典型含蠟原油管道運行數據分析

于 濤 李 岳 林永剛

中國石油北京油氣調控中心， 北京 100007

0 前言

近年來隨著原油管道業務的大發展，多條高含蠟原油管道建成投產， 新建管道通過SCADA 系統實現整條管線常規運行的操作控制和運行參數的采集保存，有利于生產運行數據的分析與研究。 因熱處理穩定性、重復加熱、溫降及剪切歷史數據等因素對含蠟原油管道的輸送都有較大的影響［1］，且油溫、地溫及沿線溫度場等數據對管道停輸時間有較大影響［2-3］。以目前惠銀線典型含蠟原油管道為例，運行過程中，調度人員需關注全線油溫、地溫、凝點和管道壓力等參數，從而結合管道運行情況，制定安全、高效的運行方案，實現節能降耗。

惠銀線全長132.4 km，管徑Φ457 mm，設計壓力6.3 MPa（局部10 MPa），設計輸量為500×104t/a。 全線共設惠安堡首站、 靈武熱站、 永寧熱站和銀川末站4座站場， 站間距見表1， 主要外輸長慶油田高含蠟原油。 根據沿線地溫和油品物性，管道采用綜合熱處理、熱處理和常溫輸送三種不同工藝。

表1 惠銀線站間高程里程數據

1 運行工藝確定

惠銀線運行方案主要分析油品首末站運行參數。輸送介質物性見表2，結合地溫變化，全年分為春夏秋冬4 個不同工藝運行時期， 其中春季采用熱處理輸送工藝，首站加熱75～85 ℃，經換熱器換熱后60～65 ℃出站；夏季采用全線常溫輸送工藝；秋季采用首站加劑熱處理75～85 ℃，經換熱器換熱后60～65 ℃出站，加劑量為12.5 g/m3。冬季首站加劑熱處理75～85 ℃，經換熱器換熱后60～65 ℃出站，加劑量根據地溫不同分別為12.5 g/m3和25 g/m3。

惠銀線工藝轉換標準為：沿線最低地溫高于10 ℃由冬季轉為春季運行工藝；高于18 ℃轉為夏季運行工藝；低于18 ℃轉為秋季運行工藝；低于12 ℃轉為冬季運行工藝；秋、冬季當沿線站場的進站溫度低于15 ℃，或油品物性出現異常， 則需要在其上一站采取啟爐、提溫等措施。

表2 惠銀線外輸油品物性

2 油溫數據

含蠟原油熱輸管道的沿線溫度近似于對數曲線規律變化［4］，肖北梅等人利用公式反算［5］，獲得管線外輸溫度控制。 實際運行中可利用沿線溫降，反推獲得首站出站油溫要求， 降低沿線不必要的能耗損失，見圖1。

圖1 惠銀線2012 年沿線溫降數據

2012 年惠銀線不同月份各站進出站油溫及運行方案見表3。

由油溫數據表3 和沿線溫降數據圖1 可知：

a）惠銀線4 月之后采用熱處理輸送，逐漸調整首站出站油溫，使得全線溫降在停爐前逐漸降低。

b） 管線常溫輸送時，沿線溫降變化較小，在11 ℃左右，即要保證常溫輸送末站進站溫度高于22 ℃的安全溫度，首站油溫不能低于33 ℃。

c）年初與年底相同輸送工藝，首站出站油溫年初為60 ℃左右，年底為55 ℃左右，相差約5 ℃，但首末站凝點相差不大，且滿足安全運行要求。

d） 全線溫降圖顯示，3 月上旬顯示一次全線溫降增加較大，主要為永寧至銀川管段，管壁結蠟，為保證管線安全高效運行，采用永寧站啟爐熱洗管線。

可見采用全線溫降法分析管線運行數據，可獲得一年各個時期管線總油溫損耗；直觀反映中間站啟爐熱洗等工況。 常溫輸送結合油品物性可獲得首站出站溫度要求； 在能耗分析中也可通過全線溫降進行對比，獲得在地溫相同時，全線溫降數據，用以指導管道運行油溫控制。

