中贵天然气管道工程中卫南部段投产技术 3页

万方数据2014正第2期管适技木PipelineTechnique5设各andEquipment2014No．2中贵天然气管道工程中卫一南部段投产技术温晓峰1，许琛琛1，安矗2，游泽彬1(1．中石油管道分公司，河北廊坊065000；2．中石油西南管道分公司，IⅡlJII成都610000)摘要：中责线途经地区地质条件复杂，加之管道输送要求多样，导致油气管道投产．y-艺制定难度较大。文中针对q-：z一南部段高落差(多处落差在500m以上)管道的高压降输送工艺要求，对该部分管道投产方案进行优化，最终制定出两级调压、多级注醇的投产方式，并在止L-y--艺条件下合理确定了注氮量和注醇量。此部分管道投产后，运行阶段的测试结果非常理想，实现了高落差管道在高压降输送要求下的稳定运行。关键词：天然气管道；投产；两级调压；注氮量；注醇量中图分类号：TE832文献标识码：B文章编号：1004—9614(2014)02—0014—02CommissioningTechnologyoftheZhongguiNaturalGasPipelineintheZhongwei·to-NanbuBranchWENXiao—fen91，XUChen．chenl，ANYa02，YOUZe—binl(1．PetroChinaPipelineCompany，Langfang065000，China；2．PetroChinaSouthwestPipelineCompany，Chengdu610000，China)Abstract：Thegeologicalconditioninmostarea．$whichneartheZhongguilinearecomplex．Coupledwiththediversityofde-mandsforpipelinetransportation，theoilgaspipelineproductionprocessisdifficult．Inthispaper，concerninghighpressurepipe’lineprocessingrequirementsintheZhongwei—to-Nanbubranch(fallofmorethan500minmanyparts)，thepipelineschemeisoptimized，ultimatelydevelopingamultistage，multiplealcoholinjectionandproductionmode，andinlightofthetechnologicalconditions，theinjectioncapacityofalcoholandtheinjectioncapacityofnitrogenarerationallydetermined．Theafterrunningtestresultsareveryideal，realizingthestableoperationatahighpipelinepressuredropunderthedemandofhighpressuretransporta—tion．Keywords：naturalgaspiping；puttingintoproduction；two—stagepressureadjustment；injectioncapacityofnitrogen；injectionea’pacityofalcohol1管道工程概况中贵联络线工程干线全长1613km，设有输气场站14座，阀室73座。其中，中卫一南部段管长约868km，设计压力10MPa，设有输气场站7座，阀室38座，该管段线路条件差，沿线地形错综复杂，并存在多处超过500m的大落差，给该段管道的投产运行带来诸多问题。2投产控制方式的确定中贵线中卫一南部段的投产难点主要来源于主干线气源的高压力，高压的存在使得注氮置换时极易造成管道内的高压差，从而产生冰堵，影响安全投产。