日濮洛原油管道安全投产方案研究

时间：2024-11-06

刘泽鑫郁振华何杰魏国庆周中强赵新颖

1. 国家管网集团东部原油储运有限公司, 江苏徐州 221008;2. 西南石油大学石油与天然气工程学院, 四川成都 610500

0 前言

原油管道投产方式主要有全线水联运、水隔离段后投油、空管投油三种[1-5]。国外原油管道主要采用空管投油方式进行投产,国内采用全线水联运或水隔离段后投油方式进行投产。水隔离段后投油方式主要由水顶气过程和油顶水过程构成,该方式具有建立背压、清扫站间管道、试运设备等优点,缺点是需要准备大量水源,沿线站场需排放污水等[6]。对于大落差管道,水隔离段后投油方式容易造成管内高点积气[7-10]、低点积水，形成混油。张楠等人[11]分析了大落差对西部成品油管道投产带来的影响,提到了大落差所带来的进气、混油问题,并给出了解决方式。丁俊刚等人[12]结合兰成原油管道投产中产生的气阻与采取的排气措施,强调了对于大落差管道投产过程排气的重要性。刘静等人[13]分析了贵渝成品油管道投产过程中气阻情况,气阻造成了管道内压力不断上升,通过发送清管器与开孔排气消除了气阻。黄泽俊等人[14]探讨了中缅原油管道投产过程中气阻问题,分析了气阻导致管内高压的原因。于涛等人[15]针对石兰原油管道投产中出现的异常工况进行了原因分析,发现管道高点后形成不满流、未发送油水界面清管器是造成投产混油量较大的主要原因。综上所述,对于大落差管道投产过程,管内高点积气、低点积水是普遍存在的问题,目前没有较好的解决方法。

日濮洛原油管道从山东省日照首站至河南省洛阳末站,该管道沿线地形起伏大、翻越点多,全线长为798 km，管道在6 km内最大高程差达到132 m,属于大落差管段。该管道采用水隔离段后投油方式进行投产,投产过程中容易出现高点积气、水沉积等问题。为了尽可能减缓这些问题,采用OLGA软件对日濮洛原油管道投产过程建立仿真模型进行模拟分析,根据模拟结果,提出投产方案,保障管道安全投产。

1 日濮洛原油管道投产模型的建立

1.1 日濮洛原油管道基本参数

日濮洛原油管道长798 km,管径762 mm,设计压力9.0/7.5 MPa,近期设计输量1.0×107t/a,远期设计输量1.8×107t/a。管道全线共设6座站场,分别为日照首站、临沂清管站、曲阜泵站、濮阳泵站、新乡清管站、洛阳末站。管道主要输送阿曼原油、科威特原油等6种油品。管道高程里程图,见图1。

图1 管道高程里程图Fig.1 Pipeline elevation-mileage chart

1.2 OLGA仿真模型建立

日濮洛原油管道采用水隔离段后投油方式进行投产,为了与实际投产情况相符合,利用OLGA仿真模型采用的质量来源分别为模拟水源和油源,通过设置时间序列来控制充水和充油过程的进行;采用OLGA软件内的自动控制系统模块进行中间泵站排水量控制和站间清管器发送;结合起点压力值,通过自动控制系统模块,控制投产过程中启泵时刻。在管道充水阶段,充水前管内充满空气,因此管道初始条件为管道内全为空气,即空穴比设为1,管道进口为流量边界条件,管道出口为压力边界条件,取值为大气压力[16]。建立的OLGA仿真模型见图2。

图2 日濮洛原油管道投产OLGA仿真模型图Fig.2 OLGA simulation model of the Ripuluo crude oil pipeline commissioning

2 工况模拟结果分析

2.1 工况模拟参数

投产过程由两个阶段组成,第一个阶段为水顶气的充水过程,第二阶段为油顶水的油水置换过程。因此在原油管道投产过程中,需要对管道输量、投运水量(充水量)、油水置换时机进行考虑,确定各参数。

在投产过程中，为了保证输油泵的可靠运行,输油泵应优先在工作区运行,即泵的排量控制在额定排量的80%～110%范围内[17]。管道泵站使用的输油泵额定排量为1 600 m3/h,因此管道输量分别定为1 280 m3/h、1 440 m3/h、1 600 m3/h、1 760 m3/h,其中充水和充油流量相同。对于水隔离段后投油方式的过程,管道充水长度的选择应综合考虑地形、流量、管径、排气点、沿线站场排污等因素[18]。结合西部成品油和兰郑段成品油管道[19]的投产情况来看,每个泵站排水量约3 000～4 000 m3,由于沿线有2个泵站,因此排污水量为8 000 m3,换算成充水长度约为18.7 km。日濮洛原油投产,管道起点上水量约 27 000 m3,换算为充水长度约63 km。而通常情况下，充水长度又要求大于最长站间距[20],日濮洛原油管道沿线站场站间距最长为188 km。通过以上分析,充水长度分别可取40 km、50 km、60 km、70 km、200 km、220 km。油水置换时机可以通过充水长度和管道输量计算得到。最后，在投产过程中考虑在站间发送气水清管器和油水界面隔离器。模拟投产工况见表1。

