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1、 2015 年第 6 期Pipeline Technique and Equipment2015 No 6 收稿日期:2015-02-05 收修改稿日期:2015-06-18地温对靖惠原油管道输油温度的影响分析吕永强1,张新党2(1.中国石油北京油气调控中心,北京 100007; 2.中国石油长庆油田公司,宁夏银川 750005)摘要:长庆油田原油凝点高,必须加热外输,为了确定合适的加热温度,确保管道运行安全、节能,通过分析气温、地温的变化规律,得出地温随气温出现周期性变化,从而导致原油外输加热温度随地温成周期性变化的结论。 对加热温度和地温进行对比,总结出了管道各月份运行要点。 利用传热学公
2、式计算出管道的传热系数,进而计算出外输需要的理论加热温度,对理论加热温度和实际加热温度进行对比,得出油房庄热泵站加热温度偏高的结论,造成热能浪费,建议降低加热温度。关键词:原油管道;地温;凝点;输油温度;传热系数中图分类号:TE8 文献标识码:A 文章编号:1004-9614(2015)06-0007-02Geothermal Influence on Oil Temperature of Jinghui Crude Oil Pipeline AnalysisL Yong-qiang1,ZHANG Xin-dang2(1.PetroChina Oil and Gas Pipeline Cont
3、rol Center,Beijing 100007,China;2.PetroChina Changqing Oilfield Company,Yinchuan 750005,China)Abstract: Condensation point of Changqing oilfield oil is high, and high pour point crude oil must be heated and put out-side . In order to determine the appropriate heating temperature, to ensure the safe,
4、 energy conservation, by analyzing the varia-tion of air temperature and geothermal, geothermal cyclical changes with air temperature, thus leading to the heating temperatureof crude oil changed periodically with geothermal. By contrasting heating temperature and geothermal, the main points of eachm
5、onth were summed up. By heat transfer formula to calculate the heat transfer coefficient of pipeline, then the theoretical heatingtemperature was calculated. By contrasting heating temperature of theory and practical heating temperature, heat temperature ofYoufangzhuang pump station was high, thus r
6、esulting in waste heat. So reducing the heating temperature was proposed.Key words: oil pipeline; geothermal; pour point; oil temperature; heat transfer coefficient0 引言靖惠原油管线是长庆油田原油外输管线,起始于靖边,终止于惠安堡,于 2003 年 9 月 28 日投产运行。全线设有靖安首站、油房庄热泵站、马坊注入站、红井子注入站、惠安堡末站。 管线长 216 km,管径为 377mm6 mm,设计年任务输油能力为靖安首站至油房庄
