1、全國大學生油氣儲運工程設計大賽R油田輸油管道及沿線站場設計NatnnalStorageandIransporutioriEngineeringDesignCom網(wǎng)rtjon日期2016年7月20日全國大學生油氣儲運工程設計大賽組委會制方案簡介本作品根據(jù)第一屆全國大學生油氣儲運工程設計大賽賽題及基礎數(shù)據(jù)和相關標準，秉承經(jīng)濟、高效、節(jié)能、環(huán)保的設計理念，對R油田輸油管道工程進行了設計。主要設計內(nèi)容包括：A-B、B-C段管道工藝及運行管理，河流穿越方案，沿線站場及閥室工藝，火車裝車方案，輔助生產(chǎn)及配套工程技術方案以及投資估算等內(nèi)容。輸油管道設計方面：采用加熱輸送工藝，從技術經(jīng)濟角度優(yōu)選管徑，通過逆向

2、推算得到設計壓力及布站情況，通過考慮油水乳化狀態(tài)提高了水力計算的準確性。使用商業(yè)軟件對其進行了模擬及優(yōu)化，并編制相應程序輔助計算。河流穿越方案方面：分析了穿越區(qū)巖土層可鉆性，確定并設計了水平定向鉆（HDD）管道穿越河流施工方案，并進行了管道強度校核和施工風險評價。沿線站場及閥室方面：設計了原油脫水及污水深度處理工藝，確定了沿線各站場及閥室的分布，并對其進行了設計。火車裝車方案方面：對裝車站進行了詳細設計，從可靠性的角度采用了雙管、雙泵、雙用單鶴管”的裝車工藝；針對來油量衰減較快特點，從經(jīng)濟的角度對裝車操作的運行與管理進行了優(yōu)化，制定了高效益、低成本的火車裝車方案。止匕外，本文還對整體輸油管道工

3、程的防腐、自控、消防、HSE管理、輔助生產(chǎn)及公用工程等進行了設計。設計中使用了OLGA,PIPESIM等商業(yè)軟件對各種工況下的管道進行了模擬，并且基于VB平臺編制了相應軟件輔助計算，校核了整體方案的可行性和可靠性，完成了管道及站場工藝的優(yōu)化，提高了方案的經(jīng)濟性。本設計充分借鑒了國內(nèi)外原油輸送及裝車的成熟技術，優(yōu)化了管道及站場的工藝流程及運行方案，選用了高效設備，降低了投資及運行維護費用，具有一定的工程應用價值。第1章總論1.1.1 工程概況1.1.2 編制依據(jù)2.1.3 編制原則2.1.4 設計范圍2.1.5 國家級地方有關法律、法規(guī)2.1.6 國家、地方、行業(yè)、企業(yè)的技術標準和規(guī)范3第2章R

4、油田輸油管道設計基礎6.2.1 工程概況6.2.2 設計基礎資料.6.2.2.1 基礎數(shù)據(jù).6.2.2.2 原油物性7.2.2.3 設計環(huán)境8.2.2.3.1 土壤條件8.2.2.3.2 鐵路依托條件8.2.2.3.3 氣象條件8.第3章輸油管道工藝設計9.3.1 輸送工藝9.3.2 設計參數(shù)103.2.1 管道設計參數(shù)1.03.2.1.1 設計輸量1.03.2.1.2 設計壓力1.03.2.1.3 管徑優(yōu)選1.13.2.1.4 鋼管類型選擇1.13.2.1.5 管道縱斷面圖1.13.2.1.6 管道埋深參數(shù)123.2.1.7 管道防腐層.123.2.2 原油物性1.33.2.2.1 油品密度

5、133.2.2.2 油品粘度1.33.2.2.3 原油乳化1.51.1.1 熱力設計參數(shù)1.61.1.1.1 加熱站出站油溫161.1.1.2 加熱站進站油溫161.1.1.3 管道周圍介質溫度T01.61.1.1.4 管道保溫層設計163.3 A-B段工藝設計1.73.3.1 設計輸量下的設計方案1.73.3.2 最低輸量下的設計方案193.3.3 設計壓力及管道壁厚213.3.4 經(jīng)濟性分析243.3.5 適應性分析263.4 B-C段工藝設計283.4.1 設計輸量下的設計方案283.4.2 最低輸量下的設計方案323.4.3 設計壓力及管道壁厚343.4.4 經(jīng)濟性分析.373.4.5

6、 適應性分析.443.4.5.1 冬季運行方案443.4.5.2 夏季運行方案443.5 設備選型463.5.1 泵機組選型.463.5.2 原動機選型.483.5.3 加熱爐選型.483.6 管道強度校核.493.6.1 進出站壓力校核49II3.6.3 靜水壓力校核4.93.6.4 動水壓力校核493.8 設計成果49第4章穿越河流設計方案514.1 遵循的主要標準、規(guī)范514.1.1 法律法規(guī).5.14.1.2 標準規(guī)范.5.14.2 穿越河流方式比選514.3 水平定向鉆穿越設計524.3.1 HDD可鉆性評價524.3.1.1 穿越場地地層巖性結構524.3.1.2 穿越場地土的物理

