邢 艷

(中石化節(jié)能環(huán)保工程科技有限公司，湖北 武漢 430223)

化工設(shè)計(jì)

清河采油廠原油外輸系統(tǒng)改造工藝設(shè)計(jì)方案

邢 艷

(中石化節(jié)能環(huán)保工程科技有限公司，湖北 武漢 430223)

針對(duì)清河采油廠原油外輸系統(tǒng)運(yùn)行現(xiàn)狀及存在問題，通過輸油工藝計(jì)算提出輸油管道工藝改造設(shè)計(jì)方案。

原油外輸；系統(tǒng)改造；升溫加壓；工藝；設(shè)計(jì)方案

清河采油廠的原油是從聯(lián)合站(輸油首站)通過管道輸?shù)綎|辛交油站(輸油末站)交付給勝利油田的。該原油外輸管道始建于1987年,全長(zhǎng)31.5km,規(guī)格為φ273，設(shè)計(jì)壓力為4.0MPa。外輸原油在聯(lián)合站加壓升溫，一泵到底，輸送到末站東辛站。隨著原油生產(chǎn)逐年遞減，清河采油廠于2000-2003年對(duì)該管道進(jìn)行了分段更換，將管徑由φ273更換為φ219×8, 設(shè)計(jì)輸送量50～80萬t/a，實(shí)際輸送量只有1800m3/d(61萬噸/年)。隨著油田稠油開采量的增加，截止2008年，外輸原油中稠油輸量已達(dá)總輸量的21%，且呈逐年增加的趨勢(shì)，預(yù)計(jì)2010年，稠油輸量將增加至50%。由于采油廠稠油產(chǎn)量持續(xù)增加致使聯(lián)合站外輸原油粘度增大，為了降低外輸原油粘度，保證原油安全正常外輸，外輸原油溫度也不斷升高，由原來93℃升到110℃。高溫促使外輸管道絕緣瀝青防腐層破壞，加快了外輸管線的腐蝕穿孔速率。2009年，聯(lián)合站外輸管線已經(jīng)發(fā)生多次腐蝕穿孔事故，使得外輸管線無法正常運(yùn)行，存在嚴(yán)重的安全隱患。并且由于管線穿孔、原油泄露，造成能源浪費(fèi)和對(duì)周邊環(huán)境污染嚴(yán)重。為此清河采油廠決定對(duì)原油外輸系統(tǒng)進(jìn)行改造，消除原油外輸管道存在的安全隱患。本文主要對(duì)清河采油廠原油外輸系統(tǒng)改造工藝方案設(shè)計(jì)情況作一下介紹。

1 外輸系統(tǒng)現(xiàn)狀及存在問題

清河采油廠聯(lián)合站原油外輸設(shè)計(jì)能力為50～80萬t/a，目前實(shí)際輸送量為1800m3/d(約61萬t/a)，站內(nèi)設(shè)有原油外輸螺桿泵2臺(tái)，一用一備，單臺(tái)外輸泵的流量為100 m3/h，揚(yáng)程為320m，配防爆電機(jī)，功率為132kW，變頻調(diào)速控制。聯(lián)合站設(shè)有原油外輸加熱爐4臺(tái)，加熱爐的最高運(yùn)行溫度為160℃，設(shè)計(jì)壓力為4.0MPa。目前聯(lián)合站原油外輸泵運(yùn)行進(jìn)口壓力為0.2MPa，出口壓力為2.2～2.3MPa，原油的出站溫度為110℃。

原油外輸管道規(guī)格為Ф219×8，長(zhǎng)度為31.5km，設(shè)計(jì)壓力4.0MPa。外輸管道采用絕緣瀝青防腐層(一般絕緣瀝青防腐層最高耐溫為80℃)。東辛交油末站要求原油的進(jìn)站溫度為58℃，進(jìn)站壓力為0.15 MPa。

1987年，在建設(shè)聯(lián)合站與東辛交油站之間原油外輸管道的同時(shí)，還建有一座中間加熱加壓站，即長(zhǎng)輸2#站，距離聯(lián)合站20km、東辛站11.5km。該站自建成之后一直未曾使用，站內(nèi)設(shè)有加壓泵房、值班室、配電間、加熱爐及操作間、高架水罐、和500m3事故罐及辦公生活區(qū)等設(shè)施。由于自建成后從未使用過，事故罐、水罐等設(shè)備早已腐蝕和風(fēng)化，不能再利用。辦公生活區(qū)的各種設(shè)施也由于年久失修不能使用，站內(nèi)只剩下一段道路，一具罐基礎(chǔ)和原有圍墻。

