朱一萌，范華平，汪 浩，陳 頔

中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京

西部原油管道酒東注入支線投產(chǎn)實踐

朱一萌，范華平，汪 浩，陳 頔

中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京

酒東注入支線的建成投產(chǎn)是西部原油管道近年較為重大的工程改造。酒東支線投產(chǎn)采用了空管投油的方式，對投產(chǎn)前準備及投產(chǎn)過程中的主要問題進行了總結(jié)。針對酒東原油含蠟量高、凝點高的特點，分析了酒東原油的黏溫特性，并研究了酒東原油與混合原油按不同比例摻混后的物性變化，得出了安全的摻混比例及冬季運行溫度。實現(xiàn)了以注入摻混的方式外輸酒東原油，解決了易凝高黏原油的長距離常溫輸送的問題。

原油管道，投產(chǎn)，含蠟原油，凝點，摻混

1.概述

西部原油管道鄯善-蘭州干線全長1562 km，設(shè)計壓力為8.0 MPa，設(shè)計輸量為2000 × 104t/a。2007年投產(chǎn)至今已安全平穩(wěn)運行9a，目前運行輸量為1000 × 104t/a左右。鄯善首站外輸北疆原油、哈薩克斯坦原油(哈國原油)、塔里木原油、吐哈原油4種油品，采用摻混后外輸?shù)姆绞匠剌斔汀?/p>

玉門油田酒東聯(lián)合站于2014年建成，設(shè)有2座5 × 103m3內(nèi)浮盤保溫儲罐，儲存聯(lián)合站處理的原油。2016年酒東注入支線建成投產(chǎn)，開始采用密閉輸送工藝由酒東聯(lián)合站向西部原油管道干線注入酒東原油。酒東支線始于酒東聯(lián)合站，止于西部原油管道干線30#閥室，全長2.48 km，設(shè)計壓力10 MPa，設(shè)計溫度40℃。30#閥室為酒東原油進入西部管道的樞紐，經(jīng)過自動化改造后，中控可以通過遠程監(jiān)控進行作業(yè)。

酒東注入支線的投產(chǎn)有效解決了玉門油田酒東作業(yè)區(qū)產(chǎn)出原油外輸問題，可大幅降低酒東原油的運輸費用，提高運輸安全性，減少勞動強度，提升運行效率。

2.投產(chǎn)前準備

管道投產(chǎn)技術(shù)對于保障管道安全高效運行非常重要，目前國內(nèi)缺少專門針對管道投產(chǎn)的技術(shù)標準，普遍的做法是各管道企業(yè)按照體系文件和以往工程實踐經(jīng)驗，成立投產(chǎn)領(lǐng)導(dǎo)小組，制定管道投產(chǎn)技術(shù)方案等[1]。西部原油管道酒東注入支線的投產(chǎn)根據(jù)現(xiàn)場管道的實際條件，結(jié)合西部原油管道的投產(chǎn)經(jīng)驗，制定了投產(chǎn)方案。

2.1.酒東原油物性分析

西部原油管道主要輸送由北疆原油、吐哈原油、哈國原油、塔里木原油4種油品按不同比例摻混的混合原油，酒東原油注入西部管道干線將直接影響注入段油品的質(zhì)量，因此研究這5種油品及其摻混后的物性變化是酒東注入支線建設(shè)投產(chǎn)中的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

2.1.1.單一油品物性分析

5種單一油品的物性測試結(jié)果如表1所示?？梢钥闯?，在測試的5種油品中酒東原油的析蠟點、含蠟量、凝點最高，是典型高含蠟原油。

北疆原油黏度較大，反常點為13℃，低于13℃的溫度測試范圍內(nèi)，北疆原油表現(xiàn)為非牛頓流體。哈國原油含蠟量最低，黏度最小，反常點最低，低于5℃時，哈國原油為非牛頓流體。吐哈原油和塔里木原油凝點較低，流動性較好。酒東原油含蠟量最高，析蠟點很高，直接裝樣凝點最高為15℃，反常點為30℃。

由表2中酒東原油的流動行為指數(shù)及黏溫關(guān)系可以看出，低于30℃時，酒東原油為非牛頓流體，剪切黏度隨溫度的下降明顯上升，非牛頓性流體特性明顯；低于16℃時，黏度急劇增大，凝點附近的原油流動性顯著惡化。

