KFT超滑涂层管线在油田的试验结果
海底管线内涂层材料研究
海底管线内涂层材料研究许敬;韩文礼;李长青【摘要】采用附着力、耐磨损、耐盐雾、耐H2S渗透等测试方法,对不同类型的7种涂层材料进行测试分析,确定了整体防腐性能较好的2种防腐涂层材料,这2种涂料有较好的耐H2S和CO2腐蚀性能,可以用作海底管线内涂层材料.确定了海底管线内涂层材料的性能控制指标.【期刊名称】《全面腐蚀控制》【年(卷),期】2011(025)009【总页数】5页(P40-44)【关键词】海底管道;内涂层;防腐蚀【作者】许敬;韩文礼;李长青【作者单位】中油辽河工程有限公司,辽宁盘锦124010;中国石油集团工程技术研究院,天津300451;中油辽河工程有限公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE9880 引言含有H2S和CO2的海底管线一旦穿孔泄露，进行修复很不容易，及时发现泄露部位十分困难，并且泄露的原油会大面积污染海洋，这是海洋环境法规所不允许的，因此保证海底管道运行的安全至关重要。
鉴于此，针对含有H2S和CO2的腐蚀环境，进行了海底管线内涂层材料研究。
试验中选取溶剂型环氧涂料、无溶剂环氧涂料、环氧玻璃鳞片涂料、环氧柔性陶瓷4类防腐涂料，在这4类防腐涂料中选择7种适合于海底管道的防腐涂料，对每种涂料的物理性能、抵抗化学介质的侵蚀性能、耐温性能、耐盐雾性能等进行测试筛选，通过涂料性能综合评价研究，选出海底管线适宜的内防腐涂料。
提出了海底管线内涂层应满足的技术指标。
1 研究内容1.1 涂层试件制备1.1.1 涂料收集本项目选用7种涂料，分别是溶剂型环氧涂料（8701环氧涂料）、无溶剂环氧涂料（EP-502）、环氧玻璃鳞片涂料（EP-67）、环氧柔性陶瓷涂料（EP-05）、美国弗利康公司赛克-54涂料（CK-54）、陶瓷涂料（855EN）、酚醛环氧涂料（TS）。
1.1.2 涂层试件制备根据测试需要，每种涂料均制备了附着力试件、耐磨损试件、耐盐雾试件、耐化学介质腐蚀试件和电气强度试件，每种涂料按照涂料说明书规定的涂层厚度进行了涂敷。
胜利采油厂第一口φ76.2mm油管内分注工艺井试验成功
李 文印 ， 郝长 生， 曹兴 东， 等． 对注水井 油管防腐机 理的
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１
１
２
３
分析 与探讨 ［ Ｊ ］． 石 油钻 采工艺， １ ９ ９ ４ ， １ ６ （ ３ ） ：９ ３ ． ９ ７ ．
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６
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连接 接头
加 重 油 管 斜尖
孙 爱军 ， 徐英娜 ， 李洪洌 ， 等． 注水管柱的 受力分析及 理 论计算 ［ Ｊ ］． 钻采 工艺， ２ ０ ０ ３ ， ２ （３ ６ ） ：５ ５ ． ５ ７ ．
配式 Ｓ Ｃ ． ７ ３小直径配水器等一 系列分注工具。 预 计该 工艺推 广后 ， 年 可 实现 ２ ０口以上 套损水 井
全 井段 贴堵后 分 注 ， 相 当 于保 住 了 ２ ０个 注 水 井 点 ， 增 加 了４ ０个 注 水 层 段 ． 能充 分满足 油藏 注 水开发 需要 ，
随着胜 坨 油田 注水 开发 时 间的延 长 ， 注水 井套损 情 况 日益严 重 ， 平 均每 年新 增套 损 水井 ５ ０ 余 口， 这些
优化 ， 增强其抗外压能力 ， 使其适应分层注水管柱。
参考文献 ：
提 升 短接
连 接接头
柔 性 复 合 油 管
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王艳红 ， 付路 长 ， 王旱祥 ． 注水管柱 可靠性 分析与 寿命