表3 惠銀線2012年各月各站進出站油溫及運行方式

3 凝點

惠銀線外輸油品物性隨輸送工藝改變而改變，冬季采用綜合熱處理輸送工藝時，加劑量分別為25 g/m3和12.5 g/m3，首站出站凝點在1～3 ℃之間，末站凝點在7～14 ℃，經管線剪切及中間站熱處理，凝點反彈較大在6～13 ℃；春季和秋季采用熱處理輸送工藝時，首站出站凝點在10～12 ℃，末站凝點為12～13 ℃，油品物性穩定；夏季常溫輸送，首站出站凝點17～19 ℃，末站凝點為14～16 ℃。 可見油品經管線低速剪切后，在一定程度上改善其低溫流變性，低速剪切作用促進了加劑油的蠟晶聚集成團，使得未被蠟晶占據的游離液態油增多［6-7］。 凝點變化曲線見圖2。

圖2 惠銀線2012 年凝點變化趨勢圖

4 百公里摩阻

通過SCADA 系統采集各站場進出站壓力數據，利用伯努利方程計算管線摩阻并轉化為百公里摩阻，對不同管段百公里摩阻進行對比，見圖3。

圖3 惠銀線2012 年沿線站間百公里摩阻趨勢圖

根據油溫數據，結合不同站間百公里摩阻趨勢對比可知：

a）惠安堡至靈武管段因油溫高，除了夏季最低油溫為32.3 ℃，低于管線析蠟點，其余時期進站油溫均高于析蠟點，因此該管段只在夏季運行工況靈武進站上游存在少量結蠟，其余時間管壁均不結蠟，沿線摩阻只與輸量有關。

b）2012 年2～5 月管線輸量相差較小， 靈武至永寧管段摩阻變化不大，因該管段油溫較高，均在32 ℃以上，雖低于管線析蠟點，但是未達到析蠟高峰期，該時期只在永寧進站上游較短管段存在少量結蠟。

c）夏季工況， 靈武至永寧管段出站油溫在32.6～33.6 ℃，進站油溫27.5～28.5 ℃，夏季運行初期該管段摩阻增加較小，隨著管道運行，9 月底該管段百公里摩阻最大，可見惠銀線所輸油品，該溫度段處于結蠟高峰期。

d）1～3 月管線輸量逐漸變小，永寧至銀川百公里摩阻由1 月1 日3.68 MPa/100 km，到3 月2 日永寧啟爐熱洗管線之前6.5 MPa/100 km， 增加了2.82 MPa/100 km，即該管段經過3 個月的運行，管道摩阻增加了1.02 MPa/100 km，管壁結蠟嚴重。

e）永寧至銀川管段隨著運行方案的轉換，百公里摩阻除夏季運行工況小于靈武至永寧管段，其余時間均最大， 且隨著管線運行時間延長， 百公里摩阻增大。 主要因該管段油溫處于析蠟高峰期，根據列賓宗公式［8］管壁結蠟，管徑變小、流速增大，摩阻增大。

可見惠銀線夏季常溫輸送時，應重點關注靈武至永寧管段摩阻變化；其余時間應重點關注永寧至銀川管段摩阻。

5 總傳熱系數

通過SCADA 系統采集沿線流量、 油溫和地溫數據，利用蘇霍夫總傳熱系數計算式（1）［9］，獲得不同月份各管段總傳熱系數值。 惠銀線2012 年各月各站總傳熱系數K 值見表4，沿線總傳熱系數趨勢見圖4。

式中：K 為管道穩定狀況下的總傳熱系數，W/（m2·℃）；G 為輸油量，kg/s；C 為原油比熱容，J/（kg·℃），通常取C＝2 009.66 J/（kg·℃）；tH為本站出站溫度，℃；tK為下站進站溫度，℃；to為管道地溫，℃。

初設數據： 惠安堡-靈武段總傳熱系數2.3 W/（m2·℃），靈武-銀川段為2.48 W/（m2·℃）。

表4 惠銀線2012年各月各站總傳熱系數K值反算

圖4 惠銀線2012 年沿線總傳熱系數趨勢

由各管段總傳熱系數K 值可知：

a） 惠安堡站至靈武站總傳熱系數較穩定，在1.01～1.57 W/（m2·℃） 之間， 且低于初設數據2.3 W/（m2·℃）。

b） 靈武至永寧管段，總傳熱系數波動較大，在1～7 月總傳熱系數逐漸降低，從2.92 W/（m2·℃）逐漸降至2.04 W/（m2·℃）， 但隨著夏季工況運行，8～10 月總傳熱系數陡升至3.10～3.21 W/（m2·℃），主要因該時間段處于夏季多雨期，當土壤含水量變化時，則土壤的導熱系數發生較大變化，管線的總傳熱系數亦發生變化［9］。

c）靈武至永寧管段K 值較高，且1 年有7 個月高于初設給定值，全年平均值為2.7 W/（m2·℃），高于設計值2.48 W/（m2·℃）， 同樣在永寧至銀川段全年平均K 值2.39 W/（m2·℃），8～10 月K 值高于設計給定值，因此在惠銀線溫降及停輸時間計算上K 值應使用現實反算數據。

