林永剛 于 濤 李增材

1.中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007；2.中國石油寰球工程公司，北京 100012

0 前言

低輸量運(yùn)行是管道接近或低于加熱輸送允許的最低輸量，目前原油管道受油田外輸計(jì)劃、煉廠煉油能力等制約因素影響，低輸量運(yùn)行是國內(nèi)管道普遍存在的問題。

長呼原油管道是中國石油第一條通過SCADA 系統(tǒng)遠(yuǎn)程控制的保溫原油管道， 設(shè)計(jì)規(guī)模為500×104t/a，管徑DN 450，設(shè)計(jì)壓力為8.0/6.3 MPa，最小啟輸量為230×104t/a，輸送長慶典型的“三高”（高含蠟、高凝點(diǎn)、高黏度）原油，日常運(yùn)行采用加熱、熱處理及綜合熱處理三種不同輸送工藝。管道投產(chǎn)至今，輸量僅為264×104t/a處于管線最低要求輸量，當(dāng)管道低輸量運(yùn)行時(shí)，油品流速慢， 油溫低于析蠟點(diǎn)后易造成沿線管壁結(jié)蠟，有效管徑變小，同時(shí)油溫降低黏度增大，油品流動(dòng)性變差，摩阻增大，逐步導(dǎo)致管輸能力下降，尤其冬季運(yùn)行階段，嚴(yán)重時(shí)可導(dǎo)致管線蠟堵、初凝等緊急工況，危及管線安全運(yùn)行［1］。為此，對(duì)長呼原油管道低輸量運(yùn)行特點(diǎn)進(jìn)行研究，總結(jié)低輸量運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，根據(jù)管道低輸量運(yùn)行中的不穩(wěn)定因素， 制定安全經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行方案，保證管道安全、平穩(wěn)運(yùn)行。

1 低輸量運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)

1.1 管道基礎(chǔ)資料

長呼原油管道里程、站間距、高程及管容，見表1。

表1 長呼管道里程、站間距、高程及管容

1.2 沿線溫降增加

冬季運(yùn)行期間，加熱輸送油品溫度與管道周圍環(huán)境溫度相差較大，在大溫差條件下，原油向外散熱快，尤其是低輸量運(yùn)行時(shí)，油品流速低，與周圍環(huán)境熱交換時(shí)間長，使下游站場進(jìn)站油溫進(jìn)一步下降［2］。熱油管道一般要求進(jìn)站溫度高于原油凝點(diǎn)3 ℃以上，如進(jìn)站溫度較低，管道由于異常事件停輸時(shí)間過長，有凝管風(fēng)險(xiǎn)，所以對(duì)于高凝點(diǎn)低輸量的原油管道保證安全經(jīng)濟(jì)的進(jìn)站溫度尤其重要。

1.3 管道摩阻增加

管道低輸量運(yùn)行，其沿線溫降增加，使整條管線處于較低的運(yùn)行溫度，油品黏度增大，流動(dòng)性變差。 同時(shí)較低的溫度導(dǎo)致油溫低于析蠟點(diǎn)， 甚至處于析蠟高峰期，增大管壁結(jié)蠟厚度，減少管線有效運(yùn)行管徑，導(dǎo)致沿線摩阻增大。 隨著沿線摩阻的增加，水力坡降線變陡峭，如需提高輸量，在油溫滿足運(yùn)行情況下，只能通過提高管線出站壓力滿足運(yùn)行要求，但增加了管道局部超壓的風(fēng)險(xiǎn)［3-4］。

1.4 管道能耗增大損壞設(shè)備

管道低輸量運(yùn)行，遠(yuǎn)離設(shè)計(jì)輸量可導(dǎo)致管線有效利用率低、能耗高，同時(shí)可能會(huì)對(duì)給油泵及加熱爐等設(shè)備造成一定的損害［5］。 長呼原油原油管道給油泵額定流量400 m3/h，主泵額定流量710 m3/h，管線低輸量運(yùn)行時(shí)可能低于350 m3/h，偏離泵高效區(qū)，有時(shí)通過節(jié)流控制輸量，而節(jié)流大多導(dǎo)致給油泵在不穩(wěn)定區(qū)域運(yùn)行， 反映為振動(dòng)超高等設(shè)備保護(hù)參數(shù)超限。 此外長呼原油管道沿線加熱爐額定流量260 m3/h，最小流量160 m3/h，各站設(shè)置2 臺(tái)或3臺(tái)，采用并聯(lián)方式運(yùn)行，加熱爐流量較低，為保證出站要求溫度，加熱爐負(fù)荷較高，造成加熱爐因排煙溫度過高停爐等問題。 由此可見低輸量運(yùn)行可導(dǎo)致管道能耗增大，現(xiàn)場設(shè)備損壞等問題。

