清河采油廠原油外輸系統改造工藝設計方案

邢 艷

(中石化節能環保工程科技有限公司，湖北 武漢 430223)

化工設計

清河采油廠原油外輸系統改造工藝設計方案

邢 艷

(中石化節能環保工程科技有限公司，湖北 武漢 430223)

針對清河采油廠原油外輸系統運行現狀及存在問題，通過輸油工藝計算提出輸油管道工藝改造設計方案。

原油外輸；系統改造；升溫加壓；工藝；設計方案

清河采油廠的原油是從聯合站(輸油首站)通過管道輸到東辛交油站(輸油末站)交付給勝利油田的。該原油外輸管道始建于1987年,全長31.5km,規格為φ273，設計壓力為4.0MPa。外輸原油在聯合站加壓升溫，一泵到底，輸送到末站東辛站。隨著原油生產逐年遞減，清河采油廠于2000-2003年對該管道進行了分段更換，將管徑由φ273更換為φ219×8, 設計輸送量50～80萬t/a，實際輸送量只有1800m3/d(61萬噸/年)。隨著油田稠油開采量的增加，截止2008年，外輸原油中稠油輸量已達總輸量的21%，且呈逐年增加的趨勢，預計2010年，稠油輸量將增加至50%。由于采油廠稠油產量持續增加致使聯合站外輸原油粘度增大，為了降低外輸原油粘度，保證原油安全正常外輸，外輸原油溫度也不斷升高，由原來93℃升到110℃。高溫促使外輸管道絕緣瀝青防腐層破壞，加快了外輸管線的腐蝕穿孔速率。2009年，聯合站外輸管線已經發生多次腐蝕穿孔事故，使得外輸管線無法正常運行，存在嚴重的安全隱患。并且由于管線穿孔、原油泄露，造成能源浪費和對周邊環境污染嚴重。為此清河采油廠決定對原油外輸系統進行改造，消除原油外輸管道存在的安全隱患。本文主要對清河采油廠原油外輸系統改造工藝方案設計情況作一下介紹。

1 外輸系統現狀及存在問題

清河采油廠聯合站原油外輸設計能力為50～80萬t/a，目前實際輸送量為1800m3/d(約61萬t/a)，站內設有原油外輸螺桿泵2臺，一用一備，單臺外輸泵的流量為100 m3/h，揚程為320m，配防爆電機，功率為132kW，變頻調速控制。聯合站設有原油外輸加熱爐4臺，加熱爐的最高運行溫度為160℃，設計壓力為4.0MPa。目前聯合站原油外輸泵運行進口壓力為0.2MPa，出口壓力為2.2～2.3MPa，原油的出站溫度為110℃。

原油外輸管道規格為Ф219×8，長度為31.5km，設計壓力4.0MPa。外輸管道采用絕緣瀝青防腐層(一般絕緣瀝青防腐層最高耐溫為80℃)。東辛交油末站要求原油的進站溫度為58℃，進站壓力為0.15 MPa。

1987年，在建設聯合站與東辛交油站之間原油外輸管道的同時，還建有一座中間加熱加壓站，即長輸2#站，距離聯合站20km、東辛站11.5km。該站自建成之后一直未曾使用，站內設有加壓泵房、值班室、配電間、加熱爐及操作間、高架水罐、和500m3事故罐及辦公生活區等設施。由于自建成后從未使用過，事故罐、水罐等設備早已腐蝕和風化，不能再利用。辦公生活區的各種設施也由于年久失修不能使用，站內只剩下一段道路，一具罐基礎和原有圍墻。

隨著清河采油廠稠油量的增多，外輸原油的粘度也隨之增大。冬季運行時，聯合站外輸管線如因停電或穿孔緊急情況下停輸兩小時后，出現外輸泵無法再啟動，管線凍堵等事件。為此，原油外輸起輸溫度不斷升高，達到100℃以上，最高起輸溫度110℃。原油高溫輸送不斷破壞輸油管道的外部瀝青防腐層，加快管線腐蝕速率，造成輸油管道頻繁腐蝕穿孔，而且增加輸油能耗。