7、力學性質指標534.3.1.3 穿越區(qū)域巖土層可鉆性評價554.3.1.4 施工條件評價554.3.1.5 地下障礙物評價554.3.2 HDD穿越曲線設計564.3.3 HDD設備選型584.3.3.1 鉆機選型584.3.3.2 鉆具選型594.3.4 場地布置.6.14.3.5 穿越段管道設計624.3.5.1 穿越段管道壁厚設計624.3.5.2 穿越段管道防腐與防護.634.3.5.3 穿越段管道熱力校核634.3.6 穿越管道應力校核634.3.6.1 管道回拖工況應力校核634.3.6.2 管道試壓工況應力校核664.3.6.3 管道運行工況應力校核664.3.6.4 管道徑向屈

8、曲失穩(wěn)校核67iii4.3.7套管結構設計684.3.7.1 套管最大夯入長度計算684.3.7.2 套管壁厚選取694.3.7.3 套管強度驗算694.3.7.4 套管穩(wěn)定性驗算.7.14.4 穿越施工方案724.4.1 施工工藝流程7.24.4.2 施工技術措施7.24.4.2.1 施工準備724.4.2.2 泥漿配制7.44.4.2.3 鉆導向孔7.54.4.2.4 預擴孔工藝764.4.2.5 管道回拖774.4.2.6 管道焊接檢驗和試壓774.5 對水文地質和環(huán)境的影響784.5.1 對地貌的影響7.84.5.2 對河床結構的影響784.5.3 對生物的影響7.84.5.4 施工過

9、程對環(huán)境的影響.784.6 消防、安全794.6.1 設計采取的安全及消防措施794.6.2 施工中的主要安全措施.794.7 施工風險及應對措施804.7.1 穿越風險分析804.7.2 施工應急處置預案814.7.2.1 導向施工應急預案.8.14.7.2.2 擴孔過程中發(fā)生卡鉆、抱鉆、斷鉆的應急預案814.7.2.3 管線回拖中卡死的應急預案824.7.2.4 冒漿應急預案82IV4.7.2.5 塌孔的處理預案824.8 主要工程量及投資估算83第5章輸油管道的流動保障845.1 管道運行管理.845.1.1 熱力冬季運行方案845.1.2 熱力夏季運行方案855.1.3 水力運行方案8

10、55.2 清管865.2.1 清管的作用.865.2.2 清管器選擇.865.3 停輸再啟動865.3.1 停輸后的管內(nèi)溫降875.3.2 管內(nèi)原油溫度場875.3.3 停輸再啟動過程88第6章沿線站場896.1 站場設置896.2 站場工藝896.3 A聯(lián)合站896.3.1 聯(lián)合站工藝.906.3.2 聯(lián)合站主要工程量906.4 B外輸首站906.4.1 進站計量.9.16.4.2 加熱工藝.9.16.4.3 脫水工藝.9.16.4.4 污水處理.936.4.5 儲油工藝.956.4.6 外輸工藝.956.4.7 B外輸首站工藝流程.966.4.8 主要工藝設計參數(shù)986.4.9 平面布置說

11、明986.4.10 站主要工程量1.006.5 中間輸油站1006.6 線路閥室.1016.7 C裝車站1026.8 沿線站場及閥室分布總結102第7章裝車站設計1.037.1 裝車站總體設計1037.1.1 裝車站功能1.037.1.2 裝車站工藝流程設計1037.1.3 裝車站分區(qū)1.037.1.4 裝車站總平面布置1047.1.4.1 總平面布置原則1047.1.4.2 總平面布置.1047.1.4.3 站內(nèi)道路1.057.1.4.4 圍墻1.057.1.4.5 綠化1.067.2 儲油區(qū)設計1067.2.1 儲油區(qū)容量確定1.067.2.1.1 周轉系數(shù)法.1067.2.1.2 儲存天

12、數(shù)法.1077.2.1.3 庫容確定方法對比優(yōu)選1.087.2.2 儲油罐數(shù)量確定1.087.2.3 儲油容量等級1.087.2.4 油罐類型選擇1.097.2.5 儲罐強度設計1.107.2.5.1 罐壁厚度計算1.107.2.5.2 浮頂計算.1117.2.6 油罐加熱與保溫1.13VI7.2.6.1 原油儲存溫度1.137.2.6.2 油罐加熱方式1.147.2.6.3 油罐加熱器選用1.147.2.6.4 油罐保溫1.167.2.7 油罐防腐1.167.2.7.1 防腐部位1.167.2.7.2 防腐涂層結構及材料1.177.2.7.3 陰極保護1.177.3 鐵路裝車設計1.177.

13、3.1 鐵路裝車工藝1.187.3.2 鐵路油罐車設計1.187.3.3 鐵路專用線設計1.207.3.3.1 鐵路裝卸線布置形式1.207.3.3.2 裝卸線的有效長度1207.3.4 鐵路裝油設施設計1217.3.4.1 鐵路裝油鶴管選用1217.3.4.2 鶴管數(shù)量確定1227.3.4.3 鶴管與集油管的連接1.227.3.4.4 集油管與鶴管的連接1.237.3.4.5 棧橋設計1.247.4 裝車方案設計1247.4.1 方案設計出發(fā)點1.257.4.2 不同方案所需裝油設施1257.4.3 不同方案每年裝車次數(shù)1267.4.4 方案對比優(yōu)選1.267.5 站內(nèi)管道設計1277.5.

