接转站外输线可研

1、 20132013年年0202月月 1 目目 录录 2比例尺：比例尺：0 2.5km 0 2.5km 地理位置地理位置联合站联合站接转站接转站已建输油管线已建输油管线图例：图例：联合站联合站北北 现河采油厂史西及史深现河采油厂史西及史深100100接转站外输线位于山东省东营市境内。史深接转站外输线位于山东省东营市境内。史深100100接转站接转站位于史西接转站东北方向，与现河首站直线距离约位于史西接转站东北方向，与现河首站直线距离约14.3km14.3km；史西接转站位于东营市垦；史西接转站位于东营市垦利县史口镇行政区域内，史南联合站以西，郝纯路利县史口镇行政区域内，史南联合站以西，郝纯路(

2、(228228省道省道) )西侧约西侧约4km4km处。处。4开发现状开发现状 史史西接转站负责区块目前共投产油井西接转站负责区块目前共投产油井8989口，注水井口，注水井4949口口，日产，日产液液1800m1800m3 3，日产油，日产油230t230t，日注水量，日注水量1700m1700m3 3，主要管辖，主要管辖史西接转站周围史史西接转站周围史3 3、羊、羊6060、河、河120120、史、史101101等区块。史西接等区块。史西接转站附近注水水源来自于史转站附近注水水源来自于史2 2注水站，已建有史注水站，已建有史3-13-1、史、史6-16-1、河、河120-4120-4、河、河

3、120-5120-5等配水间。目前区块含油面积等配水间。目前区块含油面积10.6km10.6km2 2，探明石油地质储量，探明石油地质储量1210121010104 4t t，动用地质储量，动用地质储量857.3857.310104 4t t，可采储量，可采储量238.8238.810104 4t t，采收率，采收率25.525.5，可采，可采储量采出程度储量采出程度13.5513.55。史西接转站史西接转站5开发现状开发现状 史深史深100100接转站负责区块接转站负责区块目前共有目前共有油井总数油井总数132132口，注口，注水井水井7777口，日产液口，日产液1800m1800m3 3，

4、日产油，日产油300t300t，日注水量，日注水量1100m1100m3 3，主要管辖史深主要管辖史深100100周围以周围以史深史深100100为主，包含史南为主，包含史南、河、河9191单单元元、史、史南外围及南外围及史史127-20127-20等等区块区块。史深。史深100100接转站附近注接转站附近注水水源来自于史水水源来自于史100100注水站，周围已建有史注水站，周围已建有史100100、史、史3-3-93-3-9、史史104104、史、史3-8-123-8-12等配水间。目前区块含油面积等配水间。目前区块含油面积22.07km22.07km2 2，探明石油地质储量探明石油地质储量

5、1694.81694.810104 4t t，动用地质储量，动用地质储量1340.61340.610104 4t t，可采储量可采储量293.3293.310104 4t t，采收率，采收率22.922.9，可采储量采出程度可采储量采出程度19.8519.85。史深史深100100接转站接转站生产现状生产现状史西接转站史西接转站6 史西接转站于史西接转站于19881988年建成投产，设计年建成投产，设计原油原油接转能力接转能力2400m2400m3 3/d/d， 目前实际外输液量目前实际外输液量1800m1800m3 3/d/d，外输油量，外输油量230t/d230t/d，含，含水率水率878

6、7，进站压力，进站压力0.32MPa0.32MPa，外输压力外输压力0.7MPa0.7MPa，进站温度，进站温度3838，出站温度，出站温度5050。史西接转站史西接转站 史西接转站史西接转站隶属于隶属于现河采油厂采油一矿采油现河采油厂采油一矿采油8 8队管理，主队管理，主要负责史西接转站周边河要负责史西接转站周边河120-8120-8、史、史3-83-8、史、史6-316-31、史、史6 6及梁及梁60-3160-31等计量站的原油集输任务。等计量站的原油集输任务。生产现状生产现状史西接转站史西接转站7工艺流程工艺流程 井排来油井排来油1000kW1000kW火管加热炉火管加热炉外输至史南联

7、外输至史南联外输泵外输泵700m700m3 3事故罐事故罐38385050油气分离器油气分离器生产、生活用气生产、生活用气轻烃站轻烃站油油分分水水器器5353800kW800kW水套加热炉水套加热炉气气生产现状生产现状史西接转站史西接转站8平面布置平面布置主要设备主要设备序号序号项目名称及型号项目名称及型号单位单位数量数量备注备注1 1700m700m3 3 事故罐事故罐座座1 1旁通旁通2 2油气分离器油气分离器 240024001140011400台台2 2在用在用3 31000kW1000kW火管加热炉火管加热炉 台台1 1在用在用4 4800kW800kW水套加热炉水套加热炉台台1 1

8、在用在用5 5外输油泵外输油泵 Q=100mQ=100m3 3/h H=250m/h H=250m台台2 21 1用用1 1备备6 6天然气分水器天然气分水器 60060020002000台台1 1在用在用生产现状生产现状史深史深100100接转站接转站9外输管线外输管线史深史深100100接转站接转站 史深史深100100接转站接转站隶属于隶属于现河采油厂采油一矿采油现河采油厂采油一矿采油2929队管理，队管理，附近共建有附近共建有1313座计量站，各计量站主要通过对油井来液进行座计量站，各计量站主要通过对油井来液进行计量、加热及增压，随后再将产液外输至史深计量、加热及增压，随后再将产液外输