隨著清河采油廠稠油量的增多，外輸原油的粘度也隨之增大。冬季運(yùn)行時(shí)，聯(lián)合站外輸管線如因停電或穿孔緊急情況下停輸兩小時(shí)后，出現(xiàn)外輸泵無法再啟動(dòng)，管線凍堵等事件。為此，原油外輸起輸溫度不斷升高，達(dá)到100℃以上，最高起輸溫度110℃。原油高溫輸送不斷破壞輸油管道的外部瀝青防腐層，加快管線腐蝕速率，造成輸油管道頻繁腐蝕穿孔，而且增加輸油能耗。

2 外輸工藝改造方案

2.1 原油外輸規(guī)模

根據(jù)清河采油廠原油產(chǎn)能建設(shè)開發(fā)方案預(yù)測(cè)，未來五年的原油產(chǎn)量規(guī)模趨勢(shì)見表1。

表1 清河采油廠未來五年原油產(chǎn)能規(guī)模

由表1可知，清河采油廠原油產(chǎn)量是呈逐年下降的趨勢(shì)，因此，確定原油外輸管道的最大輸送能力為70萬t/a(即85m3/h)。

2.2 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

原油外輸量：64.9～70×104t/a(80～85m3/h)；

原油密度：ρ=0.93t/m3；

原油比熱：Cp=0.45kCal/kg；

原油粘度：溫度t=30℃時(shí)，ν=4441cst；

溫度t=50℃時(shí)，ν=966cst。

東辛末站進(jìn)站溫度為T=58℃，進(jìn)站壓力為0.15 MPa；

輸油首站的外輸泵揚(yáng)程：320m。

2.3 工藝方案選擇

原油外輸系統(tǒng)改造的主要目的就是滿足原油輸送量前提下，在現(xiàn)有外輸泵的揚(yáng)程限制下、滿足未站對(duì)進(jìn)站原油溫度及壓力需求，通過改造輸油工藝，將原油外輸首站的起輸溫度降至85℃以內(nèi)。輸油工藝改造有二個(gè)方案，一是在輸油管道中間增設(shè)加壓或加溫站來降低管道的起輸溫度，二是通過減小輸油管道的口徑來降低管道的起輸溫度。下面分別通過水力熱力計(jì)算對(duì)輸油工藝改造方案進(jìn)行優(yōu)化、比較。

2.3.1 輸油管道中間加壓或升溫方案

本方案利用已建長(zhǎng)輸2#站的站址，增設(shè)加壓或加溫站。有三種工藝方案可供選擇，即中間加溫不加壓、中間加壓不升溫和中間加壓又升溫。下面通過水力熱力計(jì)算對(duì)這三種工藝方案進(jìn)行分析。

2.3.1．1 中間加溫不加壓

在長(zhǎng)輸2#站內(nèi)設(shè)加熱爐給原油升溫，然后利用聯(lián)合站來油的壓力直接輸送至東辛末站，工藝流程見圖1。

依據(jù)SYJ 134-86《原油長(zhǎng)輸管道工藝及輸油站設(shè)計(jì)規(guī)范》、SYJ 4-84《油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》中的達(dá)西(Darcy)公式，摩阻系數(shù)按流態(tài)選擇相應(yīng)的關(guān)聯(lián)式計(jì)算。其中紊流水力光滑區(qū)的摩阻系數(shù)按SYJ 134-86《原油長(zhǎng)輸管道工藝及輸油站設(shè)計(jì)規(guī)范》的推薦，采用Miller公式[1-2]。本方案按最大流量與最小流量分別進(jìn)行水力熱力計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見表2。

圖1 中間加溫工藝流程示意圖

序號(hào)液量/(m3/h)聯(lián)合站聯(lián)合站-2#站2#站2#站-東辛站東辛站起輸壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進(jìn)站壓力/MPa進(jìn)站溫度/℃出站壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進(jìn)站壓力/MPa進(jìn)站溫度/℃1855.585202192.51582.5171.111.52190.15582804.9385202192.33582.337211.52190.15583754.7385202192.1356.62.137411.52190.1558