6 結論

a）惠銀線根據外輸油品物性結合油溫、地溫制定春夏秋冬4 個不同時期運行方案。

b） 利用全線溫降數據可直觀反映中間站場啟爐工況，給出常溫輸送首站出站油溫控制，分析整條管線全年能耗，以利于管道方案優化，實現節能降耗。

c） 利用百公里摩阻對比獲得除夏季常溫輸送需重點關注靈武至永寧管段結蠟外，其余時間段需重點關注永寧至銀川管道。

d） 惠銀線溫降及停輸時間計算時，K 值應使用實際數據反算值。

［1］李傳憲. 原油流變學［M］. 東營：中國石油大學出版社，2007.199-201.Li Chuanxian.Crude Oil Rheology［M］. Dongying：China University of Petroleum Press，2007.199-201.

［2］ 劉勇峰，吳 明，張宏濤，等. 裸露管線停輸溫降規律數值模擬［J］. 天然氣與石油，2011，29（5）：18-20.Liu Yongfeng，Wu Ming，Zhang Hongtao，et al. Numerical Simulation of Temperature Drop for Exposed Pipeline after Shutdown［J］.Natural Gas and Oil，2011，29（5）：18-20.

［3］ 劉曉娜，趙會軍，張廷全. 穩定的熱油溫度場對后續冷油溫度的影響［J］. 天然氣與石油，2009，27（2）：5-7.Liu Xiaona，Zhao Huijun，Zhang Tingquan.Effect of Stable Hot Oil Temperature Field on Cold Oil Temperature in Process of Batch Transportatio［J］.Natural Gas and Oil，2009，27（2）：5-7.

［4］張足斌，張國忠，王海琴.含蠟原油長輸管道平均溫度研究［J］. 油氣田地面工程，2009，28（8）：11-12.Zhang Zubin，Zhang Guozhong，Wang Haiqin.Study on Average Temperature in Long Distance Waxy Oil Pipeline［J］.2009，28（8）：11-12.

［5］ 肖北梅，潘永梅，陳炳峰. 不同介質溫度條件下輸油管道起點溫度的計算［J］. 油氣田地面工程，2000，19（3）：21-22.Xiao Beimei，Pan Yongmei，Chen Bingfeng. Calculation to Starting Temperature of Oil Pipeline Under Different Medium Temperatures［J］. Oil-Gasfield Surface Engineering，2000，19（3）：21-22.

［6］ 夏惠芳，張勁軍.低速剪切影響加劑原油低溫流動性機理研究［J］. 油氣儲運，2001，20（2）：32-34.Xia Huifang，Zhang Jinjun.Study on the Influence of Low Rate Shear on the Low-temperature Flow Properties of the PPDtreated Crude Oil［J］.Oil and Gas Storage and Transportation，2001，20（2）：32-34.

［7］ 黃啟玉，張勁軍，嚴大凡. 高速剪切后加劑原油低溫流動性的恢復［J］. 油氣儲運，1999，18（10）：6-8.Huang Qiyu，Zhang Jinjun，Yan Dafan. The recover of fluidity of PPD-Treated Crude Oil after High Rate Shear ［J］. Oil-Gasfield Surface Engineering，1999，18（10）：6-8.

［8］ 楊筱蘅.輸油管道設計與管理［M］. 東營：中國石油大學出版社，2006.91-92.Yang Xiaoheng.Design and Management of Oil Pipelines［M］.Dongying：China University of Petroleum Press，2006.91-92.

［9］ 李文彩，王鳳軍，李艷梅，等. 長輸管道總傳熱系數分析及評價［J］. 油氣田地面工程，2006，25（10）：20-21.Li Wencai，Wang Fengjun，Li Yanmei，et al.Analysis and Evaluation of Total Heat Transfer Coefficient of Long-Distance Pipeline［J］. Oil and Gas Field Surface Engineering，2006，25（10）：20-21.