含蜡热油管道的运行特性与安全输量

【摘要】随着油田产量的逐年递减，原油输送管道面临着输量下降难以运行的困扰。当热油管道运行输量低于安全输量时，不仅增加输油成本，而且随着输量的减少还可能会出现运行不稳定甚至凝管的危险。本文笔者根据自身多年工作经验，对以上问题作出如下浅谈。

【关键词】含蜡原油；热力安全输量；水力安全输量；影响因素

1、含蜡原油输送工艺及现状

由于管道中运输中普遍存在析蜡、结垢、凝管及堵塞的现象，严重影响管道的输送能力和效率，因此，所有这些输送工艺研究和应用的目的旨在解决原油输送过程中存在的诸如析蜡、结垢、凝管及堵塞等问题，从宏观效果上改善原油的流动特性，尤其是低温状况下的流变特性，从而达到降低能耗，安全输油，提高社会与经济效益之目的。当前，含蜡粘性原油输送工艺研究与实施情况分述如下：

（1）加热输送

这是世界上实施最早，应用最广的一种输送的工艺。就加热方式而言，有直接加热和间接加热两种。前苏联的长距离大口径乌金―古里耶夫―古比雪夫原油管道（长1500km，直径1020mm）属于前者；美国最大的科阿林加（Coalinga）―阿文重质（Avon）重质原油管道（长275km，直径508mm）属于后者。

我国多数管道目前采用前者，即直接加热的加热输送工艺，这种输送工艺虽容易实现。但工艺复杂，能耗高，投资巨大且安全性差。因此，并非理想输送的工艺。

（2）热处理输送

20世纪60年代以来，国内外研究开发原油热处理输送工艺。其中，印度的纳霍卡帝亚（Nahorkatiya）―高哈蒂（Gan-hati）―伯劳尼（Barauni）输油管道（长1150km，直径400和356mm）采用一种完备热处理输送工艺，处理后的原油在低温条件下等温输送；我国的克拉玛依―独山子、克拉玛依―乌鲁木齐、濮阳―临邑和马岭―惠安堡―中宁等输油管道，则采用一种简易热处理输送工艺，实现了特定温度下的常温输送。目前，我国油田大部分原油集输管线均仍在使用这种输送工艺，虽然简单，但仍收到了相当明显的经济效益。

（3）天然气饱和输送

这种输送工艺在前苏联研究和应用较多。实践表明，当管道通过多年冻土带或沼泽地时，由于不能对原油进行加热，采用这种方法输送含蜡原油是比较适宜的。

（4）其它输送工艺

除上述的主要输送工艺外，国内外已经研究和正在酝酿研究及部分实施的输送工艺还有：热裂解、脱蜡、加氢减粘、磁处理、器输（ 滑箱、膜袋等）、核辐照和界面处理减阻等。 但这些工艺普遍存在技术研发难度大、操作复杂、安全性差等不足。

2、含蜡原油管道的安全输量确定

2.1 输油管道的两个安全输量

2.1.1 热力安全输量

对于已经投入使用的热油管道，在其管径、总传热系数、土壤温度以及加热站间距、加热站出站温度均已确定的情况下，决定管道温降的最重要的参数就是管道的输量。在达到了最高出站油温和最低进站油温的情况下，对应有该加热输送管道的最小输量。该参数是热油管道运行管理中非常重要的参数，为热油管道必须保持的最低输量。若再降低输量，则站间温降会进一步增大，当仍维持最高出站油温时，下站的进站油温就会更低，可能会有凝管的危险，此流量称为“热力条件允许最小输量”。管道设计中，一般将允许最低进站温度设定为原油凝点以上3℃，根据计算结果确定管道的最小输量。

2.1.2 水力安全输量

当管道在常温输送时，油温及粘度与输量无关，管道工作特性曲线是一条近似的抛物线，摩阻随输量的减小而单调下降，不存在无法输送的困难。对于加热输油管道，原油温度和摩阻不仅会随输量的减少而降低，而且还会因其它因素（如粘度、当量管径等） 的影响而上升。若其它因素的影响大于输量的影响，则管道工作特性曲线就会出现拐点。当输量小于临界安全输量（ QA ） 后，管道运行出现不稳定，即随着输量的减少，摩阻不仅不降低反而增大，形成输量越少摩阻越大的恶性循环，并可能导致管道的发生凝管事故。

2. 2 热力安全输量的确定及影响因素

温降公式（2-2）及（2-6）是在热油管道设计、管理中应用最多的计算式，当K、D及T0一定时，在加热站间距LR，加热站允许的最高出站油温TRmax和允许的最低进站温度TZmin已定的情况下，确定热油管道的允许小输量Gmin

必须强调指出，上式只适用于输量及油温都稳定的情况，并认为K是不随其他参数变化的。由于沿程温降计算式没有考虑管内油流摩擦生热的影响，也没有计入含蜡原油降温时析蜡潜热的影响，故上式适用于摩擦热影响不大且温度范围内没有相变的情况。

对同一条管道，若各个加热站的间距不等，或管道的散热情况有差异，即各站间的总传热系数K值是不同时，则站间距LR较长的以及K值较大的站间，其Gmin也较大。这种情况下，全线的允许最低输量应按各站间较大的值为准，才能确保全线的安全运行。

上式是仅从管道的热力条件限制所得出的允许最小输量。加热输送含蜡原油或高粘油品的管道，还存在着输量小于安全输量时，会出现随着输量减少摩阻不变或反而增加的不稳定的工作区。这一最低安全输量除了与管道的热力条件有关外，还受到油流的流态，原油流变特性，管壁结蜡情况等多种因素的影响，目前难以计算。

因此，当输油管道实际的输量可能接近甚至低于安全输送允许的最小输量时，必须采取措施以确保管道的安全运行，这些措施可以分为：

（1）改变管道条件，以降低管道的允许最小输量。如站间增加加热站，是原来的站间距LR缩小；管道增加保温层使K值下降等。但这种措施需要很大的改造工作量及投资，运行能耗也高，故较少采用。

（2）采用其他输送工艺，如稀释输送、热处理输送。加降粘剂输送等方法。这些方法可是原油的允许进站油温下降，管道的允许最小输量值减小，这是常采用的方法。

（3）正、反输方法，如正输五天、反输两天，以便使实际的输量大于允许最小输量。我国20世纪70年代曾采用过，但这种方法能耗较大，输油成本高，故目前已不再采用，反输只是作为临时的应急措施。

结 论

（1）加热输送管道存在最低允许输量，当输量低于安全输量时，就会引起凝管

的危险，增大了不安全性，同时提高了输油成本，引起了不必要的浪费。

（2）加热输油管道的最小允许输量是指在一定的工况条件下，保持管道安全、稳定运行的最小输量。确定含蜡原油管道的最小输量，要分别计算含蜡原油的热力最小输量和水力最小输量，再比较两者，其中较大者为含蜡原油管道的安全输量。

（3）含蜡原油管道的安全输量与很多因素有关，其中：含蜡原油管道的安全输量随管径的增大而增大；含蜡原油管道的安全输量随环境温度的降低而增大；含蜡原油管道的安全输量随管道传热系数K的增大而减小；含蜡原油管道的安全输量随保温层厚度的增加而减小。

参考文献

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[2] 杨筱衡，张国忠.输油管道设计与管理[M].北京：石油大学出版社出版，2004，（02）：90～96.