1、油气储运本科毕设铁大线超低输量运行技术分析河北石油职业技术学院成人学历教育毕业设计（论文）题 目： 铁大线超低输量运行技术分析 年级专业： 函授油气储运05-2长春 学生姓名： * 学 号： 200523179 指导教师： 闫建军 职 称： 中级 导师单位： 长吉输油分公司 河北石油职业技术学院成人教育分院论文完成时间： 年 月 日河北石油职业技术学院成人学历教育毕业设计（论文）任务书题 目： 铁大线超低输量运行技术分析 年级专业： 函授油气储运05-2长春 学生姓名： * 学 号： 200523179 指导教师： 闫建军 职 称： 中级 导师单位： 长吉输油分公司 论文完成时间： 年 月 日
2、1设计(论文)题目： 铁大线超低输量运行技术分析 2学生完成设计(论文)期限： 2008 年 3 月 5 日3设计(论文)课题要求： 4实验（上机、调研）部分要求内容： 5文献查阅要求： 6进度要求： 7发出日期： 年 月 日 8学员完成日期： 年 月 日指导教师签名： 学 生 签 名： 附注：1、任务书应附于完成的设计（论文）中，并与设计（论文）一并上交；2、除任务书外，学生应从指导教师处领取整个设计（论文）期间的工作进度日程安排表（包括各阶段的工作量及完成日期）；3、任务书须由指导教师填写。系部审批意见： 签名： 年 月 日成教院审批意见：签名： 年 月 日河北石油职业技术学院成人学历教育
3、毕业设计（论文）评语对 班，学员 所完成题为 毕业设计（论文）课题的评语如下： 指导教师签名： 年 月 日河北石油职业技术学院成人学历教育毕业设计（论文）结论毕业设计答辩（评审）小组对 班， 学员所完成的题为 毕业设计（论文）课题的结论如下： 经讨论，毕业设计成绩为：答辩（评审）小组成员：姓名 职称 姓名 职称 姓名 职称 姓名 职称 姓名 职称 答辩小组组长签名： 年 月 日摘 要 铁大输油管线于74年开工，75年建成投产。管线全长536.31公里，管径720*8，管线允许最高出站压力 2.45兆帕，管线设计最大年输量2000万吨，允许最低年输量650万吨。但近年来由于种种原因该管线年输油量
4、逐步下降，九六年,铁大线年输量已降至600万吨。九七年后最低计划排量仅为452.5万吨，这个输量仅占“原油管道工艺安全运行规程”规定最低输量的49%。铁大线最低输量为 358立方米/小时。规程规定的最低输量,是以全年月份中的最低地温为依据制定的，但它不是全年每月输量都必须满足的条件，可以随着地温的升高，进一步降低最低安全允许输量。凝固点的降低，虽然能使进站温度及管线安全输量进一步降低，但进站温度及管线安全输量降到一定程度后，原油的流态及管线的管路特性曲线发生变化，使管线动力条件向恶劣趋势发展。此时，管线进入低输量不稳定区（输量减小、摩阻上升）。沉积层较厚的铁大线管道，在进入低输量不稳定区后，输
5、量减小，引起管径减小、摩阻增加，在定压输送的情况下，凝油层的加厚和表观粘度的增大，又导致输量的减少，引起管线恶性循环以致停流。 针对降量运行管线所面临的困难，本人认真分析管线实际运行工况，利用管线现有的工艺条件以及在校学习所掌握的油气储运知识，在确保安全运行的前提下，研究制定了降量技术措施，在书面上实现了铁大线年输量降至380万吨。第一章 前言 1.1 降量的具体技术问题。第二章 超低运行的可行性第三章 实现降量运行所采取技术措施 3.1 根据降量运行的可行性采措施第四章 各种技术措施分析4.1 升压措施4.1.1 管线升压的必要性和可能性4.1.2 升压后的运行分析4.2 注入减阻剂措施4.
