第３７卷第３期 ★） ） ） ） ） ） ） ） ） 斗 ） ） ） 石） ） 油） 工） 程建ｆ 设 色 （） Ｓ十 ３５ 龟 ） ★ 譬 曩 一 曩 一 臻 舞 基 誊 飘 面部原油成品油管道韵投产方式 邱姝娟 ，宫 敬２，闵希华 ，卢可义３ （１．中国石油西部管道分公司，新疆乌鲁木齐８３００１ ２；２．中国石油大学（北京），北京 １０２２４９ ２２１０００） ３．中国石油天然气管道局第二工程分公司，江苏徐州摘 要：西部原油成品油管道地处沙漠、戈壁干旱地区，如全线充水投产，备水困难，费用高。为 此对管道的投产方式进行了调整，首次引入了空管投 油的理念。成品油管道投产时油头前采用一定 长度的充水段来确保投产安全；原油管道投产时，采用了两端同时进油的投产方式，尤其是乌鄯原 油支干线投产时完全空管投油。文章重点论述了投产排气方法、油品质量控制、最优充水长度的确 定、成品油和原油管道投产油头保护介质的选取等。 关键词：原油成品油管道；空管投产；排气；充水长度；油头保护介质 中图分类号：ＴＥ８６６ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００１～２２０６（２０１ １）０３—００３５—０４ ０ 引言 进行检验。 国际上管道的投产方式多种多样，根据所输介 质和管道条件的不同采取相应的投产方案．主要有 西部原油成品油管道沿线地处沙漠、戈壁等干 旱地区，没有充足水源和备水设施，只有鄯善站可 利用吐哈油田供水，能力约２ ０００ ｍ３／ｄ、玉门炼厂 “全线或部分管段充水后投油”、 “油头前加氮气保 护，油头和氮气问加球隔离，油顶气直至末站”、 “空管投油”三种方式，美国阿拉斯加原油管道、 加拿大的穿山管道、欧洲原油管道、科洛尼尔成品 具备４ ０００ ｍ３／ｄ上水能力．其他地点不满足备水水 量及水质要求，如全线充水，则备水困难、时间 长、费用高；另一方面，末站也不具备接收全部污 水的能力，沿线大量排水不仅对水资源是一种浪 费，而且对环保要求来说也是一个难题。为此，根 据西部原油成品油管道沿线实际情况和自身条件， 对投产方式进行了调整和改进，首次引入“空管投 油”理念。成品油管道投产时油头前采用了一定长 一＋一＋－＋一＋一＋－＋一＋－＋－＋一十－＋－＋一＋一＋”＋－＋一＋－＋－＋一＋－＋・ 油管道系统部分管段等均采用空管投油的投产方 泰慕羊 萎ｖ十 式。空管投油已成为发达国家管道投产方式的主 流。国内管道建设起步较晚，管道的投产方式一直 采用单一的“油顶水，即全线充水联运，正常后投 油”的传统方式，有利于对设备全面调试和对工程 ＋ｎ＋一＋－—＋一－＋一＋一＋－—・ 一一＋”十一＋－＋”十一＋ ＋ｎ＋一＋”＋一＋一＋一＋一＋－＋进，平面布置合理。设备选型可靠，节能降耗。整 个供电系统运行灵活，检修维护方便，供电可靠， 低噪音，无污染，各项指标均达到了国内先进水 展打下了坚实基础。 ：参考文献 ｆ１１宁松华，王家映，翟晓先．桑南地区三叠系中油组储层特征分析 ＩＪ］．江汉石油学院学报，２００４，２６（１）：４３—４７． 【２】高云峰．缝洞型碳酸盐岩储层地质建模技术研究［ＤＪ．北京：中国 石油大学（北京），２００６． 平。本供电系统的建成投产，大大扩展了桑南油气 田的电网结构，提高了供电可靠性。尤其是满足了 作为西气东输气源的桑南凝析气田、吉拉克凝析气 田的供电需求。 ６结束语 作者简介：张 红（１９６８一）女，河北内丘人，高级工程 师，２００７年毕业于天津工业大学，硕士，主要从事油田地 面建设工程的设计和管理。 收稿日期：２０１０—０８—１０ 本设计共节省投资２ １７１万元，节省运行费 ９００万元／ａ。该工程工艺先进、技术合理。该项工 程设计取得的成功经验为塔里木油田公司的稳定发 ３６ 石油工程建设 ２０１１年６月 度的充水段来确保投产安全；原油管道投产时，采 用了两端同时进油的投产方式，尤其是乌鄯原油支 干线投产时“完全空管投油”，首次实现了长距离、 多泵站、地形复杂的大落差西部原油成品油管道的 空管投油。 １投产过程 西部成品油管道投产选择乌鲁木齐、鄯善、张 掖三个上水点，累计上水１８．３５万ｍ。，油头前水段 总长６８８ ｋｍ。２００６年８月１５日２２时乌鲁木齐首 站进油投产，经过三次停输备水、备油，于２００６ 年９月２５日６：１０纯净油品抵达兰州末站。投产期 间，每个站间择机发送１枚水头清管器、１～３枚 水一水界面清管器，１枚油一水界面清管器来彻底 清扫管道。 ２００７年６月３０日鄯兰原油管道干线正式投产 进油（塔里木油），油头前水段４２ ｋｍ，后在玉门 重新上水置换后，于２００７年８月１日纯油达到兰 州末站，同时在每个站问发送水头、油头、油一油 清管器各一枚。乌鄯原油支干线投产采用了空管投 产方式。即乌鲁木齐向管道ｌ 高点进油，鄯善原 油首站启动内循环泵向１ 高点反向填充，双向油 头在１ 高点处汇合。 随着西部原油成品油管道投产试运，对电气设 备、通信系统调试和自动化控制系统调试、计量系 统及辅助系统等也进行了初步调试和试运。 ２投产过程中解决问题所采取的措施 ２．１管道排气 局部充水管道投产时并非水流直接充满管道， 气体即被完全推走，而是要经历层状流、波状流、 气团流及段塞流等状态，在特殊情况及部位有时会 产生泡沫流和环状流，但最终的流态都将是段塞 流。在坡度小、较平坦管道中，气体则以众多相互 独立的大气囊形式分散存在。有时水平管路内的气 团在较低流速时移动很慢甚至不移动。这就造成在 管路首次充水后的很长时间内管路的水平段存有大 量气体（气囊），而在加大流速提高流量后，此部 分气体以气囊形式或者气囊破碎成气泡的形式顺着 水流向下游运动，在上坡段就会产生聚集，就会在 管道的高点附近造成大量气体的聚集，对管道的投 产产生很大的危害，这部分气体需要排出管道Ｉｌｌ。 西部原油成品油管道投产时，在多个管段发现存气 较多，尤其是成品油管道投产时，翠岭到河西段就 发生了严重的气体聚集现象，造成意外停机，通过 在河西站、２ 高点等排气点重点排气后，管道安全 启输。 西部原油成品油管道分管道干线排气和站场内 部排气。管道投产过程中，根据实际工况，判断气 体存在的位置，采用动态正压法排气，在排气点试 探性排气，发现倒吸或见水后停止排气。 ２．１．１ 管道存气理论计算分析 为验证管段排气效果，通过流量计、压力表等 示值变化以及计算管段间压力降（摩阻系数）来判 断是否存气。如果超声波流量计示值急剧下降、泵 进出口无压差等表明管内存气。同时，因气体摩阻 系数大于液体摩阻系数，可通过计算比较管段间摩 阻系数来判断是否存气。如某管段存在气阻，在稳 定运行条件下，实际压降大于理论压降。 利用能量守恒原理，反复计算各站间管输塔里 木原油的理论压降值，并与实际压降相对比（２００７ 年７月份管道存气验证见表１）。可以看出，管道 各站问排气充分，没有出现因气体人泵导致气蚀以 及站间压降反常等现象。 