油气集输论文Word文档下载推荐.docx
《油气集输论文Word文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油气集输论文Word文档下载推荐.docx（21页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
2.2天然气管道输送基础9
2.3输气管道的水力特性和热力特性10
2.4输气管道工况调节12
4油气管输的安全技术13
4.1油气管道的事故分析13
4.2油气管道安全预警技术13
4.3油气管道防火、防爆、防中毒技术15
5油气管道输送技术发展与展望17
6参考文献18
1概述
管道运输是石油天然气最主要的运输方式。
目前，世界管道总长度已超过了铁路总里程，达到230多万公里，其中输气管道占近60%，原油和成品油管道各占15%有余，化工和其他管道不足10%。
管道运输与铁路、公路、水运、航空一起构成了我国五大运输行业体系，在国民经济和社会发展中起了十分重要的作用。
1.1管道运输的特点与分类
1.1.1管道运输的特点
与铁路运输、公路运输、水路运输和航空运输相比，管道运输具有如下特点：
（1）运输量大，一条直径720mm管道年输量约2000万吨，直径1220mm的管道年输量约1亿吨，分别相当于一条铁路及两条双轨铁路的年运输量；
（2）管道大部分埋于地下，占地少，受地形地物限制小，能够缩短运输距离；
（3）安全密闭，基本上不受恶劣气候的影响，无噪声，油气损耗小，对环境污染小；
（4）便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高；
（5）能耗少，运费低，经济性好；
由此可见，管道运输有诸多优点，是不可缺少的运输方式。
1.1.2管道运输的分类
油气管道分类方法很多，按输送介质可分为油气混输管道、原油管道、天然气管道和成品油管道等；
按铺设方式分为架空管道、地面管道和地下管道，其中以地下管道应用最为普遍。
按制管工艺分为无缝钢管和焊接钢管，其中焊接钢管按焊缝的形式分为直缝焊管和螺旋焊管。
油气管道按输送距离和经营方式可分为两类：
一类属于企业内部，如油田内短距离的油气集输管道，炼厂、油库内部的输油管等，一般距离短，输量小，不是独立的经营系统；
另一类是长距离输送油气及石油产品的管道，如油田将原油送至较远的炼厂或码头的外输管道，一般管径大、运输距离长，输量大，是一个独立的企业，单独进行经济核算，而关于长距离管道输送的实例本文将在后面论述。
1.2我国及世界油气管道现状与发展
1.2.1.世界油气管道概况
管道运输始于19世纪中叶，1865年美国宾夕法尼亚州建成第一条原油管道，而世界油气管道发展至今，世界石油及天然气长输管道总长度为200多万公里，其中美国、俄罗斯、中东地区、西欧占有管道长度较大。
美国干线总长约50多万公里，其中输油干线10多万公里，输气干线40多万公里。
俄罗斯约20多万公里，其中输油干线约10万公里，输气干线10万多公里[1]。
因而，随着世界能源的发展，石油天然气仍然是主要发展的方向。
1.2.2
我国油气管道现状与发展
我国是世界上最早生产天然气的国家之一，也是最早用管道输送流体的国家。
进入21世纪以来，我国已实现“西气东输”、“海气登陆”的油气输送格局，形成多个区域性管网系统。
随着国外资源的大量引进和国内资源的增储上产以及各地区市场的蓬勃发展，作为连接资源和市场纽带的管道必将得到长足发展[2]。
2原油管道输送技术
2.1原油管道输送基础
2.1.1长距离原油管道的组成
长距离原油管道由输油站与线路两大部分组成（见图2-1）
图2-1长距离原油管道
输油站按其所处的位置分为首站、中间站和末站，中间站还可按照其所担负的任务不同，分为加热站（只提供热能）、加压站（只提供压能）及热泵站（既提供热能，又提供压能）[3]。
首站是输油管道的起点输油站。
其任务是接收原油（计量、储存），经加压或加温后输向下一站。
