殷新田 張釗穎

（大港油田第三采油廠， 河北 滄州 061723）

新棗孔長輸管線適應(yīng)性分析

殷新田 張釗穎

（大港油田第三采油廠， 河北 滄州 061723）

原油的長距離輸送需要依靠長輸管線，一般都配備較粗的管線直徑和較大功率的電機(jī)。南部油區(qū)的原油具有凝固點(diǎn)高、粘度高、砂蠟含量高的特性，長期運(yùn)行會(huì)造成管壓和電流的階梯型上升。本文從新舊長輸管線運(yùn)行參數(shù)的對比入手，從導(dǎo)致沿程水頭損失的幾個(gè)方面進(jìn)行了分析和研究，論證出了科學(xué)低耗的輸送溫度和通球周期，對節(jié)能降耗工作和延長管線使用壽命意義重大。

棗孔長輸管線；公跨；雷諾數(shù)Re；沿程阻力系數(shù)λ；沿程水頭損失hf

1　系統(tǒng)現(xiàn)狀

老棗孔長輸管線投產(chǎn)于1992年，起點(diǎn)棗一聯(lián)合站，末點(diǎn)孔大站，為φ325螺旋鋼管，全長25.88公里，沿線地貌復(fù)雜，多次穿越公路和溝渠，共設(shè)18個(gè)公跨。管線腐蝕嚴(yán)重，自去年三月份以來，曾多次發(fā)生漏失。目前用作北水南調(diào)的輸水管線。

新棗孔長輸管線投產(chǎn)于2012年4月12日，為φ273直縫鋼管，全長28.38公里，大部分埋于地下，公跨較少。

表1　新舊長輸管線基本參數(shù)對比表

通過表1的對比可以發(fā)現(xiàn)，管徑的變化縮短了輸送時(shí)間和溫降，但也導(dǎo)致了同排量時(shí)電流和管壓的增長。因此如何把握新管線電流和管壓的增長規(guī)律，將能耗降到最低就成了本次適應(yīng)性分析的重點(diǎn)。

2　問題分析

（1）外輸現(xiàn)狀 棗外輸泵房共有四臺外輸泵，正常運(yùn)行時(shí)啟用一臺大泵或兩臺小泵，外輸排量在160～190m/h之間。

外輸排量相同時(shí)，發(fā)電機(jī)做的有用功就是相同的。導(dǎo)致能耗相差如此之大的原因就是外輸過程中水頭損失的不同和電機(jī)功率因數(shù)的不同所致。水頭損失包括局部水頭損失和沿程水頭損失兩大部分，長輸管線采用直縫鋼管，且脹力彎少，所以其水頭損失主要以沿程水頭損失hf為主［1］。

以外輸排量180m/h為例，則流速為0.855m/s，外輸溫度必須小于70℃（管線的臨界溫度范圍），所以粘度值取150～500MPa/s，雷諾數(shù)Re=慣性力/粘性力=ρvd/η，其中v、ρ、η分別為流體的流速、密度與黏性系數(shù)，d為一特征長度。

Re上限=ρvd/η=920*0.855*0.273/0.15=1431.6

Re下限=ρvd/η=920*0.855*0.273/0.5=429.5

Re≤2300

所以長輸管線中原油的流動(dòng)過程是層流。

hf=λlv2/（2gd） λ為沿程阻力系數(shù)：

對于層流，λ=64/Re=64/（ρvd/η）代入上式得：

可見hf與流速v和粘度η均成一次方正比的關(guān)系。

（2）影響流速v和粘度η的因素 ①流速v的影響因素

圖1　hf與流速v的關(guān)系曲線

通過圖1可以看出，相同的管線，影響流速v的因素只有管線內(nèi)徑d，管線內(nèi)壁結(jié)蠟會(huì)使管線內(nèi)徑d縮小，流速v增大，hf增大。

所以如何控制結(jié)蠟是降低hf的關(guān)鍵因素。

南部油區(qū)原油具有雙高特性（高凝高粘），包括含蠟量較高的石蠟基原油以及膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高的重質(zhì)原油（稠油），既有高凝原油凝固點(diǎn)高的特點(diǎn)，又有稠油粘度高的特點(diǎn)。

