集输管道

集输管道（精选十篇）

集输管道 篇1

1管道腐蚀原因

1.1集输管道外腐蚀

土壤是含有固、液、气三相的毛细多孔性复杂体系, 土壤的孔隙被空气和水所占据, 水中含有一定的盐类, 使得土壤具有离子导电特性, 这为埋地管道腐蚀创造了条件[2]。管道外腐蚀主要受土壤电阻率、土壤中p H值和土壤中含水量的影响。

1.2集输管道内腐蚀

油井开采和输送过程中介质中是含有腐蚀性成分的, 例如CO2、溶解盐、H2S等, 这些成分会促使管道内壁腐蚀、穿孔。尽管埋地管道主要为外腐蚀, 但在油田开发的中后期, 由于综合含水率的升高, 改变生产环境, 而引起严重的管道内腐蚀。

1.3防腐层老化、损坏

主要体现在如下几个方面: (1) 对于沥青防腐层, 老化损坏与腐蚀现象的根本原因是防腐层自然老化; (2) 在现场实际拉运、吊装、敷设时, 由于不按规定操作, 防腐层发生了严重的损伤; (3) 个别管道补口质量不达标, 导致腐蚀, 经验表明最容易产生腐蚀现象的位置是接头与弯头; (4) 对于穿孔补焊, 有的破坏了防腐层, 导致出现二次腐蚀。

1.4管线的材料质量

对于长输埋地油气管道材料来说, 其影响也比较大。第一, 管道材料化学性质越活泼, 受到腐蚀影响越大, 抗腐蚀能力越差;第二, 管道材料金属成分也影响着管线的耐腐蚀性, 单合金材料管道的耐腐蚀性比多合金材料管道耐腐蚀性要好;再次, 材料表面越光滑, 这种材料的耐腐蚀性也会越好。

2管道腐蚀机理

金属腐蚀是指金属材料与环境发生了化学或电化学的作用, 导致金属材料的破坏过程。腐蚀的类型主要有化学腐蚀和电化学腐蚀, 化学腐蚀是指金属原子与反应物相互作用, 原子上的电子转移到接受体上的过程[3]。化学腐蚀既可发生在在高温和干燥的气体中, 又可发生在非电解质溶液中。电化学腐蚀是金属材料在与电解质溶液接触时, 金属材料表面被溶解为金属离子和络离子, 从而改变金属特性的现象。电化学腐蚀是发生在电解质溶液中的。

3管道防腐措施

3.1管道内防腐

用于管道内防腐的药剂主要为缓蚀剂、杀菌剂以及降粘剂等[4]。

(1) 当在介质中使用一定量的缓蚀剂时, 可有效的控制管壁腐蚀的速度, 若条件良好, 甚至能够完全避免腐蚀情况, 其优点在于不需使用其它的设备, 不用提高管理成本, 且操作简单, 这是一种非常理想的防腐措施。

(2) 杀菌剂主要是应用在由微生物所引起的腐蚀问题, 所以在埋地管道中微生物聚集的地方, 可通过加入杀菌剂来进行防腐, 其效果非常明显。

(3) 降粘剂的防腐机理即缩短管道内流体通过时间, 这样就可减小流体中所含物质与管道内壁的粘滞而减小其接触时间, 降粘剂主要用于原油的运输过程。

此外, 对欲输送介质进行脱水、脱硫和去氧的处理, 同样也是降低腐蚀的有效措施。

3.2管道外防腐

管道外防腐主要是在金属管道外喷涂防腐保护层, 目的是与土壤中的电解质进行隔离, 增大腐蚀电池回路的电阻, 减缓反应速率而起防腐的[5]。防腐保护层具有良好的绝缘、防水、化学稳定及能对抗微生物腐蚀的性质, 用于涂层的材料主要有石油沥青、煤焦油瓷漆、聚乙烯、聚乙烯聚氨酯泡沫和熔结环氧粉末防腐层, 目前使用较多的是聚氨酯泡沫夹克, 它既可防腐又可保温, 具有双重作用。

外防腐是防止埋地管道腐蚀的重要方法, 但它必须与阴极保护法联合使用才能有效控制埋地管道的腐蚀, 因为在涂敷过程中防腐层不可避免地会出现漏涂点, 在使用期间防腐层在各种因素作用下, 会产生剥离、穿孔、开裂等现象, 这时阴极保护法是覆盖层防腐法的补充防腐法。阴极保护的方法有两种, 即外加电流法和牺牲阳极法。

(1) 外加电流法是负极接在需保护的金属 (埋地管道) 上, 将正极接在辅助电极 (铸铁) 上, 被保护金属与负极相连发生的是阴极反应, 因此得到保护。

(2) 牺牲阳极法是将被保护金属和一种可以提供阴极保护电流的金属或合金 (即牺牲阳极) 相连, 使被保护金属腐蚀速率降低的方法。

3.3改善管材防腐

对于集输管道的腐蚀问题, 可以尝试从调换管道材料着手, 通过使用稳定性较强活泼性较差的材料来增强管道材料抗腐蚀能力。玻璃管材具有质量非常轻、不易结垢、表面光滑、耐用等优点, 因而可以考虑应用玻璃管材, 但是这种材料的强度不高, 容易发生破损问题。尼龙管材除了具有玻璃管的优点外, 耐磨性能也较强, 但价格高。因此是否可以制作管径中心为钢质内外壁为玻璃或尼龙的管材来提高管壁防腐性有待于进一步探索。

摘要：本文阐述了油田集输管道受多种因素产生腐蚀的原因, 同时对管道腐蚀机理进行分析, 对针对个因素提出了有效的防腐措施。

关键词：集输管道,机理,防腐

参考文献

[1]赵力成.埋地金属管道的防腐措施[J].油气田地面工程, 2007, 26 (10) :46-47.

[2]张利民, 武昭妤.油气金属管道的防腐蚀技术[J].油气田地面工程, 2013, 32 (5) :101-102.

[3]朱万德.输油管道腐蚀检测与防腐技术的探讨[J].内蒙古石油化工, 2014 (16) :87-89.

[4]张淘清, 孙魁.管道内壁阴极保护技术[J].石油工程建设, 2003, 2 (29) :25-26.

天然气集输管道施工 篇2

及验收规范

1、总则

1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平，保证工程质量，降低工程成本，特制定本规范。

1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程的施工及验收，其适用范围如下：

1.0.2.1设计压力：1.6～16MPａ 1.0.2.2设计温度不大于80℃

1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气 1.0.2.4碳素钢、普通低合金结构钢 1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道

1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间的采气管线、集气支线。

1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间的集气干线。

1.0.3.3净化厂到用户门站之间的输气管线 1.0.4本规范不适用于下列工程的施工及验收 1.0.4.1城市天然气管道

1.0.4.2总跨≥100ｍ或单跨≥50ｍ的跨越管道 1.0.4.3宽度≥40ｎ的河流穿越管道 1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级 1.0.5.1中压管道：设计压力为1.6≤PN≤10MPａ 1.0.5.2高压管道：设计压力为10＜PN≤16MPａ

1.0.6天然气集输管道工程所用的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材等必须有质量证明书或合格证，并符合设计要求。用于输送酸性天然气管道的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》的规定。

1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审、设计及施工技术交底。

1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外，还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意。

1.0.9天然气集输管道施工中的安全技术、劳动保护应符合国家现行的有关标准或规范的规定。

2、钢管

2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定： 2.0.1.1钢管表面裂纹、折迭、重皮等缺陷；

2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差的锈蚀或机械划伤。2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准 2.0.3高压钢管的检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条的规定。

3、阀门

3.0.1阀门的外观检查，应无裂纹、砂眼等缺陷，阀杆、阀兰密封面应光滑不得有划痕，阀杆丝扣应无毛刺或击痕。3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验。3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定：

3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂的强度及气体严密性试验的全格证，阀门强度试验及用清洁水进行，PN≤16MPａ的阀门，强度试验压力为公称压力的1.5倍，当升压至强度试验压力时稳压5ｍｉｎ不渗漏或无压降为合格；

3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时，清洁 水内氯离子含量应小于25PPｍ。

3.0.3.3试验合格的阀门，应及时排尽内部积水及污物，密封面应除防锈油，关闭阀门，封闭出入口，并填写阀门试验记录。

3.0.4阀门传动的装置和操作机构应清洁，动作灵活、可靠、无卡涩现象。

3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试。

3.0.5.1球阀壳体水压强度试验，必须在半开状态下进行。3.0.5.2球阀壳体水压强度试验，压力为公称压力的1.5倍，稳压5ｍｉｎ，无渗漏为合格。

3.0.5.3球阀严密性试验，首先将球体转到关闭位置，然后将水充入体腔内，直至检查孔有水流出为止，随后升压至公称压力进行检查，稳压30ｍｉｎ，若充水口不见水流出，同时压力不下降，即为合格，用同样方法试另一侧。

3.0.6电动、气动、气液联动阀门安装前，除按说明书要专业户作强度和严密性试验外，安装后应作动作，联动等性能试验。

4、管件及紧固件

4.0.1公称压力大于1.6MPａ小于10MPａ的管件及紧固件，技术要求应符合GB897《双头螺栓》、GB899《双头螺栓》ｂｍ＝1.5ｄ、GB900《双头螺栓》ｂｍ＝2ｄ、GB170《I型六角螺母牙A和B级》的要求。

4.0.2公称压力大于1.0MPａ小于等于10MPａ的高压管件及紧固件，技术要求应符合JB450《Pｇ100～320㎏ｆ／㎝2化工、石油工业用锻造高压阀门、管件和紧固件技术条件》的有关规定。

4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂的质量说明书，并确认下列项目符合国家或行业技术标准：

4.0.3.1化学成分； 4.0.3.2热处理后的机械性能 4.0.3.3合金钢管件金相分析结果 4.0.3.4高压管件及紧固件的无损探伤结果

4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定。4.0.4.1法兰密封面应平整光滑，不得有行刺及径向沟槽，法兰螺纹部分应完整无损伤，凹凸面法兰应能自然嵌合，凸面的高度不得低于凹槽的深度，平焊法兰，对焊法兰的尺寸允许偏差应符合相关要求及规定；

4.0.4.2螺栓及螺母的螺纹应完整、无伤痕、无毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动或卡涩现象。