2.1.2.酒東原油與LC油摻混后的物性

酒東原油具有易凝高黏的特性，采用摻混后輸送的方式能較好地改善其物性，降低管輸風(fēng)險。酒東原油通過30#閥室注入干線，與干線輸送的油品實現(xiàn)摻混并向下游輸送。LC油是鄯善首站將北疆原油、吐哈原油、哈國原油、塔里木原油4種油品按一定比例摻混而成的混合原油中的一種，由于下游煉廠對所接收油品的不同要求，酒東原油只能注入到鄯蘭干線輸送的LC油的批次中。

根據(jù)表3中酒東原油與LC油按不同比例摻混后的凝點測試結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，在酒東原油摻入體積比不超過25%的條件下，摻混后的混合油凝點在2℃以下；在酒東原油摻入體積比不超過15%的條件下，摻混后的混合油凝點在1℃以下；在酒東原油摻入體積比小于10%的條件下，摻混后的混合油凝點在0℃以下。由表4中不同摻混比例下(LC-酒東混合油品)的黏溫關(guān)系可以看出，油溫5℃以上，酒東原油摻入體積比不超過20%時，混合油品黏度小于100 mPa?s；當(dāng)酒東原油摻入體積比不超過10%時，對混合油品的黏度影響較小。

冬季運行時，酒東地溫常常低于酒東原油凝點，酒東支線存在凝管風(fēng)險，因此進行了酒東原油的降凝劑改性試驗。試驗結(jié)果顯示其改性效果不理想，加降凝劑50 mg/L、55℃處理后凝點為5℃。此外，熱處理后的加降凝劑油在進入干線時溫降過大還可能發(fā)生流動性惡化，因此酒東注入不采用降凝劑改性輸送，而采用集膚效應(yīng)伴熱管線的加熱保溫功能使得支線油溫高于凝點。實驗室測得酒東原油的凝點為15℃左右，一般設(shè)置管線保溫在20℃左右，具有較好的改善流動性的效果。

Table 1.The test results of properties of five crude oils表1.5種原油物性測試結(jié)果

Table 2.The rheologic parameters of Jiudong crude oil表2.酒東原油的流變參數(shù)

Table 3.The properties of the Jiudong mixed oil at different mixing ratios表3.不同比例LC-酒東油摻混后的物性

Table 4.The viscosity-temperature relation of the Jiudong mixed oil at different mixing ratios表4.不同比例LC-酒東油摻混后的黏溫關(guān)系

2.2.注入體積比要求

酒東原油與鄯蘭干線管輸?shù)腖C油摻混后，在酒東原油摻入體積比不超過15%時，酒東-LC混合油凝點在1℃以下，15℃以上的黏度在29.06 mPa?s以下。在冬季，鄯蘭干線玉門-蘭州管段沿線最低地溫約為2℃，為確保管道的安全運行，允許的最低輸油溫度控制為凝點以上3℃，管輸原油的凝點應(yīng)控制在-1℃以下。根據(jù)酒東原油與鄯蘭干線管輸?shù)腖C油按不同體積比摻混后的物性測試結(jié)果得到，酒東原油的摻入比例應(yīng)控制在5%左右。注入酒東原油前，鄯蘭干線上游來油的輸量為1000～2100 m3/h，據(jù)此可得到不同干線輸量下，相應(yīng)的酒東原油注入的最大輸量為50～105 m3/h。

由于鄯蘭干線管輸原油的來源廣、物性波動較大，酒東原油物性在開發(fā)、生產(chǎn)過程中也會發(fā)生一定變化，為確保管道的安全運行，酒東原油的注入比例一般控制在5%以下。

2.3.建立水擊保護系統(tǒng)

西部原油管道是一條長距離大落差管道，采用密閉輸送方式，全線處于一個水力系統(tǒng)中，任何一點的壓力或流量變化都可能引起管道運行狀態(tài)的改變，嚴重時會產(chǎn)生水擊，造成管道破裂、設(shè)備損壞等后果。構(gòu)建一套安全程度高、防御能力強的管道壓力保護系統(tǒng)對保證輸油管道的安全平穩(wěn)運行具有重要意義[2]。酒東注入支線通過30#閥室閥門的導(dǎo)通與西部原油管道成為連續(xù)的水力系統(tǒng)。酒東注入支線的投產(chǎn)運行能夠直接影響干線的壓力流量，因此投產(chǎn)前必須對西部原油管道現(xiàn)有的水擊保護系統(tǒng)進行更新和完善，建立安全有效的全線水擊保護系統(tǒng)，在保障干線平穩(wěn)運行的同時，保證站場的安全。