评估 ［ Ｊ ］。 石 油矿 场机械 ， ２ ０ ０ ８ ， ３ ７ （ ６ ） ：７ ５ ． ７ ７ ．
（ 收 稿 日期 ２ ０ １ ３ － ０ ４ ０ ８ ）
［ 编辑
景
暖］
区域 ， 更换柔性复合注水管前 ， 下人的普通涂料油管
基于肯特评分法的某航煤管道风险评价
基于肯特评分法的某航煤管道风险评价朱伟林(中航油彭州管道运输有限公司,四川成都610200)摘要:为提高航煤管道的安全评价水平,以成都某航空煤油管道为例,针对航煤管道的安全隐患,利用肯特评分法对航煤管道进行风险评价,从第三方破坏指标㊁腐蚀指标㊁设计指标㊁误操作指标以及泄漏冲击指数方面开展风险评价,得到评分结果,并依据评分结果对航煤管道的风险进行等级评定,结果表明,航煤管道的相对风险评分为75.7分,处在较低风险区域㊂关键词:航煤管道;肯特法;风险评价;等级评定中图分类号:T E88:V31文献标识码:A 文章编号:1006-7981(2020)09-0039-03引言航空煤油管道的输送过程中存在着安全隐患,易受到违章挖掘㊁违章占压㊁偷盗油㊁管线腐蚀的威胁,可能造成航空煤油泄露,引起火灾㊁爆炸㊁污染环境㊁人员伤亡等严重事故[1]㊂某航煤管道起于中国石油四川石化基地航空煤油外输区,管线沿成都地区东侧途经彭州市㊁新都区㊁广汉市㊁青白江区㊁龙泉驿区㊁天府新区㊁新津区和双流区共8个区市,止于中国航油成都业务油库㊂管线全长196k m,管径D N250,设计压力10M P a,首站运行压力7.5~ 8.0M P a,输送能力240m3/h;采用一泵到底的输送工艺,设首站㊁末站各1座,沿线设12座阀室,其中6座为电动监控阀室㊁6座为手动止回阀室㊂1管道肯特法简介肯特法是以美国运输部的实际运行经验和其他部门的相关研究结果而提出的[2],作为一种半定量的风险评价模型,肯特法在管道的安全管理上发挥出重要作用㊂肯特法的基本判断思想是根据管道相对风险系数大小来确定管道的危险程度,如果相对风险系数值越大,则对应的管道风险就越小,也就越安全,反之,就越不安全[3]㊂评价内容包括第三方损坏㊁腐蚀指标㊁设计指标㊁误操作指标四个指标[4-6],各指标又包含多个指标项目,总分可达400分,理论模型图如下:在利用肯特法进行管道风险辨识前,首先对可能发生的安全事故的评分分数进行相加运算得到危险指数和S;其次由介质危险指数除以影响系数,图1肯特评分法理论分析图得到泄漏冲击指数L;最后根据危险指数和与泄漏冲击指数的比值得到相对风险数R e,可用下式表示[7-8]㊂R e=S/L2管道肯特法在某航煤管道上的应用第三方损坏㊁管道腐蚀㊁误操作等是造成管道失效的主要因素[9]㊂根据成都某航煤管线的实际情况,本次分析的第三方损坏指标包括管道最小埋深㊁人类活动情况㊁管道地上设备㊁公众教育㊁线路状况和巡线频率,因一次呼叫系统在国内还没有完全执行,所以不考虑本项指标分值;腐蚀指标包括环境腐蚀㊁内部腐蚀㊁埋地管道外腐蚀;设计指标包括管道安全因素㊁系统安全因素㊁疲劳潜在的水击危害㊁系统水压试验㊁土壤移动试验;误操作指标包括设计误操作㊁施工误操作㊁运行误操作㊁维护误操作㊂第三方损坏指标㊁腐蚀指标㊁设计指标㊁误操作指标的各因素得分情况见表1~4㊂932020年第9期内蒙古石油化工收稿日期:2020-06-08作者简介:朱伟林(1992-),2019年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业,硕士研究生,现主要从事航煤管道安全运行工作㊂表1第三方损坏指标指标项目指标范围评分依据分值管道最小埋深0-20分按管道不同埋深16人类活动情况0-20分按人口密度状况8管道地上设备0-10分按地上设备的防护㊁标识状况8一次呼叫系统0-15分一次呼叫系统的效率,可靠程度等/公众教育0-15分沿线居民安全教育㊁安全意识高低8线路状况0-5分沿线标志的清楚程度3巡线频率0-15分巡线频率及有效性10合计0-100分53表2腐蚀指标指标项目指标范围评分依据分值1.