2 運(yùn)行數(shù)據(jù)分析

通過SCADA 系統(tǒng)采集的長呼原油管道冬季油溫、地溫、壓力等數(shù)據(jù)，結(jié)合運(yùn)行方式的調(diào)整，綜合分析長呼原油管道低輸量運(yùn)行時(shí)油溫、地溫、凝點(diǎn)、百公里摩阻等數(shù)據(jù)，總結(jié)長呼原油管道冬季低輸量運(yùn)行的特點(diǎn)，為制定安全、經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行方案，實(shí)現(xiàn)管道安全、平穩(wěn)運(yùn)行和節(jié)能降耗提供理論依據(jù)。 為體現(xiàn)長呼原油管道運(yùn)行特點(diǎn)，其低輸量運(yùn)行選取從熱處理到綜合熱處理運(yùn)行時(shí)間段（2013 年10 月～2014 年1 月）相關(guān)數(shù)據(jù)，重點(diǎn)對(duì)其沿線油溫、地溫及摩阻數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

2.1 油溫分析

長呼原油管道冬季運(yùn)行期間，點(diǎn)爐方式見表2，沿線進(jìn)、出站溫度見圖1～2。

由圖1～2 分析可知：冬季運(yùn)行期間，長呼原油管道采用熱處理和綜合熱處理相結(jié)合的輸送工藝，2013 年10月1 日起，油房莊站、土默特右旗站點(diǎn)爐運(yùn)行，10 月7 日達(dá)拉特旗站點(diǎn)爐， 從圖1 可以看出達(dá)拉特旗站出站溫度升高約13 ℃，相對(duì)應(yīng)的從圖2 中可以看到，約40 h 后，達(dá)拉特旗站熱油頭到達(dá)土默特右旗站， 土默特右旗站進(jìn)站溫度升至28 ℃，升幅約6 ℃。同樣，10 月10 日土默特右旗站停爐，出站溫度降為28℃，約55h 后，呼和浩特站進(jìn)站溫度降至23℃，降幅約3℃。 10 月28 日達(dá)拉特旗站啟動(dòng)2 臺(tái)爐運(yùn)行，出站溫度升至50 ℃，土默特右旗站進(jìn)站溫度升至35℃，升幅約8℃。10 月29 日烏審旗站點(diǎn)爐運(yùn)行，出站溫度40 ℃，達(dá)拉特旗站進(jìn)站溫度升至29 ℃，待達(dá)拉特旗站進(jìn)站溫度平穩(wěn)后，調(diào)整點(diǎn)爐方式，11 月2 日達(dá)拉特旗站停爐，土默特右旗站點(diǎn)爐，出站溫度44 ℃。全線為油房莊站、烏審旗站、土默特右旗站點(diǎn)爐運(yùn)行，隨后一段時(shí)間內(nèi)管線油溫趨于穩(wěn)定。11 月26 日起長呼原油管道運(yùn)行方式調(diào)整為綜合熱處理輸送，油房莊站加降凝劑，濃度12.5 g/m3。此后運(yùn)行方式不變。

表2 長呼原油管道冬季各站啟、停爐方式

圖1 長呼原油管道沿線進(jìn)站溫度

圖2 長呼原油管道沿線出站溫度

可見長呼原油管道在該時(shí)間段，通過不斷調(diào)整站場啟、停爐運(yùn)行方式，不僅控制了全線油溫滿足安全運(yùn)行需要，也實(shí)現(xiàn)了節(jié)能降耗的目的。

2.2 地溫分析

長呼原油管道冬季沿線地溫見圖3。

由圖3 可知：進(jìn)入冬季后，長呼原油管道沿線站場地溫開始緩慢下降，由17 ℃降至5 ℃左右，下降幅度平穩(wěn)，沿線各站場下降趨勢及幅度基本一致。 沿線各站最低地溫在烏審旗站，約為3 ℃，最高為達(dá)拉特旗站，約為6.5 ℃，根據(jù)地溫變化趨勢，1 月底各站基本達(dá)到年最低地溫。

圖3 長呼原油管道冬季沿線地溫

2.3 全線溫降分析

長呼原油管道全線溫降數(shù)據(jù)見圖4。

由圖4 可知：10 月7～10 日土默特右旗站啟動(dòng)加熱爐熱洗管線，沿線溫降有小幅度提升，由40 ℃升至48 ℃。10 月28 日達(dá)拉特旗站點(diǎn)2 臺(tái)爐運(yùn)行，10 月29 日烏審旗站點(diǎn)爐運(yùn)行，沿線溫降大幅度升高，最高升至71 ℃。隨著11 月2 日達(dá)拉特旗站停爐，管道溫降有所降低。 此后點(diǎn)爐方式不再調(diào)整，在一段時(shí)間內(nèi)，沿線溫降緩慢升高，其主要原因是地溫降低和出站溫度提高。

