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暖管施工技术推广
辽河油田坨鞍线输油管道改造工程
暖管施工技术推广
辽河石油勘探局油建一公司一分公司
二00五年一月三十日
目录
1.0前言3
2.0概况3
3.0暖管设施4
4.0暖管原理及主要流程4
5.0暖管技术措施5
6.0能源消耗10
7.0暖管事故处理预案11
8.0结束语11
1.0前言
随着我国石油事业的飞速发展,浅海大陆架及内陆大型油田的陆续发现开发,原油的管道运输作为一项重要的配套运输环节,越来越得到业内人士的高度重视。
资料表明,为满足我国经济高速发展的需要,至2010年,我国将在现有以西气东输管线为主干的管网系统之上,再铺设1.8万公里输油、输气管线,以进一步加强我国能源的管道运输能力,其中,以原油的运输管道尤为重要。
依据不同原油产地,原油的物理特性有所不同,尤其作为影响管道运输的原油粘度不同。
由此,输油管道的暖管投产,作为管输原油投产的一道重要工序,有效的解决了原油管输的低温凝固问题。
这里,我以辽河油田坨鞍线输油管道改造工程暖管投产为例,向大家介绍一下原油暖管投产的施工技术。
2.0概况
1、坨鞍线输油管道改造工程(高通子-鞍山末站),起点为盘锦高通子,终点为鞍山末站,管道水平长度37.2Km,管道规格为Ф426×7,采用螺旋埋弧焊钢管,材质为L360,全线采用泡沫黄夹克保温。
管道埋地深度不小于1.2m,设计起输量110×104t/a,设计最大输量400×104t/a,设计压力6.3MPa,设计输油温度75℃。
输油管道总传热系数:
0.67W/m2.℃;管道闭合时大气温度:
≥5℃。
坨子里首站原油一般物性
项目
数值
原油密度ρ420(t/m3)
0.9443
粘度(mPa.s)
40℃
1900
50℃
950
60℃
430
70℃
305
80℃
182
凝固点(℃)
11.8
含水率(%)
0.36
2、暖管设计参数
(1)设计年输送天数:
350天
(2)管道管顶埋深:
≥1.2m
(3)设计出站温度:
75℃
(4)设计进站温度:
≥40℃
(5)设计系数:
0.72(一般地段)0.60(定向钻穿越、202国道、铁路)
(6)线路设计压力:
6.3MPa
(7)线路全长:
37.2km
(8)输油管道总传热系数:
0.67W/m2.℃
3、暖管投产条件的选取
(1)暖管介质:
清水
(2)管线暖管地温:
10℃
(3)新建管道暖管稳定时总传热系数:
K=0.67W/m2·℃
(4)暖管来清水温度:
10℃
(5)暖管用燃料:
天然气
(6)投产时输油量:
200m3/h
(7)投产时总传热系数:
K≤0.67W/m2·℃
(8)投产时中间站出站温度:
70℃
(9)投产时中间站出站压力:
≥1.5MPa
3.0暖管设施
坨-鞍线改造工程暖管设施主要包括以下内容:
1、取水深井4口,满足取水要求;1000m3消防水池2座(已有)满足蓄水要求;
2、加热炉6台(2300kW加热炉,燃气),用于加热暖管用水,满足暖管水流量要求;
3、暖管泵2台(Q=200m3/h、H=100mN=90kW),一用一备,向加热炉供水;
4、水源井泵
水源井泵选用深井泵,共4台,选用流量不小于30m3/h、扬程不小于100m;
5、临时收发球筒2套(首末端各1套),用于收发清管器;
6、其它临时用管线及阀门。
按照首末端暖管工艺安装图安装好暖管设施(见附图)
4.0暖管原理及主要流程
1、暖管原理
原油于管线中流动,具有一定粘度,且低温凝固,所以必须利用热水将管道沿线(包括管道及近管道周围地层)预热,在持续通入热水,管道向近管道地层不断传热的基础上,使管道沿线形成一个稳定的温度场,确保投油期间不会因为原油温度急剧下降而发生凝管事故。