原油沿管道不断向前流动，压力不断下降，就需在沿途设置中间输油站，继续向管中原油提供所需能量。
末站是输油管道的终点，末站的任务是接收来油和把油品输给用油单位，或以其他运输方式转运给客户。
由于来油与转运的不平衡（例如用户用油量变化，海运遇台风停运等），末站也需要设有较大容量的储油罐和相应的计量、化验及转运设施。
2.1.2原油管道输送工艺
原油管道输送工艺根据输送过程中油品是否需要加热，分为常温输送和加热输送。
原油的凝点（及反常点）是衡量可否常温输送的依据。
因此也可用与蜡含量有关的指标作为等温输送的依据。
在等温输送时管道埋深处土壤的月平均温度应高于原油的凝点。
易凝高黏油品当其凝点高于管道周围环境温度，或在环境温度下油流黏度很高，不能直接输送，必须采用措施降黏，降凝。
加热输送是目前最常用的方法。
我国生产的原油绝大部分为高凝点、高黏度和高含蜡原油（俗称“三高”原油），因此，国内原油管道大都是热油管道。
2.2等温输油管道工艺计算
管内原油与周围介质的温差很小，热交换可以忽略的管路，成为等温输油管，原油沿等温管路流动时，所消耗的能量主要是压力能。
管路输油过程中压力能的消耗包括两部分：
一是用于克服地形高差所需的位能，对特定管路，它是不随输量变化的固定值；
二是克服原油沿管路流动过程中的摩擦阻力，通常称为摩阻损失，它随流量及原油物理性质等因素而变化[4]。
2.2.1摩阻损失
原油管路的摩阻损失包括两部分，即：
原油通过直管段所产生的沿程摩阻损失和通过各种阀件、管件所产生的局部摩阻损失。
管路的沿程摩阻损失
可按列宾宗公式计算：
（2-1）
式中
（2-2）
各流态区的
、
值及沿程摩阻计算式可查阅相关表格。
局部摩阻可按下式计算：
或
（2-3）
（2-4）
——局部摩阻系数；
——管件或阀件的当量长度。
管件或阀件的当量长度系指与之同径的直管段长度，流体通过该管件或阀件所产生的摩阻损失或当量直管段长度相同。
各种管件或阀件的当量长度值可查阅有关手册。
2.2.2简单管
管路的压力能耗由三部分组成，即：
用于克服地形高差所需的位能、管路的沿程和局部摩阻损失。
（2-5）
式（2-5）表示原油以某一输量Q，沿内径d、管长L、高差△Z表示的某管路输送时，管路起点到终点的压降，可用于简单输油管的水力计算。
2.2.3复杂管
在油田集输管路中，常遇到等径分配管汇和异径集油管汇两种复杂管，应用上述水力计算基本公式可求得这两种复杂管的压降计算式。
等径分配管汇计算式为：
（2-6）
异径集油管汇计算式为：
（2-7）
2.3热油管道的输送
易凝、高黏油品当其凝点高于管道周围环境温度，或在环境温度下油流黏度很高，不能直接输送，必须采用措施降黏、降凝。
加热输送是目前最常用的方法，即将原油加使管内最低油温维持在凝点以上，保证安全输送。
2.3.1热油管道的热力计算
管道考虑摩阻损失的热效应，温降按下式计算：
（2-8）
式中：
——管道起点原油温度，℃；
——管道终点原油温度，℃；
——管道中心处最冷月平均地温，℃；
——管道长度，m；
——流量为
时的水力坡降，m/m;
——重力加速度，9.81m/s2;
——输油平均温度下原油的比热容，J/（kg·
K）;
——总传热系数，W/（m2·
——管道的外径，m;
——原油的密度，kg/m3;
——原油流量，m3/s。
2.3.2热油管道的水力计算
管道内沿程水力摩阻按以下公式计算：
（2-9）
（2-10）
——管道内沿程水力摩阻损失，m;
——摩阻系数；
——管道长度，m;
——输油管道的内直径，m;
——原油在管道内的平均流速，m/s;
——重力加速度，9.81m3/s;
——平均温度下的原油流量，m3/s。
2.3.3加热站、泵站的确定和布置
热油管道工艺设计过程是首先进行热力计算，得出全线所需加热站数。
再按加热站间管道进行水力计算，根据全线所需压头计算所需泵站数和泵的功率。
为了便于生产管理，应尽可能使加热站与泵站合并。
若管道初期的输量较低时，所需加热站数多，泵站数少。
