中緬原油管道（國內段）投產過程技術分析

李洪偉 蔡 宇 張 帆 田志強 郝元放 吳 燁 高經華 李青翠

1.中國石油管道局工程有限公司東北石油管道公司；2.國家石油天然氣管網集團有限公司油氣調控中心；3.北京樺盛恒利工程設計有限公司

中緬原油管道工程（國內段）是我國實施能源戰略的重點項目之一，是我國四大能源進口通道的重要組成部分。管道起自緬甸西海岸馬德島，從云南瑞麗市進入中國境內。中緬原油管道工程（國內段）一期工程瑞麗- 祿豐段線路長度為605.9km，管徑D813mm，設計壓力4.9M ～15.0MPa；安寧支線長度為42.8km，管徑D610mm，設計壓力9.0M～10.5MPa，一期工程設計輸量為1300 萬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）來油。

中緬原油管道工程（國內段）沿線地質條件復雜，多次穿、跨越國際性河流，管道落差大、壓力高、U 形彎多。其中瀾滄江跨越落差達到1200m，怒江跨越落差達到1500m，管道最大落差梯度達到了0.2。可以說，中緬原油管道工程（國內段）是國內最復雜的一條液體管道。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雜，中緬原油管道還采用了國外段、國內段同步投產的方式。這種方式不僅增加了投產調度指揮的難度，也使得管道在流程切換、充水排氣等方面面臨挑戰。

1 管道投產過程

因管道投產用水使用國外段管道投產用水，其水質與水量均受國外段的節制。鑒于以上原因，管道投產并未采用原定方案進行全線水聯運，而是采用了部分管段充水、以油頂水的方式進行[1-3]。全部投產過程主要由四部分組成。

（1）第一階段——充水排氣：0 時刻，瑞麗首站啟動604# 給油泵，國內段投產工作正式開始；446h，首站水位庫存最低，輸水工作完成；498h，水頭到達安寧末站。

（2）第二階段——停輸保壓：因國外段提供水量不足，無法實現全線注水，國內段實際充水距離約610km。現場投產指揮部決定，對原檢漏方式進行變更，由全線整體檢漏變更為以彌渡站為分界點的上下游2 段進行管道檢漏。停輸時各高點均保持正壓，停輸后關閉各閥室，每隔1h 記錄壓力。經過8h 監測，根據壓力變化情況和現場巡線，檢查全線是否存在漏點，以及管線和各受壓設備是否運轉正常。

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

（4）第四階段——72h 聯運：油頭到達安寧末站后，管道分別在1400m3/ h 和1800m3/ h 兩個輸量下試運24h和48h。

2 投產過程遇到的問題及對策

2.1 境內外同步投產所帶來的影響

由于本次投產用水為境外段投產來水，且境內段與境外段同步投產，此種投產方式為管道投產先后帶來諸多問題。

2.1.1 境外段水中含有大量氣體

境外來水含氣量過大，瑞麗首站在切換發水罐過程中由于收水與發水流程瞬間連通，境外含氣水流進入給油泵，出現了三次輸油泵吸入大量氣體導致甩泵的現象。

對策：首先對管線進行停輸并進行站場排氣；其次，首站采取來水與發水單罐進- 單罐出的方式運行；同時優化切罐開閥方式，延長開閥行程時間，保證給油泵入口壓力。

2.1.2 境外段油中含水

因境外段投產時產生大量油水混合物（油頭提前水頭約60km 進入罐區），一方面造成國內段投產用水不能充滿全管線，停輸試漏被迫分為兩段進行。另一方面，因油水混合物進入罐區，境內段輸油時夾雜小批次水段，對油頂水階段壓力持續上升造成疊加影響。

對策：在首站出站側上傳超聲波聲速值[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 境外來油中含有大量氣體

瑞麗首站收境外油過程中，油品中夾雜著大量氣體導致罐頂透光孔無法關閉，原油中氣泡進罐釋放過程中噴濺到浮罐頂罐浮盤表面，造成油氣濃度超高。

對策：協調國外段停輸，暫停收油，防止油氣濃度進一步加大；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，同時不影響氣體排出。