环境腐蚀管道设施0-5分套管㊁支架等的环境腐蚀5环境类型0-10分环境的化学成分㊁温度㊁湿度8防腐层/检测0-5分防腐层质量㊁应用㊁检测及维修的质量4管道设施0-5分套管㊁支架等的环境腐蚀5 2.内部腐蚀产品腐蚀性0-10分产品腐蚀性的强弱或无腐蚀性2内部防腐0-10分注入防腐剂㊁内防腐层㊁清管等5 3.埋地管道外腐蚀阴极保护0-8分阴极保护参数符合要求㊁运行及检测情况8防腐层情况0-10分涂层的种类㊁质量㊁施工㊁检验及修复情况8土壤腐蚀性0-4分按土壤电阻率大小分级3服役时间0-3分按管道使用年限3其他埋地金属0-4分管道周围152.4m(500f t)内埋地金属出现的次数3交流感应电流0-4分管道周围有无高压交流电源及保护措施4应力腐蚀0-5分根据存在的拉应力㊁腐蚀环境㊁钢材类型等3管-地电位测试0-6分管-地电位的监测密度及频度6闭区间勘察0-8分测值分析及计划维修情况7内检测设备0-8分内检测情况及检测间隔的年数5合计0-100分71表3设计指标项目指标范围评分依据分值管道安全因素0-20分钢管实际厚度与计算厚度的比值16系统安全因素0-20分管道设计的最大允许操作压力与运行中实际操作压力之比值14疲劳0-15分管道应力变化幅度和交变循环次数12潜在的水击危害0-10分水击产生超压的可能性及防护措施情况10系统水压试验0-25分按水压试验压力与最大允许操作压力的比值及试压的间隔时间评分25土壤移动试验0-10分因地震㊁滑坡㊁泥石流等引发土壤引动的可能性大小及监测情况8合计0-100分85表4误操作指标指标项目指标范围评分依据分值1.设计误操作危险标识0-4分4材料选择0-2分2可能的最大允许操作压力0-12分2检查0-2分1安全系统0-10分82.施工误操作检测0-10分8回填0-2分2材料0-2分2处置0-2分1连接0-2分2保护层0-2分23.运行误操作规章0-7分5检测与调查0-2分2 S C A D A/通讯0-5分4培训0-10分8毒品检查0-2分2防止误操作措施0-7分5安全规程0-2分24.维护误操作文档0-2分1维护规程0-10分7维护计划0-3分2合计0-100分72航煤管道输送的介质是航空煤油,根据介质危险性评分和介质泄漏影响系数,对管道泄漏进行评分,预测航煤管道泄漏产生的危害后果,计算结果见表5㊂表5泄漏冲击指数危害后果评分影响因素取值介质危险性评分13介质泄漏影响系数14人口状况评分4泄漏影响系数3.5泄漏后果指数3.71根据美国W.K e n t M u h l b a u e r所著的‘管道风险管理手册“(第二版)中的指数评分法对四川彭州炼厂至成都双流机场航煤输油管道(全长204.857 k m,管径D N250,设计压力10.0M P a)进行风险评价,利用表1~5的结果并结合公式进行计算得出航煤管道的相对风险评分是75.7分(见表7),对照表6风险等级判断标准,可判断现阶段航煤管道风险等级为 较低风险 ㊂04内蒙古石油化工2020年第9期表6 相对风险评分及风险等级标准风险指数相对风险评分低风险>82.5较低风险65-82.5中等风险47.5-65高风险<47.5表7 相对风险评分及风险等级标准风险指数取值第三方损坏指标53腐蚀指标71设计指标85误操作指标72指标和281泄漏后果指数3.71相对风险评分75.7风险等级较低风险3 结论航空煤油管道的安全运行存在着第三方施工㊁管道腐蚀㊁违章占压等带来的隐患,通过对航煤管道进行风险评价,并将评价结果作为制定相应策略的依据,有利于增强航煤管道的安全管理和科学管理㊂本文按照肯特法的基本原理,通过第三方施工㊁设计㊁管道腐蚀㊁误操作4个指标因素对成都某航煤管道进行风险评价,并根据风险等级标准判断出该航煤管道风险等级为 低风险 ,风险程度在可接受范围内㊂[参考文献][1] 于晓英,李晶.航空煤油输送管道泄漏的环境风险及控制分析研究[J ].环境科学与管理,2014,39(06):86-90.[2] 国家安全生产监督管理局(国家煤矿安全监察局).