9、至史深100100接转站进行接转站进行进一步处理。进一步处理。 史深史深100100接转站始建于接转站始建于19941994年，年，该站设计原油接转能力该站设计原油接转能力2500m2500m3 3/d/d，目前进站液量，目前进站液量1800m1800m3 3/d/d，实际外输液量，实际外输液量1750m1750m3 3/d/d，外输油量外输油量300t/d300t/d，含水，含水8383，来液进站温度，来液进站温度3535、进站压力、进站压力0.35MPa0.35MPa，外输温度，外输温度6060、外输压力、外输压力0.8MPa0.8MPa。生产现状生产现状史深史深100100接转站接转站工

10、艺流程工艺流程 井排来油井排来油进站加热炉进站加热炉 外输至史南联外输至史南联外输泵外输泵缓冲罐缓冲罐35356060油气分离器油气分离器生产、生活用气生产、生活用气轻烃站轻烃站气气油油外输加热炉外输加热炉5050生产现状生产现状史深史深100100接转站接转站平面布置平面布置主要设备主要设备序号序号项目名称项目名称设备型号设备型号数量数量设备运行情况设备运行情况1 1进站加热炉进站加热炉800kW800kW2 2良好良好2 2外输加热炉外输加热炉1000kW1000kW1 1良好良好3 3油气分离器油气分离器2400240010300103003 31 1台已停用台已停用4 4天然气分离器天

11、然气分离器10S2-51-1 10S2-51-1 120012001 1良好良好5 5缓冲罐缓冲罐700m700m3 32 21 1用用1 1备备6 6外输泵外输泵Q=Q=50m50m3 3/h H=200m N=110kW/h H=200m N=110kW2 2良好良好7 7外输泵外输泵Q=10Q=100m0m3 3/h H=250m N=132kW/h H=250m N=132kW1 1良好良好生产现状生产现状史南联合站史南联合站 史南联合站始建于史南联合站始建于19811981年，设计原油处理规模为年，设计原油处理规模为808010104 4t/at/a，目前史南联合站担负着现河采油厂采

12、油一，目前史南联合站担负着现河采油厂采油一矿采油矿采油3 3队、采油队、采油7 7队、采油队、采油8 8队和采油队和采油2929队共队共7550m7550m3 3/d/d的的混合液处理任务。目前史西及史深混合液处理任务。目前史西及史深100100接转站混合来液温接转站混合来液温度度4545，来液压力，来液压力0.2MPa0.2MPa。史南联合站史南联合站生产现状生产现状史南联合站史南联合站工艺流程工艺流程三相分离器三相分离器轻烃站轻烃站加热炉加热炉加热炉加热炉 采油采油8 8、2929队队 采油采油7 7队队含水油罐含水油罐3 3# #三相分离器三相分离器1 1# #三相分离器三相分离器2#2

13、# 采油采油3 3队队大罐抽气大罐抽气天然气压缩机天然气压缩机外输油泵外输油泵外输至郝现联外输至郝现联主要设备主要设备序号序号项目名称项目名称型号型号数量数量投产时间投产时间( (年年) )1 1三相分离器三相分离器HBP-3.0HBP-3.013.0-0.6/213.0-0.6/23 3200620062 2含水油罐含水油罐400m400m3 32 2198119813 3天然气压缩机天然气压缩机4LW-7/0.5-224LW-7/0.5-221 1201220124 4外输油泵外输油泵150ADY150-67150ADY150-674A4A2 2200620065 5外输油泵外输油泵100

14、KY100-250100KY100-2501 1199819982500 m2500 m3 3/d/d1500 m1500 m3 3/d/d3550 m3550 m3 3/d/d14生产现状生产现状外输线简介外输线简介管线走向现状管线走向现状15生产现状生产现状外输线简介外输线简介管线改造历程管线改造历程 (1) (1) 史西接转站外输线史西接转站外输线 史西接转站外输线最初投产于史西接转站外输线最初投产于19881988年，投产后于年，投产后于19951995年及年及20032003年因年因为腐蚀穿孔严重分别进行过为腐蚀穿孔严重分别进行过2 2次全线更换，更换后史西结转站至阀组处次全线更换，

15、更换后史西结转站至阀组处管线规格为管线规格为2192197 7，阀组处至史南联合站管线规格为，阀组处至史南联合站管线规格为273.1273.17.17.1，管线统一采用环氧粉末内防、沥青外防腐、无保温层。管线统一采用环氧粉末内防、沥青外防腐、无保温层。 (2) (2) 史深史深100100接转站外输线接转站外输线 史深史深100100接转站外输线最初投产于接转站外输线最初投产于19941994年，投产年，投产1111年后因为腐蚀穿年后因为腐蚀穿孔严重，于孔严重，于20052005年年2 2月进行过月进行过1 1次全线更换，更换后史深次全线更换，更换后史深100100接转站至阀接转站至阀组处管线

