阿独原油管道添加康菲减阻剂现场试验研究

2013-08-11孙云峰殷炳纲王中良

长江大学学报(自科版) 2013年10期

孙云峰，殷炳纲，王中良

于涛，丁俊刚，魏亮（中石油北京油气调控中心，北京100007）

随着哈中管道来油量的增加以及独山子石化原油加工能力的提高，虽然阿独线已接近满负荷运行，但仍不能满足要求，因此，在不增加其他设备和动力的前提下，应用减阻剂是唯一经济可行的方法。下面，笔者通过进行不同管输条件和一定加剂浓度下的减阻剂试验，验证了康菲减阻剂对阿独原油管道输油瓶颈问题的有效性，分析了管道输量与加剂浓度对减阻剂增输效果的影响，为阿独原油管道增输提供可靠的依据和技术支持。

1 管道概况

阿独原油管道于2006年7月25日投产，始于博乐市阿拉山口区，终止于独山子石化区，全长246km，管径813mm，设计压力6.3MPa，设计输量1000×104t／a。全线设阿拉山口首站、托托中间站（加热站）、独山子末站3座站场。

图1 阿独原油管道流程示意图

阿独管道接收哈中管道阿拉山口计量站来油，经首站加压后输往独山子末站，经独山子末站3套计量装置计量交接后输往独山子石化分公司储罐。目前输送库姆科尔油、俄油、阿克纠宾油混合油，原油凝点在-19～-2℃之间，管道沿线地温一般在原油凝点以上，因此输送方式主要是常温输送，紧急情况下启托托加热炉。阿独原油管道流程示意图见图1，阿拉山口首站泵参数见表1。

表1 阿拉山口首站泵参数表

2 减阻率与增输率的计算

2.1 减阻率的计算

1）实际减阻率实际减阻率计算公式如下：式中，ΔPuntreated为未加剂时的压降，MPa；ΔPtreated加剂时的压降，MPa。

2）修正的减阻率在计算减阻率时，加剂和未加剂时管道的压降必须是同一流量下的。如果流量不同，加剂时的压降必须用以下公式换算为基础流量下的压降，得到换算后的压降：

式中，ΔPcorrected为换算后的压降，MPa；Qbase为不加减阻剂时的流量，m3／h；Qtreated为加减阻剂时的流量，m3／h；n为流动修正系数（雷诺数大于30000时，一般为1.8）。

修正的减阻率计算公式为：

2.2 增输率的计算

1）实际增输率实际增输率计算公司如下：

2）修正的增输率因为加入减阻剂后，流量增大，出站压力降低，因此上式不能直接使用，而需通过减阻率与增输率之间的关系式求得：

3 试验过程

减阻剂注入设备和注入点位于阿拉山口泵站，现场试验开始前4h读取并记录基础数据，现场试验期间间隔1h记录管线流速、出站压力、进站压力、温度以及其他参数，当管线流速增加时，减阻剂注入速度通过撬装注入设备人工进行调整。试验分3个阶段进行。

3.1 第1阶段

托托中间站为全越站，避免过炉剪切，阿拉山口首站启泵模式为 “1台给油泵＋3＃泵＋2台大泵”，首站添加减阻剂，浓度保持10mg／L，减阻剂满管后获得对应工况下各站压力及流量参数，然后首站切为 “1台给油泵＋3台大泵”运行，最后切为 “1台给油泵＋2台大泵”运行，分别记录对应工况下压力和流量参数。根据基础参数结合减阻率和增输率计算公式，计算出2种配泵工况下管道的增输率和减阻率，分析相同减阻剂浓度下输油量对减阻率和增输率的影响。

3.2 第2阶段

首站切回 “1台给油泵＋3＃泵＋2台大泵”的运行模式，改变减阻剂添加浓度，分别为5，10，15和20mg／L，分析相同输量下减阻剂浓度对减阻率和增输率的影响。

3.3 第3阶段

托托站倒为过炉流程，重新进行减阻剂添加试验，从开始添加减阻剂到减阻剂油头到达独山子，分析减阻率的变化过程，之后再将托托站倒为全越站，分析减阻率的变化过程，通过对比观察过炉剪切对减阻剂效果的影响。

4 试验结果与分析

4.1 输量对减阻剂效果的影响

1）工况1 阿拉山口首站配泵为 “1台给油泵＋3＃主泵＋2台大泵”，出站调节阀保持全开状态，独山子末站进站压力保持在0.47MPa，加剂浓度保持10mg／L，减阻剂到达独山子末站后，流量达到1760m3／h，经计算，全线减阻率为22.5%，增输率为13%。

2）工况2 阿拉山口首站切为 “1台给油泵＋3台大泵”运行，流量达到1950m3／h，经计算，全线减阻率为26%，增输率为18%。

3）工况3 阿拉山口首站切为 “1台给油泵＋2台大泵”运行，流量达到1470m3／h，经计算，全线减阻率为17%，增输率为10%。

第1阶段试验期间各站流量变化曲线见图2，各站压力变化曲线见图3，各段减阻率变化曲线见图4。由图2可以看出，从首站开始注入减阻剂到减阻剂满管的过程中，全线输量逐渐增大，待减阻剂满管后，流量趋于稳定；由图3可以看出，随着减阻剂的注入，首站出站压力逐渐下降，末站进站压力略微上升，因而全线摩阻损耗减小；由图4可以看出，在相同的加剂浓度下，随着基础流量的增大，减阻率也将增大，减阻剂的效果将因管输流量的增大而得到改善。

图2 第1阶段试验各站流量随时间变化趋势

4.2 加剂浓度对减阻剂效果的影响

阿拉山口首站配泵为 “1台给油泵＋3＃主泵＋2台大泵”，出站调节阀保持全开状态，独山子末站进站压力保持在0.47MPa，加剂浓度分别为5、10、15、20mg／L，各浓度减阻剂对应的减阻增输效果见表2。

图3 第1阶段试验各站压力随时间变化趋势

图4 第1阶段试验减阻率随时间变化趋势

对表2的数据进行分析可知，随着减阻剂浓度的增加，减阻剂的减阻增输效果将越来越好，但减阻率和增输率的增加幅度将越来越小。可以预测，减阻剂浓度高于一定程度后，随着减阻剂费用的大幅增加，减阻剂效果改善却不再明显，不符合经济效益。

表2 各浓度减阻剂对应的减阻增输效果

4.3 过炉剪切对减阻剂效果的影响

为了准确分析过炉剪切对减阻剂效果的影响，必须在第1阶段现场试验完成后，将整个管线中的减阻剂驱替干净，然后托托站倒为过炉流程，重新在山口添加减阻剂，加剂浓度为10mg／L，第3阶段试验减阻率随时间的变化趋势如图5所示。

图5 第3阶段试验减阻率随时间的变化趋势

从图5可以看出，从开始在阿拉山口首站添加减阻剂到减阻剂油头到达托托站，阿拉山口-独山子段的减阻率一直在上升，托托-独山子段由于没有减阻剂因而减阻率基本为0；当减阻剂油头到达托托加热站后，阿拉山口-独山子段的减阻率逐渐停止增加，托托-独山子段的减阻率仍然基本为0（说明托托-独山子段的减阻剂没有效果）；待将托托站倒为全越站流程之后，阿拉山口-独山子段减阻率开始增加，最终接近第1阶段试验结果（减阻率30%左右），而且托托-独山子段的减阻率也开始显著上升，说明托托-独山子段的减阻剂开始发挥效果。由此可以得出结论，减阻剂经过加热炉剪切后，将基本失去减阻效果，越过加热炉避免剪切之后，减阻剂效果才能逐渐恢复。