原油管线通球清管及问题分析
油品管道通球清管分析
油品管道通球清管分析摘要：在石化仓储行业中，越来越多企业选用通球清管的方式进行管道处理。
然而，在通球过程中清管器（也称为清管球）卡在管线（常称为卡球）的事故常有发生。
我们结合自身的经验和前人的理论、流体力学方法等，探讨阻碍清管器正常运行的主要因素，找出导致卡球事故的主要原因，希望对通球清管操作及卡球处理起到一定的指导作用。
关键词：油品管道通球卡球一、前言纵观已有的油气储运行业相关文章，大量科技工作者已对清管作业的清管设备、清管球的选择、清管球的运行状态、通球速度、卡球、如何解卡等进行了报道，这些报道与研究对清管的生产作业提出了大量的理论模型，对油气储运的安全生产有很重要的参考和借鉴意义；但这些报道与研究内容多集中在天然气管道的清管作业方面[1]，并且是以实验为主，构建清管模型，通过理论结算，计算清管作业的压力降[2]等，缺少与实际生产相结合，因此与实际生产也存在着较大的差距[3]。
我司属于第三方石化仓储企业，管道长约3km，投产至今已完成通球清管操作4500多次，卡球事故也常有发生，因此管线通球操作、卡球处理的经验都较为丰富。
根据已有的清管通球知识，我们对已有的通球操作进行建模、总结，结合流体力学的基本定律，计算正常作业情况下管道压降、推算出通球清管气体需求量等，研究实际通球操作中影响通球顺利进行的因素，以求对以后的操作和事故处理起到一定的理论指导作用。
二、通球原理通球的基本机构包括管道两端安装的清管器发送器（也称为发球筒）、清管器接收器（收球筒）、压力管道、清管器（也叫清管球）。
清管器外径比管道内径稍大约3%～5%。
把清管器放入发球筒后，在清管器后端注入压缩气体顶入管线内并继续注入压缩气体。
当清管器后端气体压力超多前端物料压力、前后产生压差时，清管球在压力作用下沿着管道运动并把物料清扫入罐。
三、卡球原因分析实际通球操作过程中，影响通球能否顺利进行有多种的因素，结合已有的操作经验，我们发现，导致卡球发生主要有两大方面：清管器前后压差不足，或清管器变形导致1.清管器前后压差不足清管器通过前后压差的作用力下沿着管道运动，当压差太小不足以驱动清管器运动时，清管器静止在管线内，导致卡球事故的发生。
保温原油管道清管风险分析与防控
保温原油管道清管风险分析与防控摘要：输油管道内壁结蜡会导致原油通过能力下降，降低管道的运行效率，结蜡严重时将影响管道内检测的正常进行。
合理的确定管道清管周期是保障管道安全、经济、优化运行的重要手段，本篇依据某保温原油管道运行数据，对某管道结蜡情况分析为管道清管作业风险防控提供理论指导1管道内壁结蜡厚度的确定1.1管道概况某原油管道于2012年10月投产，全长561.23km，管径为Φ457mm，设计压力8Mpa/ 6.3Mpa，设计输量为500×104t/a，管道最小启输量230万吨/年。
全线共设置6座站场、18座阀室。
该原油管道为三层PE外加聚氨酯泡沫保温管加热输送的工艺运行方式。
1.2管道结蜡计算和过程分析1.2.1当量直径相关计算公式1.2.1.1管段间平均温度TR—上站出站日平均温度Tz —下站进站日平均温度Tpj —管段间平均地温温度1.2.1.2粘度温度为t、t0时的运动粘度u —粘度指数1.2.1.3当量直径HR—上站出站水头HZ—下一站进站水头Z△—上下站高程差βm-经计算雷诺数为21225，β、m取值0.0246、0.251.2.2计算过程2.2.1通过列宾综公式推导出管道当量直径计算公式2.2.2运动粘度确定根据某管道各站间进出站平均温度计算出站间管道内原油的平均温度；通过油田原油动力粘度测试数据查表，用内插法计算出与各管段内原油平均温度相对应动力粘度，利用粘度计算公式计算出对应的运动粘度。
2.2.3流态判别依据实际的管道内径、运动粘度计算出雷诺数Re=21225，属于水力光滑区确定β、m取值分别为0.0246、0.25。
2.2.4确定管道各站间的水头根据各站进出站压力计算沿线各点的水头2.2.5统一单位将流量、高程、管道实长等基础数据带入当量直径计算公式，计算结蜡厚度。
