采用科技手段,促进花格线安全、高效输油动态监测与定量预报

1、采用科技手段，促进花梧线安全、高效输油动态监蠢与定预报443采用科技手段，促进花格线安全、高效输油 动态监测与定量预报覃海涛 纪国富 李丙文 骆建武 高卫庆 杜生龙(青海油田格尔木管道输油处)一、花格线概况花格线位于昆仑山北麓，西起茫崖油砂山。东至格尔木东南郊，全长435662 km，沿途设 首未站各一座，中间热泵站6座。该管道沿途人烟稀少，几乎没有社会依托，沿线70以上是沙 漠、戈壁，其他部分为盐碱地、沼泽、荒草滩等。全线管道最高点海拔3 42586 m，海拔最低点2 76605 m，海拔最高的站是大乌斯加热站，海拔为3 07410 m，海拔最低的站是拖拉海站， 海拔为2 77783 m。全

2、线落差为65981 m，两站间落差最大的是茫崖热泵站和大乌斯加热站， 净落差为51990 m，全线平均海拔2 900 m，是世界海拔最高的高原原油长输管道。花格线原设计一期工程年输量为10010t。近年来随着青海油田的不断发展，原油产量 不断增加，1995年输油量为10510t，1996年输油量为126x10t，1997年输油量为147104 t。这对年输量只有100104t的花格线来讲，油田原油的产输矛盾日益突出。而且全线主要设 备已连续运行多年，效率下降，各站只能用二备一，种种设备故障不断暴露，给管道安全生产带 来严重威胁。为了保证管道安全平稳运行。保证年输油任务的顺利完成，为青海油田产、

3、输、炼、 销、综合平衡打下良好的基础，寻求花格道最佳优化运行方案，已成为当务之急。二、花格线现状及先天缺陷1花格线主要技术参数 (1)管材参数 管材规格：273x6 mm直缝管材质：ts一52 k 防腐形式；聚氨脂泡沫和高密度聚乙烯塑料黑夹克 补口形式：热熔焊补口套(2)运行参数 设计压力：627 mpa 运行压力：62 mpa(出站)运行温度。出站温度75i进站温度40444 宝国油气储运技术交藏研讨鑫论文纂输油能力：一期工程：10010ta 二期工程：200x10ta (3)自然环境地貌：以戈壁、砾石、沙滩为主(占70)，部分轻盐渍化草滩。 海拔标高：平均标高2 900 m，最高标高3 4

4、25 m；最低标高2 7779 m。 (4)油品物性凝固点：325cl相对密度(20c)：0836 4 kgm3；含蜡量：2854n 含沥青胶质：449l初溜点：82c；反常点：38c；析蜡点：608c； 动力粘度见表1。表1油品动力粘度温度()38 40 4550 60 70 75l牯度(mpas) 25 16 11 8 6 48 462造成花格线现状的原因 花格线自1992年6月第一次腐蚀穿孔。到2001年6月底内检测结束为止，共发生腐蚀穿孔、漏油和爆管事故94次，其中主干线因腐蚀严重爆管7次。2000年以后所发生的25次管道漏油事故都是在管道运行压力较低的情况下发生的。频繁的漏油事故不仅

5、直接威胁着管道的安 全运行，而且造成了巨大的经济损失，同时，对环境造成了污染。19932000年，通过历年的抢 险、检漏和大修，共检出可疑点190多个，开挖过程中累计发现较为严重的腐蚀点68处，最大腐 蚀深度为53 mm。其中1999年在11067 km的大修现场发生了8次腐蚀泄漏，2000年在36978 km的管道大修过程中发生了12次泄漏，泄漏点周边均为大面积的片状或蜂窝状腐 蚀。造成如此严重的腐蚀。其原因主要有以下3个方面。(1)客观环境恶劣一是花格线并不算太长，但管道途经的落差大，管道的最高与最低海拔相差近648 m，管道防水击要求高；二是管道途经戈壁、高山、河流、沙滩(约占70)和部