7、站段 2 5106t/ a,油房庄站至惠安堡末站段 3 5106t/ a,输送工艺采用加热输送,管道埋地深度 1.5 m。1 原油管道温降分析加热输送的原油管道在运行过程中,管内原油温度变化受黄夹克保温层的厚度和土壤温度的影响1。靖惠输油管道黄夹克保温层的厚度为 30 mm,管内原油的温度随地温的变化而变化。 因此,设定末站进站温度 30 为定值,随季节不同,管道周围的土壤温度不同,对管内原油温度的影响程度也不同。 地温越高,管内原油与地场的温差越小,地温对管内原油的影响也越小;地温越低,管内原油与地场的温差越大,地温对管内原油的影响越大。一定深度的土壤温度的变化受大气温度影响随时间做准周期性
8、变化,即一年中的地温变化具有一定的规律,从而使输油温度的变化随地温也呈准周期变化2。靖惠输油管道输送原油的凝点为 21 ,析蜡点为 38 左右。 为了保证靖惠输油管道安全平稳运行,惠安堡末站的进站温度不低于 30 。 根据对靖惠输油管道油房庄站常年地温、输油温度的实际测量记录,计算出油房庄站输油温度,总结出地温对输油温度的影响,并将实际输油温度和理论输油温度进行对比,得出油房庄站实际出站温度偏高的结论。1.1 实际地温和输油温度的准周期变化特点埋地管道的地场温度,是半无限大土壤温度场受8 Pipeline Technique and EquipmentNov 2015 大气温度作用的结果。 按
9、照统计规律,大气温度以年为周期,随季节作周期性变化。 同时热油管道周围的土壤温度等温曲线,根据理论和实测结果成类椭圆曲线形状。3目前,根据靖惠输油管道常年运行的管道周围地场温度统计,总结得出全年地温在理论上是时间的函数,具有周期性变化的特点。 实际因受到多种因素的影响具有准周期性变化的特点。4由于出站温度受到地温的影响,从而出站温度也随地温变化呈一定的变化规律,两者变化周期相同但趋势相反5。 在末站进站温度一定的情况下,随地温的升高出站温度降低,反之,随地温降低出站温度升高,两者变化在时间上是同步的。在靖惠输油管道运行过程中,将全年所收集的地温资料和油房庄出站温度绘成曲线,见图 1。 图 1
10、中,油房庄站出站温度、地温取自靖惠输油管道全年的生产运行参数。 经过统计,年地温最高出现在8 月,值为20 ,最低出现在 2 月,值为 6.1 ;同时对应的输油温度最低值出现在 8 月,值为 41 ,最高出现在 12月,值为 59.5 。图 1 油房庄站原油出站温度随地温变化曲线从图 1 可以看出,受地表温度的影响,夏季 7 月、8月、9 月,冬季1 月、2 月、3 月埋深1.5 m 处的地场温度变化比较平缓;4 月、5 月、6 月根据气象资料虽然大气温度上升较快,但埋深 1.5 m 处的地场温度变化比较缓慢,月平均地场温度从 12.2 上升到 16.5 。 地场温度与出站温度都成准周期变化,
11、但两者趋势相反。对于管道运行调度,春季 4 月6 月,管道深处的地温不断回升,但明显比大气温度回升滞后,在管道正常运行时,出站油温可适当下调,停输过程中应给予特别注意;秋季 10 月12 月,管道埋深处的地温不断下降,但地温的下降过程明显滞后于大气温度的下降。 在正常运行时,随地温的下降,出站油温随时间的延长而适当提高。1.2 理论输油温度和实际输油温度的比较目前,从靖惠管道油房庄站实际运行的地温和出站温度可得出图1 所示的准周期变化特点。 由苏霍夫公式变形可得式(1):T=T0+b+(TZ-T0-b)eKDL Gc(1)式中:T0为管道埋深 1.5 m 处的地场温度,;TZ为进站温度,;T
12、为出站温度,;b 为摩擦热对地温的修正值;K 为管道总传热系数,W/ (m2);G 为质量流量,kg/ s;D 为管道直径,m; L 为加热站站间距,m;c 为油品比热容,J/ (kg)不考虑摩擦情况,一般 b 为 0,地温取各月平均地温,由公式(1)就可以计算出油房庄站全年出站温度控制曲线。 热油管道站间距一般小于 100 km,取平均流速为 1.0 m/ s。 油品经过加热站间的时间也至少需要 30 h。 油房庄站到惠安堡站距离 100 km,流量取250 m3/ h,由惠安堡进站温度 30 可计算出油房庄站全年温度控制曲线,并和实际运行的出站温度进行对比,如图 2 所示。图 2 油房庄站
13、实际运行和理论计算出站温度曲线图该曲线理论计算选取 K=0.705 0 W/ (m2)为计算数值。 经过对传热系数的理论计算和大量的反算,得出靖惠输油管道的传热系数反算值为0.597 50.650 4 W/ (m2),根据传热学理论正算的传热系数为0.705 0 W/ (m2)。 图 2 中计算时采用理论计算的传热系数 K = 0.705 0 W/ (m2),大于实际运行的传热系数。 从图 2 中可以看出,油房庄站某些月份实际出站温度高于理论出站温度。2 结论(1)以靖惠输油管道常年的运行参数为依据。 将油房庄站地温和出站温度绘制成曲线,得出了地温对输油温度的影响随时间做准周期性变化的规律。
