董玉潔，王銀強(qiáng)，侯儀楠，劉霞，文松青，馮晶

中國(guó)石油新疆油田 油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司（新疆 昌吉831100）

0 引言

管道完整性管理在中國(guó)應(yīng)用10余年，為能源供應(yīng)的可持續(xù)發(fā)展提供了理論和技術(shù)支撐，完整性檢測(cè)是必不可少的一個(gè)環(huán)節(jié)[1-3]，需要按期進(jìn)行。風(fēng)城稠油D457管道于2012年11月28日投產(chǎn)運(yùn)行，采用摻柴降黏高溫輸送工藝。克拉瑪依石化公司主要生產(chǎn)低凝柴油、潤(rùn)滑油等石油化工產(chǎn)品，風(fēng)城稠油摻入柴油后不會(huì)影響克拉瑪依石化公司的產(chǎn)品加工，其降黏效果好，來(lái)源可靠（克拉瑪依石化公司現(xiàn)有加工油品），與稠油分離工藝簡(jiǎn)單，可利用現(xiàn)有煉化工藝和裝置進(jìn)行加工，循環(huán)利用難度小，回收成本低。此外，風(fēng)城稠油中的柴油初餾點(diǎn)較高，在200°C左右運(yùn)行不易揮發(fā)，且其與風(fēng)城稠油的互容性較強(qiáng)，不會(huì)影響油品的質(zhì)量及終端產(chǎn)品的性質(zhì)。

該管線周?chē)h(huán)境復(fù)雜，管道受諸多不確定因素影響，不僅有油氣介質(zhì)帶來(lái)的內(nèi)腐蝕，還有土壤、雜散電流、施工等造成的外腐蝕，特別是高、低溫下碳鋼脆性裂紋帶來(lái)的潛在風(fēng)險(xiǎn)[4]。這些因素造成的管道缺陷如果不及時(shí)維護(hù)，會(huì)導(dǎo)致管道失效，造成人身、環(huán)境和財(cái)產(chǎn)的損失[5-7]。內(nèi)檢測(cè)是規(guī)避油氣管道缺陷帶來(lái)的潛在事故隱患最有效的檢測(cè)方式，管道運(yùn)營(yíng)商可通過(guò)內(nèi)檢測(cè)的結(jié)果對(duì)缺陷處進(jìn)行有針對(duì)性的維護(hù)[8-13]。隨著后期風(fēng)城稠油上產(chǎn)及區(qū)塊開(kāi)發(fā)，原油黏度的逐漸增加（預(yù)計(jì)50°C稠油黏度最高達(dá)到16×104mPa·s），管道運(yùn)行壓力也會(huì)逐漸增大。因此，急需對(duì)該管道進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)，并根據(jù)檢測(cè)結(jié)果進(jìn)行完整性評(píng)價(jià)及實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)控制措施，以確保管道安全運(yùn)行，從而避免泄漏事故影響環(huán)境。

1 風(fēng)克稠油管道內(nèi)檢測(cè)問(wèn)題分析

風(fēng)城油田所產(chǎn)原油屬于環(huán)烷基重質(zhì)原油，原油中蠟含量較低（典型值為小于1.6%），原油及餾分油的低溫性能優(yōu)良，為充分優(yōu)化利用優(yōu)質(zhì)稠油資源，新疆油田建成中國(guó)第一條超稠油高溫輸送管道，即風(fēng)城至克拉瑪依石化公司的D457管道[14-18]。風(fēng)克管道采用雙線、摻混并行輸送方式，主管輸送的是風(fēng)城處理站摻了柴油的超稠油：設(shè)計(jì)輸量500×104t/a，設(shè)計(jì)壓力8 MPa，采用D457×7.1/L450直縫高頻焊鋼管，全長(zhǎng)約102 km。支管線輸送的是柴油：設(shè)計(jì)輸量100×104t/a，設(shè)計(jì)壓力8 MPa，采用D219×5.2/L290直縫高頻焊鋼管。兩條管道同溝敷設(shè)，采用三層PE防腐，及聯(lián)合陰極保護(hù)。風(fēng)城稠油外輸管道采用稀釋輸送工藝，稀釋劑為克拉瑪依石化公司柴油餾分。全線共設(shè)有首、末站各1座，首站位于風(fēng)城1號(hào)超稠油處理站，末站位于克拉瑪依石化公司交油點(diǎn)。