16、规格为组处管线规格为2192197 7，管线采用管线采用环氧粉末内防、沥青外防腐、无保环氧粉末内防、沥青外防腐、无保温层。温层。16生产现状生产现状外输线简介外输线简介管线运行参数管线运行参数史深史深100100接转站接转站史西接转站史西接转站史南联合站史南联合站外输油量：外输油量：300t/d300t/d外输液量：外输液量：1750m1750m3 3/d/d外输压力：外输压力：0.8MPa0.8MPa外输温度：外输温度：6060 外输油量：外输油量：530t/d530t/d外输液量：外输液量：3550m3550m3 3/d/d外输压力：外输压力：0.2MPa0.2MPa进站温度：进站温度：4

17、545外输油量：外输油量：230t/d230t/d外输液量：外输液量：1800m1800m3 3/d/d外输压力：外输压力：0.7MPa0.7MPa外输温度：外输温度：5050 2192197-2.8km7-2.8km273.1273.17.1-3.5km7.1-3.5km2192197-2.0km7-2.0km阀组阀组 目目 录录 17史西外输线存在问题史西外输线存在问题1.1.由于输送介质高含水、高矿化度，管线运行时间久，经检测报告由于输送介质高含水、高矿化度，管线运行时间久，经检测报告鉴定，史西接转站外输线亟需更换鉴定，史西接转站外输线亟需更换18(1) (1) 由于史西接转站外输介质高

18、含水、高矿化度，造成管由于史西接转站外输介质高含水、高矿化度，造成管线内腐蚀严重线内腐蚀严重 史西接转站外输介质史西接转站外输介质含水率高含水率高（8787）、）、矿化度高矿化度高（2200022000mg/Lmg/L），并且由于管内介质流速平均超过），并且由于管内介质流速平均超过1.3m/s1.3m/s，加之前期管线未采用任何阴极保护措施，使得目前管线内加之前期管线未采用任何阴极保护措施，使得目前管线内腐蚀严重。近腐蚀严重。近3 3年来史西接转站外输线腐蚀穿孔频繁。年来史西接转站外输线腐蚀穿孔频繁。史西外输线存在问题史西外输线存在问题19穿孔日期穿孔日期穿孔地理位置穿孔地理位置穿孔部位穿孔部

19、位穿孔原因穿孔原因维修措施维修措施 污染面积（污染面积（m m2 2）赔偿金额（元）赔偿金额（元）2010.1.82010.1.8H120-8H120-8井北井北100m100m管线上部管线上部内腐蚀内腐蚀打护管打护管10001000600060002010.1.282010.1.28队西队西200m200m管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀堵漏打护管堵漏打护管500500400040002010.3.222010.3.22史西站东史西站东300m300m处处管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀堵漏堵漏400400450045002010.3.292010.3.29队西队西100m100m处处管线下部管线下

20、部内腐蚀内腐蚀打护管打护管300300400040002010.5.122010.5.12队西队西150m150m处处管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀堵漏打护管堵漏打护管10001000700070002011.5.232011.5.23队西队西500m500m管线上部管线上部内腐蚀内腐蚀堵漏打护管堵漏打护管600600600060002011.7.62011.7.6队西队西40m40m穿孔处穿孔处管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀打护管打护管400400400040002011.10.212011.10.21队西队西200m200m管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀打护管打护管800800800080002

21、011.12.52011.12.5队东队东300m300m管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀打护管打护管300300400040002012.1.222012.1.22史西东墙根史西东墙根管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀堵漏打护管堵漏打护管200200200020002012.2.52012.2.5史西东史西东400m400m管线上部管线上部内腐蚀内腐蚀更换管线更换管线400400500050002012.10.112012.10.11史西东史西东500m500m管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀堵漏打护管堵漏打护管300300300030002012.10.112012.10.11队部东队部东300m300

22、m管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀更换管线更换管线2700270013000130002012.11.42012.11.4队部东北队部东北500m500m管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀更换管线更换管线2000200010000100002012.11.82012.11.8队部西队部西300m300m管线下部管线下部内腐蚀内腐蚀堵漏打护管堵漏打护管50050040004000合计合计11400114008450084500史西接转站外输线近史西接转站外输线近3 3年来内腐蚀穿孔记录表年来内腐蚀穿孔记录表史西外输线存在问题史西外输线存在问题20(2) (2) 由于管线运行时间久，沥青防腐层多处外露破损，

23、造成管由于管线运行时间久，沥青防腐层多处外露破损，造成管线外腐蚀严重线外腐蚀严重 史西接转站外输线已连续运行史西接转站外输线已连续运行1010年，管线投产后频繁遭到年，管线投产后频繁遭到不法分子打眼破坏，再加上近期管线整体腐蚀较为严重，多处不法分子打眼破坏，再加上近期管线整体腐蚀较为严重，多处穿孔，一般堵漏后由维修大队打护管处理，由于前期处理方式穿孔，一般堵漏后由维修大队打护管处理，由于前期处理方式较为简单，未作防腐包扎，存在较大外腐蚀穿孔隐患。特别是较为简单，未作防腐包扎，存在较大外腐蚀穿孔隐患。特别是采油采油8 8队分离器以西腐蚀穿孔尤为严重，该外输线穿孔泄露后造队分离器以西腐蚀穿孔尤为严