6、3 扩径措施4.4 注入降凝剂措施4.5 适当改造输油设施对末段管线实施清蜡4.5.1 末段安装清蜡装置及发球筒位置的确定和清蜡操作程序4.5.2 清管器的确定4.5.3 清管器型号选择4.5.4 末段首次清蜡失败的原因4.5.5 铁大线末段管线理论管径的修正4.5.5.1 现场管径实测4.5.5.2造成管线截面蜡层严重不均，且管径呈“倒鸭梨”状的原因4.5.5.3 造成计算管径与实际管径误差较大的原因4.5.5.4 铁大线层流与紊流混合区的管径计算4.6铁大管线末段再次清蜡4.6 铁大管线末段再次清蜡4.6.1 再次清蜡的准备工作4.6.2 发球前末端管线具备的条件4.6.3 末端管线熔蜡、
7、扩径后情况分析4.7 间歇输送且末段周期性清蜡完成输油任务 4.7.1 管线间歇输送第五章 结束语致谢参考文献第一章 前 言铁大输油管线于1974年10月15日开工，1975年9月10日建成投产。管线首起铁岭输油站，途经沈阳输油站、鞍山、大石桥、熊岳城、瓦房店、金州输油站至大连石油七厂。管线全长536.2公里，7208毫米，管线允许最高出站压力4.26兆帕，管线设计最大年输量2000万吨，允许最低年输量600万吨，但今年来由于种种原因该管线年输量逐步下降，2000年铁大线年输量已降至1800万吨，2005年输量为400万吨，这个输量仅占“原油管道工艺安全运行规程”规定最低输量的49。困难之大、
8、任务之重,可想而知。如果铁大线不采取特殊技术措施，面对恶劣的运行工况没有应急手段，要完成这个输油任务根本不可能。11量的具体技术问题如下：1、铁大线大部分管段处于河流、低洼、水田之中，管线埋深浅站间热损失大, 30多公里的管线，累计温降高达8085，管线热力条件极为恶劣。2、输量低、出站温度高、温降快，且沿线高程起伏大，使沿线管壁结蜡厚度极不均衡。经计算，在同等输量下,沿线各段站区站区、站区2#、2#7#、7#6#、6#终点的水力坡降，分别为1.02、2.22、18.6、132.2、217米/公里。沿线各段水力坡降大幅度提高，说明沿线的管径呈“倒喇叭”状，管径前大后小，且变化幅度较大，致使铁大
9、线原有的全线清蜡系统不能正常运行，减少管壁蜡厚受到限制，控制管线摩阻增加的清蜡技术措施不能实施。 3、铁大线末站虽然设有返输设备，但因多年不用，设备现已陈旧。在计量和设备操作方面问题较多，实现返输困难重重，导致行之有效的“正返输交替”降量运行方式，在铁大线无法实施。 针对降量运行管线所面临的困难，本人认真分析管线实际运行工况，利用管线现有的工艺条件以及在校学习所掌握的油气储运知识，在确保安全运行的前提下，研究制定了降量技术措施，在书面上实现了铁大线年输量降至380万吨。第二章 超低运行的可行性1、按原油管道工艺安全运行规程规定：铁大线最低输量为 458.3立方米/小时。若以此输量推算全年安全输
10、量应为400万吨。规程规定的最低输量,是以全年月份中的最低地温为依据制定的，但它不是全年每月输量都必须满足的条件，可以随着地温的升高，进一步降低最低安全允许输量。按大庆原油物性凝固点为28考虑，允许最低进站温度33计算，各季度最低安全输量如下：一季度100万吨、二季度90万吨、三季度90万吨、四季度120万吨，全年最低安全输量400万吨。2、铁大线在热力条件已达到极限的情况下，只有通过改变原油物性才能进一步降量。将含蜡原油加热到一定温度，让其中的蜡晶充分溶解，在随后的冷却过程中通过控制冷却速度和冷却方式，以改变原油中的蜡晶形态，从而改善原油在析蜡温度下的流变特性。铁大线于82年 7月投运原油热
