苏丹六区原油管道安全运行的保障

2014-03-08王志会中国石化中原石油工程设计有限公司

油气田地面工程 2014年2期

王志会中国石化中原石油工程设计有限公司

苏丹六区原油管道安全运行的保障

王志会中国石化中原石油工程设计有限公司

根据PE公司（PETRO—ENERGY E&P Co．Ltd．）的生产计划，苏丹六区将产出原油先通过管道输送至GNPOC的BV2阀室，再通过GNPOC公司的输油管道将原油输送至下游港口。输油管道系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输油管道在密闭输送中瞬变流动过程的控制方法。采用SPS（Stoner Pipeline Simulator）软件对管道的输送工艺进行模拟分析，取得了不同的输量下管道末站进站的最高原油温度和系统允许的停输时间。项目建成后的投产试运转表明，管输系统中所采用的安全保障技术和措施在现场运行情况良好，能够及时应对各种模拟工况，有效地保障了系统的安全平稳运行。

苏丹六区；原油管道；安全运行；SPS

根据PE公司（PETRO-ENERGY E&P Co. Ltd.）的生产计划，苏丹六区的原油产量在2014年将达到40 000桶/天，为了保障产出原油的顺利外输，PE公司新建了从六区输油首站（PS#1）至GNPOC公司BV2阀室的输油管道，将产出原油先通过该管道输送至GNPOC的BV2阀室，再通过GNPOC公司的输油管道将原油输送至下游港口。

1 管道安全运行的潜在风险

长输管道由于其线长、点多、连续性强，输油站的突然停电、管道穿孔或破裂、加热炉紧急放空和定期检修、阀门的更换等，都是输油生产中并非罕见的，流程的安排要方便这类事故的处理。

通过对原油管输系统的预测性分析，可能导致该工程管输系统停运的突发事件有如下几种：①管输系统上游的CPF站发生故障，无法向输油首站输送原油；②输油首站或末站系统故障，输油主泵或原油加热系统无法正常运行；③管输系统下游的GNPOC公司管道发生故障，无法接受本系统输送的原油；④本系统原油输送管道发生故障，需要停输。

通过以上分析可以看出，本系统的安全运行不仅受限于其自身的安全措施和突发事件影响，同时还受限于上游原油处理系统和下游原油外输系统的影响。为了保障管输系统的安全、平稳运行，在做好日常操作、管理、维护的同时，需要针对原油停输事故做好紧急应对措施，防止发生事故。

2 管道安全运行保障技术

本工程管道输送的原油倾点温度为39℃，首站输出原油的最高温度为80℃，GNPOC公司BV2阀室接收原油的温度为80℃。为保障原油的正常输送要求，末站进站温度应维持在45℃左右，同时在任何情况下应保证管道和设备内原油温度不低于42℃，以防止管道内原油凝固发生凝管事故。

输油管道系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输油管道在密闭输送中瞬变流动过程的控制方法。

本工程采用SPS（Stoner Pipeline Simulator）软件对管道的输送工艺进行模拟分析，取得了不同的输量下管道末站进站的最高原油温度和系统允许的停输时间。

根据管道温降和压降模拟计算结果，确定输油主泵和原油加热设备的运行参数，同时对整个系统的运行、控制参数进行精确配置，保障管道系统的安全运行。

2.1 管道、设备外保温+电伴热系统

通过管道和油罐的散热量计算，对于站内管道均采用40 mm厚保温层保温，油罐采用80 mm保温层保温；同时对站内管道、设备按正常生产流程、辅助流程和事故流程分别增设电伴热带。对首站500 m3事故油罐和首、末站10 m3排污罐选用电加热棒进行罐内原油加热，末站20 000 m3油罐选用导热油双盘管加热系统，500 m3事故油罐和20 000 m3油罐内配搅拌器。

2.2 主泵电伴热+柴油清扫系统

通过SPS软件的水力分析模拟，当管道输量不超过40 000桶/天时，首、末站均只需要启动1台输油泵即可满足生产工艺需要，另外1台主泵作为备用泵停运。当主泵短时间内停运时，可启动电伴热系统对停运主泵及其附属管道进行伴热，防止发生凝管事故；而当主泵长时间停运时，采用电伴热带对主泵及其附属管道进行伴热是不经济的，同时也会减少电伴热带的使用寿命，在这种情况下启动柴油清扫系统对长期停运的主泵进行清扫，防止主泵内原油凝固。

2.3 原油增压输送系统

在对PS#1站进行扩建时，将新增的2台输油主泵与已建4台输油主泵并联连接，以保证任意1台主泵或其动力系统故障都不会影响两条管道的原油外输系统运行，最大限度地保障了管输系统的安全运行和设备的有效利用。

首站主泵采用调频电机（配置软启动）进行驱动；末站位置偏僻附近无电源可用，因此采用柴油机驱动。柴油机配置柴油供应系统，柴油供应系统由2座200 m3柴油储罐、2座10 m3柴油日用罐、2台提升泵和2台喂油泵组成，且油罐液位和对应的油泵启停系统连锁，可自动实现燃料柴油供应，最大限度地保证主泵的安全运行。

2.4 末站事故原油存储和反输系统

末站内新建1座20 000 m3内浮顶油罐作为事故原油储存罐，当下游GNPOC管道系统和末站原油外输系统或加热系统出现临时故障时，可将正常生产流程切换至事故流程，末站进站原油进入事故油罐储存，故障解除后恢复正常生产流程；若末站事故油罐装满前事故状态仍未解除，则切换至反输流程，将罐内原油通过末站输油主泵反输至首站上游集中处理站（CPF）的原油储罐，形成CPF站原油储罐与末站事故油罐之间的内循环，始终保持原油温度高于凝点温度且处于流动状态，防止原油凝固。

2.5 水击泄放系统

对于原油管道而言，当管道系统中的阀门快速启闭、输油主泵的突然停运，以及流程切换引起介质流向、流速的突然改变都会产生水击，严重的水击将导致管道的变形甚至破裂，同时影响泵机组的运行。

采用SPS软件对整个管道系统进行动态模拟，计算不同事故工况下的水击压力。根据模拟计算结果，在首站出站ESDV阀前和末站进站ESDV阀前设置水击泄放系统（水击泄放系统由水击泄放阀、泄放管路和事故油罐组成），防止由于首末站ESDV阀的突然关闭或主泵突然停机造成的水击危害。