梁志敏，金勁松，楊 毅

（1.中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007，2.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100010）

地形起伏地區(qū)原油輸送管道工藝優(yōu)化設(shè)計

梁志敏1，金勁松2，楊 毅1

（1.中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007，2.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100010）

在地形復(fù)雜地區(qū)，輸油管道承受的動、靜水壓力較高，管道的合理設(shè)計對于保障其安全運行非常重要。三塘湖原油外輸管道途經(jīng)戈壁灘地區(qū)，先后翻越南北天山，途經(jīng)地區(qū)地形地貌復(fù)雜，地形起伏大，最大高差接近3 000 m，同時季節(jié)輸量變化大。針對這種情況，根據(jù)設(shè)計輸量，經(jīng)過熱力、水力計算以及動靜水壓力校核，對三塘湖原油外輸管道的線路和站場進行了設(shè)計，對提出的兩種方案進行了優(yōu)化，并從總投資和運行耗能方面進行了分析對比，選擇出技術(shù)經(jīng)濟性能更加優(yōu)越的方案。

原油管道；復(fù)雜地形；大高差；優(yōu)化設(shè)計

0 引言

隨著我國經(jīng)濟的發(fā)展，油氣管道的建設(shè)規(guī)模及里程數(shù)量日益擴大，由于地形的限制，輸油管道經(jīng)常面臨穿越復(fù)雜起伏地形的情況。起伏地區(qū)輸油管道所承受的動、靜水壓力較高，管道的合理高效設(shè)計對于保障其安全運行具有重要意義。在保障任務(wù)輸量的條件下，我們以能耗及工程投資較低為標準，對三塘湖油田原油外輸管道進行了工藝優(yōu)化設(shè)計，為該管道的工程建設(shè)奠定了堅實基礎(chǔ)，同時也為其他地形起伏地區(qū)原油管道的工藝設(shè)計提供了參考。

1 工程背景

三塘湖油田是吐哈油田新的油氣增長點，儲油上產(chǎn)的新區(qū)快。三塘湖原油外輸管道設(shè)計規(guī)模為100萬t/a，全長約196 km，線路起點由三塘湖油田牛圈湖首站開始，沿戈壁灘向東南先后翻越北天山、南天山，穿過312國道、蘭新鐵路，至西部管道鄯—蘭干線四堡泵站，實現(xiàn)與西部原油管道的對接，將原油輸至蘭州進行煉制。該管道途經(jīng)地區(qū)地形地貌異常復(fù)雜，地形起伏大，最大高差接近3 000 m，同時季節(jié)輸量變化大，這給管道的工藝設(shè)計帶來了較大困難

線路兩次翻越天山，高點1在北天山59 km處，高程2 722 m，中間為高臺平地，高點2在翻越南天山116 km處，高點2 762 m，線路縱斷面如圖1所示。

根據(jù)線路縱斷面圖分析，線路0～59 km段的靜高差為2 011 m；69～116 km的靜高差為752 m，116～196km為翻越天山下山段，大落差為2071m。

2 工藝設(shè)計的基本思路

在上山段，輸油泵揚程主要用來克服靜液柱壓力，根據(jù)國內(nèi)、外長輸油管道的設(shè)計經(jīng)驗，在泵站中不宜選擇輸油泵串聯(lián)運行，輸油泵應(yīng)為并聯(lián)方式運行；目前小流量、大揚程的輸油泵國外與國內(nèi)產(chǎn)品的最高揚程為900 m，對應(yīng)管道承壓7.8 MPa，據(jù)此確定管道設(shè)計壓力8.0 MPa，同時確定全線泵站數(shù)量。

在下山段，由于下坡段的高差所具有的勢能比正常輸量下的沿程摩阻大很多，導(dǎo)致運行中低點處動水壓力較高，停輸時則靜水壓力超高。借鑒庫—鄯管道、蘭—成—渝管道的成功建設(shè)經(jīng)驗，應(yīng)設(shè)置減壓站。

初選管道直徑為273.1 mm、219.1 mm，同時為熱油管路；根據(jù)國內(nèi)經(jīng)驗，1976年建成的房山—北京原油管道長71 km，用厚50 mm聚氨酯泡沫塑料作為保溫層；中洛、花格原油管道也采用聚氨酯泡沫塑料作為保溫層；1989年建設(shè)的阿—賽輸油管道地處內(nèi)蒙古錫林浩特境內(nèi)，冬季嚴寒，凍土層厚250 cm，原油輸量60萬～120萬t/a，平均溫度下的黏度為 90～100 mPa·s，管道長度 361 km、管徑273 mm、壁厚7 mm，采用厚40 mm聚氨酯泡沫塑料作為保溫層，目前生產(chǎn)運行良好，對本工程有很大的借鑒意義，因此本工程也采用厚40 mm聚氨酯泡沫塑料作為保溫層。

