官學(xué)源

中國石油天然氣管道工程有限公司沈陽(yáng)分公司

 

摘要：某原油外輸管線(xiàn)原按稀油管道設計，因油田稠油上產(chǎn)，無(wú)法滿(mǎn)足輸送任務(wù)，急需研究混油輸送工藝�；�于管道現狀，通過(guò)SPS建立原油管線(xiàn)外輸模型，經(jīng)模擬計算分析，得出現役管道最佳稠油摻混比和最大輸送能力，為管線(xiàn)安全輸送提供理論依據。

關(guān)鍵詞：原油管線(xiàn)；稠油；輸送能力；摻混比；溫度；壓力

 

新疆油田北十六原油外輸管線(xiàn)原按稀油管道設計，于1989年投產(chǎn)，全長(cháng)13.8 km，設計壓力2.5 MPa，管徑D159 mm。2009年隨著(zhù)昌吉油田開(kāi)發(fā)，吉七致密油和吉七稠油需與北十六原油混合輸送�；煊洼斔褪构芫�(xiàn)輸量降至17 m3/h，無(wú)法滿(mǎn)足輸送任務(wù)，造成作業(yè)區原油儲罐高位運行，存在安全風(fēng)險。而采取罐車(chē)運送方式，增加了運營(yíng)成本。同時(shí)，管道運行壓力長(cháng)年在2.5 MPa，使用年限已超30年，多次出現腐蝕泄漏。因此，急需研究北十六原油外輸管線(xiàn)混油輸送工藝。

1  原油產(chǎn)量和黏度變化情況

1.1  油品物性

吉七稠油、北十六原油、吉七致密油三種油品物性見(jiàn)表 1。

表 1 三種油品物性表

1.2  吉七稠油黏度變化

從表 2可以看出，吉七稠油30℃油品黏度2018年比2014年增大約0.7倍，混油黏度明顯增高。

表 2 吉七稠油黏度表

1.3  吉七稠油產(chǎn)量變化

北十六原油和致密油產(chǎn)量趨于穩定，而吉七稠油2018年產(chǎn)量為20×104 t，2020年為31.4×104 t，提高了1.57倍（圖 1）。隨著(zhù)吉七稠油產(chǎn)量增大，導致混油黏度急劇增高（表 3）。

圖 1 吉七稠油產(chǎn)量預測

 
表 3 不同油品比例和溫度下混油黏度

2  混油黏度計算

針對混油黏度計算,目前還沒(méi)有比較完善的理論。國內外已公開(kāi)發(fā)表了十幾種經(jīng)驗公式、半經(jīng)驗公式，國內學(xué)者多數采用已公開(kāi)的文獻公式[1-5]。但這些公式都是利用某些試驗數據通過(guò)回歸分析得到的，計算誤差較大。

常見(jiàn)模型有：Arrhenius模型、Arrhenius修正模型1、Arrhenius修正模型2、Kendall-Monroe模型、Bingham模型、Bingham修正模型1、Bingham修正模型2、Cragoe模型、Cragoe修正模型1、Cragoe修正模型2、雙對數模型、雙對數修正模型1、雙對數修正模型2等。

采用上述任一單一公式計算混油黏度，Cragoe修正模型1、Cragoe修正模型2、雙對數模型計算結果誤差在9%～15%，其余模型誤差較大，Bingham修正模型1誤差甚至高達106%。

經(jīng)模擬計算發(fā)現，先通過(guò)雙對數公式計算稀油和致密油混油黏度，再通過(guò)Cragoe修正模型1計算三種油品混油黏度，誤差為7.21%，計算結果誤差最小。

Cragoe修正模型1公式：

雙對數模型公式：

3  原油管線(xiàn)外輸模型

基于SPS建立北十六原油管線(xiàn)外輸模型（圖 2），考察吉七稠油不同摻混比、出站壓力及出站溫度下，該管線(xiàn)的最大輸量。

圖 2 北十六原油管線(xiàn)外輸模型

4  模擬分析

4.1  吉七稠油摻混比

外輸管線(xiàn)出站壓力2.5 MPa，進(jìn)站壓力0.12 MPa，出站溫度65℃，地溫3℃，北十六原油和致密油處于穩產(chǎn)，產(chǎn)量分別為200 t/d和50 t/d。模擬計算結果表明，現役管道條件下，吉七稠油摻混比為2∶1時(shí)，最大輸量達到峰值750 t/d，其中吉七稠油最大混油量為500 t/d；繼續增加吉七稠油摻混比將導致其外輸能力下降（圖 3）。