待后期任务输量增大时，所需加热站数减少，泵站数增多。
设计时应考虑到不同时期不同输量的特点，按低输量作热力计算，布置加热站，待输量增大后改为热泵站。
并非所有情况下泵站、加热站均能合并。
在地形起伏大的山区，上坡段泵站间距可能小于加热站的间距，需设单独泵站；
在下坡段，泵站间距可能大于加热站间距，需设单独加热站。
2.4含蜡原油管道输送工艺
含蜡原油的输送工艺，随着其产量的不断增大，越来越受到重视。
虽然经过了较长时间的发展，输送工艺进展不大。
但是储运工作者仍然在不断努力，对各种输送工艺进行不断完善和改进。
2.4.1加热输送
加热输送是根据含蜡原油黏度随温度的升高显著降低的特性来实现的。
利用沿管道设置的加热装置提高原油的温度，降低管道摩阻损失，是应用最早的含蜡原油的输送方式。
这种工艺根据加热方式可以分为点加热和线加热。
点加热即沿线逐站加热，线加热即热载体加热。
点加热应用范围广，是热油输送管道主要的加热方式，又分为直接和间接加热两种类型。
我国绝大多数管线采用点加热。
线加热以电伴热为主，同时外加高效保温层[5]。
加热输送理论和实践研究得比较深入，输送工艺比较成熟，目前研究的重点是节能降耗，采取措施实现综合能耗最小。
2.4.2添加降凝剂输送
降凝剂是高分子聚合物，其分子由极性部分和非极性的烷烃链组成。
降凝剂通过共晶和吸附作用，改变蜡晶的形态和结构，从而改善原油的流动性。
降凝剂处理前蜡晶细小、量多，遍布于原油中；
改性后，蜡晶颗粒增大并聚集成团，原油中未被蜡晶占据的空间显著增大[6]。
降凝剂20世纪70年代初开始试用于原油管道。
我国在70年代末开始了相关研究。
目前对胜利、中原、新疆、长庆等原油已开发出具有良好改性效果的降凝剂，已有10多条管道采用降凝剂改性输送技术。
该技术在低输量管道安全运行、节能降耗中发挥了极为重要的作用，例如从山东临邑至南京的鲁宁输油管道在应用降凝剂技术的第一年就获得1000万元的经济效益。
国产降凝剂还成功地通过国际招标应用于苏丹长距离输油管道。
2.4.3天然气饱和输送
天然气饱和输送就是油田在较高压力下，将一部分天然气溶解在原油中，从而降低原油的黏度和凝点。
输送过程中，为防止天然气和原油分离，输送压力必须要高于油气分离压力。
当管道处于沼泽或多年冻土层地段时，为保护环境不能对原油加热，采用这一方法比较合适[7]。
2.4.4水悬浮输送
水悬浮输送就是在管道的流动温度下，把呈固态的高凝原油分散在水中，形成油颗粒悬浮液，进行原油输送工艺。
据观测，油颗粒集中在管道轴线处，而与管壁接触的液体实际上是纯水，所以阻力很小，这种悬浮液呈触变-假塑性。
在管内的流动状态取决于“水套”的滑脱、剪切速率、剪切期限以及流动温度。
这种输油工艺1962年首次在印度尼西亚原油输送中得到应用。
目前该技术仍然处于试验研究阶段。
我国也曾进行过水悬浮输送的试验，但都没有达到满意的结果。
2.4.5液体弹性波输送
这种工艺的出现得益于医学研究。
液体的振荡效应具有剪切处理的特性，结合流体管道中可以产生独立的水锤效应，当两种效应的叠加在工业管道中应用时，将能够产生高速远距离传播的震荡压力波，这种波不但能作用于整条管道，而且还具有强剪切的特点，从而达到使流体管道自身清洗蜡垢、进而防止原油凝管和堵塞的问题，有望实现在线自动清洗，自动疏通，最终达到提高输油效果、安全输油的目的。
该工艺属于物理处理输送工艺，具有剪切处理和压力处理的工艺技术特点。
2.5输油管道工况的调节
在输油管上实行调节的目的是使泵站特性和管路特性之间建立良好的协调性，并在给定条件下安全经济地完成输送任务。
采取的措施有两个:
改变泵站的工作特性和改变管路工作特性。
2.5.1泵站工作特性的改变
改变泵站特性是改变管线总的能量供应，从而达到调节管道输油工况的目的。
改变泵的泵站工作特性主要有三种方法：
改变运行的泵站数和泵机组数、泵机组调速、改变泵叶轮直径。
其中，第一种方法可以在较大范围内调整全线的压力供应，适用于输量波动大的情况。