24、重，该外输线穿孔泄露后造成的污染严重。成的污染严重。史西接转站外输线外腐蚀穿孔及污染情况史西接转站外输线外腐蚀穿孔及污染情况史西外输线存在问题史西外输线存在问题21(3) (3) 经检测报告鉴定，经检测报告鉴定，史西接转史西接转站站外输线外输线目前防腐层破损严重目前防腐层破损严重，亟需亟需进行更换进行更换 检测报告中对防腐层性能破检测报告中对防腐层性能破损检测结论及整改建议为：损检测结论及整改建议为： 1、本次检验长度5025m，防腐层性能评价总长为4972m，其中质量为四级的防腐层长度为877m，占17.64，五级的防腐层长度为1000m，占20.11，应维修或更换； 2、防腐层外露破损7处

25、，应尽快维修或更换； 3、超声波测厚2处，其中1处中度腐蚀，应维修或更换。22 检测报告中检测报告中对史西接转站对史西接转站外输线的外输线的管壁厚度管壁厚度超声波超声波检测检测结果结果显示显示： 管壁厚度均值：管壁厚度均值：5.5.3232mmmm， 最小值：最小值：5.09mm5.09mm， 最大值：最大值：5.5.5555mmmm。 史西史西接转站接转站外输线外输线设计压设计压力力2.5MPa2.5MPa，实际工作压力最大实际工作压力最大达达1.6MPa1.6MPa，经计算经计算273.1273.17.17.1的输油管线在工的输油管线在工作压力为作压力为1.61.6MPaMPa时最小允许壁

26、时最小允许壁厚厚分别分别为为4.94.9mmmm。目前目前管壁厚度管壁厚度均值均值稍大稍大于最小允许壁厚，管于最小允许壁厚，管线只能允许低压运行，该管线线只能允许低压运行，该管线亟需更换。亟需更换。2.2.史西接转站外输线沿线有史西接转站外输线沿线有1 1处酒厂占压，影响维护抢修处酒厂占压，影响维护抢修 史西接转站外输线沿线距郝纯路西史西接转站外输线沿线距郝纯路西1km1km处有处有1 1处酒厂占处酒厂占压，由于该管线建设时间早，随着油区及地方经济发展，压，由于该管线建设时间早，随着油区及地方经济发展，管线沿线的建构筑物将逐渐增多，严重影响管线的安全生管线沿线的建构筑物将逐渐增多，严重影响管线

27、的安全生产运行，同时给采油厂造成了一定的经济损失。产运行，同时给采油厂造成了一定的经济损失。23史西外输线存在问题史西外输线存在问题酒厂占压酒厂占压史深史深100100外输线存在问题外输线存在问题1.1.由于外输介质高含水、高矿化度，目前出现防腐层破损现象，亟由于外输介质高含水、高矿化度，目前出现防腐层破损现象，亟需进行局部更换需进行局部更换24 由于史深由于史深100100接转站外输介质接转站外输介质含水率高含水率高（8383）、）、矿化度高矿化度高（111562111562186294186294mg/Lmg/L），输送介质对管线产生的内腐蚀严重，），输送介质对管线产生的内腐蚀严重，另外管

28、线还存在防腐层破损另外管线还存在防腐层破损，腐蚀穿孔频繁现象，特别是史深腐蚀穿孔频繁现象，特别是史深100100接转站出站接转站出站1.0km1.0km处管线腐蚀泄露尤其严重，泄露后造成大处管线腐蚀泄露尤其严重，泄露后造成大面积污染。面积污染。史深史深100100出出站口管线站口管线史深史深100100出站口出站口泄露造成的污染泄露造成的污染史深史深100100外输线存在问题外输线存在问题2.2.史深史深100100接转站站外沿线有接转站站外沿线有1 1处民房占压，影响维护抢修处民房占压，影响维护抢修25 史深史深100100接转站站外附近有接转站站外附近有1 1处民房占压，且由于该管处民房占

29、压，且由于该管线建设时间早，随着油区及地方经济发展，管线沿线的建线建设时间早，随着油区及地方经济发展，管线沿线的建构筑物增多，部分管线被民房占压，影响维护抢修，需要构筑物增多，部分管线被民房占压，影响维护抢修，需要进行改线敷设。进行改线敷设。民房占压民房占压外输线存在问题外输线存在问题 另外，史西及史深另外，史西及史深100100接转站外输线后段合输，使两站外输排接转站外输线后段合输，使两站外输排量互受影响量互受影响26 史深史深100100接转站外输线出站后向南敷设，在史西接转站外接转站外输线出站后向南敷设，在史西接转站外输线出站约输线出站约2km2km处通过已建阀组进行汇合，汇合后两站混合