同时采用暖管预热启动方式还可以消除管道因温度和压力而产生的应力,防止投油期间发生管线断裂和拱出地面的事故。
同时原油与清水通过隔离相接进入管道,完成原油管输的投产。
2、暖管流程
(1)清水储存流程
水源井来水消防水池
(2)暖管流程
消防水池来水暖管泵 计量加热炉(2台并联)
末点放水新建管道加热炉(4台串、并联)
(3)清油流程
隔离清管器
压风车已建输油管道末站
为保证暖管泵灌泵启动的要求,在泵入口端底部安装底阀。
5.0暖管技术措施
5.1暖管准备及基本条件
1、暖管投油前,应对管道线路部分的连头点、穿跨越、爬堤、管沟回填等进行验收。
2、暖管投产设施全部安装完毕并检查合格。
3、水、电、供热等辅助系统安装完毕并检查合格。
4、全线通讯保持畅通无阻。
5、成立暖管领导小组并落实好线路巡线小组及抢修队伍。
5.2暖管方案
本次改造工程采取反向预热启动方式进行暖管投油,由于采用反向预热暖管,输油的起点(暖管的末点)温度较低,输油的末点(暖管的起点)温度较高,对于投油来说既有有利的方面也有不利的因素,首先投产初期流量不宜过大、温度不宜太高,避免新旧管线连接点处温差过大;随着油头在管线内向前流动,原油在一个温度逐渐升高的温度场内运行,避免油头温降过快的现象。
利用水源井来水进消防水池,经过暖管泵升压后进加热炉对冷水进行加热,按照暖管温升控制要求调整水出炉温度进入新建管道系统进行暖管(温升曲线见附图)。
具体步骤如下:
5.2.1第一阶段
将清管隔离球送入鞍山末站内收发球筒中,启动暖管泵(1台),通过控制暖管泵的出口阀门及末点放水阀门将水流速控制在0.21m/s,流量为100m3/h,向加热炉供水,同时启动1#、2#加热炉,控制燃气量将水加热至30℃进入管线,推动清管隔离球在管线内前进,把冷水和热水隔断,之后缓慢提高水温,温升速度1℃/h,继续进行暖管操作,待水温升至42℃时,启动3#加热炉继续以温升速度1℃/h的升温速度进行暖管,直到暖管水温升至50℃时,停止升温,维温运行12h,与巡线及各操作小组联系,无异常情况进入暖管第二阶段(暖管同时利用水源井上水管线补充消防水池内水量)。
5.2.2第二阶段
调节暖管泵出口阀门及末点放水阀门将水流速调节至0.27m/s,流量为130m3/h,向加热炉供水,同时启动4#加热炉,4台加热炉同时运行进行暖管作业,以温升速度0.5℃/h的速度升高暖管水温,待暖管水温达到59℃时,开启5#加热炉,5台加热炉同时运行进行暖管作业,以同样的温升速度继续升高暖管水的温度,当暖管水温达到60℃时,停止升温,维温运行18h,与巡线及各操作小组联系,无异常情况进入暖管第三阶段(暖管同时利用水源井上水管线补充消防水池内水量)。
5.2.3第三阶段
维持暖管泵供水速度,继续以水流速度0.27m/s,流量130m3/h的水流量向加热炉供水,5台加热炉同时运行进行暖管作业,以温升速度0.5℃/h的速度升高暖管水温,当暖管水温达到68℃时,开启6#加热炉,6台加热炉同时运行进行暖管作业,以同样的温升速度继续升高暖管水的温度,当暖管水温达到70℃时,停止升温,维温运行18h,与巡线及各操作小组联系,无异常情况进入暖管第四阶段(暖管同时利用水源井上水管线补充消防水池内水量)。
5.2.4第四阶段
继续以水流速度0.27m/s,流量130m3/h的水流量向加热炉供水,6台加热炉同时运行进行暖管作业,以温升速度0.5℃/h的速度升高暖管水温,当末站内暖管水温达到75℃时,停止升温,维温运行24小时,进入管线的热态模拟输送阶段(暖管同时利用水源井上水管线补充消防水池内水量)。
5.2.5热态模拟输送阶段
