长距离乙烷外输管道输送方案研究

王玉柱 陈 欢 张新庆 孙凤枝 赵建彬 王军伟

中国石油塔里木油田公司油气工程研究院, 新疆 库尔勒 841000

0 前言

乙烷是乙烯生产中十分重要的原料。据统计,2016年世界范围内乙烷占乙烯生产原材料的比重已达36%,预计到2021年将上升至40%[1]。新疆某盆地有丰富的凝析气资源,乙烷体积含量达5%～8%,具备乙烷回收价值。

大规模乙烷输运可采用管道输送和大型轮船输送[2]。某油田正筹备建设乙烷回收厂和乙烯厂,两厂相距约125 km，乙烷回收厂乙烷生产规模为76×104t/a,因此某油田乙烷回收厂与乙烯厂之间乙烷输送方式为管道输送。乙烷物性参数与相态特征有别于一般的天然气和原油[3],同时国内尚未建成长距离乙烷管道(国外已建乙烷管道超过1 000 km，不同国家管道建设方式不同，其中美国以液相管道为主、澳大利亚以气相管道为主)[4-13],因此有必要对乙烷不同相态输送方案进行分析研究。本文主要针对乙烷气相、液相、超临界三种管道输送方式进行OLGA模拟研究[14]。

1 乙烷物性参数

乙烷是一种常温、常压下无色无味的气相烷烃,熔点-183.23 ℃(三相点),沸点-88.6 ℃,闪点-64.84 ℃,燃点514.84 ℃,临界温度32.24 ℃,临界压力4.88 MPa,液相相对密度约0.45,气相相对密度约1.04,泄漏时极易发生汽化以及在地势低洼处沉积,浓度高于6%时会使人产生眩晕、中毒等反应,爆炸体积分数范围3.0%～12.5%。此外,液态乙烷蒸发潜热较大,挥发时大量吸热,易造成接触人群冻伤。乙烷的三相变化趋势见图1。

图1 乙烷的三相变化示意图

据美国能源信息署(EIA)的定义可知，高纯度乙烷一般是指应用于市售产品具有95%或更纯的乙烷。在某油田乙烷回收厂工程中,产品乙烷的摩尔组成见表1。

表1 乙烷产品组成表

组分摩尔组成/(%)CH41.432 1C2 H697.010 6C3 H81.547 0CO20.010 0

2 乙烷管道输送方案

2.1 气相乙烷输送方案

气相乙烷通过DN 600碳钢管道从乙烷回收厂输送至下游乙烯厂,管道长度约125 km,末站交接压力大于1.2 MPa,管道设计过程中控制末点压力不低于1.3 MPa[15]。

气相乙烷管道正常输送工况条件下,冬季、夏季在乙烷输送一段距离后,温度分别达到地温0、20 ℃,见图2～3中红色曲线;冬季、夏季起点压力分别为1.68、1.72 MPa,见图2～3中蓝色曲线。两者压力差值主要由气体的温度变化导致,相差不大。

图2 气相乙烷冬季运行压力温度图

图3 气相乙烷夏季运行压力温度图

在正常输送工况下,不同季节时气相乙烷输送流速均为3.3～5 m/s,冬季最高流速4.5 m/s,夏季最高流速5 m/s,流速在合理范围内。气相乙烷运行流速见图4。

图4 气相乙烷管道流速图

随着管道输量增加或者由于管道末端阀门误操作造成憋压,管道末端压力增加,当管道末端压力升高至2.1 MPa时,乙烷在30 km位置处开始发生液化现象,乙烷在30 km后的管道中发生连续的液化、汽化现象,见图5。这主要是由于压力升高,乙烷产品出现液化,部分液相乙烷在管输过程中,又在地温作用下逐渐发生汽化,从而导致管道中部分管段温度超过100 ℃,部分管段温度低于-100 ℃,见图6。这种工况严重影响乙烷输送,同时对管道产生频繁的高低温交变,超出了管道的温度适用范围,存在管道破裂风险。

图5 气相乙烷管道不同压力条件下液相流量图

图6 气相乙烷管道不同压力条件下温度变化图

2.2 液相乙烷输送方案

液相乙烷管道路由长度同气相乙烷管道一致,但液相乙烷管道设计规格为DN 300,液相乙烷管道输送过程中需要保障全程无气相析出,因此控制管道末点压力为4.5 MPa(高于18 ℃条件下乙烷泡点压力3.63 MPa)。夏季地温高,更易发生液相乙烷的气化,因此仅计算夏季极端地温工况条件下管道运行参数。