14、1 管道作用1277.5.2 管道分類1287.5.3 常用的管道工藝流程128VII7.5.4 管道工藝流程對比優(yōu)選1297.5.5 管道保溫層設計1297.5.6 管道強度設計1307.5.6.1 站內(nèi)管道管徑計算1.307.5.6.2 站內(nèi)管道壁厚計算1.317.5.6.3 站內(nèi)管道強度校核1.317.5.7 管路水力計算1.337.5.8 管道敷設與防腐1.357.6 發(fā)油泵站設計1.357.6.1 泵站形式1.357.6.2 泵站工藝流程1.367.6.3 泵的選用1.377.6.3.1 油泵選型1.377.6.3.2 油泵數(shù)量1.387.6.3.3 原動機選擇.1387.6.3.4

15、 電動機功率計算1397.6.3.5 油泵基本參數(shù)1397.6.3.6 油泵規(guī)格參數(shù)1417.6.4 油泵站布置1417.7 站內(nèi)污水處理1.427.7.1 污水來源1.427.7.2 含油污水處理1.427.7.3 生活污水處理1.427.8 油品計量1437.8.1 液面高度的人工測量1437.8.2 液面高度的自動測量1437.8.2.1 常用測量液位計1437.8.2.2 液位計的選用145第8章輔助生產(chǎn)系統(tǒng)及配套工程146VIII8.1 通信1.468.2 供配電1468.3 建筑結構.1478.4 供熱與暖通1488.5 自動化控制1488.5.1 自動化控制系統(tǒng)1.488.5.2

16、 儲油區(qū)工業(yè)自動化系統(tǒng)1498.6 防火防爆.1528.6.1 火災和爆炸原因1.538.6.2 防火防爆措施1.538.7 站場消防1548.7.1 滅火原理與方法1.548.7.2 滅火方法及設備1.558.7.3 消防給水1.578.8 防雷1.588.9 防靜電1588.10 防雜散電流1628.11 穿越施工安全1.638.11.1 設計采取的安全及消防措施1.638.11.2 施工中的主要安全措施1.638.12 管道水工保護1.638.12.1 沖刷防護1.648.12.2 坡面防護1.648.12.3 支擋防護1.648.13 管道標志165第9章HSE風險管理1.669.1

17、長輸管道HSE管理1669.1.1 長輸管道危害性因素分析1.669.1.2 管道系統(tǒng)安全防護對策166IX9.2 站場HSE管理1.689.2.1 站場危害性因素分析.1689.2.2 站場安全防護對策1689.3 HSE管理體系建設與運行1.709.3.1 HSE體系建設.1709.3.2 HSE體系實施.1709.4 應急保障體系1.719.4.1 突發(fā)事件分類與分級1719.4.2 應急工作原則1.72第10章投資成本估算1.7310.1 長輸管道工程投資1.7310.2 站場投資17310.3 方案工程總投資1.74參考文獻175附錄177附錄A管道水力摩阻計算177附錄B不同管道鋼

18、級投資表1.78附錄C河流穿越施工圖179附圖1179附圖2180附錄D自編程序VisualBasic程序代碼181附錄E穿越軌跡設計程序代碼1.89第1章總論第1章總論1.1工程概況R油田開發(fā)是將井場原油通過集輸管道匯集至位于區(qū)塊南部的A聯(lián)合站，通過外輸管道170km外輸管道將原油輸送至裝車站。輸油干線起點是A聯(lián)合站，途經(jīng)B外輸首站，終點是C裝車站，該站原油經(jīng)火車裝車外運給用戶。距離A聯(lián)合站40km處有一條河流，擬建輸油管道穿越該河流進入B外輸首站，穿越河道長度為1000m左右。河床相對比較平坦，河岸兩側地勢相對較高。裝車站位于外輸首站正北方向，距離外輸首站84km,原油通過管道輸送至裝車站

19、，裝車站所在區(qū)域地勢平坦，位于鐵路編組東側8km處。各站相對位置如圖1.1所示。KJcjdKUnllC餐車站A聯(lián)合整圖1.1各站相對位置示意圖第1章總論1.2編制依據(jù)方案編制依據(jù)包括：(1)管道站場設計與規(guī)劃相關規(guī)范及標準。(2)第一屆全國大學生油氣儲運工程設計大賽方案基礎數(shù)據(jù)。(3)第一屆全國大學生油氣儲運工程設計大賽方案編制要求。1.3編制原則(l)遵守國家及本行業(yè)的有關法規(guī)和政策，嚴格執(zhí)行國家及行業(yè)的有關方針、政策、標準、規(guī)范和法規(guī)。(2)貫徹安全、可靠、成熟、實用、效益、節(jié)能、環(huán)?！钡闹笇枷?，以提高經(jīng)濟效益為中心，采用各種有效措施，優(yōu)化總體布局。(3)根據(jù)研究區(qū)塊的地理位置及環(huán)境特點

20、，針對原油物性參數(shù)，整體設計，分布實施，考慮適當預留，建設規(guī)模、設備能力和布局上具有靈活性和適應性；(4)在確保安全生產(chǎn)的前提下，盡量簡化工藝流程并做到工藝合理、安全、經(jīng)濟、高效運行。(5)充分考慮環(huán)境保護、節(jié)約能源、職業(yè)安全衛(wèi)生和污染源的控制，必須符合安全、環(huán)保、節(jié)能降耗等有關規(guī)范要求，確保萬無一失。(6)重視環(huán)境保護，采取有效措施防止環(huán)境污染。(7)以提高經(jīng)濟效益為中心，采取各種有效措施，優(yōu)化總體布局，簡化工藝，提高整體設計水平和綜合經(jīng)濟效益。1.4 設計范圍長輸管道工程設計，包括管道工藝及管道運行與管理設計。穿跨越工程設計，包括穿越曲線設計和施工方案設計。站場設計，包括工藝流程設計、油水