4.0.4.3高压螺栓、螺母的检查应按下列规定进行，其硬度值、机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》的要求：

（1）螺栓、螺母应每批各取两根（个）进行硬度检查，若有不合格，须加倍检查，如仍有不合格则应逐根（个）检查；

（2）螺母硬度不者不得使用；

（3）硬度不合格的螺栓应取该批中硬度值最高、最低各一根校验机械性能，若有不合格，再取其硬度最接近的螺栓加倍校验，如仍有不合格，则该批螺栓不得使用；

4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯、高频弯、热冲压弯等工艺制造，公称直径150～500㎜，其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径，公称直径为600～700㎜，其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径，阀室管道所用弯头的弯曲半径应为1.5倍公称直径；

4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质的碳素钢、合金钢管道的弯管，弯曲半径应大于5倍公称直径，冷弯弯曲后应进行应力消除；

4.0.4.6钢板卷制的热冲压弯管其内径应和相应的管道内径一致；

4.0.4.7高频加热弯制的弯管，其表面硬度值应符合原母材硬度值的要求；

4.0.4.8弯管内外表面应光滑、无裂纹、疤痕、折皱、鼓包等缺陷；

4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范的相关要求及规定； 4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定； 4.0.4.11焊接三通应符合以下规定：（1）主管按支管实际内径开孔，孔壁应平整、光滑、孔径偏差为±0.5㎜；

（2）支管端面和主管开孔处表面应严密吻合；

（3）主、支管组焊时，支管内径必须对正主管开孔口，错口不应大于0.5㎜；

（4）高压三通支管倾斜度应不大于其高度的0.6%；且不大于1㎜；中压三通支管倾斜度应不大于其高度的1%；且不大于3㎜；

（5）三通焊缝检验应按三通设计图的规定进行。

5、管沟开挖及复测

5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图、管道纵断面图及设计说明书的设计交底和现场交桩。

5.0.2管道穿越公路、铁路、河流、沟渠等除测量纵断面之外，当穿越复杂地形时，还应补测平面、横断面。

5.0.3在管道埋深合格的条件下，根据土质类别、地形起伏，每公里管线纵向转角总度数，山区管线应小于等于900°，一般地形应小于等于600°；小于等于3°的纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内。

5.0.4管沟开挖应符合下列要求：

5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线；

5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线；

5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物，并进行青苗处理； 5.0.4.4管沟开挖前，施工员必须向有关人员进行管沟的挖深、横断面、沟壁坡度、弃土位置、施工便道、地下隐蔽障碍物、管沟中心线、挖深偏差等技术交底；

5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径、土质类别、挖方量、开挖方法确定，丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定：

DN≤200㎜

占地宽度≤12ｍ 200＜DN≤400㎜

占地宽度≤18ｍ 400＜DN≤700㎜

占地宽度≤20ｍ

平原地区采用机械挖沟上组焊管道时，其临时占地宽度应小于20ｍ。

5.0.4.6管沟深度小于等于3ｍ时，管沟沟底宽度应符合相关要求及规定；

5.0.4.7沟壁不加支撑，管沟开挖深度小于5ｍ，其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定；

5.0.4.8旱耕地管沟开挖时，应将耕地表面耕植土、下层土壤及岩石等分别弃土；

5.0.4.9水田管沟开挖时，应根据临时占地宽度扎埂、排水，然后开挖，并有排水措施；

5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时，应取得当地有关部门爆破许可证，有安全措施，根据爆破安全规程进行爆破及开挖；

5.0.4.11管沟开挖完工后，应进行验收，沟底平直、转角、无塌方、无积水，在任意20ｍ管沟内，管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范；

5.0.4.12管沟复测的管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书、线路平面图、管道防腐结构、管壁厚度、材质、埋深及转角数等设计要求。

6、弯管、钢管下料及管口加工

6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表的要求，其转角必须符合以下规定：

6.0.1.1转角为3°～5°两直管用斜口连接； 6.0.1.2转角大于5°配置相应度数的预制弯管。

6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜，直管下料允许偏差为±L／100（L为下料长度），应检查两端管口的圆度，并符合要求。

6.0.3管道穿越铁路、公路、河流，其穿越长度小于等于10ｍ时，下料时中间不宜出现环形焊缝。

6.0.4焊缝的位置应避开应力集中区，并便于焊接和热处理，一般应符合下列规定：

6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔；

6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时，两丁字焊缝最小距离应大于100㎜。

6.0.5管口宜采用机械切割、气割等方法，采用切割加工的坡口，必须除去坡口表面的氧化皮，并打磨平整。

6.0.6管口打磨后，钝边应经过平板检查，平板同钝边最大间隙应小于1㎜。

6.0.7当钢管（薄件）壁厚小于等于10㎜，厚度差大于3㎜，或者钢管壁厚大于10㎜，厚度差大于薄件厚度的30%或者5㎜超过，坡口形式必须符合相关要求及规定。

6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径的1.5倍，且不小于150㎜。

7、组对及焊接

7.1.1管口的坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定：

7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。

7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。

7.1.2管口组对前，应将管内浮锈，泥沙杂物清除干净；下班时，必须用盲板将待焊管口封好。

7.1.3壁厚相同的管口组对时，应将内壁对齐，并符合以下规定：

7.1.3.1Ⅰ、Ⅱ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不行大于1.5㎜。

7.1.3.2Ⅲ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不得大于1.5㎜。

7.1.4壁厚不同的管口组对应符合以下规定： 7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐； 7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐；

7.1.5管口组对时，应采用外对口卡具组对，组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围的底漆、垢锈、毛刺清理干净。

7.2焊接工艺评定

7.2.1对首次使用的焊接钢材，在确认材料的可焊生之后，其焊接工艺评定应符合SYJ4052－92《油气管道焊接工艺评定方法》的规定。

7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据，焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准的焊接工艺评定报告为依据。

7.2.3从事管道焊接的焊工，必须持有本单位焊工考试委员会发给的管道焊工考试合格证；焊工施焊的钢材种类、焊接方法、焊接位置、有效期等均应与焊工本人考试合格证相符。

7.3焊接

7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底，封底后的焊缝应及时进行填充焊：

7.3.1.1穿跨越铁路、河流、四级以上公路的管道焊缝及穿跨越河道等地段的焊缝；

7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPａ的净化天然气管道焊缝；

7.3.1.3同阀门焊接的焊缝。

7.3.2管道焊接宜采用上向焊、下向焊、气体保护焊等工艺，其电流、焊接速度、焊条直径、焊接层数，必须符合焊接工艺说明书的规定。

7.3.3使用焊条时，应根据不同牌号的焊条说明书所规定烘烤温度、时间，进行烘烤，并在保温筒内保温，重复烘烤焊条的次数不得超过两次。

7.3.4定位焊的长度、厚度及定位焊缝之间的距离应以接头固定不移动为基础，定位焊的工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书的规定。

7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完，相邻焊道的起点位置应错开20～30㎜。

7.3.6管道施焊环境应符合下列规定：

7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊；

（1）手工电弧焊风速大于等于8ｍ／ｓ；（2）气体保护焊风速大于等于2ｍ／ｓ；（3）相对温度大于90%；（4）雨雪环境。

7.3.6.2当焊件温度在－5℃时，应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右。

7.3.7焊接时，严禁在焊件表面或非施焊处引弧，并注意起弧、收弧处的质量，收弧时应将弧坑填满。

7.3.8每条焊缝焊完后，应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印。

7.4焊前预热及焊后热处理

7.4.1为降低焊接接头的残余应力，防止产生裂纹，改善焊缝和热影响区金属的组织与性能，应根据焊接工艺评定、结构刚性及要求的使用条件，综合参考进行150～200℃焊前预热和600～650℃焊后热处理，焊后热处理应以热处理工艺依据。

7.4.2焊后热处理的加热速度、恒温时间及冷却速度应符合下列规定：

7.4.2.1加热速度：升温到300℃后，加热速度不应超过220×25÷δ℃／ｈ且不大于220℃／ｈ（Δ为壁厚㎜）；

7.4.2.2恒温时间：碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2～2.5ｍｉｎ，合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min，且不小于30 min；

7.4.2.3冷却速度：恒温后的冷却速度不应超过275×25÷δ℃／h，且不大于275℃／h，冷却到300℃后，即可在空气中冷却。

7.4.3当环境温度低于0℃时，预热温度应比有关要求预热温度适当提高。

7.4.4要求焊前预热的焊件，在焊接过程中的层间温度不应低于预热温度。

7.4.5要求焊后热处理的焊缝必须经无损探伤合格。7.4.6预热的加热范围，以对口中心线为基准，每侧不应小于管壁的3倍；热处理的加热范围，每侧不应小于焊缝管壁的3倍。

7.4.7焊缝接头经热处理后，应测硬度，并作好记录及标记，焊缝及热影响区的硬度值其极限值分为二级：Ⅰ级应小于或等于HB200；Ⅱ级应小于或等于HB225。

7.4.8当设计没有明确要求时，经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定：

7.4.8.1管径小于等于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的5%；

7.4.8.2当管径大于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的10%；

7.4.8.3焊缝硬度值的检查，每条焊缝打一处，每处打三点(焊缝，热影响区和母材)。

7.4.9热处理后的焊缝其硬度值超过规定时，该焊缝应重新进行热处理，每条焊缝热处理次数不能超过两次。

7.5焊缝检验

7.5.1焊缝表面质量的外观检查应在焊缝无损探伤，热处理、硬度和严密性试验之前进行，其表面质量应符合下列规定：

7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1～2㎜，宽度差≤3㎜； 7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜，在任意300㎜连续焊缝中，咬边长度不得大于50㎜；

7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹、凹陷、气孔、夹渣和熔合性飞溅等缺陷；

7.5.1.4焊缝余高：上向焊h≤1+0.1C，且局部不大于3㎜，长度不大于30㎜，下向焊h=0～1.6㎜，且局部不大于3㎜，长度不大于50㎜，自动焊h=0～3㎜(h为焊缝余高，C为焊缝宽度)。

7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别的合格证的持证人员进行。

7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时，每个焊工所焊的焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定。

7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB／T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》的规定，超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级》的规定。

