低输量下含蜡原油的管输方式

２０１７正　第２期　管　技　术　５　设　各　２０１７　Ｎｏ．２　Ｐｉｐｅｌｉｎｅ　Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ　ａｎｄ　Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ　低输量下含蜡原油的管输方式　韩明原，甘亦凡，孙世成，叶绍宇　（东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆１６３３１８）　摘要：在管道运输含蜡原油的过程中，若实际输量低于管道允许的最低安全输量。则会产生凝管的　危险。为了保证低输量下输送含蜡原油的安全性与经济性，介绍了４种较常用的低输量输送方式，简　述了这些方法的原理，列举了相关研究方法，并对这些方法进行了综合评价，为解决含蜡原油低输量下　的安全经济运输问题提供参考。　关键词：含蜡原油；管输；低输量；安全运行　中图分类号：ＴＥ８３２　文献标识码：Ａ　文章编号：１００４—９６１４（２０１７）０２—０００５—０２　Ｐｉｐｅｌｉｎｅ　Ｔｒａｎｓｐ０ｒｔａｔｉ０ｎ　Ｍｏｄｅｓ　ｏｆ　Ｗａｘｙ　Ｃｒｕｄｅ　Ｏｉｌ　ｕｎｄｅｒ　Ｌｏｗ　ＴｒａｎｓｐＯｒｔａｔｉ０ｎ　Ｃａｐａｃｉｔｙ　ＨＡＮ　Ｍｉｎｇ—ｙｕａｎ，ＧＡＮ　Ｙｉ—ｆａｎ，ＳＵＮ　Ｓｈｉ—ｃｈｅｎｇ，ＹＥ　Ｓｈａｏ－ｙｕ　（Ｋｅｙ　Ｌａｂ　ｏｆ　Ｍｉｎｉｓｔｒｙ　ｏｆ　Ｅｄｕｃａｔｉｏｎ　ｆｏｒ　Ｅｎｈａｎｃｉｎｇ　Ｏｉｌ　ａｎｄ　Ｇａｓ　Ｒｅｃｏｖｅｒｙ　Ｒａｔｉｏ，　Ｎｏ￣ｈｅａｓｔ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｄａｑｉｎｇ　１６３３１８，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ　ｔｈｅ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｏｆ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇ　ｔｈｅ　ｗａｘ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ　ｗｉｔｈ　ｔｈｅ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ，ｉｆ　ｔｈｅ　ａｃｔｕａｌ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ　ｃａｐａｃｉｔｙ　ｗａｓ　ｌｅｓｓ　ｔｈａｎ　ｔｈｅ　ｍｉｎｉｍｕｍ　ａｌｌｏｗａｂｌｅ　ｓｅｃｕｒｅ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ　ｃａｐａｃｉｔｙ，ｉｔ　ｃａｎ　ｃａｕｓｅ　ｔｈｅ　ｄａｎｇｅｒ　ｏｆ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ｃｏａｇｕｌａｔｉｏｎ．Ａｔ　ｌｏｗ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ　ｃａｐａｃｉｔｙ，ｉｎ　ｏｒｄｅｒ　ｔｏ　ｅｎｓｕｒｅ　ｔｈｅ　ｓａｆｅｔｙ　ａｎｄ　ｅｃｏｎｏｍｙ　ｉｎ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇ　ｔｈｅ　ｗａｘｙ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ，ｆｏｕｒ　ｃｏｍｍｏｎ　ｍｏｄｅｓ　ｕｎｄｅｒ　ｌｏｗ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔａ—　ｔｉｏｎ　ｃａｐａｃｉｔｙ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇ　ｗｅｒｅ　ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ，ａｎｄ　ｔｈｅ　ｐｒｉｎｃｉｐｌｅｓ　ｏｆ　ｔｈｅｓｅ　ｍｅｔｈｏｄｓ　ｗｅｒｅ　ｄｅｓｃｒｉｂｅｄ，ｆｕｒｔｈｅｒ　ｍｏｒｅ，ｒｅｌｅｖａｎｔ　ｓｔｕｄｙ　ｍｅｔｈ—　ｏｄｓ　ｗｅｒｅ　ｃｉｔｅｄ，ａｎｄ　ｔｈｅｓｅ　ｍｅｔｈｏｄｓ　ｗｅｒｅ　ｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｌｙ　ｅｖａｌｕａｔｅｄ，ｔｈｕｓ　ｐｒｏｖｉｄｉｎｇ　ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ　ｆｏｒ　ｓａｆｅ　ａｎｄ　ｅｃｏｎｏｍｉｃ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ　ｐｒｏｂｌｅｍ　ｏｆ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇ　ｔｈｅ　ｗａｘｙ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ　ｉｎ　ｌｏｗ　ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　ｃａｐａｃｉｔｙ．　Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｗａｘｙ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ；ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ；ｌｏｗ　ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ　ｃａｐａｃｉｔｙ；ｓｅｃｕｒｅ　ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　０引言　阻；采用加降凝剂方法，改变蜡晶的结构，降凝和　降黏［２］。　１．１正反输交替运行　管道运输具有输送量大、占地面积小、能耗低、运　费低等优点［１］，成为原油及成品油的主要运输方式。　随着含蜡原油产量的降低，国内的许多管路均处在较　低输量下运行，若实际输量低于管道允许的安全输　量，将会导致不安全运行，最终造成凝管等危险，因此　应采取合理的方式以保证含蜡原油在低输量下的安　全稳定运行。　１低输量下的安全管输方式　在管道外输过程中．若没有采用添加降凝剂、热　处理、添加减阻剂等特殊处理工艺时，通常采用正反　输交替的运输方式，以保证含蜡原油在低输量下的安　全运行＿３］。正反输交替运行相当于增加了管道的实　际输量，使其大于管道允许的安全输量，以保证管道　的安全运行。　当含蜡原油输量接近或低于管道允许的最低安　全输量时，工程上通常采取以下方法以确保管道的安　苗永保［４　分析了英买力气田群凝析油外输管道　采用正反输交替方式的可行性。英买力气田在投产　初期时凝析油的产量低于其最低设计输量，此时不能　全经济运行：采用正反输交替运行方法，使实际输量　大于允许最低输量：采用热处理的方式，改变蜡晶结　构以改善低温流动性；采用水悬浮输送方式，降低摩　基金项目：２０１５年黑龙江省大学生创新创业训练计划重点项目　（２０１５１０２２０００５）　满足正常输送要求，于是采用正反输交替运行的方　式。在整个过程中，输油时间约为１４０　ｈ，输送油量约　１２　６００　ｍ　，扣除末站为了进行反输而储备的油量约　５　０６０　ｍ。则末站首次外输时的输油量约为７　５４０　ｍ。，　，收稿１３期：２０１６—０４—２５　实现了管道的正常运输。　６　Ｐｉｐｅｌｉｎｅ　Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ　ａｎｄ　Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ　Ｍａｒ．