原油正反输送停输初始状态安全性分析

1. 中国电建集团山东电力建设有限公司, 山东 济南 250014;2. 中国石化胜利油田石油开发中心有限公司, 山东 东营 257000;3. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041

0 前言

原油正反输送工艺是指在原油管道低输量运行时,为防止出现凝管危险而提出的一种解决办法[1-5]。国内多条低输量管道均已开展正反输送工艺,如魏荆线[6]、任京线[7]等。而国内学者多集中在对正反输送方案制定的研究上,对正反输送停输安全性的研究较少[8]。向秀平等人[5]对加剂输送与正反输送的经济性进行了分析,初步探讨了正反输送管道的运行规律;马伟平对任京线管道进行正反输送现场试验,确定正反输送允许的安全输量[1，9];谢鑫结合姬塬油田外输管道的运行情况,对反输送所需的允许最大输量及最小启输量进行了研究,但未对反输初始阶段的安全性进行深入分析[3]。正反输送过程不仅包括流程切换后管中存留的冷油向周围土壤的散热,还包括之后注入管道的热油向周围土壤的散热,原油温降及土壤温度场的变化过程较复杂,因此在原油正反输送的不同阶段进行停输具有不同的停输初始状态,而不同的停输初始状态又具有不同的停输安全性[10-13]。导致在正反输送过程中发生停输工况无法准确预判管道最大允许停输时间,造成再启动困难,甚至发生凝管等严重后果[14-19]。因此,有必要提出一种新方法对正反输送过程中各个时刻停输初始状态的安全性进行详细描述。

1 正反输送过程温降规律分析

1.1 基础数据

选取东北某采用正反输送运行的输油管道,正反输送工艺方案为7正2反。管道外径219 mm,内径207.8 mm,保温层40 mm,管长39.55 km,埋深1.6 m。管道正反输送现场运行参数:正输输量85 m3/h,正输出站油温60℃,反输输量95 m3/h,反输出站油温55℃。所输油品物性参数和原油黏温曲线见表1和图1。

表1油品物性参数

20℃密度/(kg·m-3)凝点/℃反常点/℃50℃比热/(J·kg-1·℃-1)85027352 225

图1 原油黏温曲线

1.2 不同运行阶段的热力特性

假设完成一个完整的正反输送周期所需时间为T,由于一个正反输送周期内管中原油向周围环境的散热，既包括热油散热,还存在冷油向周围环境的散热,整个温降过程较复杂。为了更清晰地分析正反输送过程中不同运行阶段停输初始状态的安全性,根据正反输送温降的特点将一个正反输送周期分为正输冷油控制阶段(以下简称Ⅰ阶段)、正输热油控制阶段(以下简称Ⅱ阶段)、反输冷油控制阶段(以下简称Ⅲ阶段)、反输热油控制阶段(以下简称Ⅳ阶段)四个阶段。一个正反输送周期内不同运行阶段油品流动状态见图2。

a)Ⅰ阶段

b)Ⅱ阶段

c)Ⅲ阶段

d)Ⅳ阶段

由图2可知,在正反输送过程不同运行阶段,管内原油具有不同的热力状态。尤其是在正反输送切换过程及切换完成后的一段初始运行时间,管内原油向周围土壤的传热具有非稳态特性,温降随时间不断改变,现场测试数据见图3。图3中ta指Ⅰ阶段的某时间点；tb指Ⅰ阶段的ta之后、t1之间的某时间点；t指Ⅰ阶段的未时点(或Ⅱ阶段的起始时间点)；t1、t2、t3分别指Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ阶段的交接点。

a)Ⅰ阶段

b)Ⅱ阶段

c)Ⅲ阶段

d)Ⅳ阶段

由图3可知,正反输送过程不同运行阶段管道沿线油温分布特点:第Ⅰ阶段,反输结束,正输开始。首站正输热油顶挤反输结束时首站附近的冷油,向末站推进。这一阶段,首站附近油温与周围土壤之间的温差较大,管内油温随时间逐渐升高。虽然此时末站附近的土壤温度场温度较高,但由于保温层的隔热作用,油流受土壤温度场的影响较小[20]。因此热油及冷油随时间温度均降低,最低温度点出现在t=t1时刻冷油到达末站时。第Ⅱ阶段,反输结束时管内存油全部被顶挤出管道。由于靠近末站处的油温和周围土壤温度场之间的温差较大,管内沿线各点油温随时间逐渐升高。此阶段靠近首站处温差较小,沿线油温几乎不变。第Ⅲ阶段,正输结束,反输开始。末站反热油顶挤正输结束时末站附近的冷油,向首站推进,管道沿线油温变化同Ⅰ阶段类似。第Ⅳ阶段,正输结束时管内存油全部被顶挤出管道,管道沿线油温逐渐升高,分布特点同Ⅱ阶段类似。