圖 3 吉七稠油摻混比與最大輸量的關(guān)系

因此，現役管道混油最大輸送能力為750 t/d，吉七稠油最佳摻混比為2∶1，吉七稠油最大混油量為500 t/d。

4.2  出站壓力

計算北十六原油外輸管線(xiàn)實(shí)際承壓，參考GB 50253―2014《輸油管道工程設計規范》進(jìn)行理論校核，管道強度校核見(jiàn)表 4，管道理論最大承壓為4.5 MPa�？紤]到管線(xiàn)運行壓力長(cháng)年在2.5 MPa，使用年限超30年，已多次出現腐蝕泄漏，提高出站壓力存在一定安全隱患，需要進(jìn)行升壓試驗和管道檢測。

表 4 北十六原油外輸管線(xiàn)管道強度校核表

4.3  出站溫度

當地溫3℃，出站壓力2.5 MPa，進(jìn)站壓力0.12 MPa，不同摻混比時(shí)出站溫度與最大輸量結果見(jiàn)表 5。

表 5 北十六原油外輸管線(xiàn)出站溫度與最大輸量

當吉七稠油摻混比4∶1時(shí)，出站溫度應不低于80℃，但溫度過(guò)高會(huì )影響隔熱材料和潤滑油耐溫性，實(shí)際運行中不能輸送。

4.4  最大輸量

當進(jìn)站壓力0.12 MPa， 出站溫度65℃，地溫3℃，吉七稠油產(chǎn)量輸量≥900 t/d時(shí)，出站壓力與最大輸量結果見(jiàn)表 6。

表 6 北十六原油外輸管線(xiàn)出站壓力與最大輸量

當吉七稠油摻混比3∶1，出站壓力為理論最大承壓4.5 MPa時(shí)，管道理論最大輸量可達1325 t/d。

5  結論及建議

（1）先通過(guò)雙對數公式計算稀油和致密油混油黏度，再通過(guò)Cragoe修正模型1計算三種油品混油黏度，誤差為7.21%，計算結果誤差最小。

（2）現役管道外輸混油時(shí)吉七稠油最佳摻混比為2:1，出站壓力2.5 MPa，出站溫度65℃，最大混油輸量為750 t/d，其中吉七稠油混油量為500 t/d。

（3）當吉七稠油產(chǎn)量超過(guò)500 t/d，超出部分可通過(guò)車(chē)載拉運至下游，或對現役管道進(jìn)行改造，通過(guò)提高出站壓力或出站溫度以增加輸量，但提壓前需對管線(xiàn)進(jìn)行升壓試驗。

 

參考文獻： 

[1]楊莉，王從樂(lè )，姚玉萍，等. 風(fēng)城超稠油摻柴油長(cháng)距離輸送方法[J].油氣儲運，2011，30(10)：768-770.

[2]孫建剛，趙文峰，李慶杰.風(fēng)城超稠油外輸管道摻稀輸送工藝[J].油氣儲運，2014，33(6)：662-679.

[3]沈曉燕，姚玉萍，熊小琴. 風(fēng)城特稠油管線(xiàn)停輸再啟動(dòng)模擬研究[J]. 石油天然氣學(xué)報，2009，31(3)：327-330.

[4]韓超，吳曉楠，杜洋. 新疆風(fēng)城稠油高粘實(shí)質(zhì)及其降粘方法探析[J]. 重慶科技學(xué)院學(xué)報，2010，12(6)：36-38.

[5]姚玉萍，沈曉燕，熊小琴，等.利用SPS仿真模擬軟件優(yōu)化風(fēng)城特稠油輸送工藝[J]. 石油天然氣學(xué)報（江漢石油學(xué)院學(xué)報），2009，31(3)：330-332.

 

作者簡(jiǎn)介： 官學(xué)源 ，工程師，碩士， 2013年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué) 。聯(lián)系方式：024-22983822，guanxueyuan00@126.com。