兰成管道石亭江穿越管段水毁事故原因

兰成管道石亭江穿越管段遭遇四川西北地区突降百年一遇暴雨,被冲出并断管,造成水毁事故。为了查明水毁事故原因,对设计阶段的合理性进行了评断,并从断管的直接原因和根本原因两方面进行分析,结果表明:人民渠大坝的不断加固,造成河床的不断切削,使兰成管道石亭江穿越管段逐渐暴露而受到损毁。水上构筑物对油气管道影响非常大,在设计、运行阶段都应引起重视,由此提出了对于管道修复的建议及要求:必须对管道穿越地区做详尽的地质考察和水文评价;注重穿越河流自身的特点,重视河势分析,充分考虑各种风险因素,加强对穿越断面的比选;重视采砂、采石、采矿等人为活动对河道的影响。

兰成原油管道投产问题分析及处理

兰成原油管道是一条长距离、大落差管道,水力工况复杂,穿跨越河流较多,投产难度大。为了降低实际投产时的风险,以投产方案为依据,利用SPS仿真系统对投产的整个过程进行了模拟,针对投产过程中出现的投产进油时武山站不启泵进站易超压、3#高点至小川站之间充满水时停输小川进站易泄压等风险点进行了分析,并提出了解决方法,实现了对原投产方案的优化,同时对站场阀门安装问题、管道线路等存在的问题进行了探讨,提出了相应的整改措施,保证了投产的顺利进行。

兰成原油管道掺混长庆原油常温输送研究

兰成原油管道自投产以来始终存在哈萨克斯坦原油与长庆原油资源不平均的问题。为了克服鄯兰原油管道来油不足和长庆原油整体资源富余的矛盾,保障供需平衡,开展了兰成原油管道掺混长庆原油的常温输送研究。通过建立SPS仿真模型对兰成原油管道运行数据、管道全线水力坡降、管道沿线温度、管道不同输量下的沿线油温以及油品物性进行分析,发现兰成原油管道掺混长庆原油常温输送是可行的。同时,在特定的掺混比例及输送排量下,兰成原油管道可满足在全年输送过程中掺混200×10^4~250×10^4t长庆原油的要求。但因鄯兰原油管道来油分为LC10、HT73、LC7等掺混类型,掺混原油物性经常变化,不同月份掺混输送应同时考虑凝点控制的范围与停输安全的掺混比例,需要“因油、因时”地开展在线掺混工作。

兰成原油管道掺混增输工艺优化

【目的】随着四川石化对长庆原油需求量的急剧增长,兰成原油管道现行的掺混长庆原油输送工艺面临严峻挑战,目前兰成原油管道掺混输送极为复杂,单纯改变掺混比例并非解决之道。【方法】系统剖析了兰成原油管道当前掺混输送的现状,深入探讨了制约掺混量进一步提升的关键因素,主要包括油品物性变化、管道结蜡倾向加剧及停输再启动难度增加等。基于大量运行数据与油品配比实验,详细阐述了针对兰成原油管道全年掺混输送的优化策略,重点分析了掺混后油品凝点控制、掺混比例优化、搅拌工艺改进以及清管作业效率提升等方面的具体措施,并提出了优化方案。此外,为了探索在保障安全运行前提下掺混量的最大可提升空间,对加热输送工艺的安全性及停输再启动策略进行了科学论证。【结果】全面评估了掺混增输对管道运行安全的潜在影响,通过年输量的预测与掺混比例精细调控,计算得出长庆原油全年可掺混输送量的最大理论边界为300×10^(4) t,为兰成原油管道的实际运行管理提供了重要的数据支持。【结论】研究成果不仅有助于兰成原油管道运行效率与能力的显著提升,还可为今后掺混输送计划的制定提供实践经验与理论依据。(图5,表9,参33)

兰成原油管道投产实践

兰成原油管道是一条长距离、高压力、大落差的原油管道,投产采用常温部分充水,以油顶水的方式。介绍了兰成原油管道的概况和管道投产前的准备工作,总结了管道部分充水、停输憋压检漏及投油等投产过程。对管道投产过程中的充水长度、中间站场排污、高点排气,特别是首次分段实施的大型输油管道停输憋压检漏过程等做了详细介绍。另外,就水击保护统一性、投产前智能测径必要性,以及投产过程中出现的油水不同压、气阻等问题提出了建议,并揭示了部分管道充水、停输憋压检漏等措施的重要意义,为今后液体管道的投产提供了借鉴。

基于GIS的兰成原油管道地质灾害风险评价

兰成原油管道途经区域地质环境条件复杂、地质灾害类型多样,对管道工程和人民生命财产安全潜在危害严重。为了应对各种地质灾害风险,基于GIS技术构建了区域管道地质灾害风险评价模型与评价指标体系,将管道沿线地质灾害风险划分为地质灾害高风险、较高风险、中等风险、较低风险、低风险5个等级。对兰成原油管道沿线地质灾害风险进行评价,根据地质灾害风险评价分区结果,将管道划分成53个地质灾害风险段。评价结果与兰成原油管道实际情况相符,为其地质灾害预防、治理提供了重要的辅助,也可为其他管道的地质灾害风险评价提供参考。(图3,表5,参20)