1.2.3计算结果1.2.3.1以2013年3月22日运行数据为例，由于当日前后10天内运行工况平稳，1号站、3号站、5号站加热炉运行，因此选取了1号站至3号站；3号站至5号站；5号站至6号站三段作为站间距进行了计算。
文昌油田长输变径海底管线通球清管实例
文昌油田长输变径海底管线通球清管实例
近日，文昌油田长输变径海底管线进行了一次通球清管作业，成
功地解决了管道内的积水和沉淀物问题，保证了管道的安全高效运行。
据了解，该管线是文昌油田海底输油管道的一部分，长达10公里，直径为10英寸，承载着油田的原油运输任务。
由于管道内的沉积物过多，不仅会影响油田的产出效率，还可能引起管道阻塞和安全事故。
因此，清理管道内的沉淀物是十分必要的。
为了达到清理管道的目的，专业的清管人员在海底将球阀打开，
通过高压液体将球从管道的一端送入到另一端，从而将管道内的积水
和沉积物冲刷干净。
通过不断循环操作，清管人员将球往返送入管道
多次，直到清理干净为止。
此次通球清管作业在经过专业人员的认真操作后顺利完成，取得
了圆满成功。
该管线的通畅程度得到极大的提高，保证了油田的正常
运行，同时也为其他海底管道的清理提供了宝贵的参考。
通过这次通球清管作业，我们不仅看到了管道清理工作的必要性，也体现了科学、严谨的作业态度。
未来，我们将进一步加强管道清理
的管理工作，确保海底管道的安全、可靠地运行，为我国能源产业的
可持续发展做出更大的贡献。
油田管长输管线通球清管技术要求
油田管长输管线通球清管技术要求下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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含蜡原油原油管道清管器卡阻原因分析
摘要：管清管器在运行过程不可见，只能通过发射机和接收机的相互配合使用来跟踪清管器的位置，清管过程中清管器会因诸多不可预见的因素卡阻在输油管线内，因此清管作业是一项非常重要且风险较高的工作。本文介绍了清管器运行规律，综合分析了清管作业中清管器卡阻的可能原因总结了相应的解卡办法。
3.1通过接收器判断清管器位置
目前在清管作业过程中，大多数的清管器都带有发讯器和接收器，当清管器卡阻时，可以通过接收器来判断清管器位置，但是，由于目前所用信号接收器抗干扰能力较差，而且当管线埋深超过3米就无法准确接收到信号，加之清管器上安装的信号发射器的电池电量有限，随着时间的推移，导致无法确定清管器的位置，因此需要用多种方法来综合判断清管器位置。
定期向含蜡原油管道发送清管器，是缓解和消除管壁结蜡，提高管输能力的有效方法，但是清管过程会对管道系统的运行产生影响，而且清管器在管内的运行情况又不能被直接观察到，一旦发生清管器卡阻，将直接影响到管道的正常运行。因此分析清管器的运行规律及受力分析，对清管器在运行过程中出现的卡阻原因分析讨论，具有很重要的现实意义。
关键词：清管；压力；卡阻
前言
原油管道内壁结蜡是输送含蜡原油管道普遍存在的问题，结蜡会使输油管道内径减小，磨阻增加，不仅降低了管道输油能力，而且严重影响着输油安全。提高管输温度，使油品温度高于析蜡点温度是减少析蜡的方法，但会增加耗油，提高运行成本，输油运行不经济，定期开展清管作业是提高管道的输送率最直接有效的解决办法，而且可以降低管道腐蚀程度。
3.2通过排量和时间计算清管器位置
清管器在发生卡阻时，压力、流量会急剧变化发生变化，记录参数变化时间。
根据Q=VπD2/4得，V=4Q/（πD 2），又S=VT，得：S=4QT/（πD 2），通过计算可以判断清管器的大体位置，但是由于清管器在上坡，下坡过程中不会是匀速运行，因此该公式只能辅助判断清管器位置。
原油管道疏通措施 -回复
原油管道疏通措施-回复原油管道的疏通是保持管道畅通运行的关键步骤之一，同时也是确保原油能够稳定流动、保持供应的重要环节。
