中緬原油管道（國(guó)內(nèi)段）投產(chǎn)過(guò)程技術(shù)分析

李洪偉 蔡 宇 張 帆 田志強(qiáng) 郝元放 吳 燁 高經(jīng)華 李青翠

1.中國(guó)石油管道局工程有限公司東北石油管道公司；2.國(guó)家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司油氣調(diào)控中心；3.北京樺盛恒利工程設(shè)計(jì)有限公司

中緬原油管道工程（國(guó)內(nèi)段）是我國(guó)實(shí)施能源戰(zhàn)略的重點(diǎn)項(xiàng)目之一，是我國(guó)四大能源進(jìn)口通道的重要組成部分。管道起自緬甸西海岸馬德島，從云南瑞麗市進(jìn)入中國(guó)境內(nèi)。中緬原油管道工程（國(guó)內(nèi)段）一期工程瑞麗- 祿豐段線路長(zhǎng)度為605.9km，管徑D813mm，設(shè)計(jì)壓力4.9M ～15.0MPa；安寧支線長(zhǎng)度為42.8km，管徑D610mm，設(shè)計(jì)壓力9.0M～10.5MPa，一期工程設(shè)計(jì)輸量為1300 萬(wàn)t/ a。管道主要輸送沙特、科威特和伊朗原油，采用常溫密閉輸送工藝，接收中緬原油管道（境外段）來(lái)油。

中緬原油管道工程（國(guó)內(nèi)段）沿線地質(zhì)條件復(fù)雜，多次穿、跨越國(guó)際性河流，管道落差大、壓力高、U 形彎多。其中瀾滄江跨越落差達(dá)到1200m，怒江跨越落差達(dá)到1500m，管道最大落差梯度達(dá)到了0.2?？梢哉f(shuō)，中緬原油管道工程（國(guó)內(nèi)段）是國(guó)內(nèi)最復(fù)雜的一條液體管道。圖1 為管道跨越瀾滄江。

圖1 管道跨越瀾滄江

不僅管道沿線地形復(fù)雜，中緬原油管道還采用了國(guó)外段、國(guó)內(nèi)段同步投產(chǎn)的方式。這種方式不僅增加了投產(chǎn)調(diào)度指揮的難度，也使得管道在流程切換、充水排氣等方面面臨挑戰(zhàn)。

1 管道投產(chǎn)過(guò)程

因管道投產(chǎn)用水使用國(guó)外段管道投產(chǎn)用水，其水質(zhì)與水量均受?chē)?guó)外段的節(jié)制。鑒于以上原因，管道投產(chǎn)并未采用原定方案進(jìn)行全線水聯(lián)運(yùn)，而是采用了部分管段充水、以油頂水的方式進(jìn)行[1-3]。全部投產(chǎn)過(guò)程主要由四部分組成。

（1）第一階段——充水排氣：0 時(shí)刻，瑞麗首站啟動(dòng)604# 給油泵，國(guó)內(nèi)段投產(chǎn)工作正式開(kāi)始；446h，首站水位庫(kù)存最低，輸水工作完成；498h，水頭到達(dá)安寧末站。

（2）第二階段——停輸保壓：因國(guó)外段提供水量不足，無(wú)法實(shí)現(xiàn)全線注水，國(guó)內(nèi)段實(shí)際充水距離約610km?，F(xiàn)場(chǎng)投產(chǎn)指揮部決定，對(duì)原檢漏方式進(jìn)行變更，由全線整體檢漏變更為以彌渡站為分界點(diǎn)的上下游2 段進(jìn)行管道檢漏。停輸時(shí)各高點(diǎn)均保持正壓，停輸后關(guān)閉各閥室，每隔1h 記錄壓力。經(jīng)過(guò)8h 監(jiān)測(cè)，根據(jù)壓力變化情況和現(xiàn)場(chǎng)巡線，檢查全線是否存在漏點(diǎn)，以及管線和各受壓設(shè)備是否運(yùn)轉(zhuǎn)正常。

（3）第三階段——油水置換：492h，中緬原油管道境內(nèi)段正式進(jìn)行油水置換，瑞麗首站開(kāi)始外輸原油；816h，油頭到達(dá)安寧末站，全部過(guò)程需用原油308921m3。

（4）第四階段——72h 聯(lián)運(yùn)：油頭到達(dá)安寧末站后，管道分別在1400m3/ h 和1800m3/ h 兩個(gè)輸量下試運(yùn)24h和48h。

2 投產(chǎn)過(guò)程遇到的問(wèn)題及對(duì)策

2.1 境內(nèi)外同步投產(chǎn)所帶來(lái)的影響

由于本次投產(chǎn)用水為境外段投產(chǎn)來(lái)水，且境內(nèi)段與境外段同步投產(chǎn)，此種投產(chǎn)方式為管道投產(chǎn)先后帶來(lái)諸多問(wèn)題。

