劉澤鑫 郁振華 何 杰 魏國慶 周中強(qiáng) 趙新穎

1. 國家管網(wǎng)集團(tuán)東部原油儲運(yùn)有限公司, 江蘇 徐州 221008;2. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院, 四川 成都 610500

0 前言

原油管道投產(chǎn)方式主要有全線水聯(lián)運(yùn)、水隔離段后投油、空管投油三種[1-5]。國外原油管道主要采用空管投油方式進(jìn)行投產(chǎn),國內(nèi)采用全線水聯(lián)運(yùn)或水隔離段后投油方式進(jìn)行投產(chǎn)。水隔離段后投油方式主要由水頂氣過程和油頂水過程構(gòu)成,該方式具有建立背壓、清掃站間管道、試運(yùn)設(shè)備等優(yōu)點(diǎn),缺點(diǎn)是需要準(zhǔn)備大量水源,沿線站場需排放污水等[6]。對于大落差管道,水隔離段后投油方式容易造成管內(nèi)高點(diǎn)積氣[7-10]、低點(diǎn)積水，形成混油。張楠等人[11]分析了大落差對西部成品油管道投產(chǎn)帶來的影響,提到了大落差所帶來的進(jìn)氣、混油問題,并給出了解決方式。丁俊剛等人[12]結(jié)合蘭成原油管道投產(chǎn)中產(chǎn)生的氣阻與采取的排氣措施,強(qiáng)調(diào)了對于大落差管道投產(chǎn)過程排氣的重要性。劉靜等人[13]分析了貴渝成品油管道投產(chǎn)過程中氣阻情況,氣阻造成了管道內(nèi)壓力不斷上升,通過發(fā)送清管器與開孔排氣消除了氣阻。黃澤俊等人[14]探討了中緬原油管道投產(chǎn)過程中氣阻問題,分析了氣阻導(dǎo)致管內(nèi)高壓的原因。于濤等人[15]針對石蘭原油管道投產(chǎn)中出現(xiàn)的異常工況進(jìn)行了原因分析,發(fā)現(xiàn)管道高點(diǎn)后形成不滿流、未發(fā)送油水界面清管器是造成投產(chǎn)混油量較大的主要原因。綜上所述,對于大落差管道投產(chǎn)過程,管內(nèi)高點(diǎn)積氣、低點(diǎn)積水是普遍存在的問題,目前沒有較好的解決方法。

日濮洛原油管道從山東省日照首站至河南省洛陽末站,該管道沿線地形起伏大、翻越點(diǎn)多,全線長為798 km，管道在6 km內(nèi)最大高程差達(dá)到132 m,屬于大落差管段。該管道采用水隔離段后投油方式進(jìn)行投產(chǎn),投產(chǎn)過程中容易出現(xiàn)高點(diǎn)積氣、水沉積等問題。為了盡可能減緩這些問題,采用OLGA軟件對日濮洛原油管道投產(chǎn)過程建立仿真模型進(jìn)行模擬分析,根據(jù)模擬結(jié)果,提出投產(chǎn)方案,保障管道安全投產(chǎn)。

1 日濮洛原油管道投產(chǎn)模型的建立

1.1 日濮洛原油管道基本參數(shù)

日濮洛原油管道長798 km,管徑762 mm,設(shè)計(jì)壓力9.0/7.5 MPa,近期設(shè)計(jì)輸量1.0×107t/a,遠(yuǎn)期設(shè)計(jì)輸量1.8×107t/a。管道全線共設(shè)6座站場,分別為日照首站、臨沂清管站、曲阜泵站、濮陽泵站、新鄉(xiāng)清管站、洛陽末站。管道主要輸送阿曼原油、科威特原油等6種油品。管道高程里程圖,見圖1。

圖1 管道高程里程圖Fig.1 Pipeline elevation-mileage chart

1.2 OLGA仿真模型建立

日濮洛原油管道采用水隔離段后投油方式進(jìn)行投產(chǎn),為了與實(shí)際投產(chǎn)情況相符合,利用OLGA仿真模型采用的質(zhì)量來源分別為模擬水源和油源,通過設(shè)置時間序列來控制充水和充油過程的進(jìn)行;采用OLGA軟件內(nèi)的自動控制系統(tǒng)模塊進(jìn)行中間泵站排水量控制和站間清管器發(fā)送;結(jié)合起點(diǎn)壓力值,通過自動控制系統(tǒng)模塊,控制投產(chǎn)過程中啟泵時刻。在管道充水階段,充水前管內(nèi)充滿空氣,因此管道初始條件為管道內(nèi)全為空氣,即空穴比設(shè)為1,管道進(jìn)口為流量邊界條件,管道出口為壓力邊界條件,取值為大氣壓力[16]。建立的OLGA仿真模型見圖2。

圖2 日濮洛原油管道投產(chǎn)OLGA仿真模型圖Fig.2 OLGA simulation model of the Ripuluo crude oil pipeline commissioning

2 工況模擬結(jié)果分析

2.1 工況模擬參數(shù)