7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa的管道，其焊缝经X射线抽查若发现不合格时，应对被抽查焊工所焊的焊缝加倍探伤；若仍有不合格则应对该焊工所焊的全部剩余焊缝进行无损探伤。

7.5.6不合格的焊缝应进行返修，返修后应按原规定进行检查，每处焊缝返修不得超过两次，如超过两次，必须经单位技术负责人审批，提出措施才能返修，但最多不得超过三次。

7.5.7焊缝经无损探伤后，应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号。

7.5.8无损探伤资料，施工单位应保管七年。

7.5.9穿跨越河流、铁路、公路的管道焊缝应经100%射线探伤，合格等级达到Ⅱ级。

7.5.10经清管试压后的管段，其相互连接的死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求。

8、管道工厂防腐及现场补口补伤

8.0.1 管道防腐及补口补伤，其结构、等级及所用防腐材料除应符合设计要求外，还应符合相应的施工及验收规范。

8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》的规定。

8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道 聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.5包覆防腐层施工 符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.6 管道现场防腐，补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》的规定。

8.0.7现场防腐层钢管堆放、装卸、拉运必须用软垫子保护接触面。

8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》的规定。

9、管段下沟、回填

9．0．1管段下沟之前，其防腐层必须完好无损并经电火花检验。

9.0.2管段下沟之前，沟底应清理平整，石方沟底应填厚细土，水田沟底应无积水。9.0.3管段下沟之后应及时回填，并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行，第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实，应使管道防腐层得到保护，第二次回填其他土质及地貌恢复；最大悬空长度应符合其相关要求及规定。

9.0.4管道下沟回填时，应及时输隐蔽工程验收手续。9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎、护坡及埋设里程桩等。

10清管及试压

10.0.1管道安装完毕后必须进行清管、强度和严密性试验。10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行，其措施应经有关部门批准。

10.0.3管段清管试压可分段进行，分段长一般以10～15公里为宜。

10.0.4管道试压介质应为空气或水，强度试验宜以水为介质，强度试验后应进行严密性试验。

10.0.5以空气为介质的管道强度试验压力应为1.25倍设计压力，以水为介质的人口稠密地区强度试压应为1.5倍设计压力。严密性试验压力应为设计压力。

10.0.6管道以空气为介质试压时，升压应均匀缓慢进行，每小时升压不得超过1Mpa，当强度试验压力大于3Mpa时，分三次升压，分别在30%、60%的压力时各稳压半小时之后对管道进行检查，若未发现问题，可继续升至强度试验压力，稳压6小时，压降率不大于1%为合格；然后将压力降至设计压力进行严密性实验，稳压24小时后对全线进行详细检查，无渗漏、压降率不大于1%为合格。

10.0.7以水为介质进行管道强度试验时，应尽量排除管道内部空气，升压要求、稳压时间、压降率等均按相关规定执行。

10.0.8阀室、小型穿越、跨越，可连管道一起进行清管试压。10.0.9管道分段试压时，在其两端应安装压力表和温度计各2支，压力表应经校验合格，其精度应不低于1.5级，温度计分度值应小于1℃。

10.0.10管道清管应在试压之前进行，使用清管球或清管器时，其直径应比管道内径有一定的过盈量，清管时必须使管内的泥土、杂物清除干净。

10.0.11以气体为介质的强度和严密性试压稳压时间内的压降率按下式计算：

△P=100(1-P2T1╱P1T2)% 式中：△P—压降率，% P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力Mpa P2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力，Mpa T1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度K T2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K

11、工程竣工验收

11.0.1集输管道工程竣工后，建设单位应根据本规范和设计要求，组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收。11.0.2天然气管道工程竣工后，施工单位应提供下列技术资料。

11.0.2.1管道敷设竣工图；

11.0.2.2管材、管件出厂质量说明书； 11.0.2.3施工图修改通知单； 11.0.2.4施工变更联络单； 11.0.2.5材料改代联络单；

集输管道 篇3

摘要：石油作为十分宝贵的自然资源，所有国家对石油开采以及应用都高度重视。近些年来社会经济快速发展，国内在石油工程项目方面的建设力度与规模不断加大，而为了可以提升石油开采量和应用效率，对地面装置的安装流程进行规范，有效加強管道施工技术，已经成为石油工程重点关注的问题。而油田地面装置的科学安装和集输管道技术加强，可以有效提升装置的工作效率确保工作人员的生命安全。本文主要对油田地面建设装置安装和集输管道的施工进行了探讨。

关键词：油田工程；地面设备安装；集输管道工艺

经济全球化发展，国内对于石油的需求量逐渐增加，其中油田地面装置的安装质量和集输管道的施工安全性十分重要。而且油田地面设备安装和集输管道的施工工艺直接影响着油田工程项目的稳定、安全生产，同时也是采油技术运用的关键。总而言之，油田地面建设装置的安全可以有效确保油田的可靠与安全操作，而基础管道的施工工艺可以为油田工程项目提供一定技术支持。另外，保证基础管道的整体施工质量，可以促进油田工程企业进一步发展。

一、油田集输管道技术建设

油田技术管道技术与建设，主要依据各种油田地质特征与原油性质，各种地理气候环境和油田工程项目开发进程变化进行选定。比如因为原油的粘度自身大小和凝固点高低差异，严重影响着原油集输管道的施工技术。同时部分原油与天然气中包含的硫化氢，应该在脱硫之后进行存储与输送，因此就一定要具备脱硫技术。另外，若是油田项目开发时步入中、后期，这时油井中不但存在油、气，还包含大量的水，因此一定要将油、气进行有效分离，同时还要将水分离，在油、气通过处理后合格，应该将水处理干净，从而防止造成环境污染。

二、油田地面建设装置的安装

油田地面建设装置安装，通常分成解体设备的安装和总体设备安装。其中解体设备安装为大型装置，由于油田的运输条件不足，难以把总体设备运输至施工现场，对此就应该在出厂时对其完成分解。而在地面建设装置运输至施工现场后，要进行有效设计，并且依据有关流程完成设备安装。针对油田地面建设装置的安装而言。通常状况下都是整体装置安装，在安装的过程中直接把其安装至设计位置，同时完成总体设备的安装。而在地面建设装置的不断发展，整体装置安装方法变得更为重要。在油田地面建设装置的安装工程项目中，依据油田工程项目设计完成设备的安装，不可对工程项目的设计进行随意修改。若是发现施工过程中设计图纸和文件存在差别，一定要及时提出相应意见，然后依据原设计进行修改过后的图纸完成施工。除此之外，在进行检查和验收地面建设装置的安装前，全部地面和附近模板一定要处理干净，同时地面不可存在油污层，从而有效防止影响装置安装施工和二次灌浆整体质量。而在地面建设装置安装前，要对地面完成铲平，并且利用水平尺完成检查和验收。通常情形下要依据地面建设施工过程中绘制的标高线完成安装，应用胶管进行连通，同时利用钢尺绘制标高线，从而可以确保地面建设装置的安装标准性。

三、集输管道的施工技术

（一）管道的构成

石油管道构成部分包含了管材和管件以及法兰等相关部件，而管理主要经过和装置有效相连，组成相对密封的循环系统，从而实现对外有效输送介质的目的。首先是管材。其制造材料主要有碳钢管和低合金钢以及有色金属管道等，一系列管道依据油田相关要求分成无缝焊接和钢板卷制等有关类型的钢管。同时管材的质量一定要确保表面没有裂纹和缩孔等相应质量问题。另外，钢管锈蚀和刮痕以及磨损程度等一定要不超过5%。其次是阀门。阀门主要是管道的基本构成部件，一定要具备质量证明和出厂合格证等，在铭牌中一定要有标准压力和温度以及介质等说明，从而便于应用人员科学挑选。同时阀门外观不可存在裂纹和氧化等问题，也不可存在磨损和缺损等。在阀门出厂时一定要确保两端具备防护盖。

（二）油田集输管道施工

油田地面工程项目中，油气输送主要采用管道输送方式。因此对于管道的安装提出严格要求，施工方式包含直埋和跨越以及定向钻穿越。而直埋敷设方法主要分成上下组焊接流程，工作人员一定要利用经纬仪放射线进行精密、严格测量，然后才能够进行焊接处理。而在进行焊接时，该施工的方向通常为向下，主要是确保焊接口美观，并且还可以在一定程度上减小返修几率，可是此种技术存在用料多和成本高等缺点。另外，跨越管线施工技术，一般是在沟渠或是河流的上方完成管线的敷设，两点间直线最短，为了可以保证管线敷设距离为直线，操作人员可以利用桁架进行操作，此种方式相对比较节省资金与施工时间。而定向跨越方式的管线安装，一般运用在原油与天然气输送中。

（三）集输管道防腐技术

集输管道装置由于遭受地下水和多种酸碱盐等严重影响，一定要针对集输管道完成特殊防腐处理。通常状况下，要依据土壤中的腐蚀和场地特点，有效明确防腐技术。因为石油沥青的防腐技术应用时间相对较长，已经成为国内油田集输管道应用的重要防腐材料，其中沥青防腐层为国内石油沥青和聚氯乙烯工业的主要构成部分。同时环保煤沥青的防腐技术在国内油田地面设备中运用相对较多。此技术一般由环氧煤沥青和固化剂稀释剂及玻璃构成。其中环氧沥青防腐技术拥有碱类腐蚀和耐盐类等多种特点，并且具备较强的抗腐蚀性和抗微生物性。操作十分简单。

结束语

目前，油田地面建设装置的安装和集输管道的施工技术已经在社会经济占据关键位置。可是油田建设地面装置的安装和集输管道施工工艺依然需要不断改进和完善，唯有这样才可以为油田工程项目提供技术支持，同时保证油田集输管道整体施工质量，进而使油田工程项目获取更大的经济效益与社会效益。

参考文献：

[1]龙媛媛，考军，彭海泉.胜利油田典型区块腐蚀严重原因及规律研究[A].山东石油学会第三届腐蚀与防护技术学术交流会论文集[C].2011.

[2]柳元生.石油化工工艺管道安装工程施工管理中的问题及处理[J].中国科技财富，2011，（11）.

[3]李异，李建三，邓和平.南海油田海底输油管线失效牺牲阳极的研究[J].华南理工大学学报（自然科学版），2011，（07）.

