大差分下输油管线运行分析

大差分下输油管线运行分析

1管段争议流影响随着国内油气管道的发展，新管道已经建成。在施工过程中，对于地形起伏较大的管道，有向前推进点，并且在较高的范围内会产生不满流，从而影响管道存储的天然气。同时管道投产由于流量计等设备处在投产调试阶段,整条管线可能存在无流量显示,以及投产过程中高点后水、油品及清管器流速需进行计算,以指导下游排气、油头跟踪及清管器接收。所有需要对管道投产方式及投产过程不同工况进行分析处理,以利于管道始终处在可控状态下,使管道安全、顺利投产。2火炬总管项目投油管道投产方式会根据所投油品物性特点不同而不同,成品油投产可采用先充氮气后注油,管道部分充水、油顶水等方式;对于油品物性较差的原油多采用管道部分充热水,以油顶水,加热、热处理或综合热处理的投产方式,同时沿线启加热炉。目前管道投产多采用管道部分充水、油顶水的投产方式。管线采用部分充水、油顶水的投产方式,主要有以下几个目的[1,2]:(1)进一步对管道进行冲洗和清扫,确保投油后管道中油品的质量;(2)进一步检验输油设备的技术性能和可靠性;(3)检验整个管道系统整体运行的可靠性;(4)检验整个管道系统自动调节的灵敏性和可靠性;(5)降低投产期间可能发生的管道破裂跑油的风险;(6)根据输水试运结果,对管道系统(包括硬件和软件)进行整定调整;(7)水的比热容大,粘度、凝点低,且取材相对方便,适于做预热介质。此外,管道投水还给中控充分的时间对SCADA系统、自控逻辑及相关远传数据点进行核实校对,以满足管道投油时期系统的安全、稳定。对于需要加热的原油管道采用沿线启加热炉,预热投产具有如下优点:(1)使管线尽快建立温度场,保证油头温度满足设计要求的进站温度,并在输水期间试运沿线加热设施,增加投油期间安全保障;(2)采用综合热处理输送方式可降低油品凝点,增加投产期间安全保障。3不同施工处理对不同项目的影响和处理3.1大落差对油藏排水阶段的影响大落差管道投产过程,往往出现以下几种较复杂的情况:3.1.1管口流动形态变化水头翻越管道高点后,由于自身动能和重力作用,会在管内形成类似瀑布流的流动形态。对管道低点有一定的冲击。冲击力度同管段仰角a值(管段高程差同管段长度的比值)有关,仰角a越大则冲击力越大。3.1.2清管器上冲的影响投产方案中,在管内放置皮碗式清管器进行油—水隔离,当清管器翻越高点后,由于自身的重力作用,会出现清管器下冲的现象。当下冲现象出现时,清管器自身重力使其移动速度变快、动能增加,为达到清管器受力平衡,其上游压力将减小,形成一个类似于抽拉的过程。在大落差管段,清管器的下冲会变得十分明显,由于下冲会使清管器上游压力减小,因此有时会使清管器上游压力小于液体的饱和蒸汽压,从而使液体汽化,在高点形成不满流;并且,随着上游压力的减小,清管器下游空气的反窜量也会相应的增加,进而加大了水段的进气量。3.1.3半管流对于积气量大增的影响虽然在投产方案中采用了皮碗式清管器来减少进气量,但在实际投产过程中充水管段进气是不可避免的,尤其在大落差管段,水头翻越高点后管内会出现半管流,导致积气量大增。在大落差管段,水头经过高点后会以非满管流的形态自流至管段低洼处形成积液,此时,一部分气体会被低洼处产生的积液密封在高点处,这一部分气体就是投产时所产生的管内气体,需及时排出。3.2管理和储存气体对运营的影响管道的排气工作是一条管道能否顺利投产的重要一环,排气工作的好坏将直接影响到投产过程中水联运设备的调试、油顶水产生的混油量。3.2.1火炬树叶片的充压电站内流态产生汽蚀如果管道内的气体不能及时排出,残留在管道内的气体对管道系统中的设备会带来很大的危害。