11、处理系统，大庆原油经过75热处理后，凝点由28下降到24。凝点的下降，不仅使铁大线末站最低进温由33降到28，而且使铁大线最低安全输量进一步降低成为可能。热处理后，铁大线若按最低进站温度为28计算，各季度最低安全输量如下：一季度98万吨、二季度88万吨、三季度88万吨、四季度100万吨，全年最低安全输量376万吨。3、凝固点的降低，虽然能使进站温度及管线安全输量进一步降低，但进站温度及管线安全输量降到一定程度后，原油的流态及管线的管路特性曲线发生变化，使管线动力条件向恶劣趋势发展。含蜡热油管道在较低的温度和流速下运行图（一）时，若继续降量将使油温进一步降低，这两个因素都会使层流边界层进一步加厚
12、，流态由紊流向层流过度，油壁温差加大，蜡晶的浓度梯度也加大；因而使管壁的凝油层加厚，油流的流通截面缩小，管路特性曲线出现输量逐渐减小，摩阻逐渐上升的现象，见管路特性曲线图（一）。此时，管线进入低输量不稳定区（输量减小、摩阻上升）。沉积层较厚的铁大线管道，在进入低输量不稳定区后，输量减小，引起管径减小、摩阻增加，在定压输送的情况下，凝油层的加厚和表观粘度的增大，又导致输量的减少，引起管线恶性循环以致停流。为保证管线安全降量运行，避免发生初凝事故，就必须定期改善管线动力环境。4、适当改造输油设施及变换运行方式可以提高管道对输量更广泛的适应能力。输量降到一定程度后，管线进入低输量不稳定区，此时管壁结
13、蜡对摩阻变化起主要作用，如果采取末段清蜡措施及变换运行方式来减少凝油层，定期改善管线动力环境，就能保证管线在安全运行情况下，完成超低输油任务。上述情况，可用变径管路特性曲线图（二）（管线提供的压力全部用于克服管线沿程摩阻；即: H= h ）解释： 图（二）降量运行后，由于管径由d1变为d3，在动力为H1的情况下，管线输量由Q1降到Q3。输量减小，引起蜡层或末段稠油层的增加，使传热系数相对下降，末站进温仍能继续保持最低温度。当输量降到一定程度后，打破了原有的热力平衡状况，末站进温开始继续下降。此时，改善管线动力条件H2，靠提高输量、增加流速冲刷管壁稠油层,使管径由d3变为d1，管径增大的同时，管
14、线摩阻开始下降，此时重新继续降量，因大排量、高油温，只能冲刷附在末端管壁蜡层上的稠油，不能熔蜡，所以随着时间的延续，这种运行工况周期性循环，管线动力终究会达到允许压力值。当管线动力条件H达到管线允许压力值时，管线进入危险区，此时采取末段清蜡措施，减少管壁结蜡厚度，使管线运行恢复到原始工况，此时重新继续降量，以上运行工况周期性循环，就能达到降量目的。第三章 实现降量运行所采取技术措施 3.1 根据降量运行的可行性采取措施： 1 升压，改善管线动力条件。 2 注入减阻剂，改善动力条件。 3 末段注入热流体扩径，改善管线动力条件。4 注入降凝剂，改善热力条件。5 末段发送清管器清蜡，改善管线动力条件
15、。6 间歇输送且末段周期性清蜡，完成超低输油任务。第四章 各种技术措施分析 4. 1升压措施4.1.1管线升压的必要性和可能性按照输油计划，东北输油管理局自99年 8月就开始对铁大线实施超低量运行试验，利用夏季地温高散热损失小的特点，日输油量由2900吨下降到1700吨，这种低输量成功运行 3个月。入冬后，由于地温明显下降，再加上低输量运行，使管线沿线温降增大、管径变小、摩阻增加，致使管线进入低输量不稳定区。在工艺条件达到极限时，输量进一步下降这种趋势周期性循环，最终导致管线出现了恶劣工况：输量由485.3立方米/时下降到435.8立方米/时，压力由1.5MPa上升到2.45Mpa，出站温度由