油气管道集输储运技术分析 篇4

1 油气管道集输储运

1.1 集输系统

油气集输指的是在油气田上收集各井产出的原油、天然气及其伴生物, 经过分离、计量后汇集输送至处理站。然后, 经过油气水分离与净化后, 将达到规范标准的原油、天然气进行外运。在这过程中, 涉及到了原油稳定、轻烃回收、含油污水处理等工艺。

油气管道集输一般采用三级、二级、一级布站方式, 若采用三级布站方式, 可以分别设置计量站、接转战、集中处理站。集输管网中的油气输送过程、流向确定以油气田地质特征、油气物性、采油工艺和建设条件等为依据。油气管道集输系统设计时, 一般按照油气田开发区规定的逐渐产油量、产气量及十年中最大处理量等参数来确定生产规模, 使用年限为5~10年。

1.2 储运系统

油气管道储运系统是油气生产、加工与使用的桥梁, 只有做好了油气储存工作才能奠定油气使用基础。油气储存主要是油气田的处理站场, 具体包括原油、成品油储存和天然气储存两个方面。

原油、成品油储存可以采用油库, 储油方式以地上金属罐储油、地下岩穴等方式为主。其中, 地上金属罐储油方式最为常用, 且立式圆柱形的金属油罐比较多。天然气储存方式有地下储气库、天然气储罐等。地下储气库与地上初期设施相比, 具有容量大、安全度高、适应性强、经济性好、占地面积少等优点, 与天然气战略储备相适应。

油库是油气集输与储运中的关键节点, 其设计与选址有着多样性要求, 具体如下:第一, 根据油气田和外运实际条件, 合理选择油库地址, 并做好立面布置工作, 确保防火等设施符合相关规范规定。第二, 根据油气的性质与总储存量确定储存方式、储罐类型、储罐数量等。第三, 按照油气田集输与外运的具体方式设计集输工艺流程, 选用适当的设备装置, 并根据具体设计绘制完整的工艺流程图和设备安装图, 指导工作人员操作, 避免出现失误, 影响油气正常的集输与储运。

2 油气管道集输与储运的相关技术

2.1 原油稳定技术

油气中一般含有C2、C3等组分, 进罐或装车中有一定量的蒸发损耗。为降低原油损耗、减少回收油气资源, 需要采用原油稳定技术, 进行脱气稳定处理, 使原油中的轻烃较完全地挥发出来, 从而降低原油在常温下的蒸汽压。根据《油气集输集输设计规范》要求, 常温下稳定原油的蒸汽压不易超过当地大气压的0.7倍。进行脱气稳定处理时, 可采用微正压闪蒸稳定、负压闪蒸稳定、分馏稳定等技术手段。以微正压闪蒸稳定技术为例, 先使被稳定矿场中的原油进入稳定塔, 将稳定塔气体调整到微正压条件下, 然后进行一次闪蒸, 挥发掉原油中的轻烃。

2.2 轻烃回收技术

在油气生产过程中会产生一些伴生气, 如轻烃等, 这些伴生气具有易燃易爆性质, 若没有完全回收, 将对油气安全生产造成一定隐患。为贯彻绿色生产理念, 避免发生燃烧、爆炸等事故, 保护操作人员身体健康, 应当采用轻烃回收技术。轻烃回收技术的具体方式很多, 其设计必须符合油气生产实际需要, 选用适用的设备。从其他油气项目实践情况来看, 采用的轻烃回收技术方案有冷凝分馏法、轻油循环吸收法等。具体工作中, 应根据油气生产特点和要求进行优选, 从中选择比较适合的技术方案。

2.3 原油脱水技术

在一些含水量较高的油田生产中, 为提高原油质量, 需要采用原油脱水技术。具体工艺操作分为两步:第一步, 游离脱水。采用聚结脱水或大罐沉降脱水方法;第二步, 电脱水。采用交流电与直流电相结合的复合方式。在原油脱水处理上, 设备仪器的技术含量越来越高, 如高效率游离水脱除器, 运用这种设备对游离水进行处理, 极大提高了原有脱水工作效率。

2.4 腐蚀控制技术

油气管道集输储运中, 管道腐蚀虽是一种常见现象, 但若不采取相应的预防措施, 控制腐蚀问题, 管道使用一段时间后, 将会出现裂缝等问题, 不仅危及油气集输与储存质量, 也会降低油气质量。为此, 油气集输管道可以采用内防腐技术, 用于预防管道腐蚀问题。

2.5 失效控制技术

所谓的失效控制就是针对油气管道集输储运系统的失效模式、失效原因等进行分析判断, 针对具体模式与原因制定相应的技术方案, 控制油气管道失效。失效控制技术的具体方法有基于故障树、贝叶斯网络的定性、定量分析法。以上两种方法都可以较好描述事件状态的逻辑性和多态性, 能够实现对风险的有效识别和判断, 确保了失效控制有效性。

3 油气管道集输储运技术困境及应对

3.1 困境

从实际情况看, 国内油气管道集输储运技术实施面临的困境有以下几个方面:第一, 我国多蜡原油产量较多, 通常采用加热输送方式。可是实践中加热产生了较高的能耗, 造成能源浪费。如果多蜡原油集输中, 热力条件满足不了管道输送要求, 就会引起凝管问题。为避免凝管, 又要采用正反运输交替方式, 二次产生能耗。如何解决多蜡原油输送中的能耗问题是当前油气集输储运中面临的一大技术课题。第二, 在原油含水量很高的情况下, 原油中的油水分离特性会产生相应的变化, 使游离水脱水和沉降等工艺操作表现出不适应性, 产生较大的能耗, 造成集输工艺技术不能适应节能要求。

3.2 建议

第一, 原油输送中的问题可借鉴国外先进技术工艺, 也可参照国内成功做法。比如马惠宁输油管线采用加剂综合处理输送原油管道, 夏季进行常温输送, 春秋进行热处理输送, 冬季加入降凝剂进行输送, 解决了管道凝管问题。第二, 针对原油脱水处理问题, 应当积极研究高效脱水处理工艺, 提高原油脱水处理效率, 降低能耗, 复合生产要求。

4 结语

综上所述, 油气管道集输储运系统是油田上用来接收、储存、发放原油和天然气的主要系统, 具有周转频繁、储存油品单一的特点。为保证油气田运输与生产正常, 必须选用适当的油气管道集输储运技术, 科学设计相关工艺, 合理选用油库, 使油气的收集、储存与运输复合生产需要。与此同时, 研究当前油气技术储运技术面临的困境, 积极进行技术创新, 提高油气技术储运技术水平, 适应油气的收集、储存、运输工作的实际情况。

摘要：油气管道集输储运是油气田建设中的最主要工作, 建设质量的好坏直接决定着油气田生产效益与安全。鉴于油气集输与储运的重要性, 本文从发展角度入手, 对油气管道集输与储运技术进行了探讨, 并注重探讨了当前油气集输与储运集输技术实施中的问题, 加强与完善油气管道技术与储运集输, 切实落实油气管道生产操作, 保证油气管道集输与储运工艺操作质量, 确保生产效益与安全。

关键词：油气管道,集输,储运,油气库设计

参考文献

[1]张劲军, 何利民, 宫敬, 李玉星, 宇波, 刘刚.油气储运理论与技术进展[J].中国石油大学学报 (自然科学版) , 2013, 05:151~162.

[2]周惠灵.中国石油管道集输储运技术分析[J].中国新技术新产品, 2014, 01:61.

[3]孙今朝.管道公司油气储运技术服务项目中的组织机构设置及人员配置研究[D].中国科学院大学 (工程管理与信息技术学院) , 2013.

集输管道 篇5

常贵宁

（胜利油田油气集输总厂科技信息中心）

摘要：胜利油田油气集输总厂管理有3条输油管道，分别为孤罗东、孤永东和东辛线。输油管道检漏系统于2001年前后投入运行，至今一直长周期运行，在生产中发挥了重要的、不可替代的作用，减少了管道被盗次数和泄漏损失。在8年多的研究与推广应用过程中，解决了系统运行中出现的多项问题，如误报多、灵敏度低、小流量泄漏不报警等，也走了一些弯路，如超声波流量计废弃、次声波检漏系统试验失败等。

关键词：输油管道 泄漏监测 检漏系统

胜利油田油气集输总厂管理有3条输油管道，孤罗东输油管道为孤岛首站—集贤站—东营原油库，两段管道分别长42公里、32公里；孤永东输油管道为孤岛首站—永安站—东营原油库，两段管道分别长32公里；东辛线输油管道为东营原油库—二号站—三号站—四号站—101油库，全长75公里。3条管道年输送原油4000万吨。

孤罗东、孤永东输油管道检漏系统2001年投入运行，东辛线输油管道检漏系统自2002年7月开始投入运行，至今一直长周期运行，在生产中发挥了重要的、不可替代的作用，减少了被盗次数和泄漏损失。在8年多的研究与推广应用过程中，解决了系统运行中出现的多项问题，也走了一些弯路。现把经验教训进行总结，以供同行参考。系统介绍

3套检漏系统均采用“负压波”技术原理进行泄漏监测和定位。泄漏的发生自然造成泄漏点压力下降，这种压力下降会沿着管道向两端传播，传播的速度等于当地声速，也跟水击波相同，所以，很多场合俗称“压力波”或“负压波”。泄漏点离哪个站更近，站上的压力变送器就先采集到压力下降，检漏系统通过对比这种时间差，根据公式就能计算出泄漏点的位置。

检漏系统应用了小波与相关相结合的数据处理定位方法，有机地将小波跟相关定位方法结合起来，首先用小波消除噪声，再用相关分析实现自动定位，通过小波和相关两种数学处理方法的综合利用，提高了灵敏度和定位精度，最大限度地减少了误报。

在初期安装的硬件到现在还是使用，即“工控机＋采集卡”模式，采集管道进出两端的压力、温度、流量数据，压力、温度模拟信号采用研华PCL818LS，流量脉冲信号采用研华ADAM4080计数模块，运行基本稳定可靠。2 出现问题

2.1 误报问题

总厂检漏系统在2001年～2002年应用初期，系统存在“误报多、故障率高”等问题，严重影响了使用效果，误喊“狼来了”多的后果就是严重降低了用户的信任程度，使生产管理人员出现怀疑、排斥的态度。针对系统自动误报多问题，自主开发了历史数据分析定位软件，并配置了专职数据分析员，当系统自动报警后，监控人员把检漏系统采集的历史数据调出来拖动“压力下降拐点、上升沿”曲线，再由软件计算出造成压力波动源的位置，从而大量排除了误报。