表１鄯兰干线管道投产过程存气验证 油头到达 流量 油温 实际 理论 站段 下站时间 ／（ｍ３／ｈ） ／￣Ｃ ／ＭＰ压降 压降 备注 ａ ／ＭＰａ 鄯善～四堡 ７月１日２３：５１ ２ ４１５ ２３３Ｏ ４．２２ ４．２５ 管段无气 四堡～翠岭 ７月４日２：２８ １ ９３０ ２２．１４ ２．５５ ２．６２ 管段无气 翠岭～河西 ７月４日ｌ９：４３ ｌ ９２５ ２２．６４ ４．１Ｏ ４．０６ 管段无气 河西～瓜州 ７月７日４：５１ １ ９４０ １９．７４ ２．０２ ２．０７ 管段无气 安西～玉门 ７月８日ｌ０：０３ １ ８００ ｌ７－８５ ４－３３ ４．２９ 管段无气 玉门～张掖 ７月２３日ｌ１：４３ １ ６３０ １７．１６ ０．７９ ０．７８ 管段无气 张掖～山丹 ７月２４日ｌ２：５２ ２ ０００ ｌ６．４５ ５．４４ ５．４３ 管段无气 山丹～西靖 ７月２９日２ｌ：３４ １ ５７０ １６．５０ １．１２ １．１６ 管段无气 西靖～新堡 ７月３０日２０：Ｏ８ １ ６００ １５．ｏｏ ５．１５ ５．１８ 管段无气 新堡～兰州 ８月１日４：２０ ／ ｌ ／ 拉空运行 ５ 高点 ２．１．２排气方法 ２．１．２．１ 管段充水下游建立背压后排气 为了尽可能多地排出干线管段气体，使干线气 体不进入站场，适当分段建立背压，适时切换站内 流程，使水充分填充管道达到排气目的。 管道填充采用每个站间距进行填充，下游站的 出站阀关死，当进行上游站到下游站之间填充时， 从两个站间的阀室和下游站的两处站内高点进行排 第３７卷第３期 邱姝娟等：西部原油成品油管道的投产方式 ３７ 气，当此站间距的高点见水后，确认此站间距已填 充满，下游站开始用全越站的进口阀控制背压向下 ，以避免因不满流现象而引起的混油量增加：第 三，定期对管道和各类设备进行检查和维护，避免 管道发生停输现象。必须停输时，尽量将？昆油段停 在平坦处或下坡段，尽可能地让｝昆油段内密度较大 的油品处于地势较低的位置处：至于事故停输，则 根据油水界面位置，关闭事故点上、下游截断阀； 游填充，以此类推直到兰州末站。此方法主要适用 于地形起伏、大落差输油管道排除管内气体。 ２．１．２．２发送水头、水中清管器 对于西部原油管道，我们充分吸取了其他管道 投产的经验和教训，在每两个站间择机发送１个水 第四，输送油品时，确保在紊流状态下输送，让雷 头清管器、１～３个水一水界面清管器、１个油～水 界面清管器来彻底清扫管道。原油管道投产累计发 送清管器２４个，其中水头清管器９个、油一水清管 器９个、油一油清管器６个，共清出杂质２５７ ｋｇ。 通过适时发送各种界面清管器，既可清除管道杂质， 又能有效地将管道内气体排出，西部原油管道投产 至今运行情况表明目前管道内基本无气体残留。 ２．１．２．３临时排气设施 在阀室和检测高点排污口法兰处，安装连接 １００ ｍ排污软管来排气。排气结束后，拆除临时管 道，安装原凸面钢制法兰盖。这种排气装置的特点 是：安装简易、造价低，但是作用有限，通常在系 统充水后一段时问将排气阀门关闭，管道中气体呈 多个气团形式存在，排气装置在排除一部分气团 后，管道中还将有大量气体存在。 ２．１．２．４利用运行设备上的排气装置 启泵前、充液的同时要利用泵上的排气阀门进 行排气操作，启动正常后要关闭排气阀门。为充分 排除泵内产生的气体，可适当延长排气阀门开启的 时间，待设备稳定后再关闭。 