长呼原油管道油温控制优化运行

一、管道概况

长呼原油管道干线长度561.2km, 管径φ457mm, 设计压力8.0/6.3MPa, 设计规模500×104t/a, 采用环氧涂料 (300μm) +聚氨酯泡沫保温层 (40mm) +聚乙烯防护层 (5mm) 的防腐保温结构设计[1], 是目前国内少有的长输保温原油管线[2]。管线所输长庆原油含蜡高、凝点高, 经加剂及热处理之后物性不稳定, 且管道沿线地处草原地带, 管道沿线地温低, 虽采用保温设计但长距离输送导致沿线热损明显[3], 油温低、粘度大, 管壁结蜡严重, 调控操作难度大。经过运行总结针对春夏秋冬四个运行季节, 形成了加热、热处理及综合热处理三种运行工艺, 及较安全优化的启炉方式。

二、管道数据

1. 油品物性

长呼线所输长庆油田原油, 其物性参数见表1。

可见长呼线所输长庆高含蜡、高凝原油, 此类原油在运行过程中需根据季节不同, 沿线油温变化采取加热、加剂等运行工艺, 以满足沿线各站进站油温满足高于凝点温度3℃以上。

2. 总传热系数

管道总传热系数 (K值) 是热油管道设计和运行管理中的重要参数[4,5]。长呼线是少有的长输保温原油管线, 对此在运行过程中总传热系数是运行工艺调整的重要计算参数。对此日常运行时, 每10天根据运行参数进行计算得到沿线总传热系数K值, 获得其变化规律。具体趋势见图1。

由图1可知, 管道全年K值较小, 且全线各管段K值较平均, 基本集中在0.5w/ (㎡·℃) 左右。五个管段中, 达拉特旗站至土默特右旗站管段K值最大, 略高于其余管段, 这是由于这个区间穿越河流较多, 土壤内含水多, 导热性好, 散热较快, 使得传热系数较大。图中几处K值波动大是因为管道在季节运行的交替期, 都需要提前启加热炉预热管道, 新的温度场还没有形成。一旦新的温度场建立完成, 管道K值会恢复至平均水平。

3. 沿线地温

管道沿线整体走向为由南至北, 所经地带多为草原戈壁地带, 其中达拉特至土右站季节性河流较多, 管线穿越时不含保温层, 因此运行过程需重点关注地温数据。管道沿线地温数据见表2。

从表2中可以看出, 长呼线沿线的地温偏低, 只有在8、9月份鄂托克旗站和呼和浩特末站地温高于长庆原油空白凝点18℃。

结合管线所输油品物性、总传热系数及地温数据, 长呼线全年都需要加热输送, 尤其对于目前管线处于低输量运行[6,7], 油品流速低、热损失大, 无法实现常温输送。对此把长呼线全年运行按运行工艺及地温变化调整分为四个阶段, 即春、夏、秋、冬四个运行阶段, 分析沿线油温数据, 为制定安全、优化的运行方案提供数据支持。

三、油温分析

图2是长呼线2013年全线运行沿线站场油温趋势图。

1. 春季运行

长呼线春季运行时间始于4月下旬, 终于7月下旬, 采用首站热处理、中间站加热运行工艺。期间随着地温的变化, 调整沿线各站配炉方式。4月下旬至6月中旬全线油房庄、乌审旗和土右站运行三台加热炉, 6月下旬至7月中旬全线油房庄和达拉特站运行两台加热炉。

如图2所示, 春季运行初期, 首站出站温度控制在60℃左右, 乌审旗进站油温大概在25℃左右, 原油经过加热炉加热, 出站温度比进站温度提升15℃左右, 土右站的进站温度在22℃左右, 经过加热, 原油出站温度控制在35℃, 末站进站油温在24℃左右。这样, 将整条管线分为三个管段, 加热前和末站进站油温始终在空白凝点之上3-5℃, 满足管道安全运行的要求, 并且有效的节约了能耗。随着沿线地温的升高, 首站出站温度缓慢降至50℃左右, 中间两站分别提升油温20℃和10℃, 确保末站进站油温在21℃之上。6月下旬改变配炉方式, 首站和达拉特站运行两台加热炉, 将管线分为两个管段, 首站出站温度控制在50℃之上, 达拉特进站22℃, 经过加热, 出站温度控制在40℃, 末站进站温度控制在21℃之上, 满足安全运行的要求。可见春季运行期间, 根据地温的变化, 及时调整出站油温, 改变配炉方式, 在安全运行的前提之下, 做到了节能减耗。