而泵机组调速一般在流量变化较小时采用，也可以作为改变运行泵站数和泵机组调节的辅助措施。
最后一种方法主要用于需要降低管道总压力的情况[8]。
图2-2改变泵站特性对工作点的调整
2.5.2管道工作特性的调节
输油管路投产以后，管径、管线长度都已经确定，因此改变管路工作特性只能采取认为增大管路摩阻的方法。
主要通过关小干线阀门（一般都是出站调节阀）的开度，以节流形式进行调节，因此这种调节也叫节流调节。
节流调节是一种简单易行的调节方法，在生产现场，在压力调节幅度不很大的情况下经常使用，尤其在泵机不能调速的情况下。
节流调节常用的仪器是调节阀，相对于调速装置价格便宜。
3天然气管道输送技术
3.1天然气物理化学性质
广义而言，自然界中天然生成的气体化合物或气体元素的混合物统称为天然气。
石油工业所述天然气是指从油气田开采出来的可燃性气体，它在各种压力和温度下的物性参数是管输工艺计算所必需的基本数据。
天然气是由多种可燃和不可燃的气体组成的混合气体。
以低分子饱和烃类气体为主，并含有少量非烃类气体。
其中，烃类气体主要成分为甲烷（CH4）及少量乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）、戊烷（C5H12），非烃类气体有氮气（N2）、氢气（H2）、二氧化碳（CO2）、硫化氢（H2S）及水蒸气（H2O）等，还含有少量的氦（He）、氩（Ar）等惰性气体。
需要指出的是，各地所产的天然气组分是有差异的，即使是同一产地的天然气，其组分也并不是固定不变的，尤其是油田伴生气，它与油气分离时的条件有很大关系。
3.2天然气管输基础
3.2.1天然气长输管道系统的组成
天然气长输管道系统的总流程一般包括输气干管、首站、压气站、中间气体分输站、干线截断阀室、中间气体接受站、清管站、末站及辅助系统（通用系统和仪表自动化系统）等。
输气干线首站主要是对进入干线的气体质量进行检测控制并计量，同时具有分离，调压和清管球发送功能。
输气管道中间进气站的功能和首站差不多，主要是给沿线城镇供气。
压气站是为提高输气压力而设的中间接力站，它由动力设备和辅助系统组成。
清管站通常和其他站场合建，清管的目的是定期清除管道中的杂物，如水、机械杂质和铁锈等。
干线截断室是为了及时进行事故抢修、检修而设。
根据线路所在地区类别，每隔一定距离设置。
输气管道的通信系统通常又作为自控的数传通道，分有线和无线两大类，它是输气管道系统进行日常管理、生产调度、事故抢修等必不可少的，也是安全、可靠和平稳输气的保证[9]。
3.2.2气体在管道中流动的基本方程
气体在管道中对的流动可视为一元流动。
由于气体的运动必然满足质量守恒、动量守恒和能量守恒，故可罗列出相应的基本方程。
连续性方程：
（3-1）
摩擦系数计算式：
（3-2）
能量守恒方程：
（3-3）
气体状态方程：
（3-4）
3.3输气管道的水力特性和热力特性
输气管道水力特性是指输气管道的流量与压力之间的关系。
在研究水力特性时我们一般有两个假设，即气体在管道中的流动是等温过程和气体在管道中作稳定流动，但在实际运输中温度仍然会发生变化，实际应用表明，当沿线温度变化不是很大时，采用等温假设计算是可行的，但当沿线温度变化较大时，必须进行热力计算。
3.3.1水平输气管的基本公式
所谓水平输气管道，是指地形起伏高差小于200m的管道。
若管路全线长度为L,其起终点压力分别为
和
，则可得出输气管流量和压降的关系式：
（3-5）
——输气管质量流量，kg/s；
——输气管内径，m;
——输气管起、终点压力，MPa;
——水力摩擦系数，无因次；
——气体压缩因子，无因次；
——气体常数，m2/（s2·
——输气温度，K;
——管长，m。
3.3.2输气管道的温度分布
管道中气流温度的变化，取决于运动的物理条件和与周围的热交换条件。
气流运动和热交换的关系可用热力学第一定律和能量方程来表示，联合求解可得管道沿线任一点的气流温度
（3-6）
（3-7）
——管路起点温度，℃；