30、液处通过已建阀组进行汇合，汇合后两站混合液通过通过DN250DN250的管线合输的管线合输3.5km3.5km后到达史南联合站进行交油。由后到达史南联合站进行交油。由于管线运行时间长，后段混合输量一旦过高就会导致管线穿于管线运行时间长，后段混合输量一旦过高就会导致管线穿孔频繁，故史西及史深孔频繁，故史西及史深100100接转站两站外输排量经常互受牵连；接转站两站外输排量经常互受牵连；同时由于史西及史深同时由于史西及史深100100接转站分属于不同的队，虽然两站站接转站分属于不同的队，虽然两站站内外输之前均装有质量流量计，但由于后段外输线汇合，沿内外输之前均装有质量流量计，但由于后段外输线汇合，

31、沿途管线经常出现腐蚀穿孔泄露等情况，从而导致史南联合站途管线经常出现腐蚀穿孔泄露等情况，从而导致史南联合站无法单独准确计量各站来液量。无法单独准确计量各站来液量。 目目 录录 27地面原油物性地面原油物性 (1) (1) 原油密度原油密度 0.876g/cm0.876g/cm3 3 (2) (2) 原油粘度原油粘度 36mPa36mPas s (3) (3) 凝固点凝固点2727 (4) (4) 气油比气油比18m18m3 3/t/t 改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业28地层水性质地层水性质 (1) (1) 地层水矿化度地层水矿化度 22000mg/L 22000mg/L (2) (2

32、) 地层水型地层水型 CaCl CaCl2 2 史西接转站设计参数史西接转站设计参数地面原油物性地面原油物性 (1) (1) 原油密度原油密度 0.85430.85430.9059g/cm0.9059g/cm3 3 (2) (2) 原油粘度原油粘度 7.927.9282mPa82mPas s (3) (3) 凝固点凝固点25253030 (4) (4) 气油比气油比36.6336.6384.7 m84.7 m3 3/t/t 改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业29地层水性质地层水性质 (1) (1) 地层水矿化度地层水矿化度 111562 111562186294mg/L186294mg/

33、L (2) (2) 地层水型地层水型 CaCl CaCl2 2 史深史深100100接转站设计参数接转站设计参数改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业30外输线设计参数外输线设计参数史西接转站及史深史西接转站及史深100100接转站未来接转站未来5 5年输送液量预测表年输送液量预测表年份年份史西史西接转站外输接转站外输史深史深100100接转站外输接转站外输两站进两站进史南联合站史南联合站总量总量液量液量(m(m3 3/d)/d)油量油量(t/d)(t/d)液量液量(m(m3 3/d)/d)油量油量(t/d)(t/d)液量液量(m(m3 3/d)/d)油量油量(t/d)(t/d)201320

34、1318201820236236186018603163163680368055255220142014195019502542542010201034234239603960596596201520152020202026226222502250382382427042706446442016201620002000260260220022003743744200420063663620172017200020002602602110211035835841104110618618 史西史西接转站接转站外输线外输线阀组阀组处至史南联合站管段处至史南联合站管段设计设计输送输送液液量量4500m

35、4500m3 3/d/d，输送输送油量油量680t/d680t/d，综合含水率，综合含水率8585。 史西史西接转站接转站至阀组处管段至阀组处管段设计设计输送输送液量液量2130m2130m3 3/d/d，输送输送油油量量280t/d280t/d，综合含水率，综合含水率8787。 史深史深100100接转站接转站至阀组处管段至阀组处管段设计设计输送输送液量液量2370m2370m3 3/d/d，输输送送油量油量400t/d400t/d，综合含水率，综合含水率8383。 史南联合史南联合站站进站压力进站压力0.0.3 3MPaMPa，进站温度，进站温度3 355。 史西及史深史西及史深10010

36、0接转站外输线设计压力接转站外输线设计压力1.6MPa1.6MPa。改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业31设计规模设计规模改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业32 本次方案设计改造的现河采油厂史西及史深本次方案设计改造的现河采油厂史西及史深100100接转站外接转站外输线由于管线腐蚀严重，输线由于管线腐蚀严重，频繁频繁穿孔穿孔，目前不能满足实际生产目前不能满足实际生产需要，综合考虑现场实际生产运行状况以及管线输送方式，需要，综合考虑现场实际生产运行状况以及管线输送方式，本次确定如下两个方案：本次确定如下两个方案：设计方案设计方案33改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业 考虑后段外

37、输干线运行条件对史西及史深考虑后段外输干线运行条件对史西及史深100100接转站两站外接转站两站外输排量的限制，同时为了方便史南联合站能够准确地进行分队输排量的限制，同时为了方便史南联合站能够准确地进行分队计量，方案一设计将史西及史深计量，方案一设计将史西及史深100100接转站外输来液分别单独输接转站外输来液分别单独输送。新建史西接转站至史南联合站外输线送。新建史西接转站至史南联合站外输线1 1条；史深条；史深100100接转站接转站新建阀组处至史南联合站外输线，同时局部更换史深新建阀组处至史南联合站外输线，同时局部更换史深100100接转站接转站出站口腐蚀严重管段，并将站外附近被民房占压的