6、分 轻盐溃化草滩、草原沼泽地段。部分地段地下水位较高。夏季水位就在地表，对管道的防腐和保 温提出了更高的要求三是交通不便、社会依托差，给管道施工和管理带来了诸多意想不到的 困难。比如，施工时管道拉运中的防腐层保护就是一个难题，保护不好。在拉运过程中就有可能 将防腐层和保温层损坏，使防腐层和保温层达不到应有的效果。四是管道投产后不久就发生了 凝管事故，在事故处理过程中对管道造成了极大的伤害，尤其是对防腐层和保温层的伤害，给 以后的安全生产留下了巨大的事故隐患。(2)工程中存在的缺陷首先是设计的缺陷：花格线防腐保温结构，在设计上采用的是 “管中管”结构，即在管体外部直接采用硬质聚氨酯泡沫进行保温，

7、在保温层外部采用高密度聚 乙烯作为外防水防护层，补口采用的是高密度聚乙烯热熔套岫于在设计上没有对管壁进行防腐处理，导致地下水进入保温层后，直接与管体表面接触对管道构成腐蚀，管壁没有防腐层是 管道在设计上的一大缺陷；另外，国产的聚乙烯热熔套补口材料，由于加热电阻丝粗细不均，在 补口时对粘接部位的加热不均匀，导致补口处应该粘接的部位没有能够很好的融合成为一体， 地下水很容易由此进入并对管体构成腐蚀，这是在管道补口设计上的又一大缺陷。其次是施工 中的缺陷：由于花格线是交钥匙工程，施工方在施工过程中的质量检测也是由施工方来完成 的，对各工序的质量缺乏有效的监督。因此管道在建设初期就存在隐患。采甩科技手

8、段促j挂花梧钱安全、矗藏输油葡赢监蠢与定预报445三、管道腐蚀、变形检测2001年5月12日至6月24日，经过四43天，对花格线进行了内检测。通过对内检测数据 的分析，基本掌握了该管道的腐蚀及变形情况。(1)变形情况距茫崖站500 m处存在9的变形，那林格勒河西阀室下游14 km处有一 超过17的大变形点，东阀室阀门在变形检测前未完全打开，格尔木进站前500 m有一超过9的大变形点，其他的变形均小于5。(2)腐蚀情况 花格线腐蚀情况非常严重。大量腐蚀发生在草原沼泽地段管道的补口处。 管道壁厚减少在3 mm以上的严重腐蚀点有399处，壁厚减少在153 mm之间的中度腐蚀点 有93处，壁厚减少在1

9、5 mm以下的轻度腐蚀点有2 048处，其中大部分是腐蚀面积超过1 m。 的大面积腐蚀。(3)管道上的维修点非常多，该管道上共发现维修点6万多处，其中补板2 464处，套袖4 23l付。通过对花格线的全线内检测共检测到腐蚀点3 468个，其中严重腐蚀点409个，中度腐蚀 点963个，轻度腐蚀点2 096个。四、不停输大修，增强管道安全运行能力鉴于花格线所处地形地貌复杂、腐蚀严重长距离不停输管道大修无成熟的经验可以借 鉴。为确保大修期间在输管道的绝对安全，经过周密论证，制定了管道大修方案。在187号桩至188号桩之间，进行了720 m的大修试验。试验过程中，进行了开挖、除锈、ep重防腐涂料防 腐

10、、焦油聚氨脂防腐、硬质氨脂保温层现场发泡和聚乙烯胶带、环氧煤沥青一玻璃丝布、煤焦油 瓷漆外防护等试验，通过现场试验，确定了采用ep涂料作为防腐层，保温层采用现场发泡方式 进行制作，外防护层根据不同的地形地貌，分剐采用a、b、c三种方案进行制作。其防腐、保温、 外防护层的结构及厚度如下：(1)防腐层：底漆一面漆一玻璃纤维布一面漆一玻璃纤维布一面漆。厚度400眦。(2)保温层：采用12m长的发泡模具进行现场扣模发泡，制作50mm厚的保温层。 (3)外防护层：方案a；煤焦油瓷漆一内缠带一煤焦油瓷漆一外缠带厚度4 mm。方案b：面漆一聚乙烯胶带一面漆一玻璃纤维布一面漆。厚度1 ram(所用防腐涂料为环