关闭热水进入管线的3#高压阀门,打开泥浆车进热水阀门及向管线内注水阀门,启动泥浆车,对进入管线的暖管水进行升压,调节末点放水阀门维持暖管水温及水量,以4.0MPa的热水压力对管线进行热态模拟输送,保持压力不变,进行模拟输送6h,对管线进行巡线检查,如无异常情况关闭泥浆车,停止热态模拟输送,关闭末站收发球筒前面的DN400球阀,将清管球利用首站收发球筒送入管线中,进入管线的清管作业阶段(热态模拟输送的同时,利用水源井上水管线补充消防水池内水量)。
5.2.6清管作业阶段
利用鞍山末站内收发球筒(新建),将带跟踪器的清管球送入管线中,以泥浆车提供的压力为动力推动清管球在管线中运行,对管线进行热态清管作业,同时由2人佩带跟踪器对清管球进行跟踪,直到高通子处。
利用高通子处收发球筒接收清管球后,关闭泥浆车进出口阀门,打开热水进入管线的3#高压阀门,继续在75℃温度下维温运行,模拟输送、热态清管作业及维温运行总计必须达到60h。
依据暖管起末点的温度、压力,推算总传热系数K值,当起点温度达到75℃,末点温度达到61℃,总传热系数K=0.67W/m2时,认为暖管已经合格。
做好暖管各项记录及技术资料,并报现场监理确认(清管同时利用水源井上水管线补充消防水池内水量)。
5.2.7投产准备阶段
关闭高通子处6#阀门、5#阀门,将放入临时收发球筒,关闭7#、5#阀门,打开6#、16#阀门,将油水隔离球送入管线中。
进入管线的投产阶段。
5.2.8管道暖管温升时间及清水用量表
温度℃
清水流量m3/h
时间h
总水量m3
1、启动2台加热炉
2、30
3、100
4、1
5、100
6、31
100
7、1
100
8、32
100
9、1
100
10、33
100
11、1
100
12、34
100
13、1
100
14、35
100
15、1
100
16、36
100
17、1
100
18、37
100
19、1
100
20、38
100
21、1
100
22、39
100
23、1
100
24、40
100
25、1
100
26、41
100
27、1
100
28、42
100
29、1
100
30、启动3台加热炉
31、43
100
32、1
100
33、44
100
34、1
100
35、45
100
36、1
100
37、46
100
38、1
100
39、47
100
40、1
100
41、48
100
42、1
100
43、49
100
44、1
100
45、50
100
46、12
47、1200
第一阶段总计
48、32
49、3200
50、启动4台加热炉
51、51
130
52、2
53、260
54、52
130
55、2
56、260
57、53
130
58、2
59、260
60、54
130
61、2
62、260
63、55
130
64、2
65、260
66、56
130
67、2
68、260
69、57
130
70、2
71、260
72、58
130
73、2
74、260
75、59
130
76、2
77、260
78、启动5台加热炉
79、60
130
80、18
81、2340
第二阶段总计
82、36
83、4680
84、61
130
85、2
86、260
87、62
130
88、2
89、260
90、63
130
91、2
92、260
93、64
130
94、2
95、260
96、65
130
2
260
97、66
130
2
260
67
130
2
260
68
130
2
260
启动6台加热炉
69
130
2
260
70
130
18
2340
第三阶段总计
36
4680
71
130
2
260
72
130
2
260