38、管段改线敷出站口腐蚀严重管段，并将站外附近被民房占压的管段改线敷设。设。方案一：分输方案一：分输 保持目前现状不变，新建史西接转站至史南联合站外输线保持目前现状不变，新建史西接转站至史南联合站外输线1 1条，同时局部更换史深条，同时局部更换史深100100接转站出站口腐蚀严重管段，并将站接转站出站口腐蚀严重管段，并将站外附近被民房占压的管段改线敷设。外附近被民房占压的管段改线敷设。方案二：合输方案二：合输34改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业方案一方案一史西及史深史西及史深100100接转站外输线接转站外输线改造后管线走向示意图改造后管线走向示意图改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业

39、35方案一方案一水力、热力计算水力、热力计算管径管径（mmmm）长度长度（km)km)外输液量外输液量（m m3 3/d/d）外输压力外输压力（MPaMPa）外输温度外输温度（）传热系数传热系数（W/mW/m2 2）混合流速混合流速（m/sm/s）终点压力终点压力（MPaMPa）终点温度终点温度（）DN150DN1505.85.8213021301.801.8038.638.63.023.021.731.730.30.33535DN200DN2005.85.8213021300.650.6539.139.12.612.611.101.100.30.33535DN250DN2505.85.821

40、3021300.430.4339.939.92.412.410.780.780.30.33535管线分段情况管线分段情况长度长度( (kmkm) )管径管径起输压力起输压力( (MPaMPa) )起输温度起输温度( () )终点压力终点压力( (MPaMPa) )终点温度终点温度( () )史深史深100100接转站接转站- -民房处民房处外输液量：外输液量：2370m2370m3 3/d/d外输油量：外输油量：400t/d400t/d1.01.0DN150DN1501.861.8638.238.21.491.4938.038.0DN200DN2000.810.8138.638.60.780.

41、7838.338.3DN250DN2500.650.6539.239.20.610.6138.938.9民房处民房处- -阀组处阀组处外输液量：外输液量：2370m2370m3 3/d/d外输油量：外输油量：400t/d400t/d1.81.8DN200DN200( (利旧利旧) )1.491.4938.038.01.351.3537.437.40.780.7838.338.30.620.6237.937.90.610.6138.938.90.430.4338.438.4阀组处阀组处- -史南联合站史南联合站外输液量：外输液量：2370m2370m3 3/d/d外输油量：外输油量：400t/d

42、400t/d3.73.7DN150DN1501.351.3537.437.40.30.33535DN200DN2000.620.6237.937.9DN250DN2500.430.4338.438.4根据水力、热力计算结果，同时考虑管线耗材量、投资及根据水力、热力计算结果，同时考虑管线耗材量、投资及经济适用性等，方案一推荐采用经济适用性等，方案一推荐采用DN200DN200管径，设计压力管径，设计压力1.6MPa1.6MPa。36改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业方案方案二史西及史深二史西及史深100100接转站外输线接转站外输线改造后管线走向示意图改造后管线走向示意图改造方案改造方案油

43、气集输专业油气集输专业37方案二方案二水力、热力计算水力、热力计算管线分段情况管线分段情况长度长度( (kmkm) )管径管径起输压力起输压力(MPa)(MPa)起输温度起输温度( () )终点压力终点压力(MPa)(MPa)终点温度终点温度( () )史西接转站史西接转站- -阀组处阀组处外输液量：外输液量：2130m2130m3 3/d/d外输油量：外输油量：280t/d280t/d2.12.1DN150DN1501.761.7637.537.51.271.2736.536.5DN200DN2000.680.6838.638.60.580.5837.237.2DN250DN2500.470

44、.4739.339.30.430.4337.837.8史深史深100100接转站接转站- -民房处民房处外输液量：外输液量：2370m2370m3 3/d/d外输油量：外输油量：400t/d400t/d1.01.0DN150DN1501.671.6738.538.51.401.4037.837.8DN200DN2000.820.8239.239.20.750.7538.438.4DN250DN2500.680.6839.639.60.650.6538.938.9民房处民房处- -阀组处阀组处外输液量：外输液量：2370m2370m3 3/d/d外输油量：外输油量：400t/d400t/d1.8

45、1.8DN200DN200( (利旧利旧) )1.401.4037.837.81.271.2736.536.50.750.7538.438.40.580.5837.237.20.650.6538.938.90.430.4337.837.8阀组处阀组处- -史南联合站史南联合站外输液量：外输液量：4500m4500m3 3/d/d外输油量：外输油量：680t/d680t/d3.73.7DN200DN2001.271.2736.536.50.30.33535DN250DN2500.580.5837.237.2DN300DN3000.430.4337.837.8根据水力、热力计算结果，同时考虑管线耗

46、材量、投资及根据水力、热力计算结果，同时考虑管线耗材量、投资及经济适用性等，方案二推荐采用经济适用性等，方案二推荐采用DN200DN200/DN250/DN250管径，设计压力管径，设计压力1.6MPa1.6MPa。改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业 管线采用埋地敷设，管顶埋深距自然地面管线采用埋地敷设，管顶埋深距自然地面1.2m1.2m。管线改。管线改变方向时优先采用弹性敷设，因地形限制无法实现弹性敷设变方向时优先采用弹性敷设，因地形限制无法实现弹性敷设时，采用冷弯管或热煨弯头连接。时，采用冷弯管或热煨弯头连接。 管线穿越道路施工方法：管线穿越道路施工方法：(1) (1) 管线穿越乡村