16、66上升到75，末站进温由33下降到26。在管线不具备清蜡条件的情况下，只有管线升压，才能避免发生出凝事故。本人认为，为使管线设计的压力余量较大，并根据安全运行的实际情况，认为管线有升压的可行性，决定将管线允许压力值由2.45Mpa提高到3.0Mpa，以改善管线动力条件。在升压过程中，考虑管线已安全运行过高压值，证明铁大线在一定时间内可以利用动力条件，采取高压大排量输送方式，冲刷末段稠油层，以达到管线减阻再次降量目的。98年一季度，铁大线超低输量运行实践就是在此理论指导下顺利完成了阶段性降量输送。4.1.2升压后的运行分析铁大线一季度降量运行参数见表。分析表数据可知：在同等输量下，随着时间的增
17、加，出站压力及末站进温逐步上升。出现上述现象，是因为提压大排量冲刷管壁稠油层，使管线内径增加、摩阻下降。当管线重新降量后，由于原油处于高温降量运行，且地温逐渐下降，使沿线温降进一步增大，导致管壁结蜡速度加快，末段蜡层逐步增加。蜡层增加一方面使传热系数相对减少，末站进温逐步上升；另一方面又使管线摩阻上升，管线动力提高。随着时间的延续管线动力又会重新达到新的允许压力值。铁大线四月份运行参数见表。分析表数据可知：输量急剧下降，出压迅速上升，末站进温缓慢下降。 4. 2注入减阻剂措施 在管线动力条件达到新的极限值，且运行工况日趋恶化的情况下，为了遏止恶性循环的继续发展，对铁大线采取注入减阻剂措施，试图
18、改善管线水力条件。注入减阻剂，管线运行参数见表。分析表数据可知：注入减阻剂前后输量、压力没有变化，说明减阻剂对改善铁大线的水力条件不起作用。经分析铁大线在低输量运行下，原油流态基本为层流区。根据减阻剂对紊流状态管线减阻效果显著，对层流状态管线减阻没有效果的结论，所以铁大线因降量运行，雷诺数小于2000，使对铁大线减阻率高达 17%的FLO(008减阻剂，对铁大线减阻率为零。 4.3扩径措施 因清蜡不具备条件，为了缓解管线出现的恶劣工况，确保安全运行，对铁大线采取注入热流体熔蜡、扩径措施。 通过对末段 6公里管线各点测压、测温（各点参数见表），发现铁大线热量损失的80%集中在管线前24公里，动力
19、损失的80%集中在管线末段4公里，特别是末端2公里尤为严重。因此决定在管线末段6、7点注入热柴油及热水措施，以便利用高温热流，使末段管线达到熔蜡、扩径、减阻、降量的目的。 首先采取间断注入热柴油及热水措施。间断注入热柴油及热水运行参数见表、表。分析表、表数据可知：管线末段间断注入热流体熔蜡、扩径效果不好。经分析，间断注入热流，因容量小、温度低、热量不能集中，达不到熔蜡、扩径效果。随后，改为末段连续注入高温热水措施。连续注入热水运行参数见表。分析表数据可知： 连续注入热水，熔蜡、扩径、减阻效果明显，输量每小时增加12立方米。热水扩径后的运行参数见表。分析表数据可知：在同等输量下（358立方米/小
20、时），末站温度上升 4；在同等压力下（3.05MPa)，输量每小时增加30立方米，末站进温增加 5。 铁大管线采用末段注热水扩径、减阻措施，虽然改善了管线动力条件，但因具体实施时，需要设备多大量耗费人力、物力，且需要较多的储水量，再加上所有操作都在境外作业，因而给正常生产管理带来许多不便。热水扩径减阻措施对于长输管道生产管理不是权宜之计。 4. 4 注入降凝剂措施针对注热水扩径的不利因素，对铁大线采取输送新工艺，即：注入降凝剂，使铁大线原油凝固点继续下降，其目的改善管线热力条件，为进一步降量运行提供安全保证及科学依据。东北输油管理局在铁大线上，对廊坊研究院生产的GY降凝剂及昆山公司生产的铈降凝