從表2水力熱力計(jì)算結(jié)果可知，采用中間加溫不加壓工藝方案，滿足安全出站溫度下的最低的起輸壓力為4.73MPa，超過聯(lián)合站外輸泵的額定揚(yáng)程，現(xiàn)有原油外輸泵的揚(yáng)程不能滿足輸送需求。

2.3.1.2 中間加壓不升溫

在長(zhǎng)輸2#站內(nèi)設(shè)增壓泵加壓，然后利用聯(lián)合站來油的溫度直接輸送至東辛末站，工藝流程見圖2。

按最大流量與最小流量分別進(jìn)行水力熱力計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見表3。

圖2 中間加壓不升溫工藝流程示意圖

序號(hào)液量/(m3/h)聯(lián)合站聯(lián)合站-2#站2#站2#站-東辛站東辛站起輸壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進(jìn)站壓力/MPa進(jìn)站溫度/℃出站壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進(jìn)站壓力/MPa進(jìn)站溫度/℃1851.57102.8202190.2071.12.5271.111.52190.1558.72801.37106.7202190.20722.337211.52190.15583751.17111.3202190.2073.12.1373.111.52190.1558

從表3水力熱力計(jì)算結(jié)果可知，采用中間加壓不加溫工藝方案，滿足了聯(lián)合站外輸泵的額定揚(yáng)程，但出站溫度最低也要102.8℃，并沒有解決原油外輸起輸輸溫度過高的問題。

2.3.1.3 中間加壓又升溫

在長(zhǎng)輸2#站內(nèi)既設(shè)增壓泵和加熱爐，給管輸原油增壓升溫后輸送至東辛末站，工藝流程見圖3。

按最大流量與最小流量分別進(jìn)行水力熱力計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見表4。

圖3 中間加壓升溫工藝流程示意圖

序號(hào)液量/(m3/h)聯(lián)合站聯(lián)合站-2#站2#站2#站-東辛站東辛站起輸壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進(jìn)站壓力/MPa進(jìn)站溫度/℃出站壓力/MPa出站溫度/℃距離/km管徑/mm進(jìn)站壓力/MPa進(jìn)站溫度/℃1853.1885.3202190.1558.12.4572.211.52190.1558.72803.1884.9202190.1556.52.2673.211.52190.15583753.1584.8202190.1555.02.0774.311.52190.1558

從表4水力熱力計(jì)算結(jié)果可知，采用中間加溫加壓工藝方案，既可滿足聯(lián)合站原油外輸泵額定揚(yáng)程的要求,又可將原油外輸?shù)钠疠敎囟冉抵?5℃以內(nèi)。

根據(jù)以上三種方案的水力熱力計(jì)算結(jié)果分析可知，只有在輸油管道中間的長(zhǎng)輸2#站設(shè)加壓升溫站，對(duì)外輸原油進(jìn)行升溫加壓，才能滿足輸油工藝要求。

2.3.2 中間不設(shè)站，只更換部分管徑的方案

本方案在滿足原油外輸泵的揚(yáng)程要求條件下，將靠近輸油首站的輸油管道的管徑縮小，以降低管道起輸溫度。

選用φ168×7管線，以更換管段與已建輸油管道的接頭位置距首站的距離為0.5km～5km進(jìn)行水力熱力計(jì)算，來確定此方案的可行性。計(jì)算結(jié)果見表5。

表5 縮減管徑方案水力熱力計(jì)算結(jié)果

從表5的計(jì)算結(jié)果可知，采用縮減管徑規(guī)格的方案，聯(lián)合站出站溫度最低也要105.6℃，并沒有解決起輸溫度過高的問題。

2.3.3 工藝方案推薦

通過水力熱力計(jì)算結(jié)果，原油外輸系統(tǒng)改造工藝方案推薦采用管道中間加壓升溫方案。

清河采油廠原油外輸管道的外防腐一般均采用經(jīng)濟(jì)、防腐性能和耐溫性能較好的絕緣瀝青防腐層防腐，但是絕緣瀝青防腐層最高耐溫只能達(dá)到80℃，若超過80℃，絕緣瀝青防腐層則被破壞失效，導(dǎo)致輸油管道腐蝕穿孔，必須采用耐高溫防腐涂料。如果輸油管道全部采用耐高溫防腐涂料，不但改造工程量大，而且工程投資也高，很不經(jīng)濟(jì)，因此，在加壓升溫工藝方案的基礎(chǔ)上，對(duì)輸油管道前段部分高溫管段采用耐高溫防腐涂料防腐。按輸油量進(jìn)行工藝計(jì)算來確定輸油管道改造長(zhǎng)度。計(jì)算結(jié)果見表6。