對(duì)該管道實(shí)施漏磁檢測(cè)主要面臨兩個(gè)問(wèn)題：一是管輸溫度超過(guò)漏磁檢測(cè)器本體耐溫。風(fēng)城稠油屬于高黏度、低凝固點(diǎn)的特稠油和超稠油（凝固點(diǎn)24°C，摻柴比為20%時(shí)凝點(diǎn)為4°C），需高溫輸送運(yùn)行，目前管輸原油首站出站溫度85～92°C，管輸溫度在63～88°C，但漏磁檢測(cè)器最高耐溫55°C，油流溫度超過(guò)檢測(cè)器工作溫度，檢測(cè)器無(wú)法在此溫度下正常運(yùn)行。二是管輸距離長(zhǎng)，降溫輸送易導(dǎo)致稠油黏度增大而使管道出現(xiàn)超壓的可能性。若參考以往短距離稠油管道降溫輸送進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)的經(jīng)驗(yàn)，風(fēng)城稠油管道需降溫至30°C進(jìn)行輸送，一方面，需要靜置降溫的時(shí)間長(zhǎng)，另一方面，溫度降低導(dǎo)致黏度過(guò)大，引起管道輸送壓力增高，無(wú)法滿(mǎn)足實(shí)際輸送。因此，為實(shí)現(xiàn)管道內(nèi)檢測(cè)需要選擇新的方法。

2 風(fēng)克稠油管道檢測(cè)方法

考慮風(fēng)克線現(xiàn)用低溫燃料油進(jìn)行摻混，若能充分利用燃料油這一資源，通過(guò)燃料油、稠油交替輸送工藝的控制，將檢測(cè)器放入燃料油段進(jìn)行輸送，理論上可以使檢測(cè)器周邊溫度滿(mǎn)足要求，且能稀釋稠油降低其黏度從而有利于管輸（圖1）。但低溫燃料油與稠油的兩個(gè)摻混界面會(huì)拉低稠油的溫度，引起稠油黏度上升，造成管輸壓力升高。交替輸送工藝是否可行，還需核實(shí)現(xiàn)場(chǎng)工藝情況，模擬計(jì)算管道沿線溫度、壓力變化情況[19]。

圖1 檢測(cè)器在管道中運(yùn)行示意圖

3 風(fēng)克線交替輸送工藝可行性分析

3.1 風(fēng)克線輸送工藝分析

由于風(fēng)城首站具備事故處理流程，即發(fā)生事故時(shí)，可啟動(dòng)5#離心泵將燃料油注入到干線中。因此，本次檢測(cè)啟用該流程，將一段低溫燃料油（25°C）注入到管道中，工藝運(yùn)行調(diào)整如圖2所示。

圖2 風(fēng)城稠油站事故工藝流程示意圖

3.2 SPS模擬分析

1）油品物性見(jiàn)表1和表2。

表1 風(fēng)城摻柴稠油油性（密度945 kg/m3）

表2 2#燃料油油性（密度882 kg/m3）

2）參數(shù)設(shè)置。模擬設(shè)置中，狀態(tài)方程選用SCL方程，傳熱模型選用瞬態(tài)傳熱模型，摩阻系數(shù)公式選用Colebrook公式[20]。地溫參數(shù)按風(fēng)克稠油管道沿線實(shí)際平均地溫10°C設(shè)置，鋼管粗糙度取0.025 mm，土壤導(dǎo)熱系數(shù)取1.26 W/（m2·°C）。模型中管道的節(jié)點(diǎn)間距為0.1 km。閥門(mén)參數(shù)及油品參數(shù)根據(jù)管道的實(shí)際情況設(shè)置。

3）仿真模型?；诜抡嬗?jì)算簡(jiǎn)化原則，得到風(fēng)克線SPS計(jì)算模型，如圖3所示。

圖3 輸油模型

4）模擬計(jì)算結(jié)果具體見(jiàn)表3。利用SPS軟件模擬稠油輸量分別為200 m3/h、300 m3/h、400 m3/h、500 m3/h，柴油摻入量分別為200 m3/h和300 m3/h，交替輸送時(shí)間按600 min和1 200 min考慮（其中，N2節(jié)點(diǎn)壓力為風(fēng)城首站出站壓力，N4為百克站3#閥池節(jié)點(diǎn)，N5是分輸閥室節(jié)點(diǎn)，N7為克拉瑪依石化公司進(jìn)站節(jié)點(diǎn)）。模擬結(jié)果顯示：隨著稠油輸量的增加，最高輸送壓力逐漸增大；在相同的輸量下，交替輸送時(shí)間越長(zhǎng)，溫降越大（檢測(cè)器周?chē)鷾囟仍降停罡咻斔蛪毫υ龃?。由于風(fēng)城超稠油就是采用摻柴油降黏輸送工藝，其與稠油分離工藝簡(jiǎn)單，循環(huán)利用難度小，回收成本低。因此，模擬過(guò)程中未考慮短時(shí)間內(nèi)交替輸送量和間隔時(shí)間對(duì)輸送成本的影響。此外，結(jié)合實(shí)際運(yùn)行并考慮管床溫度和前段高溫稠油在輸送過(guò)程中會(huì)對(duì)后段低溫柴油有傳熱升溫的影響及計(jì)算誤差，優(yōu)先推薦采用稠油輸量為200 m3/h、柴油輸量為200 m3/h，輸送時(shí)間為1 200 min的輸送模式。