圖2 收油罐透光孔臨時呼吸閥

2.2 管線內氣阻

中緬原油管道沿線地勢起伏大，U 形彎多，投產前設置的臨時排氣點不足。投產過程中，根據實際情況又新增5 處排氣點，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，芒市- 2# 高點氣阻影響較大，加之油頂水時U型彎兩側油、水密度差產生的靜壓差較大，在芒市出站壓力達到最大設計運行值時，仍無法翻越U 型彎右側高點。

投油初期，芒市至龍陵站間摩阻變化平穩，但明顯高于理論計算值，實際摩阻約為理論值的8 倍左右。當油頭到達怒江低點處，該段壓力降急劇增大到約為6MPa/ 100km，是理論計算值10 倍。詳見圖3。

圖3 芒市出站管段摩阻變化趨勢圖

由于芒市出站壓力已達到其運行壓力最高值，管線被迫全線停輸。投產指揮部經過模擬仿真、水力分析后迅速做出決策：

（1）管線進行臨時開孔，在線路理論高程點增加了X1、X2、X3 等5 個排氣點，增加管線排氣；

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

（3）在芒市出站壓力提高到設計最高壓力后，管線仍然無法運行，采取措施在U 型彎右側臨時排水進行泄壓，怒江段油水置換順利完成。

圖4 為芒市出站壓力變化趨勢圖。

圖4 芒市出站壓力變化趨勢圖

2.3 油水置換過程中摩阻異常分析

管道在投產過程中芒市出站管段摩阻值異常高，指揮部經分析后認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，導致投水階段已經基本排除的氣阻重新出現[6]。

2.3.2 大落差管道投產時形成段塞流彌合水錘

中緬管道特點決定了其在投產階段易形成段塞流，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形成的彌合水錘升壓較快；加之中緬投產充水速度慢，高速排氣點少，氣囊不易被帶走，造成管道存氣過多，壓力參數異常[7]。

2.3.3 部分管段可能形成油包水乳狀液

落差管道沿線經過劇烈攪拌、起伏管段的擴散、調節閥門的剪切，以及管道建設遺留的泥沙（天然的乳化劑），使油與水形成穩定的乳狀液。隨著油頭逐漸向下游移動，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，怒江段清管器在芒市水頭出站50km 后投放，導致清管器前水頭過長，水段內封閉了大量氣體，造成充水階段排氣效果不理想。

3 結論

3.1 大落差多U形彎管道設置高點排氣閥室

中緬原油管道最大落差達1500m，最大落差梯度1∶5，管線起伏多，投產時排氣較關鍵。但在初設中未設置高點排氣閥室。投產前和投產過程中設置了10 處臨時排氣點，但管線仍有大量氣體形成較大氣阻，給投產工作增加了難度。原因為高點開孔位置和數量不當，因管道施工完畢管線已回填，選取的開孔點為理論高程點，影響了管線排氣。

類似中緬原油管道（國內段）情況，應在初設階段設置好高點排氣閥室，并保證位置的準確性，以及排氣點數量滿足排氣要求。

3.2 大落差山區管道綜合考慮投產水量

山區管道起伏落差大，管線內氣體不容易排出。通過適當增加投產水量，可以有效增加水聯運時間，增加排氣時間，有效調試設備、檢驗設備的可靠性，降低運行風險。但投產水量過多，會造成管線壓力持續處于較高狀態，從而增加運行風險。

在環保和安全的前提下，應綜合考慮投產水量，既能延長設備水聯運時間，又能保證管線順利排氣，降低安全風險。

3.3 投產時加強清管器耐磨性與投放位置研究

由于投產時管線中介質是水，潤滑性差，加之管線不滿流、清管間距偏長等，都加劇了清管器皮碗的磨損。本次投產因清管器皮碗耐磨性較差，造成保山- 彌渡、彌渡- 祿豐第一個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。清管器投放位置應盡量在水頭端，如在水段中則排氣效果較差。