另外，可倒通清管器收、发流程，打开清管器 收、发筒上部的排空阀门，排除清管器收、发筒内 气体后，关闭排空阀门并倒回原流程。 ２．２油品质量控制措施 为确保管道清洁，在工程建设过程中采取了以 下措施：一是在工程建设期间，加强管道清扫工作 力度，采取每根管对焊清扫、试压段空气吹扫清 管、站问空气吹扫清管、大段空气吹扫清管等措 施，最大限度地将管道内部的杂物清理干净。二是 采取油头前加７６０ ｋｍ水段，清洗管道。三是在投 产期间，采取多项措施确保油品质量，主要有：第 一，在油水界面合理加隔离清管器，在水头、水 间、油头加清管器，最大限度把杂物在中间站场清 理出去，降低油品杂质含量，减少油品的混合；第 二．严格控制处于管道翻越点之后各泵站的进站压 诺数尽可能高，杜绝在层流状态下输送。两种油品 交替时，加大输送速度，减少混油体积。 油水混合物到达兰州末站后，为杜绝油花排 放到黄河流域，采取“三点检测、提前切割”的办 法，结果实际油水混合物为４ ２７０ ｍ。，仅为计划量 的１４％，混油量得到了有效的控制。 ： 投产关键技术 ：；．１最优充水段长度的确定 原油黏度较大，携带杂质能力较强，所以原油 管道投产用少量的水或者不用水便可满足投产安全 条件；而成品油相对于原油密度小，黏度小，产品 质量要求高，为保证空气段和油段的充分隔离和投 产的安全顺利，一般会在管道中充人较长的水段来 隔离空气和油品，如何确定最优的充水量是至关重 要的。通过对充水阶段的分析可以知道，充水段长 度主要受地形、流量、管径以及沿线站场的排污等 因素的影响。 地形因素对管道充水量有着至关重要的影 响ｌ ２ｌ。在比较平坦的地势下，管道不会有较大的落 差，投产时管道的积气就会比较少，基本上没有含 气段。而在大落差管道中，由于落差较大，水头经 过高点（排气点）后形成不满流继续向下游流动， 到最低点时形成液封，这样就会造成管道积气，形 成许多含气段。随着水的逐渐填充，液面上升，压 迫气体逐渐排出管道，直至形成满管流动。西部成 品油管道投产时各个排气点到下游站场（控制背压 站场）的距离如表２所示。 表２各个排气点到下游站场的距离 排气点至站场区间 距离／ｋｍ １ 排气点一鄯善成品油泵站 ｉ７９ ２ 排气点～瓜州成品油泵站 Ｉ３８ ３ 排气点～张掖成品油泵站 ２５４ ４ 排气点～西靖成品油泵站 ｌ８５ ５ 排气点～兰州成品油末站 １３３ 从表２可以看出，３ 排气点到张掖成品油泵站 ３８ 石油工程建设 ２０１１年６月 段的距离较长，在不考虑管径、流量、排污等因素 的影响下，管道充满这一段的需水量是最大的。所 长输管道投产时，应根据管道地形、沿线资源状 况、油品品质等因素综合确定投产方式。通过对比 分析三种投产方式的优缺点，对原油、成品油管道 投产方式给出如下参考建议： （１）在成品油管道投产中，由于成品油的黏度 以在投产计算充水段长度时只要满足这一段管道能 够充满，那么其他下坡管段也一定能够充满。这一 管段的管径参数为Ｄ ５５９ ｍｍ×７．１ ｍＥ，所以这一 管段填充量为５．９２万ｍ３。 低、易挥发、密度小等特点，对于大落差管道，为 确保油品质量，其投产可首先选择少量水头保护； 对于平原地区管道，其投产可首先选择氮气保护， 也可选择水头保护。 （２）原油管道投产中，因原油密度大、黏度 水头经过高点（排气点）后形成不满流继续向 下游流动．