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 系統遠程控制的保溫原油管道， 設計規模為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，總結低輸量運行經驗，根據管道低輸量運行中的不穩定因素， 制定安全經濟的運行方案，保證管道安全、平穩運行。

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，有時通過節流控制輸量，而節流大多導致給油泵在不穩定區域運行， 反映為振動超高等設備保護參數超限。 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，現場設備損壞等問題。

2 運行數據分析

通過SCADA 系統采集的長呼原油管道冬季油溫、地溫、壓力等數據，結合運行方式的調整，綜合分析長呼原油管道低輸量運行時油溫、地溫、凝點、百公里摩阻等數據，總結長呼原油管道冬季低輸量運行的特點，為制定安全、經濟的運行方案，實現管道安全、平穩運行和節能降耗提供理論依據。 為體現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）相關數據，重點對其沿線油溫、地溫及摩阻數據進行分析。

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后，調整點爐方式，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，隨后一段時間內管線油溫趨于穩定。11 月26 日起長呼原油管道運行方式調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，也實現了節能降耗的目的。

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，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據見圖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整，在一段時間內，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。通過地溫數據可知，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定，油房莊站—達拉特旗站摩阻趨于穩定。

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趨于穩定，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趨于穩定［6-7］。

12 月以后，長呼原油管道點爐方式未再調整，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，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，對優化運行效果明顯。

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