73
130
2
260
74
130
2
260
75
130
60
7800
第四阶段及清管模拟输送总计
68
8840
总计
172
21400
5.3暖管组织及技术要点
98、施工组织要点
(1)建立统一的暖管领导机构,负责信息汇总及指挥协调暖管首末端操作小组及巡线队伍、抢险小组。
(2)保证暖管领导机构运行有效,通讯24小时畅通。
(3)操作小组、巡线小组成员各岗位职责明确,任务到人。
(4)管理网络实行汇报制度,即每四小时下级向直属上级汇报本职暖管工作一次,异常情况立即上报。
99、技术要点
(1)暖管工艺安装必须严格按照安装图进行,同时调试完毕。
(2)暖管的成败与温升速度有直接关系,温升过快,管线热应力未被完全释放,容易造成管线变形、拱起或断裂。
必须通过控制锅炉燃气进气量及锅炉风门来保证温升要求;温升过慢,则暖管水未达到暖管效果,热量即穿入地层,造成浪费。
必须通过首末端的精密记录仪表严格按照温升曲线要求进行暖管水的温度控制。
(3)加热炉工必须随时检查炉膛内火焰燃烧情况及燃料气进炉情况,避免燃料气出现偏流现象对炉体造成损伤。
(4)温升过程中的阶段切换控制也很重要,必须保证暖管首末端的同步操作。
(5)暖管整个过程的巡线及抢险工作是重中之重,保证通讯畅通,遇有紧急情况立即上报。
6.0能源消耗
1、水资源
管道充水整体通球、试压需要水量约4970m3,暖管用水量约21400m3,试压、暖管总水量约26370m3。
其中外供水11820m3,自取水14550m3。
2、燃料气
暖管期间启动加热炉由最初的2台逐渐增加为6台。
其中暖管水由30℃升至42℃之间启动2台加热炉,运行时间13h,消耗燃料气8125m3;暖管水由43℃升至50℃之间启动3台加热炉,运行时间19h,消耗燃料气17812m3;暖管水由51℃升至59℃之间启动4台加热炉,运行时间18h,消耗燃料气22500m3;暖管水由60℃升至68℃之间启动5台加热炉,运行时间34h,消耗燃料气50470m3;暖管水由69℃升至75℃之间启动6台加热炉,运行时间88h,消耗燃料气151250m3;
暖管运行时间总计172h,消耗燃料气量约为25.02×104m3;
3、电力消耗
(1)暖管期间
启动1台200m3/hN=90kW热水泵,加热炉由2台逐渐增加为6台,运行时间172h,耗电20640kW.h;
(2)通球试压期间
启动1台200m3/hN=90kW水泵,运行时间25h,耗电2250kW.h;
(3)电力总消耗为22890kW.h(不含水源井耗电)。
7.0暖管事故处理预案
1、在暖管过程中发现异常情况时应立即上报暖管领导小组,由暖管领导小组指挥处理。
2、暖管期间,管线因热应力发生变形、拱出地面或发生断裂时,应按紧急停炉要求进行停炉,对暖管水进行站内循环,以防止加热炉受损,并切断管线进水阀门。
3、管线发生事故后,由暖管领导小组安排抢险队伍进行抢修,修复后,重新覆土并保证管线埋深。
4、暖管期间,必须专人负责水井向消防水池内供水,不得出现停水现象。
如出现停水事故,暖管领导小组应立即协调及时供水。
同时,停泵、停炉。
5、暖管期间,电工必须不间断巡视暖管用电系统,不得出现停电现象。
如出现停电事故,应立即关闭电源总闸,立即抢修。
同时,停泵、停炉。
8.0结束语
通过对上述坨鞍线暖管投油技术的介绍,我们能够对长输管道的暖管技术有个深刻的了解和掌握。
暖管技术作为原油长输过程的一项重要技术,不同的技术要求、原油物性、管道特性虽有不同,但技术流程大致相同,希望通过上述介绍,对从事原油长输管道施工的朋友有所借鉴。
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