而在管道使用过程中，一些常见问题，如沉积物、结晶、堵塞等都有可能导致管道堵塞，影响运输效率和安全。
为了解决这些问题，各种疏通措施应运而生。
本文将详细讨论原油管道疏通的常用措施，并一步一步回答。
第一步：清理管道表面疏通管道的第一步是清理管道表面，以去除附着在管壁上的异物或杂质，从而为后续操作创造一个清洁的工作环境。
这可以通过使用专业的清洗工具，如管道清洗刷、高压水枪等来完成。
该步骤是十分关键的，因为管道表面的杂质会对后续的疏通工作造成困难，甚至导致工具损坏。
第二步：选择疏通工具根据管道所遇到的具体问题，我们需要选择不同的疏通工具。
一些常见的疏通工具包括：1. 高压水射流：这是一种常见的疏通工具，可以通过高压水流将管道中的沉积物冲刷出来。
这种方法适用于轻度堵塞情况和沉积物比较软的管道。
2. 机械清洗器：这是一种适用于较为严重堵塞的管道疏通工具。
机械清洗器主要通过旋转刷头或刮刀等方式，将管道内的沉积物刮除或刷除。
3. 超声波清洗器：此类工具通过发送超声波震动，使沉积物从管道内表面分离，从而疏通管道。
超声波清洗器适用于处理比较顽固的堵塞物。
第三步：注入溶解剂或清洗剂对于一些难以清除的堵塞物，如结晶、固化的油脂等，我们可以通过注入溶解剂或清洗剂的方式进行疏通。
选择合适的溶解剂或清洗剂对于有效清除堵塞物至关重要。
一些常用的溶解剂或清洗剂包括有机酸、酶类、高温清洗剂等。
注入溶解剂或清洗剂后，需要经过一定时间的反应，使堵塞物被分解或软化，然后再进行冲洗。
第四步：冲洗管道在完成疏通工作后，需要对管道进行仔细的冲洗，以确保将杂质完全清除，并使管道得到充分的清洁。
一种常用的冲洗方法是使用高压清洗设备，通过注入高压水流，将管道内的残留物冲刷出来。
此外，还可以使用一些化学清洗剂来进行冲洗，以增强清洗效果。
原油管道输送常见问题分析及对策
原油管道输送常见问题分析及对策摘要：原油管道运输是指通过原油管道运输原油。
从井底提取的原油经油气分离、脱水等工艺后，通过管道直接输送至炼油厂或转运站。
各油田生产的原油黏度和凝固点差异很大，对运输的要求也不同。
轻质原油可以在室温下加压运输；易凝固的高黏度原油需要加热运输。
也可以用轻油稀释，加入降凝剂，甚至在运输前用水稀释以降低冰点。
管道是石油生产过程中的重要环节，是石油工业的动脉。
在生产石油的过程中，管道自始至终都离不开。
输送管道是输送石油管道的缩写，指流量大、管径大、输送距离长的独立管道系统。
关键词：原油管道输送；常见问题；对策由于全球经济的快速发展和对资源需求的快速增加，原油管道输送原油具有输送量大、外部影响小、安全系数高等优点。
因此，它已成为世界各原油生产和制造国首选的原油运输方式。
据调查，世界上85%以上的原油是通过管道运输的。
1865年，外国人完成了世界上第一条石油管道。
输油管道的基本建设已经发展了150多年。
由于开发初期技术相对落后，开发速度相对较慢。
直到20世纪和60世纪，世界各地的原油管道都进入了快速发展阶段。
1原油管道运输常见问题1.1原油运输损失原油的损失一般发生在储运过程中，不同种类的原油不能一起运输。
由于原油化学成分的不同，有些油很容易附着在管道上，而有些油则很难附着在管道上。
在液体流动时，原油品种混合，导致原油纯度和质量下降，造成一定的原油损失。
当然，在许多地方都能看到原油的损失。
这些原油损失最为普遍，造成的损失最大。
彻底清算是不现实的。
因此应尽量减少原油损失。
1.2高含蜡原油沉积物对于管道输送过程中石蜡含量较高的原油，液体在差压下流动，沉积胶体、沥青、石蜡等物质。
随着原油的流动，它粘在管壁上，不仅降低了管道的输送面积，而且产生了输送阻力。
在输送过程中容易发生凝析油事故，使管道损坏严重，不利于原油输送。
1.3运输过程中原油黏度增加了摩擦阻力我国原油绝大多数是凝点高、黏度高、含蜡量高的原油。
原油管道清管作业风险识别及措施【论文】
原油管道清管作业风险识别及措施摘要：原油管道清管作业中存在多种风险，对可能出现的各类风险进行有效识别并预先制定应对措施是保证清管作业安全进行的有效手段。