11、 氧煤沥青)。方案c：环氧煤沥青机漆一聚乙烯胶带oi-带)一聚乙烯胶带(外带)。厚度1 mm。为防止管道大修后，一旦发生进水而形成“窜水”现象，每个作业坑内的端面都制作了防水 封端。为了统一管道腐蚀的检查及补焊标准，参照管道防腐手册制定了对钢管腐蚀程度及等 级分类(见表2)、钢管腐蚀修补处理方法分类(见表3)。大修工艺流程为：管沟开挖一清除原防腐保温层一钢管外壁腐蚀情况检查一钢管表面处 理一腐蚀点补惨一防腐层涂敷一保温层翻作_井防护层捌作一质量检查一回填整形一管堤修446 宝冒油气储运技术交流研讨龛论文重复。表2钢管腐蚀程度分类腐蚀等级 腐蚀程度 完好 表面无锈蚀轻腐蚀 腐蚀最大深度小于05

12、mm中腐蚀 腐蚀最大深度大于05 mm，小于1 lianl 重腐蚀 腐蚀最大深度大于05 nlnl小于2mm 极重腐蚀 腐蚀最大深度大于2 mm，小于2璧厚 危险腐蚀 腐蚀最大深度大于i2壁厚穿孔 管壁已穿孔表3钢管腐蚀修补处理方法分类腐蚀深度 腐蚀面积 修补处理方法及选择1 cm2不修补，直接施工防腐层1 cm2采用无溶济防腐修补材料抹平修补点焊修补1 em2聚合物合金修补材料填充修补o522 mm无溶济防腐材料修补填充后，用钢板补焊i cmo聚台物合金修补材料填充后用无溶济防腐修补材料制二布三油加强层用无溶济防腐修补材料填充后，用钢板补焊20mm甩无溶济防腐修补材料填充钢管套管焊接修补打卡

13、子修补 漏点聚合物合金修补材料堵漏后，用钢板补焊五、应用减阻剂减阻增输1原油泵输原理对于性质稳定的原油和已建好的集输干线，要想降低输油难度和费用主要取决于原油的 改性程度，即凝固点、表观粘度、屈服值下降程度。改性后的原油的凝固点由集输管道的未端确 定，表观粘度和屈服值的大小与管道的压头损失和启动压力密切相关。当原油接近或稍低于原 油凝固点温度输送时，在管壁低剪切速率范围内，呈现出具有触变性和屈服值的假塑性流体特 性，即t，f_+置zm采用科技手段，促进花格线安全、效输油动态监测与定量预报447式中r剪切应力 ro屈服值i k稠度系数。如果输油温度高于或接近原油凝固点，即流动行为指数nml时，可

14、以将原油流动近似看 作牛顿流体流动，也就是rh+kd。即当给顾油施加一个大于的力，原油就开始流动，随 后，流动特性呈牛顿流体性(与剪切速率成正比)。原油的凝固点可用凝点仪测定，表观粘度可 用nxsii型同轴筒式旋转粘度计测试(一般要求此种表观粘度计的剪切速率达到02 s一以 下，控温精度士o1)，绘制出t-d曲线即可求出ro。求出改性原油ro后可由下式计算出使管道中原油流动所需要的压力尸。pp1+4ld式中尸-管道出口端压力i l管道的长度i d管道直径； r0屈服应力。由上式可知，启动压力与b成正比。只要降低r。(对于一定管道工况条件)就可以降低输送 时的启动泵压。一但原油流动呈牛顿流体流态

15、，其输压与原油稠度系数就无关，而稠度系数k 与原油表观粘度成正比，只要原油的粘度降低。输压即可降低。2减阻荆应用的目的减阻剂应用项目于1995年开始立项研究。当时花格线年输油能力为10010t，随着青海 油田的发展，年输量超过130x10t。为提高输量，就要相应增加管道的输送压力，但管道设计 条件不允许。为确保管道安全平稳运行，减阻剂的应用研究就显得非常迫切。3减阻剂的试验研究过程 减阻剂是一种应用于流体减阻的高分子化学添加剂。不同区域的原油由于物性不同对减阻荆的敏感程度存在很大的差异，因此在工业性试验前需要进行室内筛选和评价。1995年6月在环道试验装置上进行减阻率、增输率试验研究。1995