目前在投产中控制冰堵的方法主要有：电伴热、蒸汽车加热、注醇、一级或两级调压法。为排除安全隐患，收稿日期：2013—07—19收修改稿日期：2013—10—12该段管道投产中最终采用调压和注醇的方式来控制冰堵。根据测试，中贵线来气的的压力约为9．3MPa、温度约为18℃、水露点一15℃．据以往设计经验，压降为1．0MPa时的温降约为5．5℃．所以根据来气温度以及水露点条件，其最大压降可满足6．0MPa而不产生冰堵。因此，针对中贵线一南部段输送要求，采用两级调压的方式即可满足要求。3调压工艺设定中贵线中卫一南部段投产主要采用两级调压和注醇的方式防止冰堵的产生。3．1调压点设定两级调压的控制方式可将压降台阶设为9．3～4．0MPa、4．0MPa一常压，最大压降为5．3MPa．由于中卫首站建有调压阀，且中卫首站之后的1#阀室的旁\n万方数据第2期温晓峰等：中贵天然气管道工程中卫一南部段投产技术15通旋塞阀具有投产调流能力，因此将中卫首站设为一级调压点，1撑阀室设为二级调压点。3．2调压工艺设定在采用两级调压的投产控制方式时，首先需用天然气置换中卫首站至1#阀室间管段，并将此管段升压至4．0MPa后，再通过1#阀室作为二级调压点，对1#阀室下游管段进行天然气置换。由于在天然气置换中卫首站至1#阀室间管段时，中卫首站调压阀前后压差约为9．3MPa，大于6MPa，极易出现水合物并形成冰堵。因此，在中卫首站至1#阀室升至4．0MPa前需注醇，以防止冰堵的产生。4注醇量确定4．1水溶液中最低甲醇的浓度水溶液中最低抑制剂的浓度c。可按Hammer—schmidt公式计算：Cm-鬻(1)At=tl—t2(2)式中：c。为达到给定的天然气水合物形成温度降，抑制剂在液相水溶液中必须达到的最低浓度(质量分数)，％；At为根据工艺要求而确定的天然气水合物现场温度降，℃；M为抑制剂相对分子质量，肘甲醇为32；K为常数，K甲醇为1297；￡，为未加抑制剂时，天然气在管道或设备中最高操作压力下形成水合物的温度，对于节流过程，则为节流阀后压力下天然气形成水合物的温度，oC；t：为天然气在管道或设备中的最低操作温度，即要求加入抑制剂后天然气不会形成水合物的最低温度，对于节流过程，则为天然气节流后的温度，℃．计算得c。为45．8％，天然气中液态水含量约为0．12g／m3．因此，天然气中液相中甲醇量约为0．055g／m3．4．2甲醇的气相蒸发量甲醇易于蒸发，故在气相中的损失量必须予以考虑。根据甲醇在使用条件下的压力和温度，按式(3)计算出甲醇的气相蒸发量q。为口，：坐罂×10—6(3)gE2——■了—一xLj，u1式中：g。为按向体系注入浓度为C。计的含水甲醇在气相的损失量，kg／d；or为甲醇在最低温度和相应压力下的天然气中的气相含量，kg／106m3；q。。为体系中的天然气流量，m3／d；C。为向体系注入含水甲醇的浓度，％。计算得甲醇气相蒸发量约为0．01g／in3．4．3甲醇的总用量所需注人甲醇量0．065g／m3，由于实际工程中尚存在一些未知因素，甲醇的实际用量取计算值的3倍，因此实际甲醇用量为0．195g／m3，即104n13天然气配3L甲醇即可满足要求。共需注醇量约为360L．5注氮量确定5．1置换方案优选由于管道投产选择两级调压的控制方式，首先需将中卫首站至1#阀室间管段进行天然气置换，该段置换完成后管道中的气体状态如图1所示。厂—]纯夭然气广]纯氧气广]纯氨气广]箧㈢釜㈢釜剧到图1管道中的气体状态考虑以下2个方案：(1)中卫首站注氮至3#阀室，在天然气置换中卫首站至1#阀室期间，在1#阀室将中卫首站至1#阀室管段的氮气放空。(2)中卫首站注氮至2#阀室，在天然气置换中卫首站至1#阀室期间，推动氮气置换2#阀室至3#阀室之间管段，当3#阀室检测到纯氮气头时，关闭1#阀室去下游阀门，剩余氮气在1#阀室放空。方案1操作简便，但在1#阀室将中卫首站至1#阀室管段的纯氮气放空，会造成很大的浪费。方案2的经济性明显优于方案1，但采用方案2的难点在于中卫首站至1#阀室的间距为32．