21、剂进行了现场测试。GY降凝剂现场测试数据见表。铈降凝剂现场测试数据见表。分析现场测试数据表、表可知：注入GY降凝剂后，铁大线原油凝点由26下降到23.5。原油在33以上是牛顿流体，在30时是非牛顿流体。 注入铈降凝剂后，铁大线原油凝点由原来26下降到21。原油在30时仍为牛顿流体。 注入降凝剂，虽然可以改善管线热力条件，为进一步降量运行提供科学依据，但注入降凝剂不能阻止管壁结蜡，相反，在末站进温允许降低的情况下，更加快了管壁结蜡速度，加大了表观粘度，从而进入不稳定区的临界量加大，使管线动力条件进一步恶化。因此，铁大线完成超低输量运行任务的技术关键，集中在如何解决末段管壁结蜡问题。 4. 5适当
22、改造输油设施对末段管线实施清蜡4.5.1末段安装清蜡装置及发球筒位置的确定和清蜡操作程序。通过沿线各点的压力、温度参数，计算出各段的水利坡降见表 。分析表各段水利坡降的变化情况，可知沿线管壁结蜡严重的管段主要发生在管线末段4公里，特别是末端2公里尤为严重。铁大线沿线1终点纵断面图，见图（三）。鉴于2点至 3点位差较大，且管线停输易倒油的特点，决定在 3点安装操作简单、且投资少的简易发球装置。即在 3点后干线上安装一个DN 400球阀（01阀），接着在其后径向安装一个DN200闸阀(02阀)作为清管器发球筒，3点安装压力表、温度计、通球指示器各一个，示意图如下：图（三）操作程序：末站倒完收球流程
23、后，管线停输后关闭01#阀。倒油后开02阀，将圆形清管器装入管线底部，关02阀、开01阀，管线起输通球。末站收球报警后，倒回正输流程，打开收球筒收球。 4.5.2 清管器的确定 一方面考虑末段管线处在低洼、水田之中，且埋深浅，管壁附一定程度的蜡层，对管线起保温作用；另一方面考虑低输量下的动力要求，经计算末段管径维持200毫米就能满足动力条件，所以02#径向阀选择了直径DN 200，这就限制了清管器的规格必须是直径小于720的圆形球。加工的型号为650、700、710光面圆形球及710光面球外包带状钢针（增加清蜡效果）。根据东北管网多年清蜡经验，铁大线末段清管器的材质选择外包聚胺酯橡胶的泡沫球。
24、 4.5.3 清管器型号选择由于管线呈严重的“倒喇叭”状，若选择球径小，管线泄流量大，清管器在前段不走；若选择球径大，清管器在后段会卡住，产生蜡堵事故。所以末段管径计算准确与否，决定末段发球是否成功。从GY降凝剂试验中，可知铁大线热处理后的原油粘度,见表 。 假设原油流态分别为层流、紊流，根据 4月22日及 6月19日运行参数，利用列宾宗公式计算各段管径，并重新校核原油流态见表、。经过校核原油流态的判断，可以推出：4月22日，库区至 2管段流态为紊流区域；2至7#管段流态基本为层流与紊流的混合区域；7至终点管段流态为紊流区域。6月19日，库区至终点管段流态基本为紊流区域。为了避免因选择球径过大
25、，使末端管线发生蜡堵事故，故以末端6至终点管段的管径（d=710mm）选择球径规格。6月22日，末段管线经适当改造输油设施具备发球条件后，先后选取球径650、700、710三枚清管器，分别对末段进行清蜡。结果，三枚清管器在末站均未收到，且运行工况无任何反应，管线末段首次清蜡宣告失败。4.5.4末段首次清蜡失败的原因末段首次清蜡失败的原因有两种：一种是球径小。从6月19日管线3#点现场切管可知：实测管径与理论计算管径相差70mm。由于管线呈“倒喇叭”状，内径变化幅度大，且选择球径时以 6终点管段的管径为基准，这就使选用的清管器球径对 35+1管段的实测管径相对更小，引起原油泄流大，清管器前后不能
26、形成压差，导致清管器不走；另一种是清管器强度低。由于清管器装入管线前，没有对其打孔冲油，当球进入管线启输后，因压力作用，使原来的聚胺酯泡沫球变成聚胺脂皮碗，相对直径变小，比重增大，使其停留在35+1管段处。4.5.5铁大线末段管线理论管径的修正 如何修正末段管线理论管径？选择多大的球径才能同35+1管段的直径相吻合成为问题的焦点。 4.5.5.1 现场管径实测 6月19日，在 3点用切管机切管准备安装末段发球装置时，发现此处的管线管径呈“倒鸭梨”状，管壁结蜡严重不均，情况如图（四）所示：图（四） 管壁结蜡上厚下薄，且表面凹凸不平，高低起伏范围为2040mm。管线平均当量管径为632mm。此处理