21、處理方案設計、工藝設備規(guī)格參數(shù)設計、站內(nèi)管道水力熱力計算及強度校核、鐵路裝車方案設計。輔助生產(chǎn)系統(tǒng)及配套工程設計，包括自控系統(tǒng)、消防、防火防爆、防雷防靜電、防雜散電流、數(shù)字化建設。1.5 國家級地方有關法律、法規(guī)中華人民共和國安全生產(chǎn)法中華人民共和國主席令第70號中華人民共和國消防法中華人民共和國主席令第4號中華人民共和國環(huán)境保護法中華人民共和國主席令第22號中華人民共和國突發(fā)事件應對法中華人民共和國主席令第69號第1章總論危險化學品泄漏安全管理條例中華人民共和國國務院令第344號危險化學品泄漏事件應急救援預案編制導則國家安全生產(chǎn)監(jiān)督管理局安監(jiān)管司函字20034號AQ2012-2007石油天然

22、氣安全規(guī)程關于全面加強應急管理工作的意見特種設備安全監(jiān)察條例SY/T6524-2002石油工業(yè)作業(yè)場所勞動防護用具配備要求中華人民共和國石油天然氣管道保護法AQ/T9002-006生產(chǎn)經(jīng)營單位安全生產(chǎn)事故應急預案編制導則1.6國家、地方、行業(yè)、企業(yè)的技術標準和規(guī)范石油和化工工程設計工作手冊第二冊油田地面工程設計石油和化工工程設計工作手冊第四冊輸油管道工程設計石油和化工工程設計工作手冊第六冊油氣儲庫工程設計GB18218-2000GB50253-2015SY/T0004-98SY7513-88SY0007-99SYJ18-86SY0027-94SY/T0533SY5737APISpec5LANS

23、IB31.4-2002GB50183-2004GB/T17766-1999GB50350-2005SY0009-93SH3022-1999SYT0003-2003SY6320-2008GB50316-2000GB50424-2007重大危險源辨識輸油管道工程設計規(guī)范油田油氣集輸設計規(guī)范出礦原油技術條件鋼制管道及儲罐防腐蝕工程設計規(guī)范鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層標準稠油集輸及注蒸汽系統(tǒng)設計規(guī)范清管設備設計技術規(guī)定原油管道輸送安全規(guī)定管道鋼管規(guī)范液態(tài)姓和其他液體輸送管道系統(tǒng)石油天然氣工程設計防火規(guī)范固體礦產(chǎn)資源/儲量分類油氣集輸設計規(guī)范石油工程地面設計文件編制規(guī)程石油化工設備和管道涂料防腐

24、蝕技術規(guī)范石油天然氣工程制圖標準陸上油氣田油氣集輸安全規(guī)程工業(yè)金屬管道設計規(guī)范油氣輸送管道穿越工程施工規(guī)范3第1章總論GB50369-2014SYT6968-20134thEdition-2015JB/T10764-2007GB-T21448-2008GBT50698-2011GB50054-95GB50217-2007GB50061-2010GB50019-2003GB50264-97GB50016-2006GB150-2001GB50341-2003GB16297-1996HG/T20505-2000HG/T20507-2000HG/T20509-2000HG/T20511-2000GB5

25、0160-2008GB50074-2002GB50016-2006SHlT3013-2000SH/T3023-2005GB/T8163-2008GB/T9711.1GB50351-2005SH3005-1999SH/T3081-2003SH/T3082-2003SH/T3019-2003GB50058-92GB50341-2003GB50128-2005油氣長輸管道工程施工及驗收規(guī)范油氣輸送管道工程水平定向鉆穿越設計規(guī)范DCATechnicalGuidelines無損檢測常壓金屬儲罐聲發(fā)射檢測及評價方法埋地鋼制管道陰極保護技術規(guī)范埋地鋼剃管道交流干擾防護技術標準低壓配電裝置及線路設計規(guī)范電力工

26、程電纜設計規(guī)范66kV及以下架空電力線路設計規(guī)范采暖通風與空氣調節(jié)設計規(guī)范工業(yè)設備及管道絕熱工程設計規(guī)范建筑設計防火規(guī)范鋼制壓力容器立式圓筒形鋼制焊接油罐設計規(guī)范大氣污染物綜合排放標準過程測量與控制儀表的功能標志及圖形符號自動化儀表選型設計規(guī)定儀表供電設計規(guī)定信號報警、安全聯(lián)鎖系統(tǒng)設計規(guī)定石油化工企業(yè)防火設計規(guī)范石油庫設計規(guī)范建筑設計防火規(guī)范石油化工廠區(qū)豎向布置設計規(guī)范石油化工廠內(nèi)道路設計規(guī)范輸送流體用無縫鋼管石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術條件第1部分儲罐區(qū)防火堤設計規(guī)范石油化工自動化儀表選型設計規(guī)范石油化工儀表接地設計規(guī)范石油化工儀表供電設計規(guī)范石油化工儀表配管配線設計規(guī)范爆炸和火災危險環(huán)境

