馮其玲，李玉鳳，李兆慈，鄧 嬌

(1.中國(guó)石油工程建設(shè)有限公司北京設(shè)計(jì)分公司，北京 100085； 2.中國(guó)石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國(guó)石油大學(xué)(北京)機(jī)械與儲(chǔ)運(yùn)工程學(xué)院，北京 102249； 4.中國(guó)市政工程中南設(shè)計(jì)研究總院有限公司，湖北 武漢 430010)

目前，中原油田老區(qū)原油產(chǎn)量?jī)H為產(chǎn)油量高峰時(shí)期的七分之一，因此在對(duì)老區(qū)油田的整體優(yōu)化改造中，停運(yùn)各個(gè)聯(lián)合站的原油穩(wěn)定裝置，將各聯(lián)合站的未穩(wěn)定原油通過(guò)已建的凈化油管道密閉輸送至集中處理站進(jìn)行集中處理。目前運(yùn)行的凈化油管道普遍處于低輸量運(yùn)行狀態(tài)，實(shí)際輸量不足設(shè)計(jì)輸量的三分之一，運(yùn)行狀況最嚴(yán)峻的管線的實(shí)際輸量?jī)H為設(shè)計(jì)輸量的12.4%。管道低輸量運(yùn)行會(huì)出現(xiàn)沿程溫降加快、管壁結(jié)蠟和設(shè)備負(fù)荷增大等問(wèn)題，甚至導(dǎo)致嚴(yán)重的凝管事故[1-3]，亟需進(jìn)行優(yōu)化改造。

1 凈化油管道運(yùn)行現(xiàn)狀分析

中原油田老區(qū)凈化油管道主要是各采油廠至油庫(kù)的輸油干線，所輸原油具有凝點(diǎn)高、含蠟高的性質(zhì)，管線腐蝕穿孔現(xiàn)象突出，目前共有6條管道。取低輸量運(yùn)行最嚴(yán)峻的A管線為研究對(duì)象，具體運(yùn)行情況如表1所示。

表1 1月份A管線運(yùn)行情況

凈化油管道采用加熱輸送工藝，在管輸量較低的狀況下，為了保證原油能夠安全輸送，A管線的出站油溫高達(dá)90.2 ℃，比管道設(shè)計(jì)溫度高10.2 ℃；而油品進(jìn)站溫度為35.8 ℃，不能滿足進(jìn)站油溫高于所輸原油凝點(diǎn)3 ℃的規(guī)范要求。管線加熱超溫運(yùn)行容易造成瀝青防腐層脫落，降低管道強(qiáng)度，增大管道安全輸送的風(fēng)險(xiǎn)。

2 優(yōu)化方案研究

目前常用的處理管道低輸量的方法有管道間歇輸送工藝、正反輸送工藝、添加降凝劑法、原油熱處理法、摻水摻稀輸送法、天然氣飽和輸送工藝等[4-6]。

間歇輸送雖然便捷，但需要確定安全停輸溫度、停輸時(shí)間、停輸后再啟動(dòng)壓力等參數(shù)，且停輸時(shí)間與原油物性、環(huán)境介質(zhì)溫度密切相關(guān)，計(jì)算停輸再啟動(dòng)的壓力參數(shù)需要根據(jù)經(jīng)驗(yàn)選取，并在生產(chǎn)中多次驗(yàn)證[7]。中原油田凈化油管線的監(jiān)控及管理手段較為落后，目前運(yùn)行的6條管線中僅有1條管線采用間歇輸送工藝，人工成本較高、安全管理風(fēng)險(xiǎn)較大。隨著后期產(chǎn)油量逐年降低，若6條高含蠟、高凝點(diǎn)的管線均采用間歇輸送，顯然會(huì)給安全生產(chǎn)管理帶來(lái)極大的挑戰(zhàn)，因此暫不考慮間歇輸送工藝。正反輸工藝能耗較高，需要管道具有完備的返輸流程，且凈化油管道起始和終端都需要設(shè)立足夠容積的儲(chǔ)油罐；同時(shí)，高含蠟輸油管道采用正反輸工藝時(shí)，低壓、低溫端的蠟沉積在高溫下容易脫落堵塞管道[8]，從節(jié)能降耗的經(jīng)濟(jì)角度出發(fā)，正反輸工藝暫不考慮。添加降凝劑法雖然簡(jiǎn)單易操作，但降凝劑不能抑制蠟晶析出，只能改變蠟晶形態(tài)[9]，同一降凝劑對(duì)不同物性原油的改性效果千差萬(wàn)別[10]，目前管道運(yùn)行中已嘗試添加若干種降凝劑，但降凝效果并不明顯。