47、土路采用传统路面开挖；管线穿越乡村土路采用传统路面开挖；(2) (2) 管线穿越主要沥青路时，设置保护套管，采用顶管穿越；管线穿越主要沥青路时，设置保护套管，采用顶管穿越；(3) (3) 管线穿越郝纯路时，利用已建管涵，采用套管穿越管涵管线穿越郝纯路时，利用已建管涵，采用套管穿越管涵方式。方式。38敷设方式敷设方式改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业目前，输油管线的管材常用的有钢管和非金属管材目前，输油管线的管材常用的有钢管和非金属管材( (复合管复合管或玻璃钢管线或玻璃钢管线) )两大类，从钢管和玻璃钢管技术方面进行比选。两大类，从钢管和玻璃钢管技术方面进行比选。管线管线种类种类钢管钢管

48、玻璃钢管玻璃钢管优点优点1 1、耐压高、耐温高；、耐压高、耐温高；2 2、在施工过程中不怕敲击、吊装，、在施工过程中不怕敲击、吊装，施工要求较低；施工要求较低；3 3、钢管的塑性、韧性及弹性好，在、钢管的塑性、韧性及弹性好，在地形起伏地段敷设有优势；地形起伏地段敷设有优势；4 4、能够及时维修，且维修方便能够及时维修，且维修方便；5 5、适应地面复杂情况下的施工作业。、适应地面复杂情况下的施工作业。6 6、已广泛应用，施工工艺成熟，增已广泛应用，施工工艺成熟，增加管道内防，能够有效防止内腐蚀加管道内防，能够有效防止内腐蚀。1 1、耐腐蚀、寿命长耐腐蚀、寿命长( (为钢管使用寿命的为钢管使用寿命

49、的2020倍倍) )；2 2、低温性能好、低温性能好(-30(-307070) )；3 3、内壁光滑，对流体阻力小；、内壁光滑，对流体阻力小；4 4、不结垢，重量轻、施工方便；、不结垢，重量轻、施工方便；5 5、绝缘性能好，不需防腐和阴极保护。、绝缘性能好，不需防腐和阴极保护。缺点缺点1 1、需要防腐、阴极保护、补口、补、需要防腐、阴极保护、补口、补伤等，焊口内防腐处理难度大；伤等，焊口内防腐处理难度大；2 2、易结蜡、腐蚀，使用寿命短。、易结蜡、腐蚀，使用寿命短。3 3、相同压力、长度、保温厚度下管、相同压力、长度、保温厚度下管材费用高。材费用高。1 1、施工过程中怕重物敲击、高空坠落，、施

50、工过程中怕重物敲击、高空坠落，施工要求相对较高。施工要求相对较高。2 2、管线敷设时的弹性比钢管差，不利于、管线敷设时的弹性比钢管差，不利于在地形起伏地段的敷设，弯头的适应性差，在地形起伏地段的敷设，弯头的适应性差，施工难度大。施工难度大。3 3、承受外力强度低，抗机械冲击能力差，承受外力强度低，抗机械冲击能力差，受外力易大面积损坏。受外力易大面积损坏。4 4、不可带油维修，维修耗时长，现场维、不可带油维修，维修耗时长，现场维修困难大，且造成环境污染。修困难大，且造成环境污染。通过两种管线的综合性价比，考虑到玻璃钢管线抗机械冲通过两种管线的综合性价比，考虑到玻璃钢管线抗机械冲击能力差，一旦损坏

51、会造成大面积污染，该工程地处道路附近击能力差，一旦损坏会造成大面积污染，该工程地处道路附近和农耕区域，动土操作较多，易造成玻璃钢管线大面积损坏和农耕区域，动土操作较多，易造成玻璃钢管线大面积损坏。因此本工程推荐采用钢管。因此本工程推荐采用钢管。管材选择管材选择改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业管管线线外径外径(mm)(mm)腐蚀余量腐蚀余量(mm)(mm)输油站外段计算值输油站外段计算值(mm)(mm)穿越地段计算值穿越地段计算值(mm)(mm)圆整值圆整值(mm)(mm)2192192.02.03.193.194.464.466.06.0273.1273.12.02.04.174.17

52、5.175.177.17.1 综合考虑该管线作为输油动脉的重要性以及强度、韧性、稳定性、腐蚀综合考虑该管线作为输油动脉的重要性以及强度、韧性、稳定性、腐蚀、承压等诸多因素，结合钢管生产厂商制造及供货情况，优选、承压等诸多因素，结合钢管生产厂商制造及供货情况，优选219219管线公管线公称管壁厚度为称管壁厚度为6.0mm6.0mm，273.1273.1管线公称管壁厚度为管线公称管壁厚度为7.1mm7.1mm。 现河采油厂史西及史深现河采油厂史西及史深100100接转站外输线规格为接转站外输线规格为2192196 6 20#20#无缝钢管和无缝钢管和273.1273.17.1 L2907.1 L2