2 外輸工藝改造方案

2.1 原油外輸規模

根據清河采油廠原油產能建設開發方案預測，未來五年的原油產量規模趨勢見表1。

表1 清河采油廠未來五年原油產能規模

由表1可知，清河采油廠原油產量是呈逐年下降的趨勢，因此，確定原油外輸管道的最大輸送能力為70萬t/a(即85m3/h)。

2.2 基礎數據

原油外輸量：64.9～70×104t/a(80～85m3/h)；

原油密度：ρ=0.93t/m3；

原油比熱：Cp=0.45kCal/kg；

原油粘度：溫度t=30℃時，ν=4441cst；

溫度t=50℃時，ν=966cst。

東辛末站進站溫度為T=58℃，進站壓力為0.15 MPa；

輸油首站的外輸泵揚程：320m。

2.3 工藝方案選擇

原油外輸系統改造的主要目的就是滿足原油輸送量前提下，在現有外輸泵的揚程限制下、滿足未站對進站原油溫度及壓力需求，通過改造輸油工藝，將原油外輸首站的起輸溫度降至85℃以內。輸油工藝改造有二個方案，一是在輸油管道中間增設加壓或加溫站來降低管道的起輸溫度，二是通過減小輸油管道的口徑來降低管道的起輸溫度。下面分別通過水力熱力計算對輸油工藝改造方案進行優化、比較。

2.3.1 輸油管道中間加壓或升溫方案

本方案利用已建長輸2#站的站址，增設加壓或加溫站。有三種工藝方案可供選擇，即中間加溫不加壓、中間加壓不升溫和中間加壓又升溫。下面通過水力熱力計算對這三種工藝方案進行分析。

2.3.1．1 中間加溫不加壓

在長輸2#站內設加熱爐給原油升溫，然后利用聯合站來油的壓力直接輸送至東辛末站，工藝流程見圖1。

依據SYJ 134-86《原油長輸管道工藝及輸油站設計規范》、SYJ 4-84《油田油氣集輸設計規范》中的達西(Darcy)公式，摩阻系數按流態選擇相應的關聯式計算。其中紊流水力光滑區的摩阻系數按SYJ 134-86《原油長輸管道工藝及輸油站設計規范》的推薦，采用Miller公式[1-2]。本方案按最大流量與最小流量分別進行水力熱力計算，計算結果見表2。

圖1 中間加溫工藝流程示意圖

序號液量/(m3/h)聯合站聯合站-2#站2#站2#站-東辛站東辛站起輸壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進站壓力/MPa進站溫度/℃出站壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進站壓力/MPa進站溫度/℃1855.585202192.51582.5171.111.52190.15582804.9385202192.33582.337211.52190.15583754.7385202192.1356.62.137411.52190.1558

從表2水力熱力計算結果可知，采用中間加溫不加壓工藝方案，滿足安全出站溫度下的最低的起輸壓力為4.73MPa，超過聯合站外輸泵的額定揚程，現有原油外輸泵的揚程不能滿足輸送需求。

2.3.1.2 中間加壓不升溫

在長輸2#站內設增壓泵加壓，然后利用聯合站來油的溫度直接輸送至東辛末站，工藝流程見圖2。

按最大流量與最小流量分別進行水力熱力計算，計算結果見表3。

圖2 中間加壓不升溫工藝流程示意圖

序號液量/(m3/h)聯合站聯合站-2#站2#站2#站-東辛站東辛站起輸壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進站壓力/MPa進站溫度/℃出站壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進站壓力/MPa進站溫度/℃1851.57102.8202190.2071.12.5271.111.52190.1558.72801.37106.7202190.20722.337211.52190.15583751.17111.3202190.2073.12.1373.111.52190.1558

從表3水力熱力計算結果可知，采用中間加壓不加溫工藝方案，滿足了聯合站外輸泵的額定揚程，但出站溫度最低也要102.8℃，并沒有解決原油外輸起輸輸溫度過高的問題。

2.3.1.3 中間加壓又升溫

在長輸2#站內既設增壓泵和加熱爐，給管輸原油增壓升溫后輸送至東辛末站，工藝流程見圖3。

按最大流量與最小流量分別進行水力熱力計算，計算結果見表4。

圖3 中間加壓升溫工藝流程示意圖

序號液量/(m3/h)聯合站聯合站-2#站2#站2#站-東辛站東辛站起輸壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進站壓力/MPa進站溫度/℃出站壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進站壓力/MPa進站溫度/℃1853.1885.3202190.1558.12.4572.211.52190.1558.72803.1884.9202190.1556.52.2673.211.52190.15583753.1584.8202190.1555.02.0774.311.52190.1558