安全评价[M ].北京:煤炭工业出版社,2004.[3] 秦海丰,李宇龙.基于肯特评分法的某输油管道风险评价[J ].石化技术,2016,23(02):109-111.[4] 张哲,吕明晏,汪是洋.肯特评分法在输油管道风险评价中的应用及改进[J ].化工生产与技术,2011,18(01):59-61.[5] 范县位,张勇,田宏.输油管道的风险识别及其评价方法的研究[J ].工业安全与环保,2010,36(03):54-55.[6] 赵俊茹,戴光,张颖,等.管道风险评分法及在输油管道中的应用[J ].压力容器,2007,(09):35-38.[7] 沈松泉,黄振仁,顾竟成.压力管道技术[M ].南京:东南大学出版社,2000.[8] 郑津洋,马夏康,尹谢平.长输管道安全 风险辨识评价控制[M ].北京:化学工业出版社,2004.[9] 王立涛,武权,张建昌,等.定量风险评价中管道失效可能性的计算方法[J ].油气田地面工程,2019,38(S 1):116-118.R i s k a s s e s s m e n t o f A v i a t i o n K e r o s e n e O i l P i p e l i n e b a s e d o n K e n t s c o r i n g me t h o d Z HU W e i -l i n(C A N F P e n g z h o u P i p e l i n e T r a n s p o r t a t i o n C o .L t d .S i n c h u a n C h e n gd u 610200,C h i n a )A b s t r a c t :I n o r de r t o i m p r o v e t h e s af e t y e v a l u a t i o n l e v e l o f a v i a t i o n k e r o s e n e o i l p i pe l i n e ,t h i s a r t i c l e t a k e s a n a v i a t i o n k e r o s e n e o i l p i p e l i n e i n C h e n g d u a s a n e x a m p l e .A i m i n g a t t h e h i d d e n d a n ge r s of a v i a t i o n k e r o s e n e o i l p i p e l i n e ,t h e r i s k a s s e s s m e n t o f a v i a t i o n k e r o s e n e o i l p i p e l i n e i s c a r r i e d o u t u s i n gt h e K e n t s c o -r i n g m e t h o d ,a n d t h e t h i r d -p a r t y d a m a ge i n d i c a t o r s ,c o r r o s i o n i n d i c a t o r s ,T h e r i s k e v a l u a t i o n w a s c a r -r i e d o u t i n t e r m s of d e s ig n i n d i c a t o r s ,m i s o p e r a t i o n i n d i c a t o r s a n d l e a k a g e i m pa c t i n d e x ,a n d t h e s c o r e r e -s u l t s w e r e ob t a i n e d .T h e r i s k l e v e l o f a v