27、论管径与实际管径相差70mm。 4.5.5.2、造成管线截面蜡层严重不均，且管径呈“倒鸭梨”状的原因：由于输量、管径的变化，管线 2点出现翻越点的几率增加。翻越点后，由于高差大于在该水利坡降下原油所需消耗的能量，使翻越点后原油流速加快，流速大于满管流速的管段将出现不满流。不满流的出现，使管下壁稠油层及软蜡被流速快的原油冲走，从而引起管壁蜡层上厚下薄。长期以往，翻越点后的管段，管壁结蜡形成上厚下薄。 以上是影响管壁结蜡不均，管径呈“倒鸭梨”状的主要因素。随着沿线距离增加，不满流消失，再加上油流温度与外界温度的温差减小，可以推论：翻越点后，随着沿程距离增加，管线截面结蜡严重不均趋势有所下降，末段管
28、径将由原来的“倒鸭梨”状逐步变为椭圆，最后在末端可能形成蜡厚均匀的偏心圆。 4.5.5.3、造成计算管径与实际管径误差较大的原因： 计算公式的影响。根据实测管径分析：末段原油流态可能属于层流与紊流交界区，且降量运行末段可能出现非牛顿流及不满流现象，导致无法找到合适的计算公式，只能用紊流光滑区的计算公式代替计算，这是引起误差较大的根本原因。 粘度影响。大庆原油经75热处理后，不仅凝点发生变化，而且粘度也发生了变化。如果采用非热处理的粘度值，必然引起计算误差（本文进行流态判断用现场测试粘度，计算精度相对提高）。4.5.5.4、铁大线层流与紊流混合区的管径计算针对计算产生误差的原因，重新寻找合适的计
29、算方法，使其既能避免粘度影响，又能近似计算铁大线管段在层流与紊流交界区的管径。根据 h=LV2/2gD=0.0827LQ2/D5 水力摩阻系数 L站间距（m） Q输量（m3/s） D管内径（m） h站间水力摩阻（m） g重力加速度（m/s2）推出：=12.09120(P1-P2)+Z1-Z2D5/LQ2 水力摩阻系数 Z1上游点标高（m） Z2下游点标高（m） P1上游点压力（Mpa） P2下游点压力（Mpa）将 6月19日测得参数：Q=383（立方米/小时）；2压力P1=1.92Mpa；Z1=134.42m；3压力P2=2.65Mpa；Z2=39.09m；L=563m；3#点的平均当量管径D
30、=0.232m代入公式，得出1=0.21。将 6月19日测得参数：Q=383（立方米/小时）；3压力P1=2.65Mpa；Z1=39.09m；5#+1压力P2=2.55Mpa；Z2=20m；L=1599m；3#点的平均当量管径D=0.232m代入公式，得出2=0.297。此时，=0.210.297的值，就是铁大线末段在层流与紊流交界区的水力摩阻系数。将重新代入公式，得出铁大线末段管线在层流与紊流交界区的计算公式：h=LQ2/D5。此公式仅适用铁大线。 层流与紊流交界区的流态系数(0.01740.0246) L站间距（m） Q输量（m3/s） D管内径（m） h站间摩阻（m）利用公式，重新计算各段平均当量管径：2#3#管段的平均当量管径为650700mm；3#5#+1管段的平均当量管径为700710mm。（3#点的平均当量管径为700mm，这与前面得出的结论：“末段沿线管径逐渐变小相一致”）利用重新计算的各段平均当量管径，计算雷诺数并校核各段原油流态：2#3#管段的雷诺数Re=2677 (2000Re3000),该段原油流态为层流与紊流交界区；3#5#+1管段的雷诺数Re=2766 (2000Re3000),该段