当管道内存在气体时,聚集在高点处的气体会使泵站上游管段形成一个类似不满流的流动形态。其危害有以下几个方面。(1)由于管道中这种流态的存在,当液流速度突然变化时,若发生液柱的分离和撞击,可能会增加水击压力,高点后的事故反应会变慢,汽泡的反复产生和溃灭会引起管段振荡,对管路安全造成极大的破坏。(2)高点处气体的存在还会降低下游的压力,有可能使泵站的进站压力不足.低于其最小汽蚀余量,从而产生站内泵的汽蚀。(3)由于管内气体的存在,在投产过程中管内有可能出现两相流。两相流的出现不仅会给输油泵带来类似汽蚀一样的危害,还会对水联运过程中各种仪表的调试带来干扰。3.2.2管道企业内气体排放不当管道投产油顶水的过程中,由于管道内存有气体,将会明显增加其混油量。能够对其混油量产生明显影响的因素主要有以下两个方面。(1)地势起伏地区的管段,可以理解为是由多个U形管组成的波形管段。地形起伏管内油水在低洼的“U”形段形成分层。在输量相对稳定时,管道低洼“U”形内油水的扩散达到一个相对稳定的状态,只要这个状态不被破坏,“U”形段的“水兜”就会长期存在。在这种情况下,混油量增加不是很大,但混油的尾部会被托的很长,这一现象曾在克洛尼尔、兰成渝成品油和大西南成品油等管道的投产中出现过。(2)爬坡管段内若存有气体,将会增加其混油量。例如,在我国某成品油管道投产时,70km范围内混油体积增加了8040m,其余各段总共增加了2957.88m。这是由于在投产过程中排气不当,导致管段内存气,再遇上一个爬坡段,所以混油量在该阶段剧增。理论上说,流体如果是完全充满管道的单相流并处于紊流状态,就不会形成大量的混油。然而,如果排气不当,管道中存在着一些气体,那么管道中不是单纯的单相流,而是油—水—气体的三相流动。当油与水的界面运动到爬坡段时,会因气体的作用,使得管道在大落差段出现重力分层,水在重力的作用下沉降到管道低洼处,使得油中含水不均匀,混油量在爬坡段剧增。投产中管内残存的气体,由于密度和压力差异,一般会向高处移动,最终聚集在各个高点。在西部成品油管道投产中,经过各点排气所残留的气体,最终也会向高点聚集。气体虽然较易聚集在高程大的高点,但并不是哪个高点高程大就会聚向哪个高点,而是由管段的地形和压力等因素决定。输油管道地势起伏,很难判断聚集点的位置,但在停输一段时间后,运用计算静压同实际静压相比较的方法大体可以判断出位置和存气量,其方法如下。式中:H为总高差,m;dr为油品密度;0H为油柱高度,m;aP为顶部气体压力,MPa;∆P为出站压力与静压差。如果管道中的气体没有全部在管道顶部,而是夹杂在油品里,则气体体积将比估算值大。3.3管线输量的清管器控制管线投产过程中,如果沿线没有流量显示可采用以下几种方法控制管线流量:(1)在投产初期可根据给油泵曲线进行估算,并在一定时间内根据储罐液位进行校核。当管线启两台泵后,该方法误差较大,不推荐使用。(2)管线投产时发送清管器可通过清管器运行速度判断上一时间段管线输量,并根据需要进行调整。(3)如果管线投产后存在两个压力远传点,且可基本判断该管段为满管流,应尽快通过清管器、首站储罐液位来建立一定流量,计算出该管段摩阻,用以指导整个管线输量。例如:通过清管器和首站储罐液位计算外输流量500m³/h,A和B两地摩阻为1.5MPa,则当A、B两地摩阻大于1.5MPa则流量高于500m³/h,反之小于。可通过几个流量算出不同摩阻,指导运行。投产初期为气液界面,不应以出站压力为参考控制出站流量,此时出站压力主要与管线高程变化有关。3.4