下 (流体流速较大) 只需要一半的启动压力, 这对工业应用来说是令人激动的, 但必须进一步改进。

4.3 水环输送的停输和重启压力__水中加入特定盐类

当在水相中加入添加物造成油水分层时, 我们试图调整两相流的水力结构。在水中加入不同浓度、不同类型的盐类, 我们希望调整管壁表面油水相的润湿性, 这样可以大大降低重启压力。

使用了三种不同的盐类:MgSO4、Na2CO3、NaCl。前两种盐用高浓度100 g/L首先进行了实验, 最后一种盐采用浓度30 g/L进行了实验。实验期间油相流速固定在460 L/h, 油水流速比固定在6%。

实验过程和采用纯水时一样。重质原油先用泵注入系统, 然后注入水, 液环输送形成, 开始停输重启程序。

实验结果表明, 在水相中加入盐类后与采用纯水相比重启压力大大减少, Na2CO3减阻效果最好。

4.4 Na2CO3的加入量

在油流速为460 L/h和水油速度比为6%的情况下进行了一系列实验。Na2CO3的浓度是变化的, 测量了不同停输时间的重启压力, 我们也对停输更长时间 (600 s) 进行了实验。

实验结果表明, 随着Na2CO3浓度的增加, 重启压力快速下降, 但浓度50 g/L和100 g/L时结果一样。这种情况在停输时间长时也是一样的, 重启压力几乎降低2个倍数因子。

5 液环水力机理分析

从理论和实验上进行了稳定状态下流体的流态研究, 我们可以推断流体的几何形态。油相以一种不规则的液体段塞在管道中央集中。当油水存在密度差时, 可以产生足够的润滑力以补充阿基米德力, 为证实这一点, 油水界面间的不规则波是必须的。与油芯直径相比波长相对较小。因此我们可以分析如图4 (1) 所示的流体流动时的液相的空间组织形态。

由于密度差的存在 (盐的相对密度略小于1, 重质原油的密度为0.95) , 油芯不集中在管道的中央。与采用正常液环输送相比这种情况会增加压力损失 (Arney等, 1993年) 。流速越高, 油芯越集中, 因为增加了润滑力的作用效率。

当流体停止流动时, 在系统中有两种力发生作用:第一是水中整个油芯的上浮力, 第二个是油芯的变形力。重力使这两种作用发生。但是由于油水的黏度有很大不同 (μo/μw约为5000) , 这两种机理作用的时间是很不同的。当流体停止流动时, 油芯可看做一个固体段塞, 它快速上浮。这一作用时间是管道顶部水膜润滑的时间, 据此我们得到图4 (2) 。

据本研究得到的不同实验结果, 我们可以看到每停输10 s的重启压力比停输时间长时的重启压力明显小很多。停输10 s时, 重启压力很小, 我们推测系统中管道上部水层形成时间是10 s, 这时油芯变形。

我们不相信系统中加入盐能够显著改变第一种力的作用效果。因为润滑流体密度的增加, 只是少量地增加了油芯的上浮速度。但是对于第二种力, 用管道表面和油改变润滑层的润湿性, 当油芯形成时能显著改变流体形态。实际上在管道表面可形成很长一段水膜, 这取决于管道表面的润湿性。不同角度的润湿性可产生不同的水层形态。

因此当重启时管壁被部分润湿, 加入不同的盐可形成不同的润湿表面。

但是我们推测停输时间很长时, 在重力的作用下油水会彻底地分离, 可得到纯分层流体, 这样重启压力只与水量有关。在实验中当停输超过600 s时重启压力比短停输时间的重启压力大很多。