i a t i o n k e r o s e n e o i l p i pe l i n e w a s e v a l u a t e d b a s e d o n t h e s c o r e r e -s u l t s .T h e r e s u l t s s h o w e d t h a t t h e r e l a t i v e r i s k s c o r e of a v i a t i o n k e r o s e n e o i l p i p e l i n e w a s 75.7p o i n t s ,w h i c h i s r e l a t i v e l y h i gh .L o w r i s k a r e a .K e y wo r d s :a v i a t i o n k e r o s e n e o i l p i p e l i n e ;K e n t m e t h o d ;r i s k a s s e s s m e n t ;r a t i n g 14 2020年第9期朱伟林 基于肯特评分法的某航煤管道风险评价。
无溶剂环氧涂料在油气管道内涂层中的应用
０ 引 言
油气管道 内涂层始 于 ２ Ｏ 世纪 ５ ０ 年代的美 国 ， 起 初仅用 于防腐 ， 后来 发现 内涂管道 有减阻增输 的作
用 。１ ９ ５ ８ 年， 美 国 田纳 西 天 然 气 管 线 公 司 首 次 进 行 了典 型 的 Ｒ ｅ ｆ ｕ ｇ ｉ ｏ 天 然 气 管 道 内涂 层试 验 ， 试 验 结 果 证 明 ：管 道 内涂 层 输 送 效 率 提 高 ６ ％。 此后 ， 欧 美 国 家 逐 渐 认 识 到 管 道 内涂 层 减 阻 的 优 越 性 ， 新 管 线 大
第５ １ 卷第 ５ 期 ２ ０ １ ３ 年 ５月
上海涂料
ＳＨＡＮＧＨ ＡＩ Ｃ０ＡＴＩ ＮＧＳ
Ｖ０ １ ． ５１ Ｎｏ ． ５ Ｍａ ｖ． ２ ０１ ３
无涪音 『 Ｊ 环 氧 涂 料 在油气管道哟涂屋巾的 应闭
沈 远， 刘京雷， 侯 峰
（ 化学工程联合 国家重点实验室， 华东理工大学机械与动力工程学院， 上海 ２ ０ ０ ２ ３ ７ ）
【 收稿 日期 ］ ２ ０ １ ３ — ０ ３ — ２ ０
多采 用 内涂层 技 术 ， 也 制定 了一 系列 的标 准 。如美 国
石油协会制定 的Ａ Ｐ Ｉ Ｒ Ｐ ５ Ｌ ２ （ 输气管道内涂层的推荐
准则 》 ；英 国 Ｃ Ｍ１ ， Ｃ Ｍ２ 等。 我 国对 管 道 内涂 层 的研 究 已有 ３ ０ 多年 ， 在２ ０ ０ ２ 年“ 西 气 东 输 ”工 程 中… 开 始 工 业 化 应 用 。“ 西 气 东 输” 工 程 所 采 用 的 内涂 涂 料 Ａ Ｗ一 ０ １ 由 中 国石 油集 团 公 司 塘 沽 工 程 技 术 研 究 院 主持 开 发 ， 取 得 了 良好 的 效 果 ，随后 ， 陕 京 二 线 也 采 用 了 内减 阻涂 层 涂 覆 工
空穴射流清垢技术在德苏输油管线的应用
空穴射流清垢技术在德苏输油管线的应用
王冰峰
【期刊名称】《全面腐蚀控制》
【年(卷),期】2024(38)5
【摘要】因油田产量递减,德苏输油管道采用含水油外输,为减缓苏一联污水站运行压力,采用高温低输量的运行模式,导致管道结垢严重,管道有效通径缩减,严重影响管道安全平稳运行。
本次利用空穴射流清垢技术成功实现德苏输油管道全线清管通球,有效清除了管线内结垢,降低了德二联外输压力。
清垢过程具有安全、速度快、无环境污染等优点,对海拉尔油田输油管道运行管理具有十分重要意义。
【总页数】4页(P87-90)
【作者】王冰峰
【作者单位】大庆油田呼伦贝尔分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE44
