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1、■科研■石油规划设计1997年第5期17km,直径为529mm的输油管线运行13年后。首次通#球清蜡,发现1输油线41km处结蜡厚度达52mm。通过对结蜡现状进行分析,蜡结分为两层:表层为7～12mm的软蜡,基层为41～47mm的硬蜡。硬蜡样品化验分析表明:含蜡31%;含胶质11%;含沥清质原机15.3%。管道结蜡导致沿程摩阻增加0.39MPa,输油量减少102.68万t/a,年耗电量增加284.71万kW·油械h,合计年经济损失达236.58万元。因此,清除运行管道内壁上的结蜡,对保证原油输输清送管
2、道的正常运行,降低能耗,提高管道输送能力和系送管统运行效率具有重要的现实意义。工艺设计管技为达到清除管线内壁上结蜡的目的和要求,对机道术械清管的输油线首末端要设计安装发、收球装置,其工艺流程既要满足正常输油工艺,又要满足清管技术要求,保证油流畅通,局部阻力小,排污线、回油线及扫风线齐全,设施完备,管、阀件灵活好用,不渗不漏,满足安全生产需要。1发球系统工艺设计董宝山柳春祥发球系统主要由发球筒、发球动力线、扫风线及排大庆石油管理局输油管理处污线等组成,发球动力线及发球筒发球线与原油外输线当量直径要相同
3、,动力线管口要置于快开盲板与机摘要原油输送管道经过一定时间的使用,械球尾部中间位置,排污线管口要置于发球筒底部,由于原油中粘性分子在管壁的沉积,造成实际输油扫风线管口要置于发球筒中上部,见图1。管径减少,压降增大,大大增强了系统能耗。通过分析原油输送管道结蜡情况得出结论:采用机械清管方法可以清除管内结蜡,保证管路正常输送。在阐述机械清管的工艺设计、器具选择和操作规程的基础上,进一步对器具的维护和清管中的注意事项进行简要说明。主题词输油管道清管皮碗式清管器操作规程经济效益阀1—出站阀;阀2—动力阀;阀3
4、—排气阀;原油在管内长距离和长时间输送中,附着力很强阀4—扫线阀;阀5—截止阀;阀6—发送阀;污1—排污阀的分子会随着输送压力、温度、流速的降低使油流与管图1发球系统工艺流程图壁间摩阻、油流间摩阻增大,在输油管道的内壁上,逐2收球系统工艺设计渐形成蜡结。这种蜡结不仅使管径缩小、输油阻力增收球系统主要由收球筒、收球动力线、扫风线、排加,而且使原油输送能力下降,系统能耗增加。严重时,污线及回油线等组成。收球动力线管口置于收球筒接可使原油丧失流动,导致凝管事故。收部位中心处,排污线及回油线置于收球筒底部,扫
5、风大庆油田北油库至总外输计量站两条长43.34董宝山,男,39岁,高级工程师。1986年毕业于大庆石油学院计控系自动化专业。1993年考入大庆石油学院机械系硕士研究生。现任大庆输油管理处工艺研究所所长,有多项成果获局级奖和部级奖。通信地址:黑龙江大庆,16345318石油规划设计1997年第5期■科研■线置于收球筒中上部。见图2。在通入机械清管器时,要装配通球跟踪仪,以便查找球运行情况及位置,有问题及时处理。2机械清管操作(1)清管前准备。清管前必须根据一段时期的运行参数进行详细的水力、热力分析计算
6、,包括对当量管径、输量及摩阻变化的计算,确定管壁结蜡厚度。了解和掌握首、末站油量,库存情况及温度等,根据管道实际情况,选择合适清管器。另外还要确认发、收球筒本身及快开盲板是否良好。发、收球动力阀、出站阀、排气阀及排污阀等所有阀门是否灵活好用。压力表和通球指示器准确;输油泵、阀1—进站阀;阀2—动力阀;阀3—排气阀;污油泵及排污管道畅通。清管器本身各部件确认完好阀4—扫线阀;阀5—截止阀;阀6、7—回油阀;污1—排污阀后方可能通球。图2收球系统工艺流程图(2)发球操作。首先打开发球盲板,清扫杂物,将检查
7、无误的清管器放入发球筒内,使清管器的尾部超过动力线管口,擦净快开盲板胶圈封面,涂上黄油关好并选型及操作锁紧。再缓慢开启清管器动力阀及发球筒排气阀,发球筒充油后,控制排气速度,防止产生气锤,待气体排净1选型后,关好排气阀。当接到下站已倒好接收流程的生产调机械清管球的选择至关重要(常用球:机械球、机度令后,全开出站阀,关好动力阀及清管器发送阀,恢械皮碗球),尤其是首次通球,还要根据油质、油温、结复正常输油流程。蜡厚度等条件选择不同性质的球(包括泡沫球)。(3)收球操作。收球端接到生产调度令后,应缓慢机械清
8、管器选择时,应注意到本体部件的设置允开启清管动力阀及收球筒排气阀,待筒内气体排净后,许通过25%的管道变形,在小于等于Dg300的管道中关好排气阀,全开清管器动力阀及回油阀。予计清管器应能通过1.5D和弯头。到达前2小时,关死进站阀,待当清管器通过指示器动图3为常用的一种清管器,机械清管器应在本体作后,确定球已进入收球筒,全开进站阀,关好动力阀(或皮碗)上设置泄流孔,使其让5%的流体流过。机械及回油阀,恢复正常输油。清管器设计两个皮碗时,两皮碗间距宜为管