表6 輸油管道改造長(zhǎng)度計(jì)算

從表6計(jì)算結(jié)果可知，將距離輸油首站5km內(nèi)輸油管道更換為耐高溫防腐涂料防腐。如圖4。

圖4 輸油管道改造工藝設(shè)計(jì)參數(shù)示意圖

2.4 方案結(jié)論

通過工藝計(jì)算分析，推薦清河采油廠原油外輸系統(tǒng)改選工藝方案是：在原長(zhǎng)輸2#站的站址上設(shè)增壓升溫站，對(duì)外輸原油進(jìn)行中間增壓升溫，以將首站輸油起輸溫度降低至85℃以下。考慮到輸油管道采用絕緣瀝青防腐層防腐，為防止瀝青防腐層在高溫下老化失效，將從首站出來的輸油管道防腐更換為耐高溫防腐涂料防腐。管道防腐更換長(zhǎng)度為5km。

增壓升溫站內(nèi)設(shè)螺桿混輸泵、加熱爐、事故油罐等及輔助配套設(shè)施。站內(nèi)主要設(shè)施工藝設(shè)計(jì)參數(shù)為：

(1)設(shè)螺桿泵2臺(tái)，單臺(tái)流量為85m3/h，揚(yáng)程320m，配防爆電機(jī)，功率為115kW，變頻調(diào)速控制，一用一備；

(2)原油溫度升溫20℃，計(jì)算熱負(fù)荷為939kW，選用1200kW水套加熱爐2臺(tái)，一用一備。以重油或原油作為加熱爐燃料；

(3)設(shè)500m3事故油罐2座，事故處理時(shí)間按8h考慮。

3 運(yùn)行數(shù)據(jù)檢驗(yàn)

上文方案中的數(shù)據(jù)均是苛刻條件下所得的計(jì)算數(shù)據(jù)。該原油外輸系統(tǒng)已于2010年3月29日投產(chǎn)運(yùn)行。表7所示的數(shù)據(jù)是該原油外輸系統(tǒng)改造后，夏季的正常運(yùn)行數(shù)據(jù)。

表7 原油外輸系統(tǒng)夏季運(yùn)行數(shù)據(jù)(2010年6月)

4 結(jié)論

該原油外輸系統(tǒng)改造后，因?yàn)槟壳笆窍募具\(yùn)行，中間站即長(zhǎng)輸2#站并未啟用加熱升溫裝置，只啟用了升壓裝置，所以導(dǎo)致實(shí)際正常運(yùn)行中聯(lián)合站的起輸溫度(94℃)比推薦方案中的計(jì)算結(jié)果(84.9℃)稍高一點(diǎn)，但其他運(yùn)行數(shù)據(jù)均滿足安全運(yùn)行要求；若同時(shí)啟動(dòng)加熱升溫裝置，則其他數(shù)據(jù)與推薦方案的計(jì)算數(shù)據(jù)很接近。因此，說明設(shè)計(jì)上推薦的解決方案是正確可行的，圓滿解決了該原油外輸系統(tǒng)存在的問題。

[1] 馮叔初，郭揆常.油氣集輸與礦場(chǎng)加工[M].東營(yíng)：中國石油大學(xué)出版社，2006.

[2] 楊筱蘅.輸油管道設(shè)計(jì)與管理[M].東營(yíng)：中國石油大學(xué)出版社，2006.

(本文文獻(xiàn)格式：邢 艷.清河采油廠原油外輸系統(tǒng)改造工藝設(shè)計(jì)方案[J].山東化工，2017，46(06)：107-110.)

2017-02-17

邢 艷(1982—),女,黑龍江大慶人，工程師，工學(xué)學(xué)士學(xué)位，研究方向：油氣儲(chǔ)運(yùn)工程設(shè)計(jì)。

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1008-021X(2017)06-0107-04