2.2 小流量偷油报警问题

管道在建设时中间站都没有流量计，检漏系统只是靠压力波来检漏，实践中发现存在只能检测较大的泄漏（瞬时泄漏量大于管道瞬时输量1%），而且由于定位误差，难以分清距离站很近（1公里以内）的泄漏或站内操作。2004年、2005年，在两座中间站的进出站都安装了容积式流量计，使用效果非常好，使检漏灵敏度大大提高，能够检测出瞬时流量为管道输量0.2%的一些小量盗油和穿孔渗漏。

在根据两端瞬时流量差检漏时，流量计的重复性的高低决定了检漏的灵敏度。为减小流量计的误差，一是采用高精度的流量计，二是采取措施提高流量计的检定精度。英国ATOMS公司的张君博士曾指出：“检测到比仪表误差更小的泄漏是可能的”，她在现场试验中曾用准确度1%的流量计检测到瞬时泄漏量为0.5%总流量的泄漏。当然，对于靠脉冲计数的流量计而言，这还与累积时间有关，累积时间越长，灵敏度越高。

图1为孤永东管线永安-东营段，管道瞬时流量为950 m3/h，流量出现分流3m3/h，而压力没有任何异常。实际跑油位置距永安站1km。

图1 小流量泄漏分流图

2.3 小流量偷油定位问题

依靠瞬时流量对比的办法不能定位，即小流量（<瞬时流量1%）泄漏时，压力传感器没有反应而使系统不能定位。此时，我们可以依靠上下游流量的变化趋势来判断泄漏点在管道上的位置。根据经验，泄漏发生后，上游流量增大或不变，下游流量肯定减少。如果泄漏点在管道中后段，上游流量不发生变化，只下游流量减少。一旦上游流量趋势上升，则说明泄漏点距离上游较近。

图2为集贤到东营段泄漏引起流量变化趋势图，流量分离30 m/h，跑油点距离首站5公里处。

3图2 泄漏引起流量压力变化趋势图 几点教训

3.1 超声波流量计报废

为了提高泄漏监测的可靠性，2002年，首先在永安站进站安装了一台美国康创超声波流量计，它是一种外夹式传感器，不用动火，安装方便，但是实践效果很差，采集的瞬时流量波动很大，甚至超过了10%，使其数据失去对比意义。

3.2 次声波检漏系统的试用与失败

为了解决小流量泄漏的定位问题，2006年，又引进了所谓“次声波测漏系统”，并进行了放油试验，但是使用效果不理想。这是一种依靠检测泄漏时产生的声波来实现泄漏定位的，不需检测流量信号。试验及后期应用证明，它只适合检测较大（瞬时泄漏量大于管道瞬时输量5%）的突发性泄漏，定位误差跟压力波法相当，没有实用价值，现已基本废弃。结论

4.1 “压力波＋流量”实时对比分析的输油管道检漏技术是目前最成熟可靠的泄漏监测定位方法； 4.2 流量信号在泄漏监测中有着重要的作用

流量数据分瞬时流量和累计流量。瞬时流量的实时对比分析报警以及累计流量的输差对比，可以提高系统灵敏度、减少误报。瞬时流量的采样周期最好是每秒10次，累计流量一般每分钟采集一次即可。输油流量计有很多种，这里推荐两种：容积式流量计和质量流量计。最常用的是容积式流量计，如腰轮流量计、刮板流量计，其次是质量流量计。

4.3 强调“人机协作”的重要性

我们提出“人机协作”的概念，即提倡有专职人员监控分析数据。由于目前泄漏监测系统都是基于监测工艺参数分析判断出泄漏发生的，数据采集的误差不可避免，希望靠电脑软件完全自动报警是不现实的，也是不必要的。软件的智能分析永远跟人脑之间存在差距，软件自动报警的灵敏度设置跟灵敏度之间也存在矛盾。因此，应该由系统采集数据，系统自动报警灵敏度设置尽量高一些，提醒监控人员进行分析，从而会大大提高灵敏度，提高运行效果。同时，生产调度人员 信息互通，便于指挥协调生产。

4.1 检漏系统应该独立于SCADA系统

鉴于检漏系统对于保障管道正常安全运行的重要性，以及在仪表选型等方面各有侧重，检漏系统应该独立于SCADA系统，压力传感器、控制器、电源等都应单独设计，温度传感器可与SCADA系统并采，用模拟量“一分二”隔离模块（如上海工业自动化仪表研究所生产的隔离式安全栅EX8035），流量计发讯器则可使用数字量“一分二”隔离模块EX3053。

参考文献 王海生,王桂增, 输油管线实时泄漏检测系统,油气储运,2001年12月 2 输油管道检漏系统研究报告

胜利油田油气集输总厂

2002.6 3 常贵宁

张炯

输油管道检漏系统设计，石油规划设计，2008.1

原油集输管道防漏措施 篇6

一、原油集输管道发生泄漏的客观原因

管道外被腐蚀是管道发生泄漏的主要原因之一, 管道发生外腐蚀以及腐蚀的速度受到所埋藏的土壤类型、水类型、的影响。原油管道被腐蚀程度分为极强、强、中等、轻微、轻微可忽略。土壤和水类型属于客观存在的自然原因, 不可避免也不能改变。

二、原油集输管道泄露的人为原因

人为原因导致的原油集输管道的泄漏为管道泄漏的主要原因: (1) 经营者盲目追求利润, 存有侥幸心理, 安全保护措施的资金投入不到位。从而导致工作人员对防漏安全措施的重视度不够, 管道安装的前期工作不到位直接影响管道运输的质量。虽然原油集输管道的泄漏是不能避免的, 但是由于防范工作不到位, 导致管道的泄漏现象更加严重。 (2) 管理人员的管理工作不够严谨, 由于对施工人员的监督不到位, 安装环节质量不合格, 施工人员在工作过程中不同程度的应付工作, 接关系到管道的安全, 原油管道安装达不到标准, 直接增加了管道发生泄漏的机率。 (3) 管道安装前的设计不合理, 管道安装前连接部位的设计, 密封结构的设计, 以及管子密封材料达不到标准, 也会导致管道在集输过程中发生泄漏, 设计人员应按照相关规定与实际情况相结合进行设计, 并达到标准。确保万无一失。 (4) 设施材料失效也是导致原油泄漏的主要原因之一, 材料失效的主要有腐蚀, 磨损, 裂纹等。管道焊接的不合格是导致材料失效的重要原因。从而会降低管道的耐腐蚀性抗老化性。以及管道强度下降。

三、原油集输管道防漏的措施

原油管道的防漏措施不到位是导致管道泄露的主要原因。根据以上问题可采取的措施有:

(一) 加大原油集输管道防漏重要意义的宣传, 加强各种理论知识的学习, 加强员工以及施工人员的职业道德教育, 增强工作责任感, 各守其职, 一丝不苟, 同时也要提高管理人员以及员工的安全防范意识。管理人员应加强各个环节的管理力度。让每位员工意识到预防问题比解决问题要简单得多, 管道安装的每个环节、每一个细节都应提起注意, 一个小小的疏漏造成的影响和损失不容忽视。原油管道发生的泡、冒、滴、漏等问题大部分是由于管道安装工作的疏漏造成的。问题一旦发生解决起来就要耗费大量的人力物力财力, 可能要是预防措施投入的几倍。

(二) 关于管道阀门的防漏措施有, 在阀门安装前必须接受相关压力测试合格后方可安装。必要时对阀门进行解体检修, 安装前检查阀门内部是否有尘土等杂物或者污染物, 如果有, 必须清理干净后再进行安装。阀门安装前需加入相应的垫片。安装阀门时必须按要求, 按系统, 按压力正确安装, 严禁按施工人员个人方法安装。

(三) 对于自然原因的影响, 在管道路线设计时, 可以根据实际情况, 适当避开对管道腐蚀性强的土壤。

(四) 准备工作要做好

(1) 施工材料, 工具、管件、阀门等严格按照规定进行采购。

(2) 施工技术, 施工前进行设计交底和图纸会审工作。

(3) 施工机具设备按要求进行配置。严格按照国家相关规定, 做到宽严有度, 预测管道的耐久性、以及发生泄漏的可能性, 针对预测的结果制定出切实可靠的防御措施。

结语

原油集输管道在原油的输送过程中, 存在着泡、冒、滴、漏等一系列问题, 所以原油集输管道的防漏措施非常重要, 因为一旦原油发生泄漏会造成不同程度的环境污染和经济损失。问题一旦发生解决起来就要耗费大量的人力物力财力, 可能要是预防措施投入的几倍。原油集输管道的防漏措施可以从不同的方面抓起, 比如以上提到了人为原因和自然原因, 其人为原因为主要原因, 由于管道安装过程中, 监督与检查工作做的不到位, 导致细节不被重视, 施工人员存在应付心理, 导致管道安装达不到标准。做好管道的防漏措施可以确保运输过程顺利完成, 为施工人员的后续工作奠定基础, 虽不能说是一劳永逸, 但也是一劳多益的。所以做好原油集输管道的防漏措施在整个石油工业作业中占有重要地位, 也是石油顺利运输的基础和条件。

参考文献

[1]曹崇珍, 刘格非, 贾志方.钢制管道封堵技术规程[M].北京:石油工业出版社, 2011 (07) :2-21.