2.2 投产工况

当日照首站充水长度为40 km,管道输量为1 280 m3/h时,对管道投产过程进行模拟，各泵站出口的压力变化见图3～5。

从图3～5可看出，泵站出站压力随着投产过程呈现逐渐增加趋势,泵站出站压力的增加是为了克服投产过程中的摩擦阻力和高程差带来的压降。在管道投产过程中,随着水头的不断前进,管道沿线的泵站会逐渐投入使用,因此当下游泵站启泵后,上游泵站的出站压力会有所下降。当水头到达末站后,泵站出口压力会趋于稳定。同时在整个投产过程中,泵站出口压力最高为 8 MPa 左右,小于管道设计压力9 MPa。

图3 日照首站压力变化图Fig.3 Pressure changes at the first station in Rizhao

图5 濮阳泵站压力变化图Fig.5 Pressure changes in Puyang Pumping Station

2.3 不同管道投产输量模拟

模拟充水长度70 km时,管道输量分别为1 280 m3/h、1 440 m3/h、1 600 m3/h、1 760 m3/h工况下,管道沿线翻越点持液率、局部低点持水率、翻越点低压(小于0.05 MPa)持续时间变化情况，见图6～8。由图6～7可看出,当管道流量为1 280 m3/h、1 440 m3/h、1 600 m3/h、1 760 m3/h时,翻越点持液率从水头到达翻越点时的0逐渐上升至充满液体的1,所需时间分别为32.9 h、29.3 h、26.1 h、22.5 h,每增加160 m3/h流量,可减少积气时间约3 h;翻越点后局部低点持水率从1变为0的时间差分别为54.2 h、48.4 h、44.2 h、40.3 h,每增加 160 m3/h 流量,可减少低洼处水沉积时间约4 h。

图6 翻越点持液率变化图Fig.6 Change of liquid holdup at the turning point

图7 局部低点持水率变化图Fig.7 Change of water holdup at local low point

图8 翻越点低压持续时间图Fig.8 Duration of low pressure at the high point of the pipeline

管道投产不同输量下，翻越点低压持续时间，见图8。由图8可看出,翻越点低压持续时间分别为24.8 h、15.6 h、9.1 h、3.6 h,每增加160 m3/h流量,可减少低压持续时间约6 h。管道投产输油量越大,液体携带走管内积气的能力越强,油流对积水的携带作用越强,翻越点处持续低压时间越短。因此在管道投产过程中,不宜采用较小的输量。

但并不意味着管道输量越大越好,更大的管道输量会导致投产过程中能耗的增加,并且大的管道输量可能引起投产过程中管道内超压。图9～12分别为管道输量1 760 m3/h、1 600 m3/h、1 440 m3/h、1 280 m3/h时,日照首站压力变化情况,由图9～12可看出，管道输量为 1 760 m3/h 时,该点压力更接近设计压力9 MPa,相对于其他管道输量,管道在投产过程中有更大的超压风险。

图9 管道输量1 760 m3/h时日照首站压力图Fig.9 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 760 m3/h

图10 管道输量1 600 m3/h时日照首站压力图Fig.10 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 600 m3/h

图11 管道输量1 440 m3/h时日照首站压力图Fig.11 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 440 m3/h

图12 管道输量1 280 m3/h时日照首站压力图Fig.12 Pressure at the first station of Rizhao when the pipeline transportation volume is 1 280 m3/h

由前文分析可知,在管道投产过程中,较小的输量会导致液体携带管内积气的能力和油流对积水的携带作用变弱，以及导致管内低压持续时间的增加,同时为了避免大输量带来的能耗增加和超压问题,因此排除 1 280 m3/h 和1 760 m3/h作为投产输量。最后再结合现场(1 360±100 m3/h的暂定管道投产输量,建议 1 440 m3/h 作为日濮洛原油管道投产输量。

2.4 不同充水长度模拟

模拟输量1 280 m3/h时,充水长度分别为40 km、50 km、60 km、70 km、200 km、220 km工况下,管道沿线翻越点持液率、局部低点持水率、翻越点低压持续时间变化情况见图13～15。

由图13～14可看出,充水长度对高点持液率和低点沉积水量几乎没有影响。

图13 翻越点持液率变化图Fig.13 Change of liquid holdup at the turning point

图14 局部低点持水率变化图Fig.14 Change of water holdup at local low point

由图15可看出,当充水长度为40 km、50 km、60 km、70 km 时,在翻越点处均会出现0.05 MPa左右的低压;而充水长度为200 km和220 km时,翻越点不会出现较低压力。当充水长度为40 km、50 km、60 km、70 km时,其低压持续时间分别为37.9 h、34.8 h、27.8 h、19.7 h,其中充水长度从40 km提升至60 km的过程中,每10 km水柱长度变化,仅带来约3 h的低压时间缩短,而在充水长度从60 km变化为70 km的过程中,10 km的水柱变化使低压持续时间缩短了近8 h,改善效果突出,因此考虑翻越点处持续低压所可能带来的潜在危害,并结合管道起点上水量的限制,选择70 km长度的充水量是较为合理的。

图15 翻越点低压持续时间图Fig.15 Duration of low pressure at the high point of the pipeline