27、電力裝置設計規(guī)范立式圓筒形鋼制焊接油罐設計規(guī)范立式圓筒形鋼制焊接儲罐施工及驗收規(guī)范第1章總論GB5.393-2008SH3022-1999SY0007-1999SY/T0319-1998CNCIA/T0001-2006鋼制石油儲罐防腐蝕工程技術規(guī)范石油化工設備和管道涂料防腐蝕技術規(guī)范鋼制管道及儲罐腐蝕控制工程設計規(guī)范鋼制儲罐液體環(huán)氧涂料內(nèi)防腐層技術標準石油貯罐導靜電防腐蝕涂料涂裝與驗收規(guī)范GB8923-2008GB50013-2006GB500142006GB50151-92GB50140-2005GB50052-2009GB50057-94GBS0011-2001涂覆涂料前鋼材表面處理室外給

28、水設計規(guī)范室外排水設計規(guī)范低倍數(shù)泡沫滅火系統(tǒng)設計規(guī)范建筑滅火器配置設計規(guī)范供配電系統(tǒng)設計規(guī)范建筑物防雷設計規(guī)范建構抗震設計規(guī)范GB50223-2008SH/T3068-2007建筑工程抗震設防分類標準石油化工鋼儲罐地基與基礎設計規(guī)范第2章R油田輸油管道設計基礎第2章R油田輸油管道設計基礎2.1 工程概況R油田投入開發(fā)，初期原油通過汽車外運。為了滿足油田開發(fā)上產(chǎn)需要，降低汽車拉油成本，需進行原油外輸管道及火車裝車方案設計。輸油干線起點是A聯(lián)合站，途經(jīng)B外輸首站，終點是C裝車站，該站原油經(jīng)火車裝車外運給用戶。距離A聯(lián)合站40km處有一條河流，擬建輸油管道穿越該河流進入B外輸首站，穿越河道長度為10

29、00m左右。河床相對比較平坦，河岸兩側地勢相對較高。2.2 設計基礎資料2.2.1基礎數(shù)據(jù)外輸管道長度如表2.1所示表2.1R油田輸油管道基礎數(shù)據(jù)管線起點管線終點長度(km)A聯(lián)合站B外輸首站86.0B外輸首站C裝車站84.0該區(qū)塊2016-2025年原油產(chǎn)量如下表所示:表2.2A聯(lián)合站所轄區(qū)域產(chǎn)量預測時間(年)2016201720182019202020212022202320242025年產(chǎn)油(104t)49.645.739.234.129.926.523.621.219.217.4年產(chǎn)液(104t)86.783.677.372.668.865.663.161.459.858.7綜合含水(

30、%)42.745.349.253.056.559.662.565.467.970.3B外輸首站已建脫水站、含油污水深度處理站各1座，滿足接收A聯(lián)合站輸送含水油的需求。外輸管道管道縱斷面數(shù)據(jù)如下表所示表2.3管道縱斷面數(shù)據(jù)里程(km)02038507286110136158170高程(m)562560572541556584568525536578第2章R油田輸油管道設計基礎2.2.2原油物性表2.4A聯(lián)合站原油物性序號項目測試結果1密度(20C,kg/m3)856.07密度(50C,kg/m3)835.12凝點（C）303傾點（C）264析蠟點（C）42.75反常點（C）386膠質（,質量分數(shù)

31、）3.387瀝青質（,質量分數(shù)）0.288含蠟量（%,質量分數(shù)）20.29含鹽量(mgNaCl/L)3010初儲點（C）6711硫含量（,質量分數(shù)）0.0712閉口閃點（C）1013飽和蒸汽壓（37.8kPa）25.2(37.8C)31.5(45.0C)14粘度詳見粘溫數(shù)據(jù)表2.515比熱kJ/(kgC-)2.2416燃油熱值（MJ/kg）4.56表2.5A聯(lián)合站原油粘溫數(shù)據(jù)表溫度（C）/、同男切速率卜粘度（mPa-s）81/s131/s251/s401/s801/s1001/s27150.819111.31178.729667.149852.834349.61333088.234881.13

32、8665.93955.118941.969638.77633232.452550.947946.251140.910233.378231.23033438.848436.3132.81930.422626.678325.54443621.752521.654420.99120.485619.305818.87513814.42674013.73854213.54754511.94925010.4973558.1666606.8706655.5753706.20587第2章R油田輸油管道設計基礎2.2.3設計環(huán)境2.2.3.1 土壤條件管道中心埋深1.6m；管道中心埋深處年最低月平均溫度-4C,

33、最高月平均溫度20C；土壤導熱系數(shù)1.3W/(m-C)；瀝青防腐層導熱系數(shù)0.15W/(mC)o2.2.3.2 鐵路依托條件C裝車站地勢平坦，該站位于鐵路編組站東側8km處。2.2.3.3 氣象條件工程區(qū)域屬中溫帶半濕潤半干旱大陸性季風氣候。春季多大風而少雨，蒸發(fā)量大；夏季溫涼而短促，降水集中；秋季溫降快，霜凍早；冬季嚴寒漫長，地面積雪時間長。月最低氣溫-37.8C,月最高氣溫32.9C。年日照時數(shù)2049.5小時，無霜期日數(shù)126天。第3章輸油管道工藝設計第3章輸油管道工藝設計3.1 輸送工藝易凝高含蠟的油品當其凝點高于周圍環(huán)境溫度，或在環(huán)境溫度下油流粘度很高，不能直接采用常溫輸送方法。油流