根据相关研究及大量现场工作经验，分别从清管器运行、管道本体、站场操作等三个方面对清管作业中易出现的风险进行识别并提出有效的应对措施，旨在确保清管人员的人身安全并保证清管作业顺利进行。
关键词：原油管道；清管；风险；措施随着我国经济和工业的不断发展，对石油、天然气等能源的需求也日益提高。
管道运输作为原油输送最主要的方式，在国家能源运输中起着十分重要的作用。
我国大部分原油管道由于运行时间较长，管道内油泥、积蜡等杂质较多，严重威胁了管道的安全运行。
利用管输流体推动活塞状物体清洁管道内壁，称为“清管”[1]。
原油管道清管是保证管道安全运行、提高输送效率的有效手段。
此外，清管作业也是油气管道内检测前的重要环节，在对油气管道进行内检测前需要进行清管作业，以满足管道内检测条件的要求[2]。
然而，原油管道清管过程中存在各种各样的风险，对可能出现的风险进行有效识别并预先制定应对措施是保证清管作业安全进行的有效手段。
1清管器运行风险分析及应对措施1.1清管器卡堵。
清管器卡堵是清管过程中可能出现的一类严重问题，轻则会造成输油过程的中断，严重时可能造成管道压力异常升高，甚至会导致管道泄漏等严重问题[3,4]。
造成清管器卡堵的原因多种多样，总体来说主要集中在以下几个方面：管道三通处未设置档条，清管器通过三通时易产生倾斜，进而造成卡堵；管道变形严重，使清管器无法顺利通过而造成卡堵；通球期间管线干线上阀门开启不完全，容易造成清管器卡堵；管道内存在大块异物使清管器不能顺利通过而造成异物卡堵；管道内油泥、蜡块等杂质过多，清管过程中缓慢淤积造成清管器堵塞。
从管道压力变化情况来看，清管器卡堵有两种现象。
一种是管道压力明显变化，通球期间发球站压力持续升高，收球站压力明显下降或不变，最终发球站压力突然上升，则说明清管器卡堵在某一位置。
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一般通球时间长或者通球不成功主要由以下几方面原因：1) 清管器前后压差不足；2) 回收罐液位高、 静压大；3) 物料粘度大；4) 管线内部产生气阻；5) 清管球损坏串气不能形成有效推力[1]。
即 9.81 吨，也可以理解为压差为 0.5 MPa 时的推力。
3.2. 理想通球运行状况
Figure 2. Picture of motion state of cleaning balls 图 2. 通球状态示意图
理想通球时，因为管线顶水处理完，管线内全部充满液体，见图 2，所有阻力为：清管球与管线的 摩擦阻力、液体运行时的正常摩阻、清管球过弯头时的临时阻力、进罐所形成的液位差等等，所以正常 通球时清管球运行较为流畅，假如所有上述阻力不变，发球室 P1 应逐渐减小，清管球在管线中运行的速 度越来越快，收球室 P2 变化不大。
Open Access
1. 前言
在石油化工企业，对于大口径长距离输油管线，因为蒸汽或其它气体吹扫动力不足，很难将管内壁 残存的油品处理干净，处理后管线内部不确定因素较多，爆炸气的残留不可避免，不能达到现场动火的 安全要求。随着技术的进步，现场作业条件的允许，目前相当多的大口径长距离管线采用通球方案，既 不伤害管线，又使得管线通过几次通球后将管线内壁油处理干净，达到动火作业条件，同时减少吹扫管 线带来的排放污染，方便快捷。
Received: Aug. 11th, 2020; accepted: Aug. 25th, 2020; published: Sep. 1st, 2020
Abstract
A cleaning operation of crude oil pipeline through balls is introduced. During the process, the cleaning ball was accidentally clogged. After analyzing this unexpected issue on site, a series of corresponding measures were taken. Finally, the pipeline was cleaned up, which met the basic working conditions of using fire.