53、90螺旋缝埋弧焊钢管。螺旋缝埋弧焊钢管。40管材壁厚校核管材壁厚校核改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业外径外径(mm)(mm)壁厚壁厚(mm)(mm)设计压力设计压力( (MPaMPa) )输送温度输送温度( () ) s s( (MPaMPa) ) h h( (MPaMPa) ) a a( (MPaMPa) ) e e(MPa)(MPa)比较比较0.90.9 s s (MPa)(MPa)2192196.06.01.61.6505024524527.6027.60-85.94-85.94113.54113.54220.5220.5273.1273.17.17.11.61.65050290

54、29029.1729.17-85.47-85.47114.64114.64261.0261.0最大剪应力破坏理论计算当量应力小于钢管最低屈服极限的90。 本次设计选用规格为本次设计选用规格为2192196 6和和273.1273.17.17.1的管的管材符合强度要求。材符合强度要求。41管线应力校核管线应力校核改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业管线外径管线外径(mm)(mm) 壁厚壁厚(mm)(mm) 外直径与壁厚的比值外直径与壁厚的比值比较比较数值数值2192196.06.036.536.5140140273.1273.17.17.138.538.5140140根据要求，钢管的外直径与

55、壁厚的比值一般不大于根据要求，钢管的外直径与壁厚的比值一般不大于140140。 刚度校核符合要求刚度校核符合要求42管线刚度校核管线刚度校核改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业 温差和内压产生的轴向力N不大于安全系数下的管线开始失稳时的临界轴向力0.9Ncr。稳定性校核符合要求稳定性校核符合要求管线外径管线外径(mm)(mm)壁厚壁厚(mm)(mm)设计压力设计压力( (MPaMPa) )KeKeNcrNcr(MN)(MN)N N(MN)(MN)比较比较0.9Ncr0.9Ncr(MN)(MN)2192196.06.01.61.60.2820.2821.081.080.610.610.967

56、0.967273.1273.17.17.11.61.60.2820.2821.821.820.890.891.6401.640(1)(1)径向稳定性校核径向稳定性校核 该输油管线的外直径与壁厚的比值小于100，管顶距自然地坪1.2m，且在正常情况下无车辆荷载或其他荷载作用，因此不需要进行径向稳定性的校核。 (2)(2)轴向稳定性校核轴向稳定性校核 43管线稳定性校核管线稳定性校核改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业项目项目名称名称数值数值管线外径管线外径(mm)(mm)219219273.1273.1壁厚壁厚(mm)(mm)6 67.17.1设计压力设计压力(MPa)(MPa)1.61.6

57、1.61.6输送温度输送温度( () )50505050s(MPa)s(MPa)360360360360设计地震动峰值加速度设计地震动峰值加速度(m/(m/s s2 2) )0.980650.980650.980650.98065TgTg地震动反映谱特征周期地震动反映谱特征周期(s)(s)0.40.40.40.4C C剪切波速剪切波速(m/s)(m/s)300300300300 tvtv容许拉伸应变容许拉伸应变1 11 1 cvcv容许压缩应变容许压缩应变0.0095890.0095890.0089740.008974h h内压产生的环向应力内压产生的环向应力(MPa)(MPa)27.6027

58、.6029.6029.60a a内压和温度变化产生的轴向应力内压和温度变化产生的轴向应力(MPa)(MPa)-85.94-85.94-85.34-85.34温度变化产生的管线轴向应变温度变化产生的管线轴向应变-0.000419-0.000419-0.000416-0.000416maxtmaxt直管段地震波引起的最大轴向应变直管段地震波引起的最大轴向应变0.0001040.0001040.0001040.000104maxt+maxt+-0.000315-0.000315-0.000312-0.000312| |maxt+maxt+| |0.0005230.0005230.0005200.00

59、0520比较比较选择选择 tvtv tvtv tvtv1 11 1结果结果满足要求满足要求满足要求满足要求| |maxc+maxc+| |0.0005230.0005230.0005200.000520比较比较选择选择 cvcv cvcv cvcv0.0095890.0095890.00897440.0089744结果结果满足要求满足要求满足要求满足要求结论结论校核合格校核合格校核合格校核合格 7 7度地震不会对度地震不会对本次工程原油外输本次工程原油外输线造成破坏线造成破坏。 44地震波引起的管线应变校核地震波引起的管线应变校核45改造方案改造方案油气集输专业油气集输专业序号序号项目名称及型

60、号项目名称及型号单位单位 方案一方案一 方案二方案二备备 注注1 1工艺管线部分工艺管线部分1.11.1 站外工艺管线站外工艺管线(1)(1) 无缝钢管无缝钢管 2192196 6 2020# #kmkm10.510.53.13.1(2)(2) 螺旋缝埋弧焊钢管螺旋缝埋弧焊钢管 273.1273.17.1 7.1 L290L290kmkm3.73.71.21.2 站外管线套管站外管线套管(1)(1) 螺旋缝埋弧焊钢管螺旋缝埋弧焊钢管 3253258 Q235-B8 Q235-Bm m2102103434穿越沥青路、土路等套管穿越沥青路、土路等套管 螺旋缝埋弧焊钢管螺旋缝埋弧焊钢管 325325