長呼原油管道低輸量運行分析研究

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劃、煉廠煉油能力等制約因素影響，低輸量運行是國內(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)遠程控制的保溫原油管道， 設計規(guī)模為500×104t/a，管徑DN 450，設計壓力為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、高黏度）原油，日常運行采用加熱、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，當管道低輸量運行時，油品流速慢， 油溫低于析蠟點后易造成沿線管壁結蠟，有效管徑變小，同時油溫降低黏度增大，油品流動性變差，摩阻增大，逐步導致管輸能力下降，尤其冬季運行階段，嚴重時可導致管線蠟堵、初凝等緊急工況，危及管線安全運行［1］。為此，對長呼原油管道低輸量運行特點進行研究，總結低輸量運行經(jīng)驗，根據(jù)管道低輸量運行中的不穩(wěn)定因素， 制定安全經(jīng)濟的運行方案，保證管道安全、平穩(wěn)運行。

1 低輸量運行風險

1.1 管道基礎資料

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，尤其是低輸量運行時，油品流速低，與周圍環(huán)境熱交換時間長，使下游站場進站油溫進一步下降［2］。熱油管道一般要求進站溫度高于原油凝點3 ℃以上，如進站溫度較低，管道由于異常事件停輸時間過長，有凝管風險，所以對于高凝點低輸量的原油管道保證安全經(jīng)濟的進站溫度尤其重要。

1.3 管道摩阻增加

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

1.4 管道能耗增大損壞設備

管道低輸量運行，遠離設計輸量可導致管線有效利用率低、能耗高，同時可能會對給油泵及加熱爐等設備造成一定的損害［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，管線低輸量運行時可能低于350 m3/h，偏離泵高效區(qū)，有時通過節(jié)流控制輸量，而節(jié)流大多導致給油泵在不穩(wěn)定區(qū)域運行， 反映為振動超高等設備保護參數(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，各站設置2 臺或3臺，采用并聯(lián)方式運行，加熱爐流量較低，為保證出站要求溫度，加熱爐負荷較高，造成加熱爐因排煙溫度過高停爐等問題。 由此可見低輸量運行可導致管道能耗增大，現(xiàn)場設備損壞等問題。

2 運行數(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)，結合運行方式的調(diào)整，綜合分析長呼原油管道低輸量運行時油溫、地溫、凝點、百公里摩阻等數(shù)據(jù)，總結長呼原油管道冬季低輸量運行的特點，為制定安全、經(jīng)濟的運行方案，實現(xiàn)管道安全、平穩(wěn)運行和節(jié)能降耗提供理論依據(jù)。 為體現(xiàn)長呼原油管道運行特點，其低輸量運行選取從熱處理到綜合熱處理運行時間段（2013 年10 月～2014 年1 月）相關數(shù)據(jù)，重點對其沿線油溫、地溫及摩阻數(shù)據(jù)進行分析。

2.1 油溫分析

長呼原油管道冬季運行期間，點爐方式見表2，沿線進、出站溫度見圖1～2。

由圖1～2 分析可知：冬季運行期間，長呼原油管道采用熱處理和綜合熱處理相結合的輸送工藝，2013 年10月1 日起，油房莊站、土默特右旗站點爐運行，10 月7 日達拉特旗站點爐， 從圖1 可以看出達拉特旗站出站溫度升高約13 ℃，相對應的從圖2 中可以看到，約40 h 后，達拉特旗站熱油頭到達土默特右旗站， 土默特右旗站進站溫度升至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，呼和浩特站進站溫度降至23℃，降幅約3℃。 10 月28 日達拉特旗站啟動2 臺爐運行，出站溫度升至50 ℃，土默特右旗站進站溫度升至35℃，升幅約8℃。10 月29 日烏審旗站點爐運行，出站溫度40 ℃，達拉特旗站進站溫度升至29 ℃，待達拉特旗站進站溫度平穩(wěn)后，調(diào)整點爐方式，11 月2 日達拉特旗站停爐，土默特右旗站點爐，出站溫度44 ℃。全線為油房莊站、烏審旗站、土默特右旗站點爐運行，隨后一段時間內(nèi)管線油溫趨于穩(wěn)定。11 月26 日起長呼原油管道運行方式調(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間段，通過不斷調(diào)整站場啟、停爐運行方式，不僅控制了全線油溫滿足安全運行需要，也實現(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 日達拉特旗站點2 臺爐運行，10 月29 日烏審旗站點爐運行，沿線溫降大幅度升高，最高升至71 ℃。隨著11 月2 日達拉特旗站停爐，管道溫降有所降低。 此后點爐方式不再調(diào)整，在一段時間內(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、土默特右旗站點爐運行，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。通過地溫數(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 日改變運行方式， 達拉特旗站點爐運行，控制出站溫度38 ℃左右，熱油頭到達土默特右旗站后，土默特右旗站進站溫度由22 ℃升至28 ℃，從圖5 中可以看到， 達拉特旗站—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， 這是由于達拉特旗站—土默特右旗站管段油溫升幅較大，管道中的蠟結晶進一步溶解在原油中，百公里摩阻下降明顯。 達拉特旗站上游油溫比較穩(wěn)定，油房莊站—達拉特旗站摩阻趨于穩(wěn)定。

11 月起長呼原油管道運行方式為油房莊站、烏審旗站、 土默特右旗站點爐運行，11 月1～3 日和21～22 日為配合呼和浩特站標定流量計，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。 流量計標定結束后，管道摩阻在一定時間內(nèi)趨于穩(wěn)定，原因為管道輸量增大后，對管道蠟結晶有一定的沖刷作用， 管壁沉積的蠟被沖刷后，管徑變大，同時隨著地溫的下降，兩者相互影響，管道摩阻在一定時期內(nèi)趨于穩(wěn)定［6-7］。

12 月以后，長呼原油管道點爐方式未再調(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 凝點分析

長呼原油管道采用熱處理輸送時，油房莊首站出站凝點為18～19 ℃，呼和浩特末站凝點為13～15 ℃；運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，出站凝點在3～5 ℃，呼和浩特末站進站凝點為16～17℃，首站加劑量改為25 g/m3，出站凝點為3～4 ℃，末站進站凝點為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， 在最佳的熱處理條件下，原油物性改善效果顯著，長呼原油管道首、末站凝點趨勢見圖6。

圖6 長呼原油管道首、末站凝點

3 結論

a） 長呼原油管道以油房莊站、達拉特旗站點爐方式運行，烏審旗站—達拉特旗站、土默特右旗站—呼和浩特站兩管段進站溫度較低，約22 ℃，析蠟較為嚴重，需重點關注。

b） 進入11 月份后，沿線地溫下降較快，此時長呼原油管道采用油房莊站、烏審旗站、土默特右旗站點爐方式運行最優(yōu)，通過控制出站溫度，均能保證各站進站溫度高于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， 需重點關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，凝點由17 ℃降為3～5 ℃，經(jīng)過過泵剪切及反復加熱后，到達呼和浩特末站后，凝點反彈至16 ℃，趨于穩(wěn)定。

e）冬季運行期間，通過配合末站呼和浩特站定期標定流量計，提高輸量，可有效沖刷管壁的蠟結晶，對優(yōu)化運行效果明顯。

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