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              一体化孔板流量计

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              一体化孔板流量计清管技术分析

              作者: 来源: 发布时间:2019-10-25 14:03:18

                  摘 要:一体化孔板流量计是石油、天然气传输的主要设备,包括输油站、油气管线、减压站等设施组成,在运用输油管道进行石油或天 然气传输时,会由于管道内石蜡的沉积作用,而导致一体化孔板流量计内压强增加、石油流通面积减小,甚至导致管道堵塞的情况。本文主 要探讨一体化孔板流量计的清管技术,通过使用清管器,对一体化孔板流量计进行清管通球操作,并在管道内壁涂敷缓蚀剂、环氧树脂涂层,可以有效解决一体化孔板流量计的腐蚀、堵塞等问题。

                  一体化孔板流量计作为输送石油或天然气的通道,其管道钢材的抗腐 蚀性、管道内流体流通性,会对油气资源的正常传输产生影响。当 前一体化孔板流量计的材质大多为钢管,通过法兰、焊接等进行节点处的连 接,并使用阀门控制管道的开闭、油气流量。针对一体化孔板流量计存在的腐蚀、堵塞等情况,利用清管工具进行管道内腐蚀、结蜡、原油沉积 的处理,以保证油气传输、接卸公众的顺利开展。

                  1 我国西部地区一体化孔板流量计概况
                  当前我国西部地区的一体化孔板流量计,主要包括花格线、轮库线、塔轮 线、库尔勒至鄯善线、马惠宁线等。不同输油管道横跨多个地区,各地区自然气候、地理环境、设计压力、输油能力存在较大差异,通常 使用自动化控制设备,进行输油管线的控制、监视管理。其中轮南 至库尔勒线、库尔勒至鄯善线,为我国zui靠近西部的输油管道线,采用高压力、大站距方案进行建设,轮库线全长 191.79 公里、年输 油能力 100~300 万吨。而库鄯线全长 475 公里、年输油能力500~1000 万吨,分为库尔勒站、马兰站、觉罗塔格减压站、鄯善站,采用 X65 的 A级钢管进行建设,一体化孔板流量计共穿越山脉、河流、沟渠、沼泽和沙漠 33 处,沿线海拔落差高、昼夜温差大(zui高温 47℃、zui低温 - 32℃),容易导致一体化孔板流量计的腐蚀、原油沉积堵塞等问题。自1997年以来,库尔勒至鄯善线已经完成 21 次清管作业,在库鄯线气温回落的情况下,输油管壁周围的原油温度较低,含蜡原油会析 出厚度不一的蜡,管道摩擦阻力变大、内径减小,从而影响油气资 源的正常运输。当前库鄯线输油管壁的zui大结蜡厚度可达 1.8cm, 相同主泵转速下管道内压力上升、输油流量降低。因此需要通过使用清管球等清管工具,更新清管工艺,对一体化孔板流量计清管作业,来完成 石油或天然气的传输任务。

                  2 一体化孔板流量计清管技术、清管工具的改进分析
                  2.1 一体化孔板流量计清管技术的改进
                  一体化孔板流量计石油、天然气运输过程中,通常受到管道内壁粗糙度、原油温度、混油传输等因素的影响,造成管道内蜡油析出、凝结的状 况,并导致管道中油气正常传输出现问题。首先管道、原油内壁之 间的温度差值,将使得原油结蜡、蜡油析出与凝结情况出现,因此在 对油气管壁进行正常清管钱,需要用清管球进行一次清管作业,从而有效清除管道存在的蜡层。其次,油气传输中不同石油共用一条 油管的情况,会在管道内的交替输油节点处,存在一段不能使用的混油产品。特别对于大管径的油品传输,各成品油输送过程中产生的混油较多,将其作为废品处理会大量巨大的经济损失。因此控制油气在“混油头”“、混油尾”之间的输送速率,在 减压站部位将混油头油气资源,切换至减压阀旁通线管道进行传 输,能够减少减压阀部位的水击、管道堵塞等事故。此外,为保证油 气清管工作的顺利进行,某些一体化孔板流量计还通过在减压站上安装过滤器,对正向传输的石油、天然气进行过滤,以减少蜡油沉积、混油 产品传输出现的管道堵塞情况。