16、年12月，采用美国管道化学品公司的减 阻剂在现场进行试验，试验管段选在茫崖至甘森段。每种减阻剂进行3种不同浓度的注入，在 茫崖泵站、甘森泵站、乌图美仁泵站、中灶火泵站的出站口，每15 min采集一次数据。整个试验 过程分两步，即减阻试验和增输试验。试验证明，可以达到增输减阻的目的，并且抗剪切性能良 好，在不增加输油泵站和输油泵、不改变运行条件的情况下，可以提高管道输送能力。中灶火站 加入减阻剂后，摩阻随加剂时间变化见表4。4减阻剂应用情况1996年，在甘森站增输改造情况下，应用减阻剂完成了12610t的年输油任务。1997 年，二期扩能工程没有完成，依靠减阻剂完成14710t的年输油任务。在管

17、道腐蚀加剧、管道 承压能力低于64 mpa工作压力而输量逐年增加的情况下，为了改变现状，应用减阻剂增输减 压，降低管道运行压力，取得了十分显著的效果。2000年对减阻剂注入工艺系统进行了改造， 用国产注入泵代替进口泵，节约了部分维修费用。448 宝目油气健运技术交箍研讨客论文羹 衰4管道搴阻髓加药时间变化数据衰中灶火站拖拉海站管道摩阻 管道长度 减阻率时间 出压压力进压压力 摩阻系数(mpa) (m) ()(mpa)(mpa)14：00 38056 324 00469o14：30 38056 324 00469016：00 38056 324 004690153037062 318 00469

18、 18516：00 36055 305 00441 586163034052 288 00418 11117：00 34053 287 00415ll-417；30 35056 294 o0425 92518：00 360630004347418：30 32053 265 00383 18219：00 32055 26s 00383 18219：30 31052 258 00373 20420：00 3o0，53 247 00357 23820：30 30057 243 00352 25o21：00 3，0062400347 2592l：30 28o 62200318 32122；00 280

19、56234 00339 27822，30 27056 214 00310 33923：00 27053 217 69100 0031433023：30 28062200318 321000027056 214 00310 3390030 25053 197 00285 39201：00 25057 193 00279 40401：30 24053 187 00270 42302：00 24057 183 00265 43502：30 24071700246 47s03：00 23073 157 002275i503：30 22075 145 0021055204t0022081 139 002

20、0157104：30 22083 137 00198 57703：00 21086 124 0017961705l 3021093 117 001696390610021092 118 00170 63606：30 21093 117 00169 63907：0021005 115 00166 64507：30 21095 115 00166 64508；00 21097 113 00163 651随着油田产量的不断上升，到2001年花格线年输量已达到200x104 t，为了适应生产的要 求，改变了减阻剂的注入量和注入系统。2002年8月18日至22日对新的减阻剂的注入量和注 入系统进行了测定

21、和经济评估。采用科技手段，促进花捂线安全、矗效输油动蛮监蔫与定预报449(1)管道基础数据 现场测定在中灶火一拖拉海站间进行，测定的基础数据为： 试验段：中灶火一拖拉海；管内径：261 mm；管道长度：691 km；高程差：一53 m； 基础数据：末站收油量：2561 m3h；中灶火出站压力：555 mpa拖拉海站进站压力：12mpaf中灶火出站温度；70c；拖拉海站进站温度：51；运行主泵号；1号、2号泵并联运行；测 定日期：2002年8月18日22日f测定产品：液体动力减阻剂；允许最大操作压力：64mpa。(2)测定过程与结果2002年8月19日1016点基础数据收集；2002年8月19日18点，开始5 mgl试验，8月20日5点满线；2002年8月20日11点，开始15 mgl试