２０１７　采用正反输可使管道的实际输量大于允许的最　但混合液中段塞的长度和间距相对稳定，同样呈现出　良好的流动性；而且在原油中掺水后增加了混合液的　低输量，当因油源不足或产量下降时，为防止停输造　成凝管和发生站内冒罐等事故，采用正反输交替运行　方式具有较高的可行性。但是其要求管道的起、终点　都有一定的库容量以接收来液，而且经实践证明，正　反输能耗很高。不适用于长时间在低输量下运行的　管道。　１．２热处理改性输送　比热容，提高了沿线的轴向油温，可以降低轴向温降　和蜡沉积速率。　水悬浮输送可以起到减少摩阻、降低轴向温降和　蜡沉积速率的目的，但它的缺点是增加了起点站和终　点站的脱水负荷。　１．４加降凝剂输送　热处理输送方式是对含蜡原油进行加热，使含蜡　加降凝剂输送是通过向管输含蜡原油中添加降　原油中的蜡晶分散、溶解，当所含的胶质、沥青质完全　分离出以后，通过控制一定的冷却和剪切方式来改变　新生成蜡晶的形态和结构，降低凝点，从而使原油的　低温流动性得以改善，此外该方法还可以实现含蜡原　油的常温输送、降低最低输量以及延长原油在加热加　压下的输送距离　聂岚＿５　等对经热处理后的ＢＨ油田原油进行了研　究。他们认为温度是影响热处理改性效果的主要因　素．在不同温度段下加热原油其改性效果会有显著差　别：在中温段（５０～６０℃）下加热会使含蜡原油的凝点　恶化，而在高温段（７０～９５℃）下却可以显著降低其凝　点：冷却速度和剪切作用也是影响含蜡原油改性效果　的重要因素，对于ＢＨ油田原油，冷却速度较小（０．５～　１．０￣Ｃ／ｍｉｎ）、剪切速率较低（≤１６．２　Ｓ　）时改性效果　较好：热处理后含蜡原油的静置时间也会对改性效果　产生影响，对于ＢＨ油田原油来说，静置４８　ｈ会比较　适宜。　热处理改性输送能改善原油的流动性、降低能　耗，然而热处理通常需要很高的温度，燃料油消耗过　大；而且其改性效果与剪切历史和热历史有关。　１．３水悬浮输送　水悬浮输送是使高凝含蜡原油分散于水中．形成　凝油颗粒，从而实现悬浮形式的输送。含蜡原油在凝　点以下时黏度会很高，掺水后当油水混合物的含水率　超过反相点以后，其摩阻形式已由先前单独输送原油　时原油与管壁、原油分子之间的摩擦转变为掺水后的　水与管壁、水与凝油颗粒之间的摩擦，从而使输送过　程中的摩阻显著减小　６ｊ。　张爱晖　等对冬季低温条件下含蜡原油的水悬　浮输送进行了实验研究，他们发现：当混合液的含水　率高于８０％时，管内的混合液呈现稳定的悬浮状态．　高凝含蜡原油的流动性得到很大改善；当含水率在　７０％　８０％时，管内的部分流体将形成有限的段塞流．　凝剂以改变蜡晶的结构和形态从而改善含蜡原油在　低温、低输量下的流动性Ｉ８］－，由于在析蜡点温度以下　时。析出的蜡将成为影响原油黏度的主要因素，因此　在析蜡点温度以下投放降凝剂可显著降低含蜡原油　的黏度，而且温度越低，降黏效果越好，所以降凝剂又　称为流动改进剂［９］。　Ｓｒｕｓｈｔｉ　Ｄｅｓｈｍｕｋｈ［１ｏ］等曾对纳达原油的５种降凝　剂（长链烷基（通过插入极性基团以降低蜡晶体尺　寸）、乙烯一乙酸乙烯酯共聚物、烷基酯不饱和羧酸　烯　烃共聚物、马来不饱和羧酸共聚物和酸酐烷基酯）进　行了研究。他们发现在这些聚合物的结构里都含有　极性的官能团，而且随着聚合物在溶液中的浓度增加　以及结构中烷基链长度的加长，降凝剂对含蜡原油降　凝降黏的效果也随之增加　加降凝剂可通过改变蜡晶结构以达到降凝降黏　的目的，但采用降凝剂的方式受原油物性的影响．而　且改性处理温度和剪切作用等对降凝处理的影响机　理还需研究，所以普适性不高　。　２结束语　含蜡原油在低输量下运行时，可以采取不同的方式　以保证其安全输送＿１　，根据不同的环境和条件，所选择　的方式也会不同。本文所提到的４种运输方式在不同　管输条件下各有优缺点，此时需要根据具体的条件，对　不同管输方式进行经济核算，选择最优的输送方式，如　应进行正反输单运输的降凝减阻研究，热处理改性过程　热历史和剪切历史的研究．水悬浮输送的最优掺水量研　究以及对高效、经济环保的新型降凝剂的开发。　参考文献：　［１］周浩，赵德智，戴咏川，等．大庆高蜡原油降凝效果评价　［Ｊ］．石油化工高等学报，２０１１，２４（４）：４４—４８．　