典型含蜡原油管道运行数据分析

于 涛 李 岳 林永刚

中国石油北京油气调控中心， 北京 100007

0 前言

近年来随着原油管道业务的大发展，多条高含蜡原油管道建成投产， 新建管道通过SCADA 系统实现整条管线常规运行的操作控制和运行参数的采集保存，有利于生产运行数据的分析与研究。 因热处理稳定性、重复加热、温降及剪切历史数据等因素对含蜡原油管道的输送都有较大的影响［1］，且油温、地温及沿线温度场等数据对管道停输时间有较大影响［2-3］。以目前惠银线典型含蜡原油管道为例，运行过程中，调度人员需关注全线油温、地温、凝点和管道压力等参数，从而结合管道运行情况，制定安全、高效的运行方案，实现节能降耗。

惠银线全长132.4 km，管径Φ457 mm，设计压力6.3 MPa（局部10 MPa），设计输量为500×104t/a。 全线共设惠安堡首站、 灵武热站、 永宁热站和银川末站4座站场， 站间距见表1， 主要外输长庆油田高含蜡原油。 根据沿线地温和油品物性，管道采用综合热处理、热处理和常温输送三种不同工艺。

表1 惠银线站间高程里程数据

1 运行工艺确定

惠银线运行方案主要分析油品首末站运行参数。输送介质物性见表2，结合地温变化，全年分为春夏秋冬4 个不同工艺运行时期， 其中春季采用热处理输送工艺，首站加热75～85 ℃，经换热器换热后60～65 ℃出站；夏季采用全线常温输送工艺；秋季采用首站加剂热处理75～85 ℃，经换热器换热后60～65 ℃出站，加剂量为12.5 g/m3。冬季首站加剂热处理75～85 ℃，经换热器换热后60～65 ℃出站，加剂量根据地温不同分别为12.5 g/m3和25 g/m3。

惠银线工艺转换标准为：沿线最低地温高于10 ℃由冬季转为春季运行工艺；高于18 ℃转为夏季运行工艺；低于18 ℃转为秋季运行工艺；低于12 ℃转为冬季运行工艺；秋、冬季当沿线站场的进站温度低于15 ℃，或油品物性出现异常， 则需要在其上一站采取启炉、提温等措施。

表2 惠银线外输油品物性

2 油温数据

含蜡原油热输管道的沿线温度近似于对数曲线规律变化［4］，肖北梅等人利用公式反算［5］，获得管线外输温度控制。 实际运行中可利用沿线温降，反推获得首站出站油温要求， 降低沿线不必要的能耗损失，见图1。

图1 惠银线2012 年沿线温降数据

2012 年惠银线不同月份各站进出站油温及运行方案见表3。

由油温数据表3 和沿线温降数据图1 可知：

a）惠银线4 月之后采用热处理输送，逐渐调整首站出站油温，使得全线温降在停炉前逐渐降低。

b） 管线常温输送时，沿线温降变化较小，在11 ℃左右，即要保证常温输送末站进站温度高于22 ℃的安全温度，首站油温不能低于33 ℃。

c）年初与年底相同输送工艺，首站出站油温年初为60 ℃左右，年底为55 ℃左右，相差约5 ℃，但首末站凝点相差不大，且满足安全运行要求。

d） 全线温降图显示，3 月上旬显示一次全线温降增加较大，主要为永宁至银川管段，管壁结蜡，为保证管线安全高效运行，采用永宁站启炉热洗管线。

可见采用全线温降法分析管线运行数据，可获得一年各个时期管线总油温损耗；直观反映中间站启炉热洗等工况。 常温输送结合油品物性可获得首站出站温度要求； 在能耗分析中也可通过全线温降进行对比，获得在地温相同时，全线温降数据，用以指导管道运行油温控制。

表3 惠银线2012年各月各站进出站油温及运行方式

3 凝点

惠银线外输油品物性随输送工艺改变而改变，冬季采用综合热处理输送工艺时，加剂量分别为25 g/m3和12.5 g/m3，首站出站凝点在1～3 ℃之间，末站凝点在7～14 ℃，经管线剪切及中间站热处理，凝点反弹较大在6～13 ℃；春季和秋季采用热处理输送工艺时，首站出站凝点在10～12 ℃，末站凝点为12～13 ℃，油品物性稳定；夏季常温输送，首站出站凝点17～19 ℃，末站凝点为14～16 ℃。 可见油品经管线低速剪切后，在一定程度上改善其低温流变性，低速剪切作用促进了加剂油的蜡晶聚集成团，使得未被蜡晶占据的游离液态油增多［6-7］。 凝点变化曲线见图2。