根據(jù)目前凈化油管道的運(yùn)行工況，筆者提出了摻水輸送低含水原油、設(shè)置中間加熱站、摻入伴生氣后油氣混輸3種輸送方案，并利用商業(yè)計(jì)算軟件Pipephase 9.5模擬3種方案的可行性，得到出站溫度、進(jìn)站壓力等參數(shù)，并選出最優(yōu)方案。在進(jìn)行模擬時(shí)，選用Pipephase9.5中的黑油模型和PR狀態(tài)方程進(jìn)行模擬，邊界條件設(shè)置為：管道起點(diǎn)為溫度邊界條件，管道末端為壓力邊界條件(0.2 MPa)。

2.1 摻水輸送低含水原油

原油摻水輸送可以降低黏度，從而有效降低管內(nèi)摩阻。利用Pipephase 9.5建立模型，模擬摻水后含水質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%時(shí)的運(yùn)行參數(shù)。管道末端進(jìn)站溫度取高于凝點(diǎn)3 ℃，即36 ℃，進(jìn)站壓力取0.2 MPa，油品初始溫度為45 ℃，1月份管道中心埋深溫度為8 ℃，傳熱系數(shù)為1.30 W/(m2·℃)，模擬結(jié)果如圖1所示。

圖1 含水率與出站壓力、出站溫度的關(guān)系曲線Fig.1 Relation curve of water content with outlet pressure and temperature

由圖1中可以看出，隨著原油含水率的上升，輸油管線出站溫度快速降低，出站壓力升高。由于A管線的設(shè)計(jì)溫度為80 ℃、設(shè)計(jì)壓力為1.6 MPa，因此含水率大于10%且小于50%時(shí)，摻水后輸送低含水油的方案是可行的。從管線的安全運(yùn)營(yíng)角度出發(fā)，運(yùn)行壓力及運(yùn)行溫度不宜趨近設(shè)計(jì)值，建議管線在含水率15%～30%時(shí)運(yùn)行。

2.2 摻伴生氣后油氣混輸

稠油摻氣減阻工藝具有良好的應(yīng)用前景[11]，該區(qū)塊目前的伴生氣產(chǎn)量約2×104m3/d，從節(jié)能降耗的經(jīng)濟(jì)角度出發(fā)，若采用摻伴生氣后油氣混輸，可進(jìn)一步降低天然氣管道的運(yùn)營(yíng)成本，因此建立模型來(lái)探究摻氣輸送在低輸量時(shí)的可行性。A管線摻氣量為500、1×104、2×104m3/d時(shí)的模擬運(yùn)行參數(shù)如表2所示。

表2 A管線摻伴生氣后油氣混輸?shù)哪M結(jié)果

由表2中可以看出，氣液比為1時(shí)，與未摻氣時(shí)相比，出站溫度和出站壓力并未出現(xiàn)明顯變化；隨著摻氣量的增大，出站壓力增幅較大，而出站溫度并未顯著降低。因此，采用摻氣混輸方案不能解決A管線的低輸量問(wèn)題。

2.3 設(shè)置中間加熱站

熱油管道所輸油品的溫度沿程降低，管道末端油溫不滿足進(jìn)站要求時(shí)，可在中間設(shè)置加熱站，滿足低輸量工況下的安全運(yùn)行需求。A管線全長(zhǎng)17.5 km，選取出站溫度60 ℃建立模型，該溫度與摻水輸送的最優(yōu)出站溫度相同，管線末端的進(jìn)站壓力仍為0.2 MPa，進(jìn)站溫度為36 ℃。結(jié)合當(dāng)?shù)仄皆匦?，忽略高程差，?jì)算出可在距離油庫(kù)9.8 km處設(shè)中間加熱站，模擬的管道運(yùn)行工況如圖2所示。

圖2 新建中間加熱站時(shí)的模擬運(yùn)行參數(shù)Fig.2 Simulation operation parameters of building intermediate heating station

由圖2可知，聯(lián)合站和中間加熱站的出站溫度和出站壓力均能滿足A管線的安全運(yùn)行，因而該方案可行。

3 方案的經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

由上述模擬結(jié)果可知，解決中原油田的低輸量問(wèn)題時(shí)，摻水后輸送低含水油方案和設(shè)置中間加熱站方案是可行的。下面分別就運(yùn)行費(fèi)用和投資費(fèi)用進(jìn)行比較。