下游站场建立背压控制压力后，站场到 高点之间的不满流段的空气随着水流的不断填充逐 渐从排气点排出管道，从而形成满管流。同时，水 头还要经下游站场继续向下游流动。因填充满管段 的时间不同，所以在由不满流到满管流动的这段时 高、相对安全等特点，对于大落差管道，其投产可 首先选择少量水头保护或直接采用氮气保护，也可 考虑直接投油；对于平原地区管道，其投产可首先 选择直接投油，也可选择氮气保护投油。 ４结束语 间内经过下游站场的水的体积就不同。另外．在同 样的地形条件下，不同的管径充装满所需要的水量 不同，随着管道长度的增加，大管径的管道充装量 明显高于小管径的管道。 西部原油成品油管道投产试运大胆舍弃常规的 全线充水联运正常后投油的投产试运方式，创造性 综上所述，大落差管道投产优化的充水段长度 主要受地形、投产流量、管径等因素的影响，另外 在投产过程中管道排污也是一个不可忽视的影响因 素。结合西部成品油管道投产情况来看，每个泵站 排污约４ ０００ ｍ 。 地采用了油头前局部充水的投产试运方式，这一投 产方式应用在如此大管径、长距离管道的投产中在 国内还是首次。技术上对现有规范有所突破，建议 对现有标准进行一定的修订后给出技术补充条文， 以提高我国输油管道的投产技术水平。同时这种投 产方式还节约了水资源，缩短了投产周期，降低了 投产能耗。经初步测算，西部原油成品油管道投产 ３．２油头保护介质对比分析 在实际投产中，氮气保护、水头保护或油头无 保护直接投油都可以选择。投油过程中先用氮气置 换空气，氮气后跟着油头的方式可隔离油品和空 气，防止油蒸气和空气接触，氮气保护投产中的排 气相对比较复杂，需在排气点配置便携式氮气浓度 测量仪：油头前加水的方式，可以进一步冲刷、清 扫管道，但如果在气候寒冷的季节和地区上水，可 共节省费用约５．９亿元，取得了明显的经济效益。 参考文献： ［１］高发连，刘双双，付强．西部成品油管道空管投油的技术分析［Ｊ］． 油气储运，２００６，２５（１１）：５８－６１． 【２］张楠，宫敬，闵希华．大落差对西部成品油管道投产的影响ｌｊ１．油 气储运．２００８，２７（１）：５—８． 能会出现结冰现象而影响投产：相对于水头保护和 氮气保护来说，油头无保护投产可节约大量资源， 无油水混合物，不污染环境，减少成本，但油头无 保护，则油品和空气无隔离，高流速下油蒸气和空 气接触，其安全性不如水和氮气保护方法。因此， ・作者简介：邱姝娟（１９７６－），女，河北承德人，工程师， ２０００年毕业于西南石油学院油气储运专业，现从事输油生 产管理工作。 收稿日期：２０１０—０９—１０ －＋一＋－＋－＋－＋－＋－＋－＋一＋－＋一＋－＋一＋－＋一＋－＋一＋－＋－＋－＋－＋ ＋ ＋一＋－＋＊＋一＋－＋一十＊＋一＋一 一＋一＋一＋梧息 综 ・一—中国石油集团＂１－程技术研究院获得中国设备监理协会会员单位证书 ＋一一—＋一・・—＋一・・ ２０１１年４月，中国石油集团工程技术研究院（简称工程院）收到了中国设备监理协会（ＣＡＰＥＣ）单位会员证书，正式 成为了设备监理协会会员单位。 中国设备监理协会是由国家质量监督检验检疫总局主管，由设备监理单位、设备设计单位、设备制造单位和有关的学 术团体等方面代表以及与设备监理活动有关的个人志愿组成的设备监理行业的全国性非营利的专业社会团体。单位会员证书 的取得是对工程院在工程建设设备监理领域所取得成绩的肯定，有利于工程院今后更好地拓展工程建设设备监理市场。 本刊报导