原油集输管道失效泄漏与风险防控 篇7

集输管道运行现状

我国原油集输管道多敷设于地表之下,占地面积小,输送液量大,可以缩短运输距离,降低道路拉运风险;同时选择地埋管道,受制地形限制和恶劣气候影响小,可实现密闭不间断传输,降低能源损耗,减轻环境污染,易于实现远程集中监控,提高劳动生产率。

原油集输管道通常可以分为集油管道和输油管道两种类型,从采油井场至集中处理站(或联合站)的收集流程中的管道为集油管道,内多含油、气、水、砂等物质,包括含有微量硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)、高矿化度水、溶解氧、细菌等多种腐蚀因素,属于多相混输形式,服役条件苛刻,管道腐蚀严重。加之部分油田进入中后期开发,综合含水上升,使管道腐蚀老化加剧,泄漏率增高;由集中处理站(或联合站)至输油首站、油库等的输送流程中的管道称之为输油管道,因油藏采出的原油经过加温、分离、沉降、稳定等地面处理工艺,管道内介质变为净化原油,基本属于单相外输,管道内壁腐蚀相对较小,多因管道外部土壤酸碱环境程度不同,造成外防腐层逐年质变老化,通过点蚀等形式向内蚕食管壁,造成泄漏失效。

失效泄漏分析

与发达国家相比,我国油气管道完整性管理仍有差距,据不完全统计,自1995年以来,国内发生各类管道事故1 000多起。另据国内公开信息显示,我国油气管道事故率平均3次/1 000 km/a,远高于美国的0.5次/1 000 km/a和欧洲的0.25次/1 000 km/a,事故率分别是美国的6倍、欧洲的12倍。重视国内油气管道完整性管理的同时,更应强化对管道失效泄漏原因的分析,并开展针对性的防控措施和技术应用。在管道泄漏分析与试验基础上,一些专家给出了管道可能的失效模式,见表1。

管道失效形式多样,引起的事故主要表现为管道介质泄漏,及造成的次生影响,这严重制约着管道集输安全,管道失效原因可归纳为2种,即外部损伤失效泄漏和本体缺陷失效泄漏。

外部损伤失效泄漏

局部山体滑坡、塌方、雨水冲刷、河流改道、水土流失或黄土自然沉陷等自然外因造成管道错断或破裂,多发生在雨天、季节变换时节;第三方破坏多是在无明显标志的管道附近取土、挖掘、基建等施工造成的机械破坏及不法分子利用工具在管道上打眼或打眼装卡盗取原油,致使管道破漏;岗位人员因技能素质、应变能力、责任心等差异导致的误操作,也能引起管道运行失控,甚至发生泄漏。这3种原因造成的管道泄漏均呈随机性、不确定性、瞬时性特点,属管道外部失效因素,发生概率相对较小。

本体缺陷失效泄漏

管道工业史大量数据表明,管道同其他事物一样,失效泄漏事件概率发生也遵循“浴盆效应”曲线规律。

“浴盆效应”事故概率曲线表明,管道整个生命周期内都有可能发生事故。管道在运行第一阶段即早期失效(初生期)和第三阶段即晚期失效(衰老期)事故发生概率较高,运行第二阶段即偶然失效(稳定期)内事故发生概率较低。管道投运早期因材质、防腐、焊口等方面可能存在未被检查发现的缺陷或试运行过程中可能出现有损坏,随着时间的延续,管道持续运行,失效率逐渐降低。稳定期内,由于管道周围环境趋于稳定,运行初期造成事故的管道缺陷得以修补,事故率比早期显著减少,管道处于平稳运行期,这一阶段影响事故率的主要因素是外力破坏或操作失误等。进入衰老期,因腐蚀磨损等,管道趋于老化,事故率快速上升,失效泄漏易发多发。内外腐蚀引起的管道本体强度、结构等发生变化,由此导致的油气泄漏是在役管道常见的失效形式,特别是在原油净化处理前、集油多相混输的管道易腐蚀,泄漏风险较高。

完整性管理与风险防控

完整性管理发展历程

20世纪60年代末,国外管道工程中开始在役管道检测和剩余强度评价。20世纪90年代,欧美等发达国家提出了管道适用性评价和风险评价等概念,并逐步形成有关标准和规范。2001年,美国石油学会(API)和美国机械工程协会(ASME)提出了管道完整性管理概念,并分别颁布了API STD 1160—2001《危险液体管道的管理系统完整性》(Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines)和ASME B31.8S-2001《输气管道系统完整性管理》(Managing System Integrity of Gas Pipelines)等有关标准和规范。2001年陕京线提出了完整性管理,并首家在国内实施管道完整性管理试点,随后中国石油开始全面推广实施管道完整性管理,并建成完整性管理体系和信息化系统。2015年10月15日,国家质检总局、国家标准委正式发布了国内首部国家标准GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》。管道完整性已成为油气集输领域研究的热点,通过开展管道完整性管理,在风险评估诊断的基础上,采取预防和监测技术,可以显著降低管道事故率,最大程度避免突发险情下的管道维修维护,保障安全运行,实现降本增效的目的。

风险防控技术应用

根据事故发生规律及管道失效泄漏分析,管道风险防控可从事前源头风险防范、运行中风险控制与预警、事后管道评估与持续改进3方面入手,部署针对性的技术和安全措施。具体如下:

1.立足源头防范,做好事前预防技术和措施

建立完善的管材验收与施工质量评价体系。石油管道材质一般选择无缝钢管,近年来,根据腐蚀机理研究,国内出现了柔性复合管代替无缝钢管试点并局部应用,但因使用时间短,尚需使用效果综合评估,因此当前石油管道仍是以无缝钢管为主。管道材质引进的质量优劣,直接关系到管道能否安全运行,应作为管道事前预防的关键。管道物资采购前可结合应用区域内土壤土质、管输压力需求、传输介质特性等指标,细化物资采购技术参数,合理设置招标条件,避免一味追求低价选商。严格物资检验抽检机制,尝试建立管材检验结果终身负责制和责任追究制,确保入库物资质量达标。加强管道防腐,管材防腐性能要与传输介质化学特性、路由区域内土壤酸碱度、施工埋设技术方案等相符合,选择优质材料,进行管道壁内、外涂层防腐,加装穿管“黄夹克”(油田行业专用语,指石油管外层防腐保温材料)。管道施工期间,严格落实管道埋深等技术要求,强化工程监理与质检验收工序,层层把关,高标准施工,完善施工质量保证机制,将隐患扼杀在萌芽状态。

2.基于风险预警,突出管道运行过程风险控制

一是应用管道运行过程检测监测技术。目前,国内外管道失效泄漏控制常见的技术有负压波法、音波法、压力点分析法、超声导波法、声发射技术法、光纤泄漏检测法等,各种检测方法在管道泄漏检测应用中作用表现不同,优缺点也明显。单一的检测方法很难满足现场不同管道工况条件的需要,对各种方法需要做适当的权衡和取舍,在具体应用中可综合比较、评估,选择适合管道现状的泄漏检测技术,确定最优管道泄漏检测解决方案。长庆油田在数字化油田建设的基础上,依托SCADA(Supervisory Control and Data Acquisition,数据采集与监视控制系统)平台,建立了安全环保预警系统,将原油长输管道运行纳入常态监测,通过对管输压力、流量等在线监测,系统分析,基本实现了管线泄漏报警,同时诊断提供泄漏点大致位置,降低了长输管道泄漏造成的危害。

二是实施管道检验试验技术措施。输油管道建设标准较高,且输送介质为净化原油等因素,失效泄漏率相对较低,但因属于骨干管网,管输液量大,一旦发生泄漏等事故,后果严重,应坚持规范开展管道检测检验。可组建内部检测检验团队或聘请第三方检测检验技术服务机构,开展管道壁厚等腐蚀情况检验,根据检测结果评估管道安全运行状况,及时处置维护薄弱环节,提高管道安全可靠性。集油管道里程大、管网复杂,输送介质相对腐蚀性高,常规管道壁厚检测检验开展难度大,可通过对集油管道停输,使用清水充盈替换管道中的原油,采取略高于管道的运行压力(一般选取1.2~1.5倍的管道运行压力值),利用清水进行管道试压,根据站间压差等变化,组织巡视定位管道薄弱破漏段位置信息,采取针对性防范措施对破漏管线进行维修或更换,实现预知管道承压能力,预判管道运行风险,预先选择更新维护,从而预先防范油气泄漏。

3.抓好失效分析,开展管道评估与管理持续改进

管道泄漏事故事件发生后,应在调查研究的基础上,重点做好对失效管段原因分析,查清造成泄漏的直接原因和管理原因。对于因外部损伤致使的泄漏,可从完善管道标志、健全操作规程、降低地质影响等方面入手,加强管道周边基础设施配套与建设,提升管理水平。对于管道本体缺陷导致的泄漏,首先应做好管段腐蚀机理研究,分析化学腐蚀、电化学腐蚀、细菌腐蚀、杂散电流腐蚀的可能性,找准腐蚀原因,研究制定针对性的改进措施,如变更管道涂层保护材料,改善阴极保护措施,调整建构物杂散电流防护设施。另外,还应对金属管材进行金相研究,确定管材中碳、金属元素含量占比,分析金属活性,试验屈服强度,继而修正采购技术参数,引进更加合理的金属管材。

结论

煤层气集输管道管材的分析对比 篇8

煤层气是我国一个新型产业，属清洁能源，它的充分利用是一项功在当代，利在千秋的产业，省委、省政府提出转型发展，气化山西的目标，煤层气是其中一项指标。煤层气集输管道管材的选用成为一大课题，现阶段大部分采用无缝钢管(执行标准GB/T 8163-2008)，无缝钢管作输气管道中的主要材料毋庸置疑，但是随着科技的进步，一种新型管道材料逐渐受到输气、输油等行业的青睐———聚乙烯管材，俗称PE管材。那么，无缝钢管和PE管材主要有哪些利弊。

1 管材进场

1)无缝钢管进场后首先要对其进行除锈、防腐。一般采用“三油两布”或3PE的防腐方法，此方法在施工的时候比较耗时，污染大，并且在施工的过程中会出现局部防腐漆刷不到位等问题，因此会产生很多防腐死角，这就大大降低了管道的使用寿命。

2)PE管材进场后只需对其进行必要的遮盖，防止雨淋和太阳照晒。

2 现场布管

1)无缝钢管在布管的过程中由于自身的重量过大会带来很大的不便。所采用的无缝钢管一般为9 m～12 m，以76×5为例，它的理论重量为8.75 kg/m，其中一根为90 kg。因此对现场布管施工造成了很大的困难。

De75 PE100径厚比11管材一般为9 m,12 m，它的理论质量是1.63 kg/m，容易搬运和安装，这样就大大降低了对人力和设备的要求及布管的费用。

2)管道布管前要先进行扫线。无缝钢管施工时需要在平整场地进行焊接工作，而根据以往的施工经验管沟难免会出现沟底不平的现象(石方段)，无缝钢管容易出现悬空现象，施工质量会出现瑕疵。