2.1.1 境外段水中含有大量氣體

境外來(lái)水含氣量過(guò)大，瑞麗首站在切換發(fā)水罐過(guò)程中由于收水與發(fā)水流程瞬間連通，境外含氣水流進(jìn)入給油泵，出現(xiàn)了三次輸油泵吸入大量氣體導(dǎo)致甩泵的現(xiàn)象。

對(duì)策：首先對(duì)管線進(jìn)行停輸并進(jìn)行站場(chǎng)排氣；其次，首站采取來(lái)水與發(fā)水單罐進(jìn)- 單罐出的方式運(yùn)行；同時(shí)優(yōu)化切罐開(kāi)閥方式，延長(zhǎng)開(kāi)閥行程時(shí)間，保證給油泵入口壓力。

2.1.2 境外段油中含水

因境外段投產(chǎn)時(shí)產(chǎn)生大量油水混合物（油頭提前水頭約60km 進(jìn)入罐區(qū)），一方面造成國(guó)內(nèi)段投產(chǎn)用水不能充滿全管線，停輸試漏被迫分為兩段進(jìn)行。另一方面，因油水混合物進(jìn)入罐區(qū)，境內(nèi)段輸油時(shí)夾雜小批次水段，對(duì)油頂水階段壓力持續(xù)上升造成疊加影響。

對(duì)策：在首站出站側(cè)上傳超聲波聲速值[4-5]，跟蹤小批次水的界面位置，提前采取措施防止管線超壓；采用大罐沉降方式沉降游離水，加密上罐檢尺頻次和罐底排水頻次，盡可能外輸純油。

2.1.3 境外來(lái)油中含有大量氣體

瑞麗首站收境外油過(guò)程中，油品中夾雜著大量氣體導(dǎo)致罐頂透光孔無(wú)法關(guān)閉，原油中氣泡進(jìn)罐釋放過(guò)程中噴濺到浮罐頂罐浮盤(pán)表面，造成油氣濃度超高。

對(duì)策：協(xié)調(diào)國(guó)外段停輸，暫停收油，防止油氣濃度進(jìn)一步加大；加工類似呼吸閥的裝置（圖2），安裝在透光孔上，防止油品外濺，起到一定的阻燃作用，同時(shí)不影響氣體排出。

圖2 收油罐透光孔臨時(shí)呼吸閥

2.2 管線內(nèi)氣阻

中緬原油管道沿線地勢(shì)起伏大，U 形彎多，投產(chǎn)前設(shè)置的臨時(shí)排氣點(diǎn)不足。投產(chǎn)過(guò)程中，根據(jù)實(shí)際情況又新增5 處排氣點(diǎn)，但管線中仍存在氣體，在芒市出站后形成較大氣阻，壓力明顯異常。油頭在翻越芒市出站后的怒江U型彎時(shí)，芒市- 2# 高點(diǎn)氣阻影響較大，加之油頂水時(shí)U型彎兩側(cè)油、水密度差產(chǎn)生的靜壓差較大，在芒市出站壓力達(dá)到最大設(shè)計(jì)運(yùn)行值時(shí)，仍無(wú)法翻越U 型彎右側(cè)高點(diǎn)。

投油初期，芒市至龍陵站間摩阻變化平穩(wěn)，但明顯高于理論計(jì)算值，實(shí)際摩阻約為理論值的8 倍左右。當(dāng)油頭到達(dá)怒江低點(diǎn)處，該段壓力降急劇增大到約為6MPa/ 100km，是理論計(jì)算值10 倍。詳見(jiàn)圖3。

圖3 芒市出站管段摩阻變化趨勢(shì)圖

由于芒市出站壓力已達(dá)到其運(yùn)行壓力最高值，管線被迫全線停輸。投產(chǎn)指揮部經(jīng)過(guò)模擬仿真、水力分析后迅速做出決策：

（1）管線進(jìn)行臨時(shí)開(kāi)孔，在線路理論高程點(diǎn)增加了X1、X2、X3 等5 個(gè)排氣點(diǎn)，增加管線排氣；

（2）提高芒市站出站壓力運(yùn)行限值，將出站壓力保護(hù)值臨時(shí)改為15MPa，并將出站泄壓閥的壓力泄放設(shè)定值由13.2MPa 提升到14.5MPa；

（3）在芒市出站壓力提高到設(shè)計(jì)最高壓力后，管線仍然無(wú)法運(yùn)行，采取措施在U 型彎右側(cè)臨時(shí)排水進(jìn)行泄壓，怒江段油水置換順利完成。