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超深高温高压气井机械分层压裂管柱研究及应用
2021年10月第37卷第10期石油工业技术监督TechnologySupervisioninPetroleumIndustryOct.2021Vol.37No.10
超深高温高压气井机械分层压裂管柱研究及应用宋鹏举，徐路，王甲昌，李彦召，陈飞中国石油塔里木油田分公司安全环保与工程监督中心（新疆库尔勒841000）
摘要现有的高温高压气井分层压裂工艺存在封隔器之间轴向应力过大、封隔器密封效果不好、油管应力过大等问题。在分析了高温高压气井存在的分层的固有难点后从设计上解决管柱存在的问题，设计了机械分层压裂-完井投产一体化管柱。采用永久式封隔器、伸缩管、压裂滑套等工具较好地解决了常规机械分层压裂管柱存在的问题，在不动管柱的情况下实现高温高压气井的分层压裂改造、排液和生产3项功能。该技术已在塔里木油田库车山前地区成功应用14口井，取得了较好的效果。关键词超深高温高压气井；分层压裂；完井管柱
ResearchandApplicationofMechanicalSeparateLayerFracturingStringinUltra-DeepHigh-TemperatureandHigh-PressureGasWellSongPengju,XuLu,WangJiachang,LiYanzhao,ChenFeiSafety,EnvironmentalProtectionandEngineeringSupervisionCenter,PetroChinaTarimOilfieldCompany(Korla,Xinjiang841000,China)
AbstractTheexistingseparatelayerfracturingtechnologyforhigh-temperatureandhigh-pressuregaswellshassomeproblems,suchasexcessiveaxialstressbetweenpackers,poorsealingeffectofpackers,excessivetubingstressandsoon.Afteranalyzingtheinherent
减阻剂在原油管道运行中的应用 戴超
减阻剂在原油管道运行中的应用戴超摘要：在输油生产过程中，使用减阻剂可以有效的提升管道输送能力，是一种常用的输送工艺。
文章对原油管道添加减阻剂进行了现场实验分析，研究了减阻剂添加后对管道运行的影响。
通过对实验进行分析可以，减阻剂的使用可以有效的提升管道输送能力，满足了炼化企业原油加工需求，提升了企业生产运行调节和管理水平。
关键词：原油管道；减阻剂；增输一、HG减阻剂现场试验以A、B、C三处为试验对象，在原油管道进行了添加减阻剂运行的现场试验，并获得了完满成功。
①确定减阻剂注入点。
为确保减阻效果，减阻剂注入点应尽可能避开弯头、阀门等节流设备，注入点后不应有可对减阻剂产生严重剪切的设备。
因此，注入点选择在输油泵后出站直管段。
注入管线为DN57mm至DN15mm的变径管线。
②对管线进行停输密闭开孔作业，安装高压阀门。
③在添加HG减阻剂输送现场试验期间，分三个阶段实施，第一阶段是在仪征、和县、无为、怀宁四站满负荷运行，最大限度的提高输送能力，使进站压力尽可能低，出站压力尽可能高，稳定后采集未加剂情况下的空白基础数据；第二阶段，考察四站同时添加浓度为10mg/L情况下的减阻和增输效果；第三阶段，考察四站同时添加浓度为15mg/L情况下的减阻和增输效果。
第一阶段:输送鲁宁油和进口油的比例为1:1.5，混油密为886kg/m3当仪征--黄梅管段不加减阻剂时，全线最大输量稳定运行时，管线平均流量为3699m3/h。
仪征干线的输量为7.86万吨/天，安庆支线的输量为1.36万吨/天，九江支线的输量为1.35万吨/天，武汉支线的输量为1.98万吨/天，洪湖支线的输量为0.93万吨/天，长岭的输量为2.24万吨/天。