3 工藝方案

3.1 初選管徑

根據(jù)設(shè)計輸油量100萬t/a，按照1～2 m/s的經(jīng)濟流速，初步選擇兩種規(guī)格的管道，一種為D 273.1 mm×5.6 mm，經(jīng)濟流速為1.0 m/s；另一種為D 219.1 mm×5.6 mm，經(jīng)濟流速為1.12 m/s。再通過水力、熱力計算來確定合適的管徑。

3.2 方案一 （全線采用D 219.1 mm管道）

根據(jù)設(shè)計輸量，經(jīng)過熱力、水力計算以及動靜水壓力校核，進行了線路站場設(shè)計，共設(shè)置站場7座，分別為首站、1＃泵站、2＃泵站、3＃熱泵站、4＃熱泵站、5＃熱站 （減壓站）、 末站 （減壓站），各站之間距離分別為：20 km、15 km、17 km、56km、29km、59km；各站高程為：711m、1210m、1 788 m、2 324 m、2 109 m、1 480 m、691 m。冬季（地溫3.5℃）不同輸量條件下工況計算結(jié)果見表1；其中輸量1為100萬t/a，輸量2為40萬t/a；輸量100萬t/a時的水力坡降見圖2；輸量40萬t/a時的軸向溫降見圖3。

表1 方案一水力、熱力計算結(jié)果

3.3 方案二 （全線采用D 273.1 mm管道）

根據(jù)設(shè)計輸量，經(jīng)熱力、水力計算以及動靜水壓力校核，站場設(shè)置為：首站、1＃泵站、2＃熱泵站、3＃熱泵站、4＃熱站 （減壓站）、哈密末站（減壓站），其站間距分別為：24km、18km、50km、45km、59km，各站高程分別為：711m、1415m、2093m、2 083 m、1 480 m、691m。冬季 （地溫3.5℃）不同輸量條件下工況計算結(jié)果見表2；其中輸量1為100萬t/a，輸量2為40萬t/a；輸量100萬t/a時的水力坡降見圖4；輸量40萬t/a時的軸向溫降見圖5。

3.4 減壓措施

南天山高點2高程從2 762 m降至691 m，高差2 071 m。管道承受的最大靜水壓力為17.85 MPa。

表2 方案二水力、熱力計算結(jié)果

采用D 219 mm的管道至哈密末站，管道承受的最大動水壓力為14.85 MPa，采用D 273 mm的管道至哈密末站，管道承受的最大動水壓力為16.7 MPa，遠遠超過管道設(shè)定的工作壓力8.0 MPa，經(jīng)過計算，需從三個方面解決線路動、靜水壓力超高的問題。

（1）改變管徑：將方案二翻越高點2后的線路管徑由D 273 mm變?yōu)镈 219 mm，直至哈密末站。

（2）設(shè)置減壓站：在南天山下山段合適位置、末站建設(shè)減壓站減壓。

（3）采用厚壁管：對南天山下山段管道局部提高設(shè)計壓力，增大壁厚以保證安全。

考慮線路動、靜水壓力超高的問題，在采取減壓措施后，兩個方案的線路管徑見表3。

3.5 技術(shù)經(jīng)濟對比

經(jīng)優(yōu)化設(shè)計后，方案一全線采用D 219.1 mm管徑，方案二在首站至高點2處采用D 273.1 mm管徑，之后直至末站采用D 219.1 mm管徑。方案一與方案二輸油量范圍分別為40萬～105萬t/a、40萬～120萬t/a；工程總投資方案一約5.5億元，方案二約為4.8億元，由此可見方案二可節(jié)省投資15%；運行能耗兩方案分別為 2.2×107kW·h/a、1.4×107kW·h/a，方案二比方案一年節(jié)省能耗35%以上。經(jīng)過全面對比，方案二的技術(shù)經(jīng)濟性能遠優(yōu)于方案一，故推薦方案二作為最終工程方案。

Optimum Process Design of Crude Oil Transmission Pipeline in Area with Large Topographic
Relief

LIANG Zhi-min（CNPC Beijing Oil and Gas Dispatch and Control Center,Beijing 100007,China）,JIN Jing-song,YANG Yi

Dynamic and static hydraulic pressures born by an oil pipeline in the area with large topographic relief are relatively high,and rational pipeline design is very important to safe pipeline operation.Santanghu crude oil pipeline passes through Gobi and Tianshan Mountain characterized by complex and varied terrains and landforms and large height difference （the maximal height difference is about 3 000 m）,season output of the pipeline also changes greatly.Based on the above-mentioned situation,the route and station design of Santanghu crude oil pipeline is carried out according to its design output capability,thermal and hydraulic calculations as well as dynamic and static hydraulic pressure checkups.Two design schemes are optimized and compared in total investment and energy consumption,the scheme with better technical and economic performances is selected.

crude oil pipeline;complex terrain;large height difference;optimum design

TE973.1

B

1001－2206（2011）05－0016－03

表3 優(yōu)化后兩個方案的線路管徑

梁志敏 （1975-），男，北京人，工程師，1999年畢業(yè)于中國石油大學(xué) （華東）油氣儲運工程專業(yè)，主要從事油氣管道設(shè)計與調(diào)度運行管理工作。

2010-10-14；

2011-07-18）