DOI: 10.12677/hjcet.2020.105042
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化学工程与技术
同时到达。
皮立智
Figure 4. Liquid section formed by two balls inside the pipeline 图 4. 两只球在管线内部形成液体段
3.5. 管线断开方案
Figure 5. Picture for shortening pipeline length 图 5. 缩短管线长度方案图
即使按照上述的中间加一段水再次通球，当两只清管球同时顶推，因为后部气体隔断液体形成的在 龙门架液柱，产生的阻力接近或等于顶推气体压力时，清管球仍然不能运动或停止，所以减少阻力的方 法就是尽可能减少龙门架的数量，因此在约一半(2000 m)位置处断开做收球室(见图 5)，减少 25 付龙门架， 至少减少 1.0 MPa 的阻力。
关键词
原油管线，清管通球，问题处理，技术要求
Analysis of Cleaning Crude Oil Pipeline through Balls
Lizhi Pi
Oil Storage and Transportation Department of Jinling Branch of SINOPEC, Nanjing Jiangsu
P1 (0.5 −1.8) − P2 ×1 4 × 0.52 Ω ×106
DOI: 10.12677/hjcet.2020.105042
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化学工程与技术
皮立智
式中：P1 为清管球推力端气体压力；P2 为清管球的背面压力(各种阻力形成之和)。 假设发球室压力为 0.5 MPa，清管球背面压力为 0，则清管球的推力计算结果为： 0.5×1 4 × 0.52 Ω ×106 = 98125N
改造后 10:00 时开始在发球室给氮气，17:50 第一只球到达，随后第二只球到达，再次通球结束。收 球室压力变化见图 6。
注：发球室压力 1.7~1.8 MPa
Figure 6. Pressure curve in ball receiving chamber 图 6. 收球室压力变化状态
Hans Journal of Chemical Engineering and Technology 化学工程与技术, 2020, 10(5), 329-334 Published Online September 2020 in Hans. /journal/hjcet https:///10.12677/hjcet.2020.105042
2.2. 通球过程
通球初始发球室压力不断上升，通过观察回收罐液位，罐内收到油水混合物约 500 m3，但随着对发 球室进一步加压至 1.8 MPa，回收罐内开始带气。为防止意外，通过收球室不断排放气体，但气体排放量 不大，基本判断清管球推动速度很慢，随即停止发球室增压，待查明原因。
将收发球室两端压力撤除完毕，重新在发球室加压至 1.8 MPa，观察收球室压力保持在 0.2 MPa，此 现象说明：清管球密封较好未破损，不串气漏压；清管球推进速度很慢；系统再次撤压，在发球端注水 50 m3，再投放一只清管球，以期在两球之间形成约 200 m 水封，达到防止两球之间气体动力损失。再次 在发球室加压至 1.8 MPa，回收罐内液位变化不大，收球室压力上升较慢，管线内水封段已经起到作用， 清管球推动速度仍然很慢。