投產(chǎn)過程由兩個階段組成,第一個階段為水頂氣的充水過程,第二階段為油頂水的油水置換過程。因此在原油管道投產(chǎn)過程中,需要對管道輸量、投運(yùn)水量(充水量)、油水置換時機(jī)進(jìn)行考慮,確定各參數(shù)。

在投產(chǎn)過程中，為了保證輸油泵的可靠運(yùn)行,輸油泵應(yīng)優(yōu)先在工作區(qū)運(yùn)行,即泵的排量控制在額定排量的80%～110%范圍內(nèi)[17]。管道泵站使用的輸油泵額定排量為1 600 m3/h,因此管道輸量分別定為1 280 m3/h、1 440 m3/h、1 600 m3/h、1 760 m3/h,其中充水和充油流量相同。對于水隔離段后投油方式的過程,管道充水長度的選擇應(yīng)綜合考慮地形、流量、管徑、排氣點(diǎn)、沿線站場排污等因素[18]。結(jié)合西部成品油和蘭鄭段成品油管道[19]的投產(chǎn)情況來看,每個泵站排水量約3 000～4 000 m3,由于沿線有2個泵站,因此排污水量為8 000 m3,換算成充水長度約為18.7 km。日濮洛原油投產(chǎn),管道起點(diǎn)上水量約 27 000 m3,換算為充水長度約63 km。而通常情況下，充水長度又要求大于最長站間距[20],日濮洛原油管道沿線站場站間距最長為188 km。通過以上分析,充水長度分別可取40 km、50 km、60 km、70 km、200 km、220 km。油水置換時機(jī)可以通過充水長度和管道輸量計(jì)算得到。最后，在投產(chǎn)過程中考慮在站間發(fā)送氣水清管器和油水界面隔離器。模擬投產(chǎn)工況見表1。

2.2 投產(chǎn)工況

當(dāng)日照首站充水長度為40 km,管道輸量為1 280 m3/h時,對管道投產(chǎn)過程進(jìn)行模擬，各泵站出口的壓力變化見圖3～5。

從圖3～5可看出，泵站出站壓力隨著投產(chǎn)過程呈現(xiàn)逐漸增加趨勢,泵站出站壓力的增加是為了克服投產(chǎn)過程中的摩擦阻力和高程差帶來的壓降。在管道投產(chǎn)過程中,隨著水頭的不斷前進(jìn),管道沿線的泵站會逐漸投入使用,因此當(dāng)下游泵站啟泵后,上游泵站的出站壓力會有所下降。當(dāng)水頭到達(dá)末站后,泵站出口壓力會趨于穩(wěn)定。同時在整個投產(chǎn)過程中,泵站出口壓力最高為 8 MPa 左右,小于管道設(shè)計(jì)壓力9 MPa。

圖3 日照首站壓力變化圖Fig.3 Pressure changes at the first station in Rizhao

圖5 濮陽泵站壓力變化圖Fig.5 Pressure changes in Puyang Pumping Station

2.3 不同管道投產(chǎn)輸量模擬

模擬充水長度70 km時,管道輸量分別為1 280 m3/h、1 440 m3/h、1 600 m3/h、1 760 m3/h工況下,管道沿線翻越點(diǎn)持液率、局部低點(diǎn)持水率、翻越點(diǎn)低壓(小于0.05 MPa)持續(xù)時間變化情況，見圖6～8。由圖6～7可看出,當(dāng)管道流量為1 280 m3/h、1 440 m3/h、1 600 m3/h、1 760 m3/h時,翻越點(diǎn)持液率從水頭到達(dá)翻越點(diǎn)時的0逐漸上升至充滿液體的1,所需時間分別為32.9 h、29.3 h、26.1 h、22.5 h,每增加160 m3/h流量,可減少積氣時間約3 h;翻越點(diǎn)后局部低點(diǎn)持水率從1變?yōu)?的時間差分別為54.2 h、48.4 h、44.2 h、40.3 h,每增加 160 m3/h 流量,可減少低洼處水沉積時間約4 h。

圖6 翻越點(diǎn)持液率變化圖Fig.6 Change of liquid holdup at the turning point

圖7 局部低點(diǎn)持水率變化圖Fig.7 Change of water holdup at local low point

圖8 翻越點(diǎn)低壓持續(xù)時間圖Fig.8 Duration of low pressure at the high point of the pipeline

管道投產(chǎn)不同輸量下，翻越點(diǎn)低壓持續(xù)時間，見圖8。由圖8可看出,翻越點(diǎn)低壓持續(xù)時間分別為24.8 h、15.6 h、9.1 h、3.6 h,每增加160 m3/h流量,可減少低壓持續(xù)時間約6 h。管道投產(chǎn)輸油量越大,液體攜帶走管內(nèi)積氣的能力越強(qiáng),油流對積水的攜帶作用越強(qiáng),翻越點(diǎn)處持續(xù)低壓時間越短。因此在管道投產(chǎn)過程中,不宜采用較小的輸量。