2.4.投油方案比選

國際上管道的投產(chǎn)方式多種多樣，根據(jù)所輸介質(zhì)和管道條件的不同采取相應(yīng)的投產(chǎn)方案，主要有“全線或部分管段充水后投油”、“油頭前加氮氣保護，油頭和氮氣間加球隔離，油頂氣直至末站”、“空管投油”3種方式[3]?？展芡队褪侵腹艿澜ǔ珊笾苯舆M行投油試運的一種試運投產(chǎn)方式。美國阿拉斯加原油管道、加拿大穿山管道、歐洲原油管道、科洛尼爾成品油管道系統(tǒng)部分管段等均采用空管投油的投產(chǎn)方式。空管投油已成為發(fā)達國家管道投產(chǎn)方式的主流。

酒東注入支線投產(chǎn)采用空管投油的方式，采用氮氣隔離油層和空氣。在試壓、掃線后采用“油推氣”方案，在注氮結(jié)束后投酒東原油。

3.投產(chǎn)過程

3.1.充水試壓及檢漏

2014年7月1日酒東聯(lián)合站對外輸管道進行密閉性試壓，試壓管線總?cè)莘e為52 m3，試壓總備水量為70 m3。試壓起點界面為30#閥室，終點為聯(lián)合站外輸管線出口閥門，試壓過程中確保試壓管線與干線絕對隔離，補水打壓至設(shè)計壓力8 MPa停泵試壓，觀察檢漏24 h后結(jié)束試壓。

3.2.吹掃充氮

酒東注入支線管道試壓結(jié)束后，在計劃投油前24 h，采用壓縮氮氣對管道進行清掃和試壓，清除施工中管內(nèi)遺留的雜質(zhì)，清理焊縫處的藥皮和焊渣。充氮所需氮氣由聯(lián)合站制氮裝置制得，酒東原油外輸管道聯(lián)合站至30#閥室段充滿氮氣，注氮量50.84 m3，將純氮氣封存在聯(lián)合站-30#閥室管道內(nèi)。

3.3.排氣投油及注入

酒東聯(lián)合站確定管線投油排量為30～120 m3/h，按照擬定排量試運行72 h?，F(xiàn)場倒通站內(nèi)外輸工藝流程及外輸管線后，打開集膚效應(yīng)伴熱系統(tǒng)，進行充油排氣。酒東原油經(jīng)給油泵增壓進入外輸泵，采用壓力變頻控制，保證外輸泵進口壓力穩(wěn)定及外輸流量穩(wěn)定。根據(jù)泵特性曲線觀察給油泵出口壓力，調(diào)節(jié)出站壓力調(diào)節(jié)閥開度，使泵的排量維持在15 m3/h，向干線充油，待所有設(shè)備運行正常以后提升外輸流量至30 m3/h。全線充滿預(yù)計約93.2 min，充油量50.48 m3。油頭到達30#閥室后，前行50 m3油品經(jīng)熱洗吹掃井接口進臨時罐車。

油罐車收滿50 m3油后結(jié)束充油排氣?，F(xiàn)場檢查設(shè)備管線運行正常后，進行酒東原油注入試運行。導(dǎo)通30#閥室的外輸流程后，開啟酒東聯(lián)合站外輸泵，并逐漸調(diào)節(jié)排量至目標注入量95 m3/h，完成酒東注入支線的投產(chǎn)。

4.投產(chǎn)關(guān)鍵問題

輸油管道投產(chǎn)過程中常常需要考慮氣阻及壓力控制等問題，氣阻會造成管道運行壓力過高，甚至導(dǎo)致出站壓力過高、觸發(fā)壓力開關(guān)甩泵。與一般長距離輸油管道相比，酒東注入支線距離短，全線走勢平緩，設(shè)計壓力較高，基本沒有超壓的風(fēng)險?？展芡队头绞降牟捎靡脖苊饬恕坝屯扑钡耐队头绞娇赡艽嬖趬毫Τ叩膯栴}。酒東注入支線投產(chǎn)運行后需重點關(guān)注的是水擊保護系統(tǒng)的優(yōu)化以及酒東注入對干線物性的影響。