图2 惠银线2012 年凝点变化趋势图

4 百公里摩阻

通过SCADA 系统采集各站场进出站压力数据，利用伯努利方程计算管线摩阻并转化为百公里摩阻，对不同管段百公里摩阻进行对比，见图3。

图3 惠银线2012 年沿线站间百公里摩阻趋势图

根据油温数据，结合不同站间百公里摩阻趋势对比可知：

a）惠安堡至灵武管段因油温高，除了夏季最低油温为32.3 ℃，低于管线析蜡点，其余时期进站油温均高于析蜡点，因此该管段只在夏季运行工况灵武进站上游存在少量结蜡，其余时间管壁均不结蜡，沿线摩阻只与输量有关。

b）2012 年2～5 月管线输量相差较小， 灵武至永宁管段摩阻变化不大，因该管段油温较高，均在32 ℃以上，虽低于管线析蜡点，但是未达到析蜡高峰期，该时期只在永宁进站上游较短管段存在少量结蜡。

c）夏季工况， 灵武至永宁管段出站油温在32.6～33.6 ℃，进站油温27.5～28.5 ℃，夏季运行初期该管段摩阻增加较小，随着管道运行，9 月底该管段百公里摩阻最大，可见惠银线所输油品，该温度段处于结蜡高峰期。

d）1～3 月管线输量逐渐变小，永宁至银川百公里摩阻由1 月1 日3.68 MPa/100 km，到3 月2 日永宁启炉热洗管线之前6.5 MPa/100 km， 增加了2.82 MPa/100 km，即该管段经过3 个月的运行，管道摩阻增加了1.02 MPa/100 km，管壁结蜡严重。

e）永宁至银川管段随着运行方案的转换，百公里摩阻除夏季运行工况小于灵武至永宁管段，其余时间均最大， 且随着管线运行时间延长， 百公里摩阻增大。 主要因该管段油温处于析蜡高峰期，根据列宾宗公式［8］管壁结蜡，管径变小、流速增大，摩阻增大。

可见惠银线夏季常温输送时，应重点关注灵武至永宁管段摩阻变化；其余时间应重点关注永宁至银川管段摩阻。

5 总传热系数

通过SCADA 系统采集沿线流量、 油温和地温数据，利用苏霍夫总传热系数计算式（1）［9］，获得不同月份各管段总传热系数值。 惠银线2012 年各月各站总传热系数K 值见表4，沿线总传热系数趋势见图4。

式中：K 为管道稳定状况下的总传热系数，W/（m2·℃）；G 为输油量，kg/s；C 为原油比热容，J/（kg·℃），通常取C＝2 009.66 J/（kg·℃）；tH为本站出站温度，℃；tK为下站进站温度，℃；to为管道地温，℃。

初设数据： 惠安堡-灵武段总传热系数2.3 W/（m2·℃），灵武-银川段为2.48 W/（m2·℃）。

表4 惠银线2012年各月各站总传热系数K值反算

图4 惠银线2012 年沿线总传热系数趋势

由各管段总传热系数K 值可知：

a） 惠安堡站至灵武站总传热系数较稳定，在1.01～1.57 W/（m2·℃） 之间， 且低于初设数据2.3 W/（m2·℃）。

b） 灵武至永宁管段，总传热系数波动较大，在1～7 月总传热系数逐渐降低，从2.92 W/（m2·℃）逐渐降至2.04 W/（m2·℃）， 但随着夏季工况运行，8～10 月总传热系数陡升至3.10～3.21 W/（m2·℃），主要因该时间段处于夏季多雨期，当土壤含水量变化时，则土壤的导热系数发生较大变化，管线的总传热系数亦发生变化［9］。

c）灵武至永宁管段K 值较高，且1 年有7 个月高于初设给定值，全年平均值为2.7 W/（m2·℃），高于设计值2.48 W/（m2·℃）， 同样在永宁至银川段全年平均K 值2.39 W/（m2·℃），8～10 月K 值高于设计给定值，因此在惠银线温降及停输时间计算上K 值应使用现实反算数据。

6 结论

a）惠银线根据外输油品物性结合油温、地温制定春夏秋冬4 个不同时期运行方案。

b） 利用全线温降数据可直观反映中间站场启炉工况，给出常温输送首站出站油温控制，分析整条管线全年能耗，以利于管道方案优化，实现节能降耗。

c） 利用百公里摩阻对比获得除夏季常温输送需重点关注灵武至永宁管段结蜡外，其余时间段需重点关注永宁至银川管道。

d） 惠银线温降及停输时间计算时，K 值应使用实际数据反算值。

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