                  2.2 一体化孔板流量计清管工具的改进
                  一体化孔板流量计清管工具包括机械清管器、泡沫清管器、清管球等, 机械清管器通常为胶质皮碗、金属构件组配的密封清管器,而泡沫 清管器是在胶质皮碗内,填充孔洞型软质泡沫而制作的清管器,泡 沫清管器长度为管道内径的2 倍。其中清管器内存在前、后两组刮 蜡板、1 块支撑板,泄流孔处于前、后刮蜡板的中间部位,主要作用为减少析出蜡层在清管器内部的堆积,但由于后刮蜡板受到前刮 蜡板的阻挡,大量蜡质无法被泄流孔中流出的油流带走,因此需要 对泄流孔进入管道的流道进行疏通,才能保证原油析出蜡质的正 常排放。因此对于清管器内部结构改造,可以取消清管器骨架上的 泄流孔,将一体化孔板流量计与骨架进行直接连接,前刮蜡板、后刮蜡板刮 下的蜡块可以进入清管器管道,以减少蜡层对泄流道的堵塞情况(具体如图 1 所示)。在运用改造清管器,进行一体化孔板流量计清管作业时, 能够将清管器运行速度控制在 10~15km/h,同时增加混油头长度, 使管道内沉积的蜡块或蜡层逐渐变小,以取得清管作业的预期效果。

               

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                  3 一体化孔板流量计清管作业的技术实现流程研究
                  3.1 清管收发球作业流程
                  在对一体化孔板流量计清管作业的研究中,本文主要以库鄯线输油管 道的清管为例,进行清管流程、清管运行参数的分析。库尔勒至鄯 善线已经进实施 20 多次的清管,有着丰富的现场清管操作经验, 清管收发球作业通常分为两个阶段,较前个阶段从马兰站发球,觉 罗塔格减压站收球;第二阶段从库尔勒站发球、马兰站收球,之后再从马兰站发球、觉罗塔格减压站收球,zui后再进行一次收发球后 回到鄯善站。整个收、发清管球的操作流程,通常运用收发球小车 发送清管球,进行石油管道内蜡块的清理作业,由于较前个阶段已 经对马兰站、觉罗塔格站的蜡层进行提前疏通,因此管道内混油输送的“混油头”在经过马兰站、觉罗塔格减压站时,不会产生管道阻塞的情况。而在一体化孔板流量计输油量计算的过程中,主要利用清管器跟 踪仪器,进行清管球清理距离、混油头量的计算,来尽可能减少“混 油头”废油的损耗。

                  3.2 一体化孔板流量计蜡块、蜡层的清理流程
                  混油头、原油蜡堵是一体化孔板流量计传输,zui常遇到的清管作业问题,
              其中减压站作为管道与管道之间相连的分配系统,容易在原油大 颗粒固体通过减压阀过程中,发生蜡块、蜡层的堵塞问题。也就是说减压站的减压阀设备连接部位,zui有可能出现蜡层沉淀后的堵 塞,因此在对一体化孔板流量计清管作业的过程中,应对混油流入减压阀的 行走路线进行重新设计,减压站的旁通管线将作为备用路线使用。

                  3.3 清管球的作业流程
                  库鄯线输油管道的全长 475 公里,在清管球从库尔勒首站发球 后,会随着清管作业运动路程的逐渐增加,而清理出越来越多的蜡 块、蜡层等沉积物,清管球会将管线中清扫的蜡堵存储至收球筒 中,还有部分蜡块沉积会进入到末站油罐。而且若清管过程中已经形成蜡堵,则需要对主泵转速的压力进行控制,尽可能减慢清管器 的行走速度。之后使用液体过滤器对输送的原油进行过滤,流量计 过滤器通常置于减压阀、泄压阀的前面,过滤掉堵塞管道的杂质。 而在混油产品产生的过程中,应去除鄯善末站的液体过滤器,直接 由输油管道进入大罐。较前阶段:从马兰站发球,觉罗塔格减压站 收球的清管作业。库尔勒泵站输油压为 7.6MPa、主泵转速2850r/min,输油泵流量为 720m3/h,清管器运转一切正常。之后在不同油品混合进入减压站后,主泵转速开始下降至 2700r/min,混油头 流入减压阀,清管器对混油头中析出的蜡块(体积约为 1m3)进行清 理。第二阶段:从库尔勒站发球、马兰站收球,之后再从马兰站发球、 觉罗塔格减压站收球,zui后再进行一次收发球后回到鄯善站。由于 马兰站已存在清管球,对流经马兰站、觉罗塔格减压站的油气资源进行清管作业,因此该段蜡质会伴随混油头向后续站点行进,单次清管的蜡块质量可达 100kg。而流经马兰站、觉罗塔格减压站的混 油头,也会进入减压阀管道中进行压力、流动速度的调整,这时库尔勒泵站的主泵转速为 2700r/min、减压阀开度为 50%,清出蜡块 质量达 20kg。

                  结束语
                  当前我国存在华北、东北、西北、中部等多条输油管线,不同油 气管道中油蜡的沉积,不仅会造成管道内部压强增大、流体输送面积减小,而且能够导致管道腐蚀、堵塞等情况的发生。在这一油气传输形势下,油气管理人员应改进传统的清管技术、清管工具,通过两个阶段的清管作业,采用混油头输入减压阀的传输方式,保证 油气传输过程中通道面积、压强的稳定性,避免蜡块或蜡层出现二 次沉积的现象。

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