2. 夏季运行

管线夏季运行时间始于7月下旬, 终于9月下旬, 历时约两个月, 管线采用首站一站启炉热处理运行工艺, 控制末站进站温度不低于21℃。

如图2所示, 夏季运行期间, 7月下旬到8月中旬, 首站出站温度控制在55℃左右, 末站进站温度大概在21℃左右, 高于长庆原油空白凝点19℃, 确保了管线的安全运行。随着地温的升高, 8月下旬, 中控适当降低首站出站温度, 控制在50℃左右, 由于地温上升较明显, 长输过程中, 热能损耗减少, 末站进站温度有所提高, 除上游启炉管线提温配合现场作业外, 末站油温基本处于22℃左右。

3. 秋季运行

管线秋季运行时间始于9月下旬, 终于11月下旬, 历时约两个月, 采用首站热处理, 中间站加热输送工艺。期间随着地温的变化, 改变沿线配炉方式。9月下旬至10月底采用油房庄和达拉特站运行两台加热炉;进入11月地温进一步降低, 启炉方式调整为乌审旗和土右站分别运行一台加热炉, 全线共运行三台加热炉。

如图2所示, 9月中旬开始, 为秋季运行做准备, 提高末站及沿线油温, 同时热洗管线, 首站和土右站分别运行一台加热炉。待末站进站油温稳定在27℃左右, 停土右站加热炉, 运行达拉特站加热炉。首站出站温度控制在50℃以上, 达拉特站进站油温在23℃左右, 原油经过加热炉加热, 出站温度提升约15℃, 末站进站油温在23℃左右。进入11月, 地温进一步降低, 管道改变配炉方式, 运行乌审旗站和土右站加热炉, 停达拉特站加热炉, 全线运行三台加热炉。首站出站温度控制在50℃, 中间两站分别提升油温10℃和15℃, 确保各站进站油温在21℃之上。

4. 冬季运行

管线冬季运行从11月底至来年4月中下旬, 采用首站加剂综合热处理输送工艺。管线沿线启用油房庄首站、乌审旗及土右站三站加热炉, 根据沿线油温、地温变化, 逐步调整各站出站油温及加剂量, 控制各站进站油温高于凝点3℃以上。

由图2可知, 中控在长呼线道冬季运行期间对油温的控制, 是以安全为前提, 循序渐进, 日趋优化的过程。该管道2012年10月投产, 因此管道2013年年初运行时, 需要在其他管道运行的经验上结合自身特点摸索出适合其特点的运行方式。在2013年年初将近4个月的运行基础上, 11月底的冬季运行期间的油温控制趋于安全合理。如图2所示, 首站出站温度控制在55℃左右, 乌审旗站和土右站分别将油温提升20℃和15℃, 控制沿线各站油温高于油品凝点3℃以上, 确保了管线安全运行。

总结

长呼线根据沿线油温地温, 适时调整全线运行工艺及启炉方式, 在安全运行前提下, 实现优化运行, 其主要经验如下:

1.长呼线沿线地温最低时间为2月底至3月初, 此时需重点管道沿线油温及压力数据。

2.根据管道沿线油温、地温及运行工艺, 将全年分为四个运行时间段, 调整启炉站场及出站油温, 有效地保证了管道的安全运行。

3.管道沿线全年最低油温多为土右站及呼和浩特末站进站, 运行过程中需重点关注, 如有压力异常可通过提高上游出站温度控制其油温。

4.管道沿线全年平均总传热系数约为0.6w/ (㎡·℃) , 低于初设值0.95 w/ (㎡·℃) , 对此运行过程需随时关注其变化, 为管线优化运行提供参考依据。

摘要：以长呼原油管道为研究对象, 通过分析研究管道自2012年12月投产以来的运行沿线油温数据, 结合该管道所输油品物性、沿线地温、反算总传热系数及管道特点, 提出了将长呼管道的运行工艺变化分为春夏秋冬四个运行阶段, 以满足控制管线进站油温高于凝点3℃的运行要求和确保该管道的安全经济运行的目的, 同时为其它长输保温原油管道的运行提供数据参考和支持。

关键词：长呼原油管道,油温控制,优化运行,传热系数

参考文献

[1] 郭慧军, 郝瑞梅, 吴航等.长呼原油管道保温与不保温方案比选[J].油气储运, 2013, 32 (6) :682-684.

[2] 于涛, 殷炳纲, 林永刚等.长呼保温原油管道优化运行分析[J].油气储运, 2014, 33 (1) :524-529.

[3] 刘闯.保温管线热损失计算方法[J].石油石化节能, 2012, 11:10-11.

[4] 曾春雷, 杨海东.输油管道总传热系数的计算和结蜡对总传热系数的影响[J].应该科学, 2010-3 (下) :104-105.

[5] 崔慧.埋地热油管道总传热系数的研究[J].油气储运, 2005, 24 (12) :17-21.

[6] 刘扬, 李玉春, 成庆林等.含蜡原油管道低输量安全运行方案优化研究[J].管道技术与设备, 2012, 5:1-3.

[7] 罗塘湖.原油管道低输量运行问题[J].油气储运, 1994, 13 (6) :13-15.