4.1.水擊保護系統(tǒng)測試及優(yōu)化

投產(chǎn)完成后，中控對優(yōu)化后的水擊保護系統(tǒng)進行了測試，并進行了進一步的優(yōu)化，保證西部原油管道水擊保護系統(tǒng)包括對站場的保護及管線的保護。當(dāng)酒東聯(lián)合站外輸發(fā)生異常時，中控關(guān)閉30#閥室緊急切斷閥，連鎖停止酒東外輸泵，關(guān)閉流量計出口截斷閥。當(dāng)干線發(fā)生異常觸發(fā)全線水擊保護時，會連鎖執(zhí)行30#閥室的緊急截斷操作，并觸發(fā)酒東聯(lián)合站流量計出口切斷閥，執(zhí)行停泵操作。

4.2.物性及界面跟蹤

酒東原油注入干線后，密切關(guān)注工藝運行情況，全程實時跟蹤計算注入段混油頭。在確認油頭達到下站后，進行油品取樣采集，測試凝點和密度。發(fā)現(xiàn)凝點異常，及時調(diào)整注入比例或者停止注入。

5.結(jié)語

酒東注入支線采用空管投油的方式進行投產(chǎn)，自動化程度高，投產(chǎn)前準備充分，投產(chǎn)過程順利。全面考慮了酒東注入支線的加入對鄯蘭干線運行的影響，優(yōu)化完善了西部原油管道的水擊保護系統(tǒng)，為管道的安全平穩(wěn)運行提供了保證。以注入摻混的方式成功實現(xiàn)了高凝、高黏、高含蠟的酒東原油的常溫長距離輸送，降低了冬季運行風(fēng)險，提高了酒東原油運輸?shù)陌踩?，并極大地降低了外輸成本。

References)

[1] 李連星, 陸瀟, 梁昌晶, 等.國外油氣管道投產(chǎn)技術(shù)標準先進性綜述[J].石油規(guī)劃設(shè)計, 2015, 26(4): 8-10.

[2] 楊筱蘅.輸油管道設(shè)計與管理[M].東營: 石油大學(xué)出版社, 2006: 377.

[3] 高發(fā)連, 劉雙雙, 付強.西部成品油管道空管投油的技術(shù)分析[J].油氣儲運, 2006, 25(11): 58-61.

Commissioning of Jiudong Branch Pipeline in Western Crude Oil Pipeline of China

Yimeng Zhu, Huaping Fan, Hao Wang, Di Chen

PetroChina Oil & Gas Pipeline Control Center, CNPC, Beijing

The construction and production of Jiudong Branch Pipeline has been an important reconstruction for the Western crude oil pipeline in recent years.It adopted method of using “oil to replace gas” in the commissioning, and several issues before the operation and its process were summarized in this paper.In allusion to the characteristics of high paraffin content and high gel point, the viscosity-temperature properties of Jiudong crude oil are tested and analyzed.The changes of its physical property with different blending ratios are studied and its safe blending ratio and operation temperature in winter days are obtained.The transformation of crude oil is implemented based on the blending ratio in the Western Pipeline of China, and it solves the problem of longdistance transporting of viscous and waxy crude oil.

Crude Oil Pipeline, Commissioning, Waxy Crude Oil, Gel Point, Mixing

Received: Oct.30th, 2016; Accepted: Nov.27th, 2016; Published: Dec.15th, 2016

Copyright ? 2016 by authors, Yangtze University and Hans Publishers Inc.

This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY).

http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/

朱一萌(1989-)，女，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事液體管道調(diào)控工作。

2016年10月30日；錄用日期：2016年11月27日；發(fā)布日期：2016年12月15日

文章引用： 朱一萌, 范華平, 汪浩, 陳頔.西部原油管道酒東注入支線投產(chǎn)實踐[J].石油天然氣學(xué)報, 2016, 38(4): 110-115.http://dx.doi.org/10.12677/jogt.2016.384044