采用科技手段,促进花格线安全、高效输油动态监测与定量预报.doc

采用科技手段，促进花梧线安全、高效输油动态监蠢与定■预报443 采用科技手段，促进花格线安全、高效输油 动态监测与定量预报 覃海涛 纪国富 李丙文 骆建武 高卫庆 杜生龙 (青海油田格尔木管道输油处) 一、花格线概况 花格线位于昆仑山北麓，西起茫崖油砂山。东至格尔木东南郊，全长435．662 km，沿途设 首未站各一座，中间热泵站6座。该管道沿途人烟稀少，几乎没有社会依托，沿线70％以上是沙 漠、戈壁，其他部分为盐碱地、沼泽、荒草滩等。全线管道最高点海拔3 425．86 m，海拔最低点 2 766．05 m，海拔最高的站是大乌斯加热站，海拔为3 074．10 m，海拔最低的站是拖拉海站， 海拔为2 777．83 m。全线落差为659．81 m，两站间落差最大的是茫崖热泵站和大乌斯加热站， 净落差为519．90 m，全线平均海拔2 900 m，是世界海拔最高的高原原油长输管道。 花格线原设计一期工程年输量为100×10‘t。近年来随着青海油田的不断发展，原油产量 不断增加，1995年输油量为105×10‘t，1996年输油量为126x10‘t，1997年输油量为147×104 t。这对年输量只有100×104t的花格线来讲，油田原油的产输矛盾日益突出。而且全线主要设 备已连续运行多年，效率下降，各站只能用二备一，种种设备故障不断暴露，给管道安全生产带 来严重威胁。为了保证管道安全平稳运行。保证年输油任务的顺利完成，为青海油田产、输、炼、 销、综合平衡打下良好的基础，寻求花格道最佳优化运行方案，已成为当务之急。 二、花格线现状及先天缺陷 1．花格线主要技术参数 (1)管材参数 管材规格：≠273X6 mm直缝管 材质：T／S一52 K 防腐形式；聚氨脂泡沫和高密度聚乙烯塑料黑夹克 补口形式：热熔焊补口套 (2)运行参数 设计压力：6．27 MPa 运行压力：≤6．2 MPa(出站) 运行温度。出站温度≤75℃I进站温度≥40℃  444 宝国油气储运技术交藏研讨鑫论文纂 输油能力：一期工程：100×10·t／a 二期工程：200X10‘t／a (3)自然环境 地貌：以戈壁、砾石、沙滩为主(占70％)，部分轻盐渍化草滩。 海拔标高：平均标高2 900 m，最高标高3 425 m；最低标高2 777．9 m。 (4)油品物性 凝固点：32．5Cl相对密度(20C)??0．836 4 kg／m3；含蜡量：28．54N} 含沥青胶质：4．49％l初溜点：82C；反常点：38C；析蜡点：60．8C； 动力粘度见表1。 表1油品动力粘度 温度(℃) 38 40 45 50 60 70 75 l牯度(mPa·s) 25 16 11 8 6 4．8 4．6 2．造成花格线现状的原因 花格线自1992年6月第一次腐蚀穿孔。到2001年6月底内检测结束为止，共发生腐蚀穿 孔、漏油和爆管事故94次，其中主干线因腐蚀严重爆管7次。2000年以后所发生的25次管道漏 油事故都是在管道运行压力较低的情况下发生的。频繁的漏油事故不仅直接威胁着管道的安 全运行，而且造成了巨大的经济损失，同时，对环境造成了污染。1993～2000年，通过历年的抢 险、检漏和大修，共检出可疑点190多个，开挖过程中累计发现较为严重的腐蚀点68处，最大腐 蚀深度为5．3 mm。其中1999年在110．67 km的大修现场发生了8次腐蚀泄漏，2000年在 36．978 km的管道大修过程中发生了12次泄漏，泄漏点周边均为大面积的片状或蜂窝状腐 蚀。造成如此严重的腐蚀。其原因主要有以下3个方面。 (1)客观环境恶劣一是花格线并不算太长，但管道途经的落差大，管道的最高与最低海 拔相差近648 m，管道防水击要求高；二是管道途经戈壁、高山??河流、沙滩(约占70％)和部分 轻盐溃化草滩、草原沼泽地段。部分地段地下水位较高。夏季水位就在地表，对管道的防腐和保 温提出了更高的要求}三是交通不便、社会依托差，给管道施工和管理带来了诸多意想不到的 困难。比如，施工时管道拉运中的防腐层保护就是一个难题，保护不好。在拉运过程中就有可能 将防腐层和保温层损坏，使防腐层和保温层达不到应有的效果。四是管道投产后不久就发生了 凝管事故，在事故处理过程中对管道造成了极大的伤害，尤其是对防腐层和保温层的伤害，给 以后的安全生产留下了巨大的事故隐患。 (2)工程中存在的缺陷首先是设计的缺陷：花格线防腐保温结构，在设计上采用的是 “管中管”结构，即在管体外部直接采用硬质聚氨酯泡沫进行保温，在保温层外部采用高密度聚 乙烯作为外防水防护层，补口采用的是高密度聚乙烯热