PE管材可以采用弹性敷设，在施工的过程中遇到沟底不平和角度较大的管沟时能够很容易地进行布管，从而避免了以上情况的发生，可以保证施工质量。

3)无缝钢管在布管的过程中如遇到坚硬的石块会划伤表面，对“三油两布”和3PE防腐造成破损，从而必须重新对其进行防腐，这样很容易产生破损的管道，长期埋设在土壤中，土壤中的化学物质会对其产生各种降解作用，从而腐蚀管道，降低寿命。另外，“三油两布”和3PE防腐的防腐材质暴露在阳光下时很容易发生氧化，长期下去就会导致脱落，从而降低防腐保护的作用。

PE管材在布管的时候要注意不被尖锐物体划伤，因此在管沟开挖时要根据实际地质情况对管沟进行处理，如遇到石方段的情况就必须在布管前对管沟沟底铺垫细土后方可布管。另外，PE管材可耐多种化学介质的腐蚀，土壤中存在的化学物质不会对其产生任何降解作用，PE管材含有2%～2.5%均匀分布的炭黑的聚乙烯管材能够在室外露天存放或使用50年，不会因遭受紫外线辐射而损坏。

PE管材也有它明显的缺点，其材质不如无缝钢管的材质坚硬，因此在管道放线的时候就要考虑到不能把其位置定在车流量或承载较大的地段周围，以免后期运行的时候造成对PE管材的长时间挤压而出现破损、断裂等现象。

3 现场焊接

1)无缝钢管焊接前要进行除锈、打坡口工作，且无缝钢管平均20 min才能焊接(氩弧打底电焊罩面)好一道焊口，若在地形相对复杂的情况下其时间会更长。

PE管材采用电热熔方式连接，接头的强度高于管道本身的强度，且PE管管道与其他管道采用法兰连接，方便快捷，平均5 min便可焊接好一道焊口。

2)在天气寒冷的情况下，对无缝钢管进行焊接前还要对焊条进行加热处理，因此焊接质量会大打折扣。

PE管材的低温脆化温度极低，可在-60℃～60℃温度范围内安全使用，冬季施工时，因材料抗冲击性好，不会发生管子脆裂的现象。

4 无损检测(X射线)

按照规范要求，无缝钢管焊接完成后必须按要求对焊口进行无损检测，X射线的探伤比例为20%，超声波为100%。

PE管材不需要进行无损检测，有效地提高了工作效率。

5 吹扫及试压

无缝钢管和PE管材，在吹扫和试压上要求基本一致。

试压分为强度性试压和严密性试压:1)强度性试压为4 h，要求达到设计压力1.25倍，压损不得大于0.02 MPa;2)严密性试压为24 h，要求压力达到设计压力1.0倍，压损不得大于0.02 MPa。

6 补口及补伤

无缝钢管在吹扫、试压完成后要对焊口进行防腐，同样采用“三油两布”或热吸缩带的方法，在对其焊口进行防腐的时候经常出现除锈不干净、玻璃丝布或热吸缩带缠绕不紧的现象，降低防腐质量和效果，产生质量瑕疵。

PE管材不需要以上施工步骤，大大缩短了施工时间。

7 管沟回填

无缝钢管和PE管回填时必须按规范要求回填。回填前先回填200 mm厚的细土，且回填土必须高出地面300 mm，逐层夯实。

8 后期运行

1)由于抽采煤层气的同时会有一定的水气随之进入管道内，水气里含有多种矿物质，长时间会使无缝钢管的内壁产生各种化学反应，从而缩短无缝钢管的使用寿命。

PE管材具有光滑的内表面，且可耐多种化学介质的腐蚀，其曼宁系数为0.009，光滑的表面和非粘附特性保证了管道具有较传统管材更高的输送能力，同时也降低了管路的压力损失。

2)煤层气集输管道遍布区域非常广泛，包括河道、深山、村庄附近等各种复杂的环境，因此存在诸多隐患:如遇到无缝钢管破损的情况，修复的时候首先要断掉气源，并把管道内残余的气体用空气或氮气置换掉方可焊接。

PE管材出现破损需修复时只需断掉气源，管道内残余的气体泄压后便可进行热熔修复，这样有效地缩短了抢修的时间，在短时间内即可减少气量的损失，并有效降低了发生各种险情的可能性。

综合上述多个方面，同无缝钢管相比，PE管材从管道进场、现场布管、管道连接、管道施工及维护、管道检测等方面都体现出了显著的优势，这些优势贯穿整个煤层气集输管道施工的全过程，能够有效地节约人力物力，节省施工时间，降低施工难度，减少投资，并且可以有效地进行维护及防止安全事故的发生。总体而言，使用PE管材进行集输管道施工，可以从各个环节提高工作效率，保障施工的安全快捷，降低工程造价，提高投资效益。

参考文献

硫化氢集输管道试压工艺研究与实践 篇9

P301集气站-集气末站酸气集输工程管线全程有5座截断阀室, 管线实际长度为3593m (单线长度) 。穿越后巴河, 穿越万双公路清普段, 穿越黄家岩隧道后到达P301集气站。Φ508×22.2m m管道材质:L360M C S;设计压力为11M P a;设计温度为60℃。管道强度试压介质为洁净水, 试验压力为1.5倍设计压力;严密性试压介质为洁净水, 试验压力为1.0倍设计压力。即Φ508×22.2m m酸气管线强度试验压力为16.5MPa, 严密性试验压力为11MPa。管线试压采用全线总体试压。

2 试压一般程序

(1) 水压试验:成立施工领导小组→确定施工人员→设备配置→附件的预制→施工现场的清理→设备的就位→安装试压头→注水→升压→压力试验→扫水。

(2) 气压试验:成立施工领导小组→确定施工人员→设备配置→附件的预制→施工现场的清理→设备的就位→安装试压头→注气→升压→压力试验→排水。

(3) 施工单位施工前应编制清管、试压施工方案, 报建设单位 (或监理) 审批。

1) 编制《试压施工方案》的安全措施时, 应充分考虑到施工工作人员同及附近公众与设施安全, 并报监理机构审批;

2) 建立健全清管、试压组织机构, 明确其职责, 统一指挥, 并向参与该项工作的全体成员进行技术、质量、HSE交底;

3) 与试压施工相关的光缆、阴保、检测、水保等单位应及时配合, 并保持通讯畅通;

4) 配置满足清管、试压施工所需的设施、设备、清管器、管件、仪器仪表并向监理机构报验;

3 水压试验

3.1 水压试验设备、仪器

3.1.1 上水设备:

根据管道试压段管径、高差及长度选择上水设备的台数、排量及扬程, 并保证注水泵能形成足够的背压, 以便保证规定的注水速率, 克服试压段高差, 防止试压段内夹杂空气。

3.1.2 升压设备:

根据管道试压段管径、长度选择试压设备的台数、排量及扬程, 确保管道在标准 (或设计) 规定的升压条件下, 以最快的速度达到规定的压力。

3.1.3 仪器、仪表:

压力表一般选用精密压力表, 压力表的精度等级建议为0.25级, 表盘直径不小于150m m, 量程建议为最大试验压力的1.5倍, 实际施工中根据设计要求压力进行选择。

3.1.4 清管器:

注水、排水清管器——直板清管器过盈量为管道内径的2~5%, (过盈量按清管段管道、弯头最大厚壁计算) ;辅助扫水清管器——皮碗清管器过盈量为管道内径的3%~7%, 辅助扫水清管器。要求管道的最小曲率半径R≥1.5D。

3.2 试压段划分及场地的选择

3.2.1 基本原则:

利于达到试压目的, 并减少段落划分, 减少连头数量, 降低现场施工难度和强度, 保证工程质量。

根据穿跨越施工验收规范要求, 穿跨越铁路, 二级以上公路、高速公路、大中型河流穿跨越的管段应单独进行试压, 包括强度试压和严密性试压。试压分段应结合水源条件、沿线地形地貌、单体穿跨工程位置、阀室位置、地区等级等情况确定。试压分段长度不宜超过35k m。线路高差限制, 由设计单位确定并形成线路高差对照表 (标准要求0.9σs) 。对于山区、特殊地段采用95%σs, 须取得设计单位的同意。

3.2.2 一般原则:

试压段划分时试压段的上水端尽量靠近水源, 排水端尽量靠近沟渠、河流, 管道试压段的两端尽量避开人口稠密区及有建筑的地方.试压首、末端应地势平坦, 便于操作人员操作及安全, 并利于紧急情况下逃生。试压场地的选择同时要考虑交通是否便利, 以便于设备进出场及现场的摆放, 设备距离试压装置10m以上, 以利于操作及减少不安全因素。由技术人员绘制试压纵断面图 (见附图一) 。

3.2.3 酸气管线P301~集气末站管线压力试验高差要求:

该段管线相对高差比较

大, 为避免因高差大的影响而分段太多, 对管道低点试压时所承受的环向应力按不大于管材最低屈服强度的0.95倍考虑。管道最大允许高差计算:

管道环向应力σr=P r内/δ故P=σrδ/r内

⑴Φ508×22.2m m酸气管线, L360管材取其最低屈服极限σs=360MPa。

管道最大允许环向应力:

σr=0.95σs=342MPa;

所以, 当δ=22.2mm时Pmax=σsδ/r内=34.5MPa

34.5MPa-16.5MPa=18MPa。相当于1800m水柱产生的静压差。

该试压管道最大高差约为220m, 试压管道满足高差要求。

根据设计要求, 管道强度试压介质为洁净水, 强度试验压力为1.5倍设计压力, 严密性试验压力为1.0倍设计压力 (表1) :

3.3 试压施工

3.3.1. 试压用封头的选用

试压封头的制作应符合规范要求, 材料经过鉴定, 预先安装用于收发多个清管器的注水口。按照工程批准的焊接工艺规程焊接到管道上。试压封头上的安装阀门及钢管必须符合方案要求, 不得擅自更改。试压应使用椭圆封头, 材质应与管道材质相当, 壁厚应满足试验压力要求。试验压力=设计要求的强度压力值+水压试验线路高差静水压力值选用计算公式:根据管道的最高试验压力、管道直径及管材材质, 选用16Mn R的钢板冲压制作标准椭圆形封头。