根據(jù)南部油區(qū)20口井的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，原油的平均析蠟溫度為60℃，臨界溫度為40℃。根據(jù)原油的結(jié)蠟特性，溫度大于60℃時(shí)，原油中的蠟晶基本上溶解，粘度值隨溫度的升高變化不大，當(dāng)原油溫度在40～60℃時(shí)，蠟晶開始析出，粘度增加，但仍呈現(xiàn)牛頓流。當(dāng)溫度小于40℃時(shí)，原油流變性質(zhì)發(fā)生變化，呈現(xiàn)出具有時(shí)間效應(yīng)的非牛頓流體特性，即原油發(fā)生凝固［2］。

目前棗一聯(lián)的外輸出口溫度為60℃，孔店末點(diǎn)溫度在49℃左右，溫降為0.4℃/km，正是原油的析蠟溫度范圍。由此可見，原油在外輸過程中都在不停的析出蠟晶，不斷的附著在管線內(nèi)壁上，使管線內(nèi)徑d減小。

②粘度η的影響因素。同一種原油造成粘度不同的原因只有溫度不同。南部油區(qū)的稠油具有粘溫特性，當(dāng)溫度在析蠟溫度（60℃）以上時(shí)，原油粘度很低，而且粘度隨溫度的變化不明顯。當(dāng)溫度降到析蠟點(diǎn)溫度以下時(shí)，高凝原油的粘度隨溫度的降低急劇上升，同時(shí)蠟晶體開始析出［3］。

3　下步措施和建議

（1）提升外輸溫度降能耗 建議每年10月至次年4月點(diǎn)外輸爐，保證棗一聯(lián)出口溫度為70℃，根據(jù)溫降0.4℃/km，可估計(jì)末點(diǎn)溫度為60℃左右，這樣外輸全程都在析蠟溫度以上。

可以在新長輸管線的外側(cè)套上一層螺旋鋼管，向鋼管跟管線的環(huán)形空間內(nèi)注入比熱容比較大的恒溫清水，模擬長輸管線的溫度場，冬季生產(chǎn)時(shí)循環(huán)恒溫清水，保證外輸溫度。

（2）保證外輸排量降能耗 根據(jù)生產(chǎn)需要小幅度的緩慢增減排量，防止電流和管壓的忽高忽低，減輕管線的載荷沖擊，降低局部水頭損失。同時(shí)盡可能的將排量控制在178-180m/h，此時(shí)單耗最經(jīng)濟(jì)。

4　預(yù)期效果對比

（1）節(jié)約電費(fèi) 排量180m/h為例，電流370A和270A兩種情況能耗對比如下：

P2=1.732×380×270×0.85=151.0kW

電量ΔW=（P2-P1）×t=56×24=1344kW?h

電費(fèi)以0.818元/kW?h計(jì)算，則日節(jié)約電費(fèi)

￡1=1344×0.818=1099.4元

（2）降低通球頻率 管線結(jié)蠟嚴(yán)重時(shí)就需要進(jìn)行通球，每次通球都會(huì)破壞管線原來的溫度場，在新的溫度場形成期間，管線的結(jié)蠟會(huì)更加嚴(yán)重，頻繁通球會(huì)導(dǎo)致此惡性循環(huán)的產(chǎn)生。此外，管線采用的是直縫鋼管，脹力彎少，且大部分埋于地下，通球引起的壓力波動(dòng)會(huì)加速管線的疲勞進(jìn)程。

該舉措可以將通球周期由以前的半月或一月一次延長到半年甚至一年一次，有效避免通球帶來的管線安全隱患和漏油事故的發(fā)生。延長長輸管線的使用壽命。

5　結(jié)論

（1）南部原油在棗孔長輸管線中的流動(dòng)屬于層流，而造成沿程水頭損失hf增加的主要原因是流速v和粘度η。

（2）提高輸油溫度10℃，確保輸油全程溫度始終位于原油析蠟溫度60℃以上，降低結(jié)晶程度，延長通球周期。

（3）嚴(yán)格按照本文所研究的方法執(zhí)行管線運(yùn)行參數(shù)，以輸油排量180m/h為例，每天可節(jié)約電費(fèi)1099.4元。

［1］金建華，王烽.流體力學(xué)［M］.湖南：湖南大學(xué)出版社，2004.

［2］潘永梅.長輸管線析蠟特點(diǎn)分析及應(yīng)用［J］.油氣田地面工程，2001，20（6）：28-30.

［3］王中華，何煥杰，楊小華.油田化學(xué)品使用手冊［M］.北京：中國石化出版社，2004.7.

殷新田（1987- ），男，山東濰坊人，本科，現(xiàn)任大港油田第三采油廠助理工程師，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事輸油工作。