液相乙烷管道起点压力5.45 MPa,沿程温降1.2 ℃,起点温度20 ℃,终点温度达18.8 ℃,见图7。液相乙烷管道保持全液相输送,持液率为1,流速范围1.08～1.13 m/s,属于合理范围[16],见图8。

液相乙烷在正常管输工况下,一旦由于管道末点背压降低,管道沿线压力均降低,当管道末端压力降低至3.5 MPa时,管道中液相乙烷出现汽化,见图9。这将导致管道内介质及周围环境温度大幅降低,易造成人员冻伤、管道焊缝收缩、阀门等设备冻坏,带来严重的安全风险隐患。

图7 液相乙烷管道温度压力图

图8 液相乙烷管道流速流型图

图9 不同压力下液相乙烷管道温度图

同时液态乙烷在管道内汽化后,在管道内形成气液两相流动,造成能耗增大,输送效率降低，见图10。

图10 液相乙烷管道持液率图

液相乙烷正常管输过程中,由于管道材质原因或者外界破坏原因,可能发生管道泄漏。假定管道中间位置发生泄漏,造成管道泄漏位置两侧管道产生低温效应(-55 ℃),见图11。同时泄漏位置处气液相速度达60.7 m/s,带来严重的安全、环保风险隐患[17]，见图12。

图11 液相乙烷管道泄漏点温度压力图

图12 液相乙烷管道泄漏点气液相流速图

2.3 乙烷超临界输送方案

超临界输送是指乙烷在管线输送过程中,乙烷介质压力、温度均高于临界点(压力4.88 MPa,温度32.24 ℃),超临界输送管线管径为DN 300,增设保温层,管道末段压力控制6 MPa,终点温度控制在35 ℃以上[18]。

乙烷超临界输送时管道起点压力7.4 MPa,起点温度60 ℃,见图13；流速为1.62～1.72 m/s,流型为层流,见图14。

乙烷超临界输送需要保持管道全线在高压高温度下运行,冬季地温较低时会对管道的正常运行带来风险。一旦管道终点压力降低或者起点温度降低,均会破坏超临界输送状态,造成一系列问题。

2.3.1 终点压力降低

当超临界乙烷管道终点压力降低时,管道中有液体乙烷析出,管道持液量增大,终点温度降低,管道输送摩阻增大;当管道末端压力降低至4.5 MPa时,管道末端温度降低至30 ℃,低于乙烷临界温度,见图15;持液率超过0.3,使得乙烷输送远离超临界状态,见图16。

图13 超临界乙烷管道输送压力温度图

图14 超临界乙烷管道流速流型图

图15 超临界乙烷管道不同压力下温度图

图16 超临界乙烷管道持液率图

2.3.2 起点温度降低

当超临界乙烷管道起点温度降低时,同样管道中有液体乙烷析出,管道持液量增大,终点温度降低至临界温度,管道输送摩阻增大,见图17;当管道起点温度降低至50 ℃时,管道末端持液率超过0.05,使得乙烷输送远离超临界状态,见图18。

图17 不同温度下超临界乙烷管道温度图

图18 超临界乙烷管道持液率图

超临界乙烷正常管输过程中,一旦由于管道材质原因或者外界破坏原因,可能发生管道泄漏。假定管道中间位置发生泄漏,会造成低温效应(-60 ℃),见图19；同时泄漏位置处气液相速度达到70、43 m/s,将带来严重的安全、环保风险隐患，见图20。

图19 超临界乙烷管道泄漏点温度压力图

图20 超临界乙烷管道泄漏点气液相流速图

3 结论

1)乙烷管道气相输送相对风险最低,管道沿程压力不可高于2.1 MPa,防止液相的析出。

2)乙烷管道液相输送需高压(>4.5 MPa),同时管道增设保温层,保证在夏季地温条件下无气相产生。

3)乙烷管道超临界输送需更高压力(>6 MPa),同时管道增设保温层,保证沿程温度控制在32 ℃以上,管道沿程无气液相析出。

4)综合考虑管道运行的风险，并借鉴国外已建长距离乙烷管道的运行方式,建议采用气相输送方案。