6km，2#阀室至3#阀室的间距为31．0km．在天然气、氮气置换过程中，当l#阀室检测到纯天然气头时，3#阀室并未检测到纯氮气头，会导致投产失败。为了保证投产安全且经济可行，投产采用方案2。一般管道的注氮压力为0．02—0．05MPa，在中卫首站注氮至2#阀室时，将氮气封存压力定为0．05MPa．5．2注氮量确定在中卫首站注氮至2#阀室，注氮量为管容的7％。由于管道的放空量较大，选择在38#阀室放空部分氮气，因此以置换至38#阀室的时间为准，表l为置换时气头到达部分场站阀室的时间，根据表1可计算出置换至38#阀室所剩余纯氮气段为25．8km，即氮气混气量约为管容的4．5％。考虑在天然气氮气混气段和氮气空气混气段问应留有部分纯氮气段，则长输管道投产中注氮量为管容的6％一7％即可满足要求。(下转第18页)\n万方数据18PipelineTechniqueandEquipmentMat．2014图5是安装工况下管线上所有节点所占许用应力的应力比率变化趋势图。图5安装工况应力比率分布图从图5可以看出，安装工况下，最高应力发生在弯管4附近，说明弯管是应力分析的关键点。同时，此工况下最高应力所占应力比率为28．3％。根据《输油管道工程设计规范》GB50253—2003规定，钢管的许用剪应力不应超过其最低屈服强度的45％，支承外载荷作用下的许用应力(端面承压)不应超过其最低屈服强度的90％，可见此管道设计满足强度和柔性要求。同理，将试压工况下管线上所有节点一次应力、二次应力、综合应力所占许用应力的应力比率绘制应力比率变化趋势图，可以得出：试压工况下综合应力和一次应力最高应力产生点相同，都产生在弯管1附近，说明压力载荷是试压工况下的主要影响因素。此工况下最高应力所占应力比率为43％，满足规范要求，满足管道设计的强度和柔性要求。将运行工况下管线上所有节点一次应力、二次应力、综合应力所占许用应力的应力比率绘制应力比率变化趋势图，可以得出：综合应力和二次应力最高应力产生点相同，都产生在弯管2附近，说明温度是运行工况下的主要影响因素。同时也再次证明了弯管是应力分析的关键点。此工况下最高应力所占应力比率为72．6％，满足规范要求，满足管道设计的强度和柔性要求。3结束语从应力分析数据可以得出：(1)无论何种工况下，弯管是应力危险的关键点。虽然安装、试压、运行工况的最高应力点产生在不同的节点，但都集中在弯管处。(2)不同工况的应力影响因素不同。分析数据表明，温度是安装和运行工况的主要应力影响因素，压力是试压工况的主要应力影响因素。(3)运行工况的应力比率远大于安装和试压工况的应力比率，可采取以下措施来降低应力比率：在弯头附近设置锚固点，阻挡直段位移；加厚弯头壁厚或增大弯曲半径；在横向变形段弯头附近设置软回填，加大弹性臂长等。参考文献：[1]唐永进．压力管道应力分析．北京：中国石化出版社，2010：11—24．[2]王明春．油气输送管道应力分析及应变设计研究：[学位论文]．成都：西南石油大学，2006．[3]邓道明．管道轴向应力校核浅析．石油规划设计，1995(4)：29—30．[4]黄坤，吴世娟，卢泓方，等．沿坡敷设输气管道应力分析．天然气与石油，2012，30(4)：1—4．[5]杨立雷，王荣敏，张振宇，等．埋地输油管道应力分析及锚固墩设计．石油和化工设备，2011，14(12)：23—25．作者简介：吴新果(1984一)，助理工程师，主要从事油气储运方面的研究工作。E．mail：anyway4125@163．tom(上接第15页)表1管道部分场站、阀室的气头到达时间6结束语综上可见，中贵天然气管道工程的中卫一南部段高落差管道投产所面临的来气的高压差，以及因此而需要确定的注氮量、注醇量等，给管道的投产设计带来了困难。中卫一南部段的投产实践成功克服了以上不利因素，可为其他天然气管道投产提供参考。参考文献：[1]GB50251--2003输气管道工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