14、掌握地温对输油管道输油温度的准周期性影响特点,便于提高管道生产运行效率。(2)根据全年的地温资料,由苏霍夫公式计算出油房庄站全年各月的出站温度, 并和实际运行的出站(下转第 49 页)第 6 期李保吉等:建设期管道完整性数据模型及应用49 焊接材料脆性过大或者残余应力过大,在未知的其他因素的微小影响下,发生穿孔泄漏。 通过对内检测信号分析发现在该缺陷处检测器的探头部分被提离,分析可能存在内突物,怀疑内部有不规则的焊接物,也有可能该缺陷存在砂眼,由于砂眼的体积较小,内检测器没能全部探测到。3.2.3 同类危害因素风险分析该缺陷导致泄漏后,为了应对其他可能导致泄漏的缺陷,对类似情况进行了统计,发现
15、全线按四级 X片进行修复的环焊缝有 773 条。 全线按三级 X 片进行修复的环焊缝有 434 条。 对1 207处返修过的环焊缝进行内检测信号对比,其中有99 处环焊缝内检测信号给出缺陷,占比 8.2%,依照全年 6 月到 8 月为夏季,9 月到次年 5 月为冬季,99 处中筛选出冬季施工 78处,占比 78.79%。3.2.4 完善评价准则及修复计划在综合分析对齐数据段的内检测结果、无损检测结果、管道泄漏情况后,认为管道的连头口和返修口存在附加应力偏高和焊缝性能指标降低的可能性,通过此次分析,在传统完整性评价的基础上,增加了对连头口和返修口的考虑,从而使完整性评价考虑的因素更加全面。 在进
16、行完整性评价时,将返修口作为危险因素,与其他指标形成 7 个修复等级,将全线 375 处需要修复的焊缝缺陷按照修复等级下发。3.3 应用效果通过数据对齐和建设期数据模型的建立,有效补充了当前内检测与评价技术在环焊缝方面的不足,有利于对环焊缝风险的全面认识,对于提升管道完整性管理的全面水平有重要意义。4 结束语目前,管道焊缝在建设期一般采用射线检测和超声检测,数据对齐后,每一道焊缝的内检测结果均可与建设期射线检测结果进行比对和验证,这不但提高了完整性评价的准确性,同时也对内检测缺陷信号的识别工作提供了良好的基础数据库。建设期完整性数据与运营期数据衔接与融合后,实现了从钢板制作到管道报废的全生命周
17、期数据的对接,从而使管道完整性的全生命周期管理成为可能。 数据对齐后,管道的基础信息更加全面和具体,管道部分风险的评价实现了从“样本”预测到“全部”数据参与的精确计算的转变,这极大地提高了风险评价的精确程度和风险控制的总体水平。参考文献:1 杨祖佩,王维斌. 我国油气管道完整性管理体系发展与建议. 油气储运,2006,25(9):1-6.2 闫凤元,宫敬,徐孝轩,等. 国内油气管道完整性管理数据库的建立. 油气储运,2005(增刊 1):22-25.3 SY/ T 66482006 危险液体管道的完整性管理.4 李祎,周利剑,李振宇,等. 中国石油管道完整性数据管理. CIPC2011 中国国
18、际石油天然气管道会议,廊坊,2011.5 周利剑,郭磊,余海冲,等. 基于业务相关性的管道完整性数据管理技术. CIPC2011 中国国际石油天然气管道会议,廊坊,2011.6 王立辉,胡成洲,冯东,等. 建设期油气输送管道完整性管理的数据采集. 油气储运,2008,27(8):8-10.7 龚文,何仁洋,赵宏林. 国外油气管道内检测技术的前沿应用.管道技术与设备,2013(4):24-26.8 冯庆善. 基于大数据条件下的管道风险评估方法思考.油气储运,2014,33(5):457-461.作者简介:李保吉(1981),工程师,主要从事管道完整性数据管理、管道应急技术支持等工作。E-mail
19、:libaoji (上接第 8 页)温度参数进行对比,理论出站温度曲线为控制实际运行的出站温度提供了依据,得出了油房庄站实际 1 月5 月和 9 月12 月加热炉加热温度偏高的结论。 应该适当降低出站温度,达到节能降耗的目的。参考文献:1 张国忠.埋地热油管道准稳态运行温度研究.油气储运,2001, 20(6):4-7.2 邢晓凯,张国忠.埋地热油管道正常运行温度场的确定.油气储运,1999,18(12):28-30.3 章熙民,任泽霈,梅飞鸣,等.传热学.北京:中国建筑出版社,1985.4 邢晓凯.埋地热油管道停输与再启动过程研究:学位论文.东营:石油大学, 1998.5 邢晓凯.环境变化对热油管道停输降温过程的影响分析 .管道技术与设备, 2001(1):8-10;13.6 杨莜蘅,张国忠.输油管道设计与管理.东营:石油大学出版社,2006.7 赵晓东.改性原油输送管道启动过程非稳态水力、热力计算方法研究:学位论文.北京:石油大学, 1999.作者简介:吕永强(1979),工程师,主要从事长输成品油管道的调控运行工作。 E-mail:yqlv
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