［２］　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，２０ｔＺ（５）：ｌ一３．　（下转第９页）　第２期　曹水亮等：基于Ａｂａｑｕｓ的蒸汽管道应力分析　９　由于此管线未有竖直方向的额外支撑，只有在两　竖直管上方端口位置与容器通过焊接相连，在底部三　通汇合管的上端口与装置底座相连，整个管线仅３处　为降低管线运行安全风险．对管线的支吊架进行　改进。拟在管线底部三通两边各安装一处支吊架，通　过受力分析计算，得出应力云图。　整个管线有５处支吊架，其中底部增加的两处，在　竖直方向可以起到关键的支撑作用，弥补了三支撑时　的不足。通过分析，得出最大应力值为２１２．１　ＭＰａ。　从应力分析结果来看，最大应力值小于管材０．９倍屈　服强度，管线能安全运行。　４结论　位置在竖直方向起到支撑作用。通过分析，得出最大　应力值为２３２．４　ＭＰａ。由应力分析可知，最大应力值超　过管材０．９倍屈服强度，对管线运行造成安全隐患［４］。　３改进措施　通过分析，应力较大的主要原因是固定支撑不　够，建议在管线底部直管段两端增加支吊架。　图６为加支吊架后的应力云图。　通过对比分析，可以得出增加管道支吊架前管线　所受最大应力为２３２．４　ＭＰａ。增加管道支吊架后管线　所受最大应力为２１２．１　ＭＰａ。因此，在管道底部增加　支吊架后，管道最大应力值未超过管材Ｏ．９倍屈服强　度，使管线安全运行。　由于蒸汽管道受高温高压作用，并且随着服役时　间的累加、环境因素的影响等，在管道运行期间对其　进行应力分析是必要的。另外。通过应力分析可以为　压力管道设计安装提供参考。　参考文献：　［１］郭延军，陈跃光．支吊架失效与电厂蒸汽管道安全分析　［Ｊ］．电力设备，２００７（４）：６２—６４．　［２］吴鸿庆，任侠．结构有限元分析［Ｍ］．北京：中国铁道出版　社．２０００．　［３］　石亦平，周玉蓉．ＡＢＡＱＵＳ有限元分析实例详解［Ｍ］．　北京：机械工业出版社，２００６．　『４］　油气田及管道建设设计专业标准化委员会．输气管道工　程设计规范：ＧＢ　５０２５１－－２００３『Ｓ］．北京：中国计划出版　社．２００３．　作者简介：曹水亮（１９８６一），硕士，从事压力管道检验检测工　（ｂ）　作。Ｅ．ｍａｉｌ：ｃａｏｌｉａｎｇｚｈ＠１６３．ｃｏｒｎ　图６应力云图（加支吊架后）　ｆ上接第６页）　［３］汪冈伟．正、反输运行输油能耗指标的测算［Ｊ］．油气储　运，１９８９，８（３）：１０－１２．　［９］葛腾泽，赵建兴．原油热处理规律研究［Ｊ］．石油规划设　计，２００９，２０（４）：２４—２５；２８．　［１０］ＤＥＳＨＭＵＫＨ　Ｓ，ＢＨＡＲＡＭＢＥ　Ｄ　Ｐ．Ｓｙｎｔｈｅｓｉｓ　ｏｆ　ｐｏｌｙｍｅｒｉｃ　ｐｏｕｒ　ｐｏｉｎｔ　ｄｅｐｒｅｓｓａｎｔｓ　ｆｏｒ　Ｎａｄａ　ｃｒｕｄｅ　ｏｉｌ（Ｇｕｊａｒａｔ，Ｉｎｄｉａ）　［４］　苗永保．英买力凝析油外输投产工艺分析［Ｊ］．油气田地　面工程，２００９，２８（８）：５２—５３．　ａｎｄ　ｉｔｓ　ｉｍｐａｃｔ　ｏｎ　ｏｉｌ　ｒｈｅｏｌｏｇｙ［Ｊ］．Ｆｕｅｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｔｅｃｈｎｏｌ—　ｏｇｙ，２００８，８９（３）：２２７—２３３．　［５］　聂岚，袁宗明，周子誉，等．热处理作用对含蜡原油流变　性的影响［Ｊ］．石油化工应用，２０１４，３３（１）：７４—７９．　［６］　王哲，马贵阳，赵状，等．管输含蜡原油降凝技术研究进　展［Ｊ］．当代化工，２０１４，４３（１２）：２５８８－２５９２．　［７］　张爱晖，程震宇．稠油在低温环境下的伴水输送实验［Ｊ］．　油气储运，２０１３，３２（１）：２０－２２．　［１１］孟令德．含蜡原油管道结蜡规律与清管周期确定［Ｄ］．　大庆：东北石油大学，２０１２．　『１２］　李玉春．海拉尔油田集输油管道安全运行技术研究　［Ｄ］．大庆：东北石油大学，２０１１．　作者简介：韩明原（１９９５一），研究方向为油气长距离管输技术。　Ｅ－ｍａｉｌ：ｈｍｉｎｇｙｕａｎ＠ｙｅａｈ．ｎｅｔ　［８］　宝月，彭清华，姜帅．降凝剂机理研究技术进展概论［Ｊ］．　当代化工，２０１５（８）：２０１０－２０１３．