34、過高的粘度使管道的壓降劇增，往往工程上難以實現(xiàn)或不經(jīng)濟、不安全，故必須采用降凝、降粘等措施。加熱輸送是目前最常用的方法。加熱輸送時，提高輸送溫度使油品粘度降低，減少摩阻損失，降低管輸壓力，或使管道最低油溫維持在凝點以上，保證安全輸送1。使用OLGA軟件對管彳分別為6in、8in、10in、12in的四組管道，分A-B輸油段、B-C輸油段進行簡單的溫降計算，其中作如下假設：管道采用不加熱常溫輸送；油流起點溫度為70Co計算結果見圖3.1和圖3.2。圖3.1A-B輸油段沿程溫降圖3.2B-C輸油段沿程溫降由圖3.1及圖3.2可知，即使在起點油溫為70c的情況下，采用常溫不加熱輸送工藝，終點油溫均低

35、于油品凝點（30C）,無法保證油品安全流動?？刹捎眉訜彷斔头āτ诤炘?，物理方法加熱輸送可有效降低粘度，提高管輸效率，多年的實踐表明，加熱輸送是行之有效的，但其存在輸送能耗高、運行管理費用高、停輸再啟動困難等固有缺陷。化學方法中的乳化降粘法和懸浮輸送法法因需要大量的水，在比較偏遠的第3章輸油管道工藝設計或者缺水的地區(qū)及現(xiàn)場難以實現(xiàn)?；瘜W方法中應用比較廣泛的主要是加入降凝劑進行降凝降粘?；瘜W劑降凝法是通過添加油溶性高分子聚合物類的化學處理劑或一些表面活性劑，改變原油中蠟晶的形狀、尺寸大小以及聚集結構，延緩蠟晶形成三維空間網(wǎng)格結構，從而使得原油形成網(wǎng)絡結構需要更低的溫度，來達到降低凝點、改善原

36、油低溫流動性的目的。綜合可行性與經(jīng)濟性，A-B段宜采用加熱保溫輸送，B-C段擬采用不加降凝劑加熱輸送工藝和加降凝劑輸送工藝進行方案優(yōu)選與經(jīng)濟評價，選擇適合本次原油管道工藝設計的最佳方案。3.2 設計參數(shù)3.2.1 管道設計參數(shù)3.2.1.1設計輸量北美地區(qū)對液體管道輸量有3種定義，分別為設計輸量、操作輸量和年輸量。設計輸量指管道相關設備在理想工況下達到的最大輸量；操作輸量是管道在正常操作工況下所達到的最大輸量；年輸量則是托運方希望管道在一年中實際完成的輸量。一般情況下，年輸量為設計輸量的90%,操作輸量為設計輸量的95%o按有關定義，A聯(lián)合站所轄區(qū)域十年內(nèi)產(chǎn)量預測中最大年產(chǎn)油量為49.6萬噸，

37、應為管道在正常操作工況下所達到的最大輸量，即操作輸量?？紤]設計輸量時，取5%作為設計安全余量，設計年輸量宜為52.2萬噸。輸油管道工程設計計算輸油量時，考慮到管道維修及事故等因素，年工作天數(shù)應按350d（4800h）計算。相關設計參數(shù)見表3.1。表3.1設計輸量操作車量（104t）A-B段設計輸量B-C段設計輸量（104t）管道工作天數(shù)（d）49.691.152.23503.2.1.2設計壓力管道設計壓力的選擇有兩種：常規(guī)設計和優(yōu)化設計。常規(guī)設計根據(jù)ASME/ANSIB16.5中的操作壓力進行管道系統(tǒng)壓力設計，即MAOP（最大允許操作壓力）不能超過系統(tǒng)中使用的閥門及配件的額定應力極限，設計壓力

38、按閥門或配件的壓力等級和設計溫度進行選取。此方法雖簡化了方案篩選，但增加了投資和管輸費。因為管道很少在最大工作壓力下進行，其輸送能力并沒有充分利用。因此，為了合理設計管道輸送能力且減少管輸費用，設計壓力擬采用優(yōu)化設計法2。優(yōu)化設計是根據(jù)設計工況的工藝計算結果確定MAOP,考慮一定余量作為設計壓力。GB50253-2014中也指明MAOP應小于或等于設計壓力。10第3章輸油管道工藝設計3.2.1.3管徑優(yōu)選對于一定設計輸量下的輸油管道，隨著管徑增大，鋼管及線路工程的投資增大，但泵戰(zhàn)數(shù)、泵站總投資減少。經(jīng)管費用中，隨著管徑增大，輸油動力費用下降，而折舊、管理、人工及維修費等在設計中按投資總額的一定

39、比例計算，這些費用的變化趨勢與管道工程投資隨管徑變化的趨勢相仿，故它也存在極小點。該設計輸量就是所選管徑對應的經(jīng)濟輸量，此時的管內(nèi)流速即為經(jīng)濟流速。不同管徑各有一個運輸成本最低的經(jīng)濟輸量范圍。我國目前的輸油管道經(jīng)濟流速為d1.0-2.0m/s,由式(3.1)計算對應的經(jīng)濟管徑，計算結果見表3.2。(3.1)式中d管道內(nèi)徑，m；Q一設計輸量的體積流量，m3/s;v經(jīng)濟流速，m/so表3.2經(jīng)濟流速對應的管徑A-B段管徑(mm)A-B經(jīng)濟流速(m/s)B-C段管徑(mm)B-C經(jīng)濟流速(m/s)2011.51281.5根據(jù)GB-T17395(2008),初選六組相近的管徑進行初步優(yōu)選計算，見表3.