仪长线全线外管道的总压降为43.91 MPa，其中仪征---黄梅外管道的总压降为21.06MPa。
第二阶段:加入H(}减阻剂浓度为10mg/L运行后，全线最大输量稳定运行时，管线平均流量为3954m3/h ,管线的实际增输率为6.89%。
动态测垢技术用于油田多层系集输规划
ｒ— （ ～— （— 一 ｒ 】 【 ｉ Ｊ
０ ６ ｌ丁 丁 ． 。 一进 ８ ｆ 一’ 进１
垢离子变化最大 、 最小和中等的ｊ个配 比。建立 ＿ 二 因素ｊ水平正交试验表 ，依次进行试验。 三 试验过程中，根据具体油田的开采层系状况和
Ｇ
的污垢热 阻 ，
多层 系 原油 由于油 藏形 成年 代 不 同 ，使 得 开采 的原 油及采 出水性 质差 异很 大 。 目前 ，无 论是 地
作方便。 面还是海上集输系统大都采用混输Ｔ艺 ，混输过程 １ １ 动态热 阻法 测垢 装置 ． 中 ，经 常 由于不 同层 系原 油采 出水 不 配伍 ，造 成 结 （）集水系统 。根据试验持续时间和所需水量 １ 垢堵塞管线。为避免集输管线结垢 ，一个办法就是 选 择 大小 。 地 面 原油 集输 Ｔ 艺流 程按 层 系分 开考 虑 ，这 就要求 （）加热 控温 系统 。该 系统 包括 加热 管 、保 温 ２ 从 井 场到联 合 站所 有环 节 的管 线都 按层 系分 开 ，站 层 和 温控 系统 。根据 处 理水量 、温差及 试验 持续 时 场 设 双 套 流 程 。 由于 多 层 系 开 发 的 井场 多数 都 属 间选定 加热 功率 。 于双层 系井场 ，极 个 别甚 至是 二 层 系井场 ，这 就要 三 （ ）试 验 测 试 系 统 。试 验 测 试 系 统包 括 换 热 ３ 求从井场到转油站 的环节至少要 ４ 根管线才能满足 器 、温度检 测 、流量 计 等 。该 试验 装置 测试 系统 的 使用要求 ，而这种办法从经济的角度来看是不现实 重 点是 既要 保证 换热 器 与测试 管段 的连 接 和密封 良 的 。可 见 ，如 能采 用合 理 有效 的措 施 ，解 决 多层 系 好 ，又 要保 证测 试 管段便 于拆 卸 ，可重 复使用 。该 含水原油混合输送 中出现的管线结垢 问题 ，那么这 试验将两段不锈钢管焊于换热器上 ，测试铜管与不 种 工艺 技术 对 地 面集输 丁 艺流 程简 化 、产 能建设 投 锈 钢管 采取 活结 相连 ，中间 由软垫 片进 行密 封 ，这 资的节省 、生产运行费用的降低 、油田地面建设水 样 既 可 保 证 密 封 ，又便 于试 验 结 束后 测 试 管 段 的 平的提高等 ，都将起到不可估量的重要作用。 拆卸 。 动态热阻法是在实验室给定 的条件下 ，使用常 （ ）管路系统。外部连接管 、泵 、测试管和观 ４ 压下 饱 和水 蒸 气或 热水 加热 换热 器 ，模 拟生 产现 场 察管。 的流 速 、流 态 、水 质 、金属 材质 、换 热 强度 和冷 却 １ ２ 测 垢 的基本 原理 ． 水进 出 口温 度 等主要 参 数 ，根据 结垢 情 况得 到最 优 试验 液 体经 恒温水 浴后 温度 上 升 ，易结垢 。当 工况 以及 评定 防垢 剂 的阻垢 性能 。 南试验 数 据 可得 垢 沉 淀在 管壁 聚集 时 ，管壁 的热阻增 大 ，换热 效果 到试 验过 程 中管 段 内热 阻变 化趋 势 ，进 而得 到垢 的 变差 ，试 验水 进 、出 口温度 发 生变化 。当管壁 表 面 动态 生长 规 律 ，其更 加 符 合 现 场管 道 实 际 。因此 ， 垢 的成长 与剥 离达 到平 衡后 ，水 的进 、出 口温度 会 推荐动态热阻法用于油 田集输管网结垢评价 。 达到一个稳定的值 。动态热阻法就是利用这样的一
石油管道文字报告
南疆—唐山成品油管道武清支线补勘工程岩土工程勘察报告1.工程概况我公司受华东管道设计研究院的委托，承担了南疆—唐山成品油管道武清支线补勘工程的地质勘察任务。
