SYT6469-2000原油管道加降凝剂输送工艺技术规范

ICS752110E16备案号68212000SY中华人民共和国石油天然气行业标准SY理64692000原油管道加降凝剂输送工艺技术规范CRUDEOILPIPELINETECHNICALCODEFORPRACTICEOFTRANSPORTATIONWITHPOURPOINTDEPRESSANTS2000一03一10发布2000一10一01实施国家石油和化学工业局发布SY/T64692000目次前言，N1范围，12引用标准13一般要求，14工艺选定，15技术条件，26运行要求，27化验监测38安全措施3SY邝64692000前言80年代中期开始，我国的长距离原油输送管道应用了加降凝剂输送工艺。原油管道加降凝剂输送工艺比加热输送工艺更为复杂。本标准是保证应用这种特殊输送工艺的原油管道安全平稳运行的原则性规定。本标准不可能描述适用于运行与维护的所有情况的详细规定，然而它可以令每个运营单位基于本标准制定出安全性与经济性更合理的具体运行规程。本标准由中国石油天然气集团公司提出。本标准由油气储运专业标准化技术委员会归口。本标准起草单位中国石油天然气管道科学研究院、中国石油天然气管道局运销处。本标准卞要起草人权忠奥赵丽英时京廖强中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T64692000原油管道加降凝剂输送工艺技术规范CRUDEOILPI州INETECHNICALCODEFORPRACTICEOFTRANSPORTATIONWITHPOURPOINTDEPRESSANTS1范围本标准规定了原油管道加降凝剂输送工艺的选定原则与步骤、工艺条件及参数的确定原则、运行操作要求、降凝剂性能及原油物性监测要求和特殊的安全要求。本标准适用于以加降凝剂处理工艺输送水含量不高于15的含蜡原油的管道。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。SY/R052093原油粘度测定旋转粘度计平衡法SY/R054194原油凝点测定法SY/R55372000原油管道运行技术规范SY57371995原油管道输送安全规定SY/T57671995管输原油降凝剂通用技术条件SY/T588793原油降凝剂效果评定方法3一般要求应用加降凝剂输送工艺的各运营单位，应遵照本标准各项原则制定相应的具体技术要求和各岗位操作规程。4工艺选定41选定原则在原油管道上应用加降凝剂输送工艺，应从技术可行、经济合理、安全可靠三方面综合考虑。42选定步骤421按SY/R5887的规定，初步评定所输原油加降凝剂处理的效果，筛选降凝剂。422按SY/T5767的规定，认定所选降凝剂满足技术要求。423通过实验室模拟和管道工业性试验的方法，确定加降凝剂处理后原油改性的实际效果。根据管道实际情况，其内容可包括A经过管道流动全过程原油的改性效果B改性原油经历过泵、温度回升、重复加热以及静止后效果的变化C掺合未加降凝剂的原油或原油组分改变导致的效果变化。424运用加降凝剂处理后相应管段改性原油的物性与流变性，根据管道实际情况选用合理参数，进行热力和水力计算，预测输油工艺方案。国家石油和化学工业局2001卜03一10批准2000一10一01实施SY/P64692000425遵照41的原则，根据421424的结果，确定不同工况下选用加降凝剂输送的工艺。5技术条件51511巧。512513解。51451551652521522降凝剂配制及注人降凝剂有效组分质量浓度使用原油配制时应为5一1096，使用成品油配制时应为10一用于配制降凝剂的油品，水含量不得高于15960配制降凝剂时，应适量加料，避免溢出，配制温度控制在85以下，匀速搅拌直至全部溶配制后的降凝剂应采用搅拌器搅拌或循环泵间歇循环的方式，防止分层或沉降。运行中应根据流量计读数，按规定的注人量及时调整计量泵流量。流量计应按期检定。