40、3表3.3管徑初選表力殺管徑I管徑II管徑III管徑IV管徑V管徑VI公稱直徑(mm)A-B段180194203219232245公稱直徑(mm)B-C段1271401591681801943.2.1.4 鋼管類型選擇按照制管方法不同，鋼管可分為無縫鋼管和有縫鋼管，有縫鋼管又可分為直縫管和螺旋焊縫管。由于無縫鋼管的口徑范圍偏小，制造工藝復雜，價格較高，故在長距離輸油管道上使用較少。直縫管和螺旋焊縫鋼管兩種類型的管子各有優(yōu)缺點。原則上只要按規(guī)范生產(chǎn)和檢驗合格的管子均能滿足油氣管道工程要求。據(jù)國外資料統(tǒng)計，在高壓大口徑油氣管道中，直縫管的生產(chǎn)和使用占有相當優(yōu)勢和主導地位。從管道的經(jīng)濟性和安全性綜合

41、考慮，我國的油氣長輸管道設計中，在人口密度較小的一般地區(qū)，多使用螺旋焊縫管，因此，結合本工程區(qū)域特點，輸油管道采用螺旋焊縫管。3.2.1.5 管道縱斷面圖11第3章輸油管道工藝設計表3.4管道縱斷面數(shù)據(jù)里程(km)02038507286110136158170高程(m)562560572541556584568525536578使用OLGA軟件繪制出A-B段、B-C段地形起伏坡面圖，見圖3.3及圖3.4由圖3.3及圖3.4可知，管道沿線地形起伏較為平緩，但存在兩個落差較大的點,需做好相應的靜水壓力校核，保證管道安全輸送。3.2.1.6 管道埋深參數(shù)管道中心埋深1.6m；管道中心埋深處年最低月平

42、均溫度-4C,最高月平均溫度20C；土壤導熱系數(shù)1.3W/(mC)。3.2.1.7 管道防腐層防腐層是管道保護的主要屏障，防腐層選用應根據(jù)管線具體敷設環(huán)境的地形、土質狀況，結合國內(nèi)成熟的防腐層的使用情況，以技術可靠、經(jīng)濟合理、管理維護方便、現(xiàn)場施工適應性強為選用原則。目前國內(nèi)常用的管道外壁防腐工藝通常有石油瀝青防腐、三層PE結構防腐、聚乙烯膠黏帶防腐等。(1)三層PE由環(huán)氧樹脂和擠壓聚乙烯涂層相結合而形成，綜合了兩層PE和熔結環(huán)氧的優(yōu)點，克服了各自的缺點，使三層PE具備各種優(yōu)異的性能，適應范圍更廣，使管道的防腐能力得到進一步提高，提高了管道的使用壽命，但成本高。12第3章輸油管道工藝設計(2)

43、石油瀝青防腐，主要優(yōu)點是預制技術較為簡單，施工技術成熟、經(jīng)驗豐富、造價低、施工適應性強，但吸水率大，耐老化性能差，不耐細菌，屬比較落后的防腐工藝。(3)聚乙烯膠粘帶防腐層為不需加熱施工的防腐層，具有施工方便靈活、防腐層致密、吸水率小、耐化學侵蝕等特點，但存在耐土壤應力差的特點。剝離強度是膠粘帶性能指標中應該重點關注的，通常應采用有隔離紙的膠粘帶，且對底漆鋼的剝離強度應達至I40N/cm。根據(jù)以上分析，推薦綜合性能最好的普通級PE作為輸油管道的防腐層，其中熔結環(huán)氧層：50pm,膠黏層：50pm,聚乙烯層：2.7小解3.2.2原油物性3.2.2.1 油品密度原油相對密度與溫度近似為線性關系，其溫度

44、系數(shù)與密度有關。由式(3.2)、(3.3)可求得某溫度T時原油的相對密度，計算結果見表3.5:?=?/-?(?20)(3.2)白1.825X10-3-1.315X10-3?0(3.3)式中d4一原油相對密度；?0一原油在20c時的相對密度；己-溫度系數(shù)。表3.5不同溫度下的油品相對密度溫度(C)相對密度100.863063200.85607300.849077400.842085500.835092600.828099700.8211073.2.2.2 油品粘度對于含蠟原油，當溫度降至析蠟點以后，隨著溫度進一步下降，原油析出的蠟品不斷增多，原油的流變特性也從牛頓流體轉變?yōu)榉桥ｎD流體，即原油在恒