表3 不同流量、時(shí)間下的節(jié)點(diǎn)溫度及壓力SPS模擬結(jié)果

4 現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)運(yùn)行方式及結(jié)果

實(shí)際檢測(cè)時(shí)，風(fēng)城稠油排量穩(wěn)定在180～210 t/h。燃料油按5#泵的最大排量（約186 t/h）進(jìn)行輸送。運(yùn)行方式為：5#泵輸送2#燃料油11 h后發(fā)送檢測(cè)器，然后繼續(xù)輸送燃料油11 h后，開(kāi)啟稠油外輸泵并逐步提高至大排量（400 t/h），運(yùn)行穩(wěn)定后，關(guān)閉5#泵。2019年9月16日17:46，檢測(cè)器從風(fēng)城首站發(fā)出，9月18日15:20，檢測(cè)器到達(dá)克拉瑪依石化公司交油點(diǎn)。由原油首站出站端和末站進(jìn)站端的壓力及溫度監(jiān)測(cè)結(jié)果可以看出，起點(diǎn)輸送壓力在0.78～2.91 MPa變化，末點(diǎn)壓力在0.33～0.74 MPa變化，檢測(cè)器端溫度在55°C以?xún)?nèi)，檢測(cè)器在管道中運(yùn)行安全，檢測(cè)順利（圖4、圖5）。

圖4 首站原油出站端壓力及溫度變化趨勢(shì)

圖5 末站原油進(jìn)站端壓力及溫度變化趨勢(shì)

根據(jù)漏磁內(nèi)檢測(cè)的結(jié)果看，在整個(gè)檢測(cè)過(guò)程中，檢測(cè)器的平均速度為0.612 m/s，速度運(yùn)行平穩(wěn)，檢測(cè)結(jié)果有效。此次，共計(jì)檢測(cè)里程102.26 km，發(fā)現(xiàn)該段管線存在缺陷異常點(diǎn)共計(jì)346處，其中外部金屬損失點(diǎn)243處，內(nèi)部金屬損失點(diǎn)103處，缺陷數(shù)量統(tǒng)計(jì)結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 金屬損失深度統(tǒng)計(jì)

5 誤差分析

1）利用SPS軟件可有效模擬順序輸送不同油品交替輸送時(shí)的油溫變化，但與實(shí)際結(jié)果有所偏差?？紤]到SPS模擬計(jì)算時(shí)，稠油與柴油輸量為恒定值，而在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，其輸量在恒定值上下有一定的波動(dòng)，從而產(chǎn)生一定的誤差。

2）管道在運(yùn)行過(guò)程中，會(huì)有蠟析出，這對(duì)管道壁厚的具體數(shù)值有一定影響，而在軟件建模時(shí)，管壁厚度全部為7 mm，因此計(jì)算結(jié)果與實(shí)際運(yùn)行也存在一定的誤差。

3）土壤導(dǎo)熱系數(shù)對(duì)所建模型的分析結(jié)果影響很大，土壤導(dǎo)熱系數(shù)越接近真實(shí)值，模擬結(jié)果越接近實(shí)際情況。因站間距較長(zhǎng)，所求土壤導(dǎo)熱系數(shù)必然與實(shí)際站間的導(dǎo)熱系數(shù)有一定誤差。

6 結(jié)論

1）高溫超稠油輸送管道采用稠稀油交替輸送工藝，替代傳統(tǒng)的降溫輸送方式，可解決常規(guī)檢測(cè)中檢測(cè)器周?chē)鷾囟冗^(guò)高的難題，確保漏磁檢測(cè)數(shù)據(jù)有效，從而實(shí)現(xiàn)高溫超稠油輸送管道安全檢測(cè)。

2）采用SPS仿真模擬分析高溫超稠油管道運(yùn)行工況，可有效指導(dǎo)管道內(nèi)檢測(cè)工作的實(shí)施。