降凝剂注人点应设在泵前的低压管线上。运行参数降凝剂注人量应符合SY/15767的要求，且满足安全输油的最低加人量。首站原油加热温度应根据SY/15887室内试验，以及423的模拟试验和水力、热力计算结果选定的经济安全处理温度，向下波动不超过2CO23各站最低进站温度应定为高于进站原油凝点3以上。24改性原油应尽量减少重复加热。需在中间站再次加热时，应尽量使其加热温度避开改性效果315因温度回升严重恶化的范围。能否采用冷热油掺合，应通过试验确定。525改性原油需在中间站再次过泵时，应使其过泵温度尽量避开改性效果受剪切恶化的温度范围。526管线允许停输时间应通过现场试验确定。6运行要求61降凝剂注人应设专门岗位。应定时巡检机泵、搅拌器、过滤器、流量计等设备的运行情况。注人泵按设备要求应定期保养。应保证注人系统能连续、均匀、定量地注人降凝剂。注人系统短期停运应采用保温伴热或其他方式保持管线不凝，长期停运应放空或清扫管线。62运行期间应控制中间不点炉泵站旁接油罐罐位波动，罐中原油掺人管道的量不宜超过输量的1096063运行期间应定期采取清管器清管或大排量热洗的方法清除管壁沉积物。全线清管时，顺序宜由后向前逐段进行。64管线停输再启动时，首站加降凝剂的原油应达到规定处理温度后再出站。中间加热站应在最短时间内使原油达到规定加热温度。65工艺转换要求651由加剂输送向加热输送工艺转换时，中间站应由下游向上游逐站点炉，即点炉站加热油头到达下站，上站方可点炉全线点炉完成，且各站进站温度高于未加剂处理原油凝点3时，再停注降凝剂。652由加热输送向加剂输送工艺转换时，应首先开始注人降凝剂，首站原油加热达到522要求后出站中间站罐中原油应尽快用加剂原油置换由上游向下游逐站停炉，即加剂油头到达下站且凝点低于预定值时，上站方可停炉。653因降低输量而向加剂输送工艺转换时，应首先注人降凝剂，首站原油加热达到522要求后出站中间站罐中原油应尽快用加剂原油置换当加剂油头到达下站且凝点低于预定值时，首站方可降低输量。反之，应首先提高输量，待各进站原油温度高于未处理原油凝点3时，首站方可停注降凝剂。一2一SY/164692000654加热输送和加剂输送工艺相互转换期间不允许管线停输、反输和投放清管器。66加剂原油不宜掺合未加剂原油输送。必须掺合输送时，应根据试验结果进行水力、热力计算，并确定安全允许掺合比例及条件。67加剂输送不宜进行反输。必须反输时，管内返回输送的原油到达加热站的最低进站温度应高于进站原油凝点3。反输最低输量宜大于正输最低输量的13倍，反输总量不小于最大加热站间管容积的15倍。反输期间不允许停输。，化验监测7，1岗位的设置与职责化验监测岗位主要应设在输油首站与末站，另可根据管线具体情况在中间站设置需要的化验监测岗位。化验人员应持证_L岗，计量器具应按规定检定。化验监测岗位负责监测降凝剂性能以及管输原油、加剂改性原油的凝点和粘度。72取样点、测试周期及测试项目取样点、测试周期及测试项目在正常运行时执行表1规定。凝点测定执行SY/I0541的规定粘度测定执行SY/I0520的规定降凝剂性能监测执行SY/15767的规定，其结果应满足该标准的技术要求。表1化验监测要求取样点测试周期测试项目首站每批次降凝剂性能首站进站管线每周一次原油凝点每月一次包括愉油温度范围的原油枯度一温度曲线首站出站管线每日一次改性原油凝点每周一次包括输油温度范围的改性原油粘度一温度曲线每日一次改性原油凝点及取样温度下的改性原油粘度木站近站官峨73非常工况下的监测当管道来油性质发生变化，或有非常规运行工况以及工艺变换时，应根据需要增加中间站化验监测点，并适当缩短各站取样测试周期。若在中间站取样，应采取措施，避免在原油析蜡高峰区温度下产生带压取样阀门的强剪切作用。8安全措施81执行本标准的过程中涉及原油管道安全的一般技术要求应执行SY5737的规定。82应按时对化验监测数据和全线压力、温度、输量等运行情况进行综合分析，发现异常应立即查找原因，采取针对性