但并不意味著管道輸量越大越好,更大的管道輸量會導(dǎo)致投產(chǎn)過程中能耗的增加,并且大的管道輸量可能引起投產(chǎn)過程中管道內(nèi)超壓。圖9～12分別為管道輸量1 760 m3/h、1 600 m3/h、1 440 m3/h、1 280 m3/h時,日照首站壓力變化情況,由圖9～12可看出，管道輸量為 1 760 m3/h 時,該點(diǎn)壓力更接近設(shè)計(jì)壓力9 MPa,相對于其他管道輸量,管道在投產(chǎn)過程中有更大的超壓風(fēng)險(xiǎn)。

圖9 管道輸量1 760 m3/h時日照首站壓力圖Fig.9 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 760 m3/h

圖10 管道輸量1 600 m3/h時日照首站壓力圖Fig.10 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 600 m3/h

圖11 管道輸量1 440 m3/h時日照首站壓力圖Fig.11 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 440 m3/h

圖12 管道輸量1 280 m3/h時日照首站壓力圖Fig.12 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 280 m3/h

由前文分析可知,在管道投產(chǎn)過程中,較小的輸量會導(dǎo)致液體攜帶管內(nèi)積氣的能力和油流對積水的攜帶作用變?nèi)?，以及?dǎo)致管內(nèi)低壓持續(xù)時間的增加,同時為了避免大輸量帶來的能耗增加和超壓問題,因此排除 1 280 m3/h 和1 760 m3/h作為投產(chǎn)輸量。最后再結(jié)合現(xiàn)場(1 360±100 m3/h的暫定管道投產(chǎn)輸量,建議 1 440 m3/h 作為日濮洛原油管道投產(chǎn)輸量。

2.4 不同充水長度模擬

模擬輸量1 280 m3/h時,充水長度分別為40 km、50 km、60 km、70 km、200 km、220 km工況下,管道沿線翻越點(diǎn)持液率、局部低點(diǎn)持水率、翻越點(diǎn)低壓持續(xù)時間變化情況見圖13～15。

由圖13～14可看出,充水長度對高點(diǎn)持液率和低點(diǎn)沉積水量幾乎沒有影響。

圖13 翻越點(diǎn)持液率變化圖Fig.13 Change of liquid holdup at the turning point

圖14 局部低點(diǎn)持水率變化圖Fig.14 Change of water holdup at local low point

由圖15可看出,當(dāng)充水長度為40 km、50 km、60 km、70 km 時,在翻越點(diǎn)處均會出現(xiàn)0.05 MPa左右的低壓;而充水長度為200 km和220 km時,翻越點(diǎn)不會出現(xiàn)較低壓力。當(dāng)充水長度為40 km、50 km、60 km、70 km時,其低壓持續(xù)時間分別為37.9 h、34.8 h、27.8 h、19.7 h,其中充水長度從40 km提升至60 km的過程中,每10 km水柱長度變化,僅帶來約3 h的低壓時間縮短,而在充水長度從60 km變化為70 km的過程中,10 km的水柱變化使低壓持續(xù)時間縮短了近8 h,改善效果突出,因此考慮翻越點(diǎn)處持續(xù)低壓所可能帶來的潛在危害,并結(jié)合管道起點(diǎn)上水量的限制,選擇70 km長度的充水量是較為合理的。

圖15 翻越點(diǎn)低壓持續(xù)時間圖Fig.15 Duration of low pressure at the high point of the pipeline

3 日濮洛原油管道推薦投產(chǎn)方案

綜合以上分析,推薦管道投產(chǎn)輸量為1 440 m3/h,充水長度為70 km。由OLGA仿真模型得到該投產(chǎn)工況下具體投產(chǎn)操作見表2。

表2 投產(chǎn)操作表

70 km的充水長度是綜合考慮管道安全投產(chǎn)、起點(diǎn)上水量限制所得到的最小充水長度,如果管道首站能夠獲得更充足的水量,建議將充水長度擴(kuò)大至站間距或全線長度,進(jìn)一步提高投產(chǎn)試運(yùn)行的安全性。

4 結(jié)論

本文應(yīng)用OLGA軟件建立日濮洛原油管道投產(chǎn)的OLGA仿真模型,研究管道輸量、充水長度對投產(chǎn)過程中流動參數(shù)的影響,從而制定日濮洛原油管道投產(chǎn)方案,結(jié)論兩點(diǎn)。

1)管道投產(chǎn)過程中輸量越大,管道翻越點(diǎn)持液率由0變?yōu)?的時間、低點(diǎn)持水率由1變?yōu)?的時間和翻越點(diǎn)處低壓持續(xù)時間均會減少,但并不意味著管道輸量越大越好,更大的管道輸量會導(dǎo)致投產(chǎn)過程中能耗增加,并且較大的管道輸量可能引起投產(chǎn)過程中管道內(nèi)超壓,因此管道投產(chǎn)輸量需綜合考慮多方面因素來確定。

2)管道投產(chǎn)過程中充水長度的選取，可以根據(jù)高點(diǎn)低壓持續(xù)時間和管道起點(diǎn)上水量綜合考慮來進(jìn)行確定。