线路总长10.00km，本工程由华东管道设计研究院设计。
为资料使用方便，将勘察资料分为线路勘察，穿跨越勘察及站场勘察三部分。
本报告为线路勘察部分。
南疆—唐山成品油管道武清支线补勘工程起点位于裴庄村，沿途穿越津唐运河并沿还乡河分洪道铺设，直至大吴庄村，沿途主要为耕地、河流及村庄，向北偏西方向铺设。
该段管线长度约10.00km，施工条件简单。
沿线地貌主要为冲积平原。
管道沿线场地等级属于二级，地基等级属于二级，根据《油汽田管道岩土工程勘察规范》（GB 50568-2010）第3.0.6条综合确定线路岩土工程勘察等级为乙级。
2.勘察依据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001)(2009年版)《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB 50568-2010 ）；《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）；《建筑工程地质勘探与取样技术规程》（JGJ/T 87-2012）；《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB 50369-2006 ）；其它相关的规范、规程和规定等。
3.施工组织及完成工作量本次线路勘察由我公司勘察部负责组织现场勘察和内业资料整理。
2014年12月1日～12月4日完成全线线路外业详细勘察工作。
线路总长度约10.00km。
沿线观察记录地形地貌，每隔0.5km左右钻孔取土描述，当地形地貌变化较大，或不良地质现象发育地段，勘探点间距适当加密；土壤视电阻率测试一般在勘探点附近布置。
共计完成勘探孔22个，测试土壤视电阻率22点。
4.沿线气候条件4.1宁河县气象特征宁河县虽濒临渤海，因其属内陆海湾，对气候影响较小。
宁河县属大陆性季风气候，暖温带半干旱半湿润风带，四季分明，春季干旱多风，夏季气温较高，雨水集中，秋季天高气爽，冬季较为干燥寒冷。
输油管道设计与管理复习题
有关参数如下：
土壤导热系数(w/m℃)
0.96
沥青导热系数(w/m℃)
0.15
聚氨脂泡沫导热系数(w/m℃) 0.05
3．分别按理论公式及平均温度计算法计算某热油管路的站间摩阻。 管线φ325×7，站间距 32km，总传热系数 K＝1.8w/m2℃，输量 98kg/s，出站油温 65℃，沿线
地温 t0＝3℃。所输油品物性如下： ρcp＝852kg/m3，C＝2.0kJ/kg℃ υTR＝5.3×10-6m2/s，u＝0.036(粘温指数)
℃，计算上述管路埋地无保温及埋地保温时所需的加热站数、站间长度。油品比热 C=2.1kJ/kg℃。
(4) 管路埋地无保温铺设，计算冬季条件下，间站允许的最小输量。允许最高、最低输油温度
为 70℃、30℃。
(5) 若上述管路的输量降至 240 万吨/年，可以在设计及运行中采取什么措施实现正常安全输
油?
ρ20(kg/m3)
柴油
821.3
汽油
746.2
密度按以下公式换算：
ρt＝ρ20-ξ(t-20) kg/m3 ξ＝1.825-0.00l315ρ20 管线长度及高程：
kg/m3℃
υ12(m2/s) 3.34×10-6 0.82×10-6
υ3(m2/s) 6.58×10-6
距离(km) 0 50 100 125 150 162 183 235 255 268 高程(m) 400 120 470 l155 1330 1300 790 910 610 60 按平均地温试作以下计算：
流量 Q m3/h 90 155 180 90 155 180 90 155 180 90 155 180 90 155 180
扬程 H m 403 335 303 476 402 356 549 469 409 622 536 462 695 603 515