保温原油管道清管风险分析与防控
发布时间:2023-10-06 22:42:06 来源:文档文库
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保温原油管道清管风险分析与防控
摘要:输油管道内壁结蜡会导致原油通过能力下降,降低管道的运行效率,结蜡严重时将影响管道内检测的正常进行。合理的确定管道清管周期是保障管道安全、经济、优化运行的重要手段,本篇依据某保温原油管道运行数据,对某管道结蜡情况分析为管道清管作业风险防控提供理论指导
1管道内壁结蜡厚度的确定
1.1管道概况
某原油管道于2012年10月投产,全长561.23km,管径为Φ457mm,设计压力8Mpa/6.3Mpa,设计输量为500×104t/a,管道最小启输量230万吨/年。全线共设置6座站场、18座阀室。该原油管道为三层PE外加聚氨酯泡沫保温管加热输送的工艺运行方式。
1.2管道结蜡计算和过程分析
1.2.1当量直径相关计算公式
1.2.1.1管段间平均温度
TR—上站出站日平均温度Tz—下站进站日平均温度Tpj—管段间平均地温温度
1.2.1.2粘度
温度为t、t0时的运动粘度u—粘度指数
1.2.1.3当量直径
HR—上站出站水头HZ—下一站进站水头Z△—上下站高程差
βm-经计算雷诺数为21225,β、m取值0.0246、0.25
1.2.2计算过程
2.2.1通过列宾综公式推导出管道当量直径计算公式
2.2.2运动粘度确定
根据某管道各站间进出站平均温度计算出站间管道内原油的平均温度;通过油田原油动力粘度测试数据查表,用内插法计算出与各管段内原油平均温度相对
应动力粘度,利用粘度计算公式计算出对应的运动粘度。
2.2.3流态判别
依据实际的管道内径、运动粘度计算出雷诺数Re=21225,属于水力光滑区确定β、m取值分别为0.0246、0.25。
2.2.4确定管道各站间的水头
根据各站进出站压力计算沿线各点的水头
2.2.5统一单位将流量、高程、管道实长等基础数据带入当量直径计算公式,计算结蜡厚度。
1.2.3计算结果
1.2.3.1以2013年3月22日运行数据为例,由于当日前后10天内运行工况平稳,1号站、3号站、5号站加热炉运行,因此选取了1号站至3号站;3号站至5号站;5号站至6号站三段作为站间距进行了计算。
1.2.3.22013年3月至9月份数据统计
2管道结蜡的变化与规律
2.1管道内壁结蜡沿线分布
通过统计数据和图2可以看出在1#站、3号站、5号站加热炉运行的情况下,总体上管道结蜡厚度从首站至末站呈上升趋势。其中首站到3号站结蜡厚度随着管道延伸缓慢增加;5号站至6号站结蜡厚度随着管道延伸快速增加。
造成上述结果有两个原因。5号站到6号站管道向周围土壤散发热量快,主要原因该段穿越黄河,该段属于平原地下水位较高。管道向周围传递热量的热阻小,经过计算该段传热系数高于上游管段的近30%是形成5号站至6号站结蜡较上游增加明显的一个主要原因;另外一个原因该加热管道距离短,5号站加热原油出站温度低于首站和3号站的出站加热温度。输送过程中处在析蜡区间的时间较长也是其中的一个原因。
2.2影响管道内壁结蜡便于控制的主要因素
2.2.1温度对管道结蜡影响
以该管输原油析蜡曲线报告为参考,该图原油析蜡点在31.36℃,在-19.7℃至31.36℃是析蜡区间,1#站出站温度在55℃以上,原油到达2号站的温度在35℃以上,1号站到2号站的结蜡厚度在3mm以下,1号站到3号站的结蜡主要集中
在2号站到3号站的管路上;5号站原油出站温度控制在40℃以下,该段处在析蜡区间的长度明显高于上游管路。
管道结蜡随着原油加热温度的升高而下降,图1可以看出2013年6月25至7月23日和8月20日到9月17日沿线原油提温,三段管道结蜡厚度明显下