3.1 運(yùn)行費(fèi)用比較

熱油管道運(yùn)行的總費(fèi)用SZ主要包括加熱原油的燃料費(fèi)用SR和動(dòng)力費(fèi)用SD兩部分[12-13]?？紤]中原油田的實(shí)際情況，此處采用燃燒天然氣提供熱量，天然氣市場(chǎng)價(jià)取2.2元/Nm3，熱值取36 MJ/Nm3，工業(yè)用電價(jià)格取0.7元/(kW·h)。

經(jīng)過(guò)計(jì)算，摻水后輸送低含水油方案的運(yùn)行費(fèi)用如圖3所示。由圖3中可以看出，隨著含水率的升高，燃料費(fèi)用不斷降低，動(dòng)力費(fèi)用不斷升高，由于燃料費(fèi)用在運(yùn)行總費(fèi)用中占比較高，運(yùn)行的總費(fèi)用仍不斷降低，含水率為10%時(shí)的運(yùn)行總費(fèi)最高，為103.21萬(wàn)元/a。設(shè)置中間加熱站方案的運(yùn)行總費(fèi)用為113.28萬(wàn)元/a，其中，燃料費(fèi)用為108.26萬(wàn)元/a，動(dòng)力費(fèi)用為5.02萬(wàn)元/a，燃料費(fèi)用占總運(yùn)行費(fèi)用的90%以上。由此可見(jiàn)，摻水輸送低含水油方案的運(yùn)行總費(fèi)用比加熱輸送方案要低，經(jīng)濟(jì)性更好。

圖3 摻水輸送方案中不同含水率的運(yùn)行費(fèi)用Fig.3 Operation cost of different moisture content in water blending transportation scheme

3.2 投資比較

在摻水輸送低含水油的方案中，由于中原油田采用了停運(yùn)各個(gè)聯(lián)合站的原油穩(wěn)定裝置、將未穩(wěn)定原油輸送至油庫(kù)并在油庫(kù)新建原油穩(wěn)定系統(tǒng)進(jìn)行集中處理的改造方案，因此摻水輸送的油水混合物到達(dá)油庫(kù)后，所需要的脫水器、核桃殼濾罐等脫水以及含油污水處理裝置可以充分利用油庫(kù)原有設(shè)備，只需φ3.0 m×1 200 m三相分離器1臺(tái)，投資約65萬(wàn)元。

新建中間加熱站方案的主要工程量為：新建2臺(tái)500 kW加熱爐、1臺(tái)φ600 PN6天然氣分水器、1臺(tái)旋進(jìn)漩渦流量計(jì)(燃?xì)庥?jì)量)，以及配套的站內(nèi)管線、電力、自控等系統(tǒng)，新建金屬圍欄48 m，新建彩鋼板房1座，投資約156萬(wàn)元。

綜合比較發(fā)現(xiàn)，摻水后輸送低含水油方案無(wú)論是運(yùn)行費(fèi)用還是投資費(fèi)用都更具有經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié)論

針對(duì)高凝點(diǎn)、高含蠟管道低輸量運(yùn)行工況，利用Pipephase 9.5建立模型，獲得模擬運(yùn)行參數(shù)并進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比較，得出如下結(jié)論：

(1)中原油田老區(qū)是典型的處于開發(fā)后期的油田，對(duì)低輸量運(yùn)行工況進(jìn)行研究時(shí)，摻水后輸送低含水原油、設(shè)置中間加熱站方案都可以滿足管道的設(shè)計(jì)壓力和設(shè)計(jì)溫度等參數(shù)要求，是可行性方案。

(2)在摻天然氣油氣混輸?shù)姆桨钢?，由于氣液兩相間摩阻增大了流動(dòng)阻力，出站壓力急劇升高，該方案不能滿足低輸量下的輸送要求。

(3)摻水后輸送低含水油方案不僅工藝可行，而且比新建中間加熱站方案具有更低的運(yùn)行費(fèi)用和投資成本，是低輸量工況下推薦的運(yùn)行方案。隨著含水率的升高，運(yùn)行費(fèi)用不斷降低，綜合管線的設(shè)計(jì)溫度(80 ℃)、設(shè)計(jì)壓力(1.6 MPa)、運(yùn)行費(fèi)用等因素，建議管線摻水30%運(yùn)行。