從表4水力熱力計算結果可知，采用中間加溫加壓工藝方案，既可滿足聯合站原油外輸泵額定揚程的要求,又可將原油外輸的起輸溫度降至85℃以內。

根據以上三種方案的水力熱力計算結果分析可知，只有在輸油管道中間的長輸2#站設加壓升溫站，對外輸原油進行升溫加壓，才能滿足輸油工藝要求。

2.3.2 中間不設站，只更換部分管徑的方案

本方案在滿足原油外輸泵的揚程要求條件下，將靠近輸油首站的輸油管道的管徑縮小，以降低管道起輸溫度。

選用φ168×7管線，以更換管段與已建輸油管道的接頭位置距首站的距離為0.5km～5km進行水力熱力計算，來確定此方案的可行性。計算結果見表5。

表5 縮減管徑方案水力熱力計算結果

從表5的計算結果可知，采用縮減管徑規格的方案，聯合站出站溫度最低也要105.6℃，并沒有解決起輸溫度過高的問題。

2.3.3 工藝方案推薦

通過水力熱力計算結果，原油外輸系統改造工藝方案推薦采用管道中間加壓升溫方案。

清河采油廠原油外輸管道的外防腐一般均采用經濟、防腐性能和耐溫性能較好的絕緣瀝青防腐層防腐，但是絕緣瀝青防腐層最高耐溫只能達到80℃，若超過80℃，絕緣瀝青防腐層則被破壞失效，導致輸油管道腐蝕穿孔，必須采用耐高溫防腐涂料。如果輸油管道全部采用耐高溫防腐涂料，不但改造工程量大，而且工程投資也高，很不經濟，因此，在加壓升溫工藝方案的基礎上，對輸油管道前段部分高溫管段采用耐高溫防腐涂料防腐。按輸油量進行工藝計算來確定輸油管道改造長度。計算結果見表6。

表6 輸油管道改造長度計算

從表6計算結果可知，將距離輸油首站5km內輸油管道更換為耐高溫防腐涂料防腐。如圖4。

圖4 輸油管道改造工藝設計參數示意圖

2.4 方案結論

通過工藝計算分析，推薦清河采油廠原油外輸系統改選工藝方案是：在原長輸2#站的站址上設增壓升溫站，對外輸原油進行中間增壓升溫，以將首站輸油起輸溫度降低至85℃以下。考慮到輸油管道采用絕緣瀝青防腐層防腐，為防止瀝青防腐層在高溫下老化失效，將從首站出來的輸油管道防腐更換為耐高溫防腐涂料防腐。管道防腐更換長度為5km。

增壓升溫站內設螺桿混輸泵、加熱爐、事故油罐等及輔助配套設施。站內主要設施工藝設計參數為：

(1)設螺桿泵2臺，單臺流量為85m3/h，揚程320m，配防爆電機，功率為115kW，變頻調速控制，一用一備；

(2)原油溫度升溫20℃，計算熱負荷為939kW，選用1200kW水套加熱爐2臺，一用一備。以重油或原油作為加熱爐燃料；

(3)設500m3事故油罐2座，事故處理時間按8h考慮。

3 運行數據檢驗

上文方案中的數據均是苛刻條件下所得的計算數據。該原油外輸系統已于2010年3月29日投產運行。表7所示的數據是該原油外輸系統改造后，夏季的正常運行數據。

表7 原油外輸系統夏季運行數據(2010年6月)

4 結論

該原油外輸系統改造后，因為目前是夏季運行，中間站即長輸2#站并未啟用加熱升溫裝置，只啟用了升壓裝置，所以導致實際正常運行中聯合站的起輸溫度(94℃)比推薦方案中的計算結果(84.9℃)稍高一點，但其他運行數據均滿足安全運行要求；若同時啟動加熱升溫裝置，則其他數據與推薦方案的計算數據很接近。因此，說明設計上推薦的解決方案是正確可行的，圓滿解決了該原油外輸系統存在的問題。

[1] 馮叔初，郭揆常.油氣集輸與礦場加工[M].東營：中國石油大學出版社，2006.

[2] 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.

(本文文獻格式：邢 艷.清河采油廠原油外輸系統改造工藝設計方案[J].山東化工，2017，46(06)：107-110.)

2017-02-17

邢 艷(1982—),女,黑龍江大慶人，工程師，工學學士學位，研究方向：油氣儲運工程設計。

TE83

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