45、定溫度下也不再具有唯一的粘度，而是與剪切率有關的表觀粘度。從牛頓流體到非牛頓流體轉變的溫度稱為反常點?？紤]到反常點前與反常點后，流體分別表現(xiàn)為牛頓流體與非牛頓流體，具有不同的粘溫特性，因此，在進行粘溫曲線擬合時分為兩個部分進行擬合。在牛頓流體溫度范圍內(nèi)，在初儲點以下、析蠟點溫度以上、以及析蠟點到反常點之13第3章輸油管道工藝設計問，一般可用式（3.3）進行粘溫曲線擬合。?（3.4）式中油品粘度，mPaT油品溫度，C。當含蠟原油隨溫度下降至反常點，轉變?yōu)榉桥ｎD流體后，含蠟原油一般是假塑性流體，剪應力與剪切率的關系可用幕律方程很好的描述。對于非牛頓流體，仿照牛頓流體動力粘度定義，其剪切應力可按式（

46、3.4）計算，計算結果見表3.6。?=?（3.5）式中？1剪切應力，mPa；?丁表觀粘度，mPa-H剪切速率，1/s。表3.6A聯(lián)合站原油剪切應力溫度（C）/、同男切速率卜的男切應力（mPa）81/s131/s251/s401/s801/s1001/s271206.5521447.0441968.242685.9924226.7444961.3330705.87849031.6271968.242204.7563357.5683877.6332419.624133.8411156.2781636.4082670.2563123.0334310.78721849.918820.4751617.0

47、642134.2642554.4436174.02786.2713524.775819.4241544.4641887.5138115.4136187.5471360.6675577.0681154.1361442.67假塑性流體一般是未形成整體為網(wǎng)絡結構的固一液及液一液分散體系、高分子溶液等。含蠟原油析蠟量增大到一定程度、變?yōu)榉桥ｎD牛頓流體后，即為假塑性流體。流體剪應力與剪切流變的關系稱流變方程，或稱流變模型。能夠描述假塑性的流變模型很多，其中最常用的是式（3.5）幕律模型。?=?（3.6）式中稠度系數(shù)，表示流體的粘稠程度，mPa?s?;n流動特性指數(shù)，表示流體的流動特性偏離牛頓流體的程度，

48、無因次。由表3.4中提供的原油剪應力及式（3.5）幕律模型公式，對原油表現(xiàn)為非牛頓流體時的流變曲線進行擬合，擬合結果見圖3.5。14第3章輸油管道工藝設計流變曲線（嘉律）T-3OTC6000100口”0T:向.他，承二O99EFP=。融的V-*42上玄0u；ami*甑際嚴小二口67朝切康力乖累都0乘年00七）渠辜口40書星【36七圖3.5流變曲線擬合由圖3.5可知，按幕律流體模型對該含蠟原油進行流變曲線擬合的結果與實際情況基本符合，當流體轉變?yōu)榉桥ｎD流體后可按幕律流體進行有關計算。3.2.2.3原油乳化A-B段為油水兩相混輸段，在考慮油和水的相態(tài)時，考慮為原油乳化，并且參考大慶原油（因本文油品

49、性質與大慶原油相近），轉相點為含水率65%。即在進行A-B段水力計算時，含水率65%以前為W/O型乳狀液；含水率65%以后為O/W型乳狀液。圖3.6不同含水率下的乳化原油粘度BdEr二主三里15乳化原油的混合粘度用OLGA軟件的WOELFLIN混合粘度計算公式，不同含水率下的原油粘度見圖3.6。第3章輸油管道工藝設計3.2.1熱力設計參數(shù)3.3.1.1 加熱站出站油溫由于含蠟原油往往在凝點附近粘溫曲線很陡，而當溫度高于凝點30-40C以上時，粘度隨溫度的變化較小。更由于熱含蠟原油管道通常在紊流光滑區(qū)，摩阻與粘度的0.25次方成正比，提高油溫對摩阻的影響較小，而熱損失卻顯著增大，故加熱溫度不宜過

50、高，且考慮到加熱溫度不宜超過管道的熱應力，最高出站溫度取為65Co3.3.1.2 加熱站進站油溫加熱站進站油溫主要取決于經(jīng)濟比較與運行安全的需要，對凝點較高的含蠟原油，由于在凝點附近時粘溫曲線很陡，故其經(jīng)濟進站溫度略高于凝點，可高于凝點3-5Co正常工況下，下一站進站油溫宜為35C,最低進站油溫宜為33Co3.3.1.3 管道周圍介質溫度To對于埋地管道，To則取管道埋深處的土壤自然溫度。根據(jù)GB50253-2014輸油管道工程設計規(guī)范設計熱油管道時，應按最冷月平均溫度計算溫降及熱負荷。并制定出最高月平均溫度下的運行方案，進行不同季節(jié)的方案設計。根據(jù)大賽基礎資料，本文以土壤的最低及最高月平均溫度作為管道周圍介質溫度T。（見表3.7）表3.7管道周圍介質溫度T0最低月平均溫度（C）最高月平均溫度（C）-4203.3.1.4 管道保溫層設計由于原油凝點為30C,析蠟點為42.7C,如果管道不設保溫層，經(jīng)OLGA軟件模擬，在起點溫度為65c條件下，管內(nèi)流體溫度將迅速降低，當流動長度達到350米時,溫度降低至30C,意味著管內(nèi)流體溫度在凝點溫度以下，此時將析出大量的蠟晶形成網(wǎng)絡結構，使原油具有強觸變性和高屈服應力，使原油失去流動性，最終導致凝管”事故。因此本方案采用加熱輸送與保溫輸送兩種方式保障原油流動性。鋼管的導熱能力很強，其導熱系數(shù)約為45-50W/（m-C）,常用的