所用通球设备又称为清管器，见图 1。通球的基本机构包括管道两端安装的清管球发送器(也称为发 球筒)、清管球接收器(收球筒)、压力管道、清管球。清管球外径比管道内径稍大约 3%~5%。把清管球放 入发球筒后，在清管球后端注入压缩气体顶入管线内并继续注入压缩气体。当清管球后端气体压力超过 前端物料压力、前后产生压差时，清管球在压力作用下沿着管道运动并把物料清扫入回收罐。收发球室 结构基本无区别，只是在实际操作中发球室可以不安装排液管，而收球室必须安装排液管，球在顶推过 程中末端液体从排液管排出，也可以通过此点排出末端的气液混合物，减少末端压力，形成更高的压差， 从而使清管球在管线内推进更加顺畅。
根据上述情况，考虑两种方案，一是继续增加发球室压力，即增加清管球的推力可以使得清管球继 续顶推前进，但该管线属于早期设计，投用已经 30 多年，存在较多的螺旋管，设计压力为 1.6 MPa，增 加压力的可能性不大；二是全长 4000 m，在约 2000 m 位置断开，将收球室移至该处，降低清管球的背 压，形成有效压差，重新形成推力，此方案具有可行性。
Figure 1. Structure of receiving and launching chamber (cleaning equipment) 图 1. 收发球室(清管器)结构图
2. 管线通球过程 2.1. 通球基本方案
某企业因项目建设需要，需对一条原油输送线断开改造，经过前期顶水作业，管线内原油已大部分
皮立智
Copyright © 2020 by author(s) and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). /licenses/by/4.0/
Keywords
Crude Oil Pipeline, Cleaning Pipeline through Balls, Problem Solving, Technical Requirements
文章引用: 皮立智. 原油管线通球清管及问题分析[J]. 化学工程与技术, 2020, 10(5): 329-334. DOI: 10.12677/hjcet.2020.105042
方案被采用后，在发球室重新加压，收球室顺利取得上述 2 只清管球。随后继续放两只清管球对管 线进行清管，经打开检查，管壁内部干净，达到动火作业条件。至此，正常清管通球仅需要 2 天时间， 此次耗时 11 天通球得以结束。
3. 通球问题分析
该线投用于 1989 年，原设计为螺旋管，设计压力 1.6 MPa，公称直径为 DN500。2011 年对部分管线 进行改造，更换为无缝管。全线共有龙门架 61 付，90˚弯头共计 244 只，另有约十余只 45˚弯头。
3.1. 通球推力
清管球在管线内运行，是靠管线内气体的压力作用于球背面上产生的推力来实现的，推力的大小取 决于清管球前后端的压力差，只有当推力足以克服清管球所受的摩擦阻力、运行阻力、管道压力损失以 及清管球接收端回收罐液位静压之和，且清管球管线内达到一定的流速时，清管作业才能顺利进行。
发球室压力从 0.5~1.8 MPa，管线全线内径为 0.5 m，其形成的推力为(见图 2 模型)：
3.4. 充水通球的目的
在确定第一只清管球运行较慢或者无法运行时，决定在发球室注入 50 m3 水(在管道内形成 200 m 水 段)，再加入一只清管球。其目的为，假设第一只清管球(有串气现象)已经到达如图 4 中 P4 点，第二只清 管球可以推动液体段抵达 P4 点，根据液体压力传递原理，此时可以粗略理解为 P1 = P3 = P4，而第一只清 管球的原漏气问题基本解决(水比气串入的阻12677/hjcet.2020.105042
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化学工程与技术
皮立智
置换完，但在管线内壁及一些不易顶水冲洗的位置会残留部分原油，必须进行几次通球作业，清理完管 线内残油，消除油气存在的可能，达到动火条件。