①封头的厚度计算:

δd——封头的设计厚度, mm

p——管道的最高试验压力, MPa

Di——管道的内直径, mm

[σ]t——所用封头材质的许用应力, 163MPa,

Φ——焊缝系数, 取0.85。

c——厚度附加量, c=c1+c2综合后取1mm

3.3.2. 场站与线路合并的试压施工

将阀门关闭作为试压系统中封头使用, 存在其压力值超过阀门单面试漏过程中的试验压力值及试验时间。须采取逐级降压的措施, 避免阀门在试压过程损坏或降低其使用性能。

在发球筒的5MPa和10MPa管段分别安装压力表, 以确保任何出现泄露的阀门不会导致发球筒出现过压现象, 此外, 必须严密不断的监控所有仪表的指示情况。

3.3.3. 管道注水

为了保证水质清洁, 强调严格按照试压用水标准进行水源的选用和处理。

水源和排水点:在试压前, 按照当地水务部门和环保部门批准的水源和排水点确定管道试压上水和排水的位置。管道试压注水时, 应先装入清管器后注水, 以水推动清管器将整个管段注满水。在地势起伏较大的地区应建立背压, 背压压力由设计单位确定, 背压介质为空气。

3.4 强度试验

试压宜在环境温度5℃以上进行, 在环境温度低于5℃时, 水压试验应采取防冻措施。按每分钟不大于75K P a的均匀速度加压。

当试验压力满足所规定的压力后, 停止加压, 以便管段内的压力自行平衡。当压力稳定后, 试验管段即开始4h的强度试验。在稳压试验的前30min, 每5min记录一次压力天平的数值, 下个30min每10min记录一次压力天平的数值。在下一个h每15min记录一次, 以后每30min记录一次。

如果从试验开始压力损失就超过试验规定最低试验压力的2%, 试验将加水返回到原来的试验压力。在4个小时的稳压后期, 必须至少有1个小时的压力稳定期, 否则要延长试压期, 直到出现1小时稳定期为止。在确定试验压力的变化时, 应考虑温度—压力变化的相互关系。如果强度试验在规定的最低测试压力下保持了4个小时, 没有发生裂管、明显的压降或由于温度损失要增加水量, 则强度试验可可报请验收。

上述情况有一个环节没有达到要求, 需整改合格后方可继续试压。

3.5 严密性试验

⑴降压, 将试压管段最高标高点的压力降到严密性试验压力 (可根据记录或计算确定) 。从接收端试压头的排水阀处泄压, 有利于注水清管器完全进入到试压头内。要使用足够强度的和安全的排水管, 按照批准的方法排水。

⑵严密性试验压力稳定后, 开始24小时的严密性试验。

⑶在规定的最低压力下, 严密性试验维持24小时, 如果没有出现大于设计或标准要求的的压力降, 则严密性试验合格, 可报请验收。

3.6 管道卸压

试压经过检查员验收通过后, 要按照一定的速率减压, 泄压口应进行固定, 且不得引起管道颤动。减压的整个过程中要特别小心, 缓慢地开关泄压阀, 防止水击荷载损伤组装管道, 阀门不得完全打开降压。

3.7 试压失败处理

如果在试压时管道出现故障, 要找到位置并确定故障的原因。在拆除泄漏钢管前, 故障位置要彻底拍照。如果泄漏出现在制管焊缝上, 由出现泄漏的整根钢管要从管线上切除。其它位置的故障, 至少要从故障点每侧1m处切除。切下的钢管上要标明它的管道上的位置和故障点的原组装焊接时的记录单上的桩号位置。

4 气压试验

4.1 试压原则

位于一、二级地区的管段可以采用气体作为试压介质, 介质应为洁净、无粉尘的干空气。

4.2 试压分段

⑴单体穿跨越工程试压都必须采用水试压。

⑵气体分段试压长度不宜超过18km。

⑶分段为利于达到试压目的, 并减少段落划分, 减少连头数量, 降低现场施工难度和强度, 保证工程质量。

⑷气体排放口不得设在人口稠密区及公共设施集中区。

⑸试压段的划分应利于管线连头, 管段不宜留在低洼、转角点、地下水位高、设备难于二次进场的地方。

4.3 升压曲线

试压时的升压速度不宜过快, 压力应缓慢上升, 每小时不得超过1.0MPa。当压力升至0.3倍和0.6倍强度试验压力时, 应分别停止升压, 温压30m i n, 并检查系统有无异常情况, 如无异常情况继续升压。达到强度试验压力后, 稳压4h, 以管道不破裂、无泄露为合格。严密性试验应在强度试验合格后进行, 并且稳压24h, 压降不大于1%试验压力, 且不大于0.1 MPa为合格。

在试压管道出现泄露或试压合格后泄压放气时, 要控制泄压速度, 在大于70%试验压力范围内, 每小时泄压不超过1.0MPa.。

结论:通过研究分析和实践, 在普光气田大管径、长距离试压充分利用研究分析成果, 进行严密性和强度性试压取得成功, 投产运行以来在10M P a压力环境、高含硫化氢、二氧化碳和饱和水环境下安全、稳定运行, 没有出现硫化氢气体泄漏等现象发生, 取得了十分明显的效果, 同时, 该研究成果广泛应用于普光气田、大湾气田其他酸气管道试压。

摘要：普光气田具有高含硫化氢、高压特性, 集气站至集气末站采取酸气混输工艺, 管线试压施工是质量、安全控制、环保的关键工序, 是质量控制的停检点和安全、环保的监控点, 严密性、强度性试压环节具有高压特性, 安全风险大, 质量要求高、技术性强, 需要制定完备试压方案, 严格试压各个工序, 为管道运行提供可靠运行环境。

海洋集输管道严重段塞流控制管理 篇10

1严重段塞流特性

严重段塞流通常发生在气液相流速较低情况, 由于下倾管处容易形成分层流, 气体被堵在立管底部, 只有液体可以进入立管形成液塞。其特点是压力和管道气液相流速的剧烈变化。典型的严重段塞流呈现严格的周期性变化, 一个周期可分为4个阶段[2]:

阶段1:当系统中发生不稳定流动, 气体被堵在上升管路底部, 液体不断的流入上升管路而上升管路中已有的气体不断排出, 这样就有可能在上升管路中形成一个高度小于分离器高度的液柱。这就会使上升管路液相流体增多, 上升管底部压力增大, 压缩上升管底部气体并形成一个液柱累积区域, 这个阶段就叫做液塞积累阶段。

阶段2:随着液柱高度达到上升管路顶部, 气体仍然被堵在上升管路底部, 上升管底部压力达到了最大值, 在这时仍然只有液体可以进入上升管, 这个阶段叫做液塞流出阶段。

阶段3:随着气体不断流入管道, 上升管底部压力不断增大并推动液柱底部到上升管底部, 这时就进入了喷发阶段。

阶段4:随着气体不断渗入上升管, 管内气相流体逐渐增多, 管内压力下降, 气体不断向上流动。当气体达到上升管顶部时气体流道完全畅通, 在水平管和下倾管中是分层流, 在上升管路中是间歇流/环状流, 这导致气体猛烈排出, 管路中压力迅速下降然后又重新回到液塞形成阶段。这个阶段叫做气体快速排出与液塞回落阶段。

2严重段塞流控制研究

在严重段塞流形成机理和特性研究的基础上, 学者们又开展了严重段塞流的控制研究。总体来说, 严重段塞流的控制方法分为三种:一是改变管系或者流程的设计, 比如改变管径或加装段塞捕集器;二是改变生产工况, 比如改变入口流速或调整背压;三是采取气举或节流等措施消除段塞。在现场生产中, 由于生产流程及工艺都已确定, 故操作者只能采取第三种方法消除段塞。

2.1节流法

(1) 节流阀法

在立管顶部安装节流阀, 当管道内流体流速较高时调节阀门, 降低分离器入口的液体流速, 保护下游设备。目前这种方法因其操作的便宜性在实际生产中得到了广泛的应用, 但这种方法会增大井口回压, 造成能量损失, 降低油田产量, 尤其对于深水管线系统产量降低尤为明显。

(2) PID节流控制阀法

在分离器的入口安装节流阀, PID节流控制装置进行反馈控制[3]。根据立管底部压力调节PID阀开度, 降低井口回压, 控制流体速度, 缓解严重段塞流现象。

2.2气举法

(1) 立管底部气举法

在立管底部或下倾管尾部通过压缩机直接注气, 这是消除严重段塞的一种较好的方法, 可以显著减小井口回压, 增加油气产量, 保护管道及下游设备, 缺点是需要大量气体, 需要充足的气源[4]。这种方法有一定的局限性, 但这是目前应用较多的一种方法。

(2) 旁通管注气法

将上游下倾管内的气体通过一条旁通管导入立管中。这种方法不需要额外的气源, 通用性较好;不需配备气体容器、压缩机等设施, 减少了投资运行费用, 但当入口气速较低时并不适用[5]。

(3) 管中管注气

将一根细管插入立管中, 并通过此管使气体进入立管, 这样气体就无法被堵在立管底部, 使立管中没有形成严重段塞流的条件[5]。从理论上小径管置入的方法确实能够消除或缓解严重段塞现象。但插入细管后可能导致无法进行清管等操作。

3结语

严重段塞流现象导致的流速的瞬变和立管底部压力的增大都给实际生产造成了非常大的困难和挑战。目前比较常用的方法主要是节流法和气举法。节流法因为其操作简便且无附加条件, 在现场得到了广泛的应用。但因节流法会造成井口回压增大, 油田产量降低, 在气源比较丰富的地方, 人们还是尽量采用立管底部气举法, 从而更好地提高产能, 保护管道和下游设备。

参考文献

[1]徐孝轩, 宫敬.海底油气管道多相流动中的若干技术[J].油气储运, 2007, 26 (12) :1~7.

[2]王鑫, 郭烈锦等.集输~上升管路系统严重段塞流实验研究[J].工程热物理报, 2005, (5) .

[3]Jansen F E, Shoham O, Taitel Y.The elimination of severeslugging~experiments and modeling[J].Int.J.Multiphase Flow, 1996, 22 (6) :1055~1072.

[4]李晓平.立管严重段塞流控制方法实验研究[J].中国海上油气, 2005, 17 (6) :416~419.