2 不同运行阶段的停输安全性

2.1 定性分析

根据现场正反输送运行的测试数据,可从油温变化的角度对不同运行阶段的停输初始状态安全性进行定性分析。按照上文描述的管道沿线油温随时间变化的特点,只有在Ⅰ阶段、Ⅲ阶段管道中有冷油存在时,停输的危险性是逐渐增大的。由于Ⅰ阶段、Ⅱ阶段的油温变化具有对称特性,仅对正反输送运行一个周期中Ⅰ阶段的停输安全性进行分析,见图4和表2。

图4 停输危险阶段安全性分析

表2不同运行阶段停输初始状态及安全性分析

阶段运行状态沿线油温变化停输安全性Ⅰ正输热油顶挤反输存油首站附近升高,末站附近降低单调递减Ⅱ充满正输油品首站附近几乎不变,末站附近升高单调递增Ⅲ反输热油顶挤正输存油末站附近升高,首站附近降低单调递减Ⅳ充满反输油品末站附近几乎不变,首站附近升高单调递增

由图4和表2可知,以Ⅰ阶段t=ta,t=tb时刻沿线油温分布为例,t=tb时刻处于管道20～30 km处(CD段)的反输结束后冷油的油温，明显低于t=ta时刻时反输结束后冷油(AB段)的油温,因此,t=tb时刻的停输安全性低于t=ta时刻。同理可知,t=t1时刻冷油尾通过末站时是Ⅰ阶段停输安全性最低时刻。之后,末站附近油温逐渐升高,停输安全性单调递增。

2.2 定量分析

定义安全停输概率φ与正反输送一个周期内不同时刻的停输初始状态相对应。针对输油管道站间仅有一个冷热油混油界面(即正反输原油均能全部充满整条管道)的正反输送情况,安全停输概率φ可定义为:

(1)

式中:φ为安全停输概率；v为流速,m/s;t为正输油品通过出站口(对正输来说为首站,对反输来说为末站)的运行时间,s;L为管长,m;L1为一个正反输送周期中正输油品通过首站后的总长度,m;L2为一个正反输送周期中反输油品通过末站后的总长度,m。

安全停输概率公式的意义在于:其取值表示在一个正反输送周期内某一时刻发生停输时,已通过出站口截面的油品体积与管道容积之差的绝对值比上正反输送的油品总体积与管道容积之差的绝对值。其中“+、-”表示油品输送方向,正输时φ取正值,反输时φ取负值。安全停输概率的取值意义:正输时φ∈[0,1]，反输时φ∈[-1,-0]。其中当正输结束(反输开始)时,φ即可用1表示,也可用-L/(L2-L)表示;当正输开始(反输结束)时,φ即可用L/(L1-L)表示,也可用-1表示。除去这2个正反输送交替时刻外,其余时刻仅有1个相对应的φ值。各时刻φ值见表3。

表3不同时刻安全停输概率φ值

时刻正反输运行状态安全停输概率φ0反输结束,正输开始0.10/-1t0-1正输热油油头(反输存油油尾)到达管道1/2处0.05t1正输热油油头(反输存油油尾)到达末站0t1-2正输3.5 d0.45t2正输结束,反输开始1/-0.42t2-3反输热油油头(正输存油油尾)到达管道1/2处-0.21t3反输热油油头(正输存油油尾)到达首站-0t3-T反输1 d-0.29tT反输结束,正输开始-1/0.10

由表3可知,在正输/反输送运行时冷油存在的阶段安全停输概率较低,随着冷油油尾接近进站口,安全停输概率单调递减,冷油油尾到达进站口时安全停输概率最低为0。之后,随着进站口附近油温的逐渐升高,安全停输概率逐渐增大。

3 结论

1)通过分析正反输送一个周期管内原油的流动状态,创新性地将一个正反输周期划分为正输冷油控制阶段、正输热油控制阶段、反输冷油控制阶段、反输热油控制阶段四个阶段。

2)根据不同运行阶段的管道温降特点,从管道沿线油温变化的角度对不同正反输送运行阶段停输初始状态的安全性进行定性分析。

3)提出新变量“安全停输概率”,从定量的角度对原油正反输送不同时刻停输初始状态的安全性进行分析。结果表明，±0时,停输安全性最低;±1时,停输安全性最高。