圖4 長呼原油管道全線溫降

2.4 百公里摩阻分析

長呼原油管道百公里摩阻見圖5。

由圖5 可知：10 月1 日，油房莊站、土默特右旗站點(diǎn)爐運(yùn)行，油房莊站出站溫度控制在52～55 ℃，土默特右旗站出站溫度控制在35 ℃左右。通過地溫?cái)?shù)據(jù)可知，10月份沿線地溫開始緩慢下降，土默特右旗站進(jìn)站溫度由24 ℃降至22 ℃，處于析蠟高峰期，土默特右旗站—呼和浩特站管段百公里摩阻明顯增大， 由1.5 MPa/100 km 增至2.3 MPa/100 km。

圖5 長呼原油管道百公里摩阻

為此，10 月7 日改變運(yùn)行方式， 達(dá)拉特旗站點(diǎn)爐運(yùn)行，控制出站溫度38 ℃左右，熱油頭到達(dá)土默特右旗站后，土默特右旗站進(jìn)站溫度由22 ℃升至28 ℃，從圖5 中可以看到， 達(dá)拉特旗站—土默特右旗站、 土默特右旗站—呼和浩特站兩管段百公里摩阻明顯減小，其中達(dá)拉特旗站—土默特右旗站管段摩阻降低幅度最大， 由2.3 MPa/100 km 降至1.15 MPa/100 km， 這是由于達(dá)拉特旗站—土默特右旗站管段油溫升幅較大，管道中的蠟結(jié)晶進(jìn)一步溶解在原油中，百公里摩阻下降明顯。 達(dá)拉特旗站上游油溫比較穩(wěn)定，油房莊站—達(dá)拉特旗站摩阻趨于穩(wěn)定。

11 月起長呼原油管道運(yùn)行方式為油房莊站、烏審旗站、 土默特右旗站點(diǎn)爐運(yùn)行，11 月1～3 日和21～22 日為配合呼和浩特站標(biāo)定流量計(jì)，長呼原油管道提高輸量至500 m3/h，從圖5 中可以看到，管道摩阻明顯增大，全線摩阻由8 MPa 升至13 MPa。 流量計(jì)標(biāo)定結(jié)束后，管道摩阻在一定時(shí)間內(nèi)趨于穩(wěn)定，原因?yàn)楣艿垒斄吭龃蠛螅瑢?duì)管道蠟結(jié)晶有一定的沖刷作用， 管壁沉積的蠟被沖刷后，管徑變大，同時(shí)隨著地溫的下降，兩者相互影響，管道摩阻在一定時(shí)期內(nèi)趨于穩(wěn)定［6-7］。

12 月以后，長呼原油管道點(diǎn)爐方式未再調(diào)整，由圖5可知，各管段間摩阻有緩慢增大的趨勢，這是由于此時(shí)地溫下降幅度較大，管道與土壤溫差增大，管壁析蠟較多，造成管道摩阻緩慢增大。

2.5 凝點(diǎn)分析

長呼原油管道采用熱處理輸送時(shí)，油房莊首站出站凝點(diǎn)為18～19 ℃，呼和浩特末站凝點(diǎn)為13～15 ℃；運(yùn)行方式為綜合熱處理輸送，油房莊首站加降凝劑，濃度12.5 g/m3，出站凝點(diǎn)在3～5 ℃，呼和浩特末站進(jìn)站凝點(diǎn)為16～17℃，首站加劑量改為25 g/m3，出站凝點(diǎn)為3～4 ℃，末站進(jìn)站凝點(diǎn)為13～15 ℃。 可以看到長呼原油管道通過添加與長慶原油配伍的降凝劑后， 在最佳的熱處理?xiàng)l件下，原油物性改善效果顯著，長呼原油管道首、末站凝點(diǎn)趨勢見圖6。

圖6 長呼原油管道首、末站凝點(diǎn)

3 結(jié)論

a） 長呼原油管道以油房莊站、達(dá)拉特旗站點(diǎn)爐方式運(yùn)行，烏審旗站—達(dá)拉特旗站、土默特右旗站—呼和浩特站兩管段進(jìn)站溫度較低，約22 ℃，析蠟較為嚴(yán)重，需重點(diǎn)關(guān)注。

b） 進(jìn)入11 月份后，沿線地溫下降較快，此時(shí)長呼原油管道采用油房莊站、烏審旗站、土默特右旗站點(diǎn)爐方式運(yùn)行最優(yōu)，通過控制出站溫度，均能保證各站進(jìn)站溫度高于22 ℃。

c）1～2 月份，長呼原油管線沿線地溫下降幅度最大，1 月末接近全年最低地溫， 需重點(diǎn)關(guān)注由于地溫引起的沿線油溫變化。

d） 長呼原油管道綜合熱處理輸送油品，油房莊首站油品物性改良效果明顯，凝點(diǎn)由17 ℃降為3～5 ℃，經(jīng)過過泵剪切及反復(fù)加熱后，到達(dá)呼和浩特末站后，凝點(diǎn)反彈至16 ℃，趨于穩(wěn)定。

e）冬季運(yùn)行期間，通過配合末站呼和浩特站定期標(biāo)定流量計(jì)，提高輸量，可有效沖刷管壁的蠟結(jié)晶，對(duì)優(yōu)化運(yùn)行效果明顯。

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