——管路周围介质自然温度，℃；
℃）；
——管外径，m;
——气体质量流量，kg/s;
——气体比定压热容，J/（kg·
——管长，m;
——焦耳-汤姆逊效应系数，℃/Pa;
——管路起、终点压力，Pa。
3.3.3管道总传热系数
在计算输气管道温度分布中，管道总传热系数是一个很重要的参数。
总传热系数
是指当气体与周围介质的温差为1℃时，单位时间内通过单位面积所传递的能量。
它表示气体至周围介质的散热强弱。
则有：
（3-8）
——气体至管内壁的放热系数，W/（m2·
——管道外壁至周围介质的放热系数，W/（m2·
K）；
——第i层（管壁、防护层、绝缘层等）介质的导热率，W/（m·
——管道内径，m;
——管道最外层外径，m;
——管道上第i层（管壁、防护层、绝缘层）的外径,m;
——管道上第i层（管壁、防护层、绝缘层）内壁温度，K或℃；
——气体温度，K或℃；
——管道埋深处的地温，K或℃；
——管内壁温度，K或℃；
——确定总传热系数的计算管径，m。
当
时，
取外径；
，取平均值，即内外直径之和的1/2;
若
，
取内径。
3.4输气管道工况调节
3.4.1压气站调节
构成压气站的主要设备是压缩机，因此压气站的调节可分为站和压缩机两方面的调节。
压缩机的调节方法有改变压缩机的转速。
转速增大，压缩机提供的能量增多，全线的工作流量和压力均增加，可以实现高压输气。
改变转速的操作方法调节简便，节省能量，是最常用的调节方法，但其调节范围受原动机功率的限制。
其次是压缩机的进口节流调节，进口节流调节是通过改变压缩机进口管道上的调节阀的开度来实现，实质是改变进口气体状态。
然后是压缩机进口气流旋绕调节，此种适用于工作压力或流量需要减少的地方。
最后是压缩机旁路回流调节。
压缩机旁路回流指将压缩机出口部分的一部分气体分流冷却降压后返回入口。
这种方法不改变压缩机或管道特性，而是认为加大压缩机排量，以避免压缩机发生喘振。
压气站的调节主要是通过改变能量供应，使管道系统工作在新的工况，具体方法有：
首站的调节、改变参与运行的压缩机数或压气站数及降低压气站出口温度。
其中，首站调节主要是通过调节首站内压缩机的转速或利用辅助压缩机提高入口压力来实现，这种方法经济有效，不失为一种好的调节方法。
改变参与运行的压缩机数或压气站数，即是改变了全线的能量供应。
最后一种方法中，气体出站之前，降低出口温度，可以一定程度地增大输量，当然这项技术目前还多处于研究阶段[10]。
3.4.2管道调节
管道调节的目的是改变管道的通过能力或摩阻损耗，从而改变管道特性，实现全线压力流量的调节。
常用管道调节主要有：
改变管道起终点压力、铺设副管、铺设变径管和管线节流。
改变管道起终点压力的调节方法简单，在输量变化不大的情况下很实用，也很经济，尤其适用于无压缩机组的输气管线。
铺设副管就相当于增大了管道的流通面积，改变管道特性，使得输量增大。
铺设变径管意味着不再使用原来的管线，容易造成浪费，常常只在管线初期建造后或后期改建中采用。
管线节流是通过调节管线上调节阀的开度来实现，操作简单，但耗费能量，不经济。
4油气管输安全技术
4.1油气管道的事故分析
管道运输因具有高能高压、易燃易爆、有毒有害、连续作业、环境复杂等特点，在使用过程中易发生因腐蚀、第三方破坏或超压等因素所造成的泄露或管道破裂事故，导致人身伤害、设施破坏和环境污染等严重后果，因此加强安全管理具有重要意义。
我国油气管道失效的主要原因为腐蚀、外部影响和材料缺陷。
国外输气管道1000km的年事故发生率随时间呈下降趋势，我国油气管道的事故率远高于发达国家。
管道由投产至终结其事故率一般遵循浴盆曲线，所谓浴盆曲线是曲线呈浴盆状。
在管道投产初期，因设计、施工、管材、设备等诸方面的缺陷导致事故率较高，每1000km的年事故发生率约为5次左右，该阶段通常持续0.5到2年。
管道正常营运期事故少而平稳，该阶段的事故多为管道受腐蚀及外力破坏所致，每1000km的年事故发生率约为2次左右，一般持续15到20年。
升级会员 