圖4 為芒市出站壓力變化趨勢(shì)圖。

圖4 芒市出站壓力變化趨勢(shì)圖

2.3 油水置換過(guò)程中摩阻異常分析

管道在投產(chǎn)過(guò)程中芒市出站管段摩阻值異常高，指揮部經(jīng)分析后認(rèn)為主要是以下原因造成的。

2.3.1 管道含有氣體

在芒市- 保山段，除大型U 型彎外，還有很多鋸齒狀的地形起伏段，此類高程差20～50m 的小U 型彎在投水階段殘留了部分氣泡，在油水置換階段逐漸聚合，導(dǎo)致投水階段已經(jīng)基本排除的氣阻重新出現(xiàn)[6]。

2.3.2 大落差管道投產(chǎn)時(shí)形成段塞流彌合水錘

中緬管道特點(diǎn)決定了其在投產(chǎn)階段易形成段塞流，特別是在起伏較大的怒江段，段塞流中的較大氣囊重新聚集時(shí)形成的彌合水錘升壓較快；加之中緬投產(chǎn)充水速度慢，高速排氣點(diǎn)少，氣囊不易被帶走，造成管道存氣過(guò)多，壓力參數(shù)異常[7]。

2.3.3 部分管段可能形成油包水乳狀液

落差管道沿線經(jīng)過(guò)劇烈攪拌、起伏管段的擴(kuò)散、調(diào)節(jié)閥門(mén)的剪切，以及管道建設(shè)遺留的泥沙（天然的乳化劑），使油與水形成穩(wěn)定的乳狀液。隨著油頭逐漸向下游移動(dòng)，乳狀液與水中殘留氣體接觸，相間摩擦力迅速增大，氣泡破碎速度、液體攜氣能力隨之增大，沿線含氣率增大，導(dǎo)致管段的附加壓力損失增大。

2.3.4 清管器投放位置不佳可能封閉大段氣體

為避免清管器在自身重力及清管器后水柱壓力作用下高速撞擊管道低點(diǎn)，怒江段清管器在芒市水頭出站50km 后投放，導(dǎo)致清管器前水頭過(guò)長(zhǎng)，水段內(nèi)封閉了大量氣體，造成充水階段排氣效果不理想。

3 結(jié)論

3.1 大落差多U形彎管道設(shè)置高點(diǎn)排氣閥室

中緬原油管道最大落差達(dá)1500m，最大落差梯度1∶5，管線起伏多，投產(chǎn)時(shí)排氣較關(guān)鍵。但在初設(shè)中未設(shè)置高點(diǎn)排氣閥室。投產(chǎn)前和投產(chǎn)過(guò)程中設(shè)置了10 處臨時(shí)排氣點(diǎn)，但管線仍有大量氣體形成較大氣阻，給投產(chǎn)工作增加了難度。原因?yàn)楦唿c(diǎn)開(kāi)孔位置和數(shù)量不當(dāng)，因管道施工完畢管線已回填，選取的開(kāi)孔點(diǎn)為理論高程點(diǎn)，影響了管線排氣。

類似中緬原油管道（國(guó)內(nèi)段）情況，應(yīng)在初設(shè)階段設(shè)置好高點(diǎn)排氣閥室，并保證位置的準(zhǔn)確性，以及排氣點(diǎn)數(shù)量滿足排氣要求。

3.2 大落差山區(qū)管道綜合考慮投產(chǎn)水量

山區(qū)管道起伏落差大，管線內(nèi)氣體不容易排出。通過(guò)適當(dāng)增加投產(chǎn)水量，可以有效增加水聯(lián)運(yùn)時(shí)間，增加排氣時(shí)間，有效調(diào)試設(shè)備、檢驗(yàn)設(shè)備的可靠性，降低運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。但投產(chǎn)水量過(guò)多，會(huì)造成管線壓力持續(xù)處于較高狀態(tài)，從而增加運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。

在環(huán)保和安全的前提下，應(yīng)綜合考慮投產(chǎn)水量，既能延長(zhǎng)設(shè)備水聯(lián)運(yùn)時(shí)間，又能保證管線順利排氣，降低安全風(fēng)險(xiǎn)。

3.3 投產(chǎn)時(shí)加強(qiáng)清管器耐磨性與投放位置研究

由于投產(chǎn)時(shí)管線中介質(zhì)是水，潤(rùn)滑性差，加之管線不滿流、清管間距偏長(zhǎng)等，都加劇了清管器皮碗的磨損。本次投產(chǎn)因清管器皮碗耐磨性較差，造成保山- 彌渡、彌渡- 祿豐第一個(gè)清管器均停留在了管線中，未正常收到，直接影響了管線的排氣。清管器投放位置應(yīng)盡量在水頭端，如在水段中則排氣效果較差。