加降凝劑對(duì)原油管道停輸再啟動(dòng)的影響

加降凝劑對(duì)原油管道停輸再啟動(dòng)的影響

為了降低采用加熱工藝帶來(lái)的高運(yùn)營(yíng)能耗，采用了減少回收和再處理的綜合加熱工藝。為了實(shí)現(xiàn)蘇丹3/7區(qū)高含蠟原油的正常安全輸送,研制了與其相適應(yīng)的降凝劑,在一定的處理?xiàng)l件下,可使凝點(diǎn)降低8℃,降低了管道的輸油溫度,因而大幅度減少了沿線加熱量。但是,輸油溫度的降低,也導(dǎo)致管道運(yùn)行的安全裕量下降。該管道輸送距離長(zhǎng),沿線地形、地質(zhì)情況復(fù)雜,有必要對(duì)加劑管道進(jìn)行安全經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià),確定管道的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方案,為蘇丹3/7區(qū)原油長(zhǎng)輸管道加劑運(yùn)行提供技術(shù)支撐。1凝點(diǎn)及管道系統(tǒng)蘇丹3/7區(qū)原油外輸管道總長(zhǎng)1370km,管徑為812mm,壁厚15mm;最大管輸能力為5×104m3/d,目前輸量為4×104m3/d,原油流速為0.96m/s;管輸原油密度為0.899g/cm3,凝點(diǎn)一般為39℃,最高為42℃,管道設(shè)計(jì)最低運(yùn)行溫度控制在50℃左右;管輸原油在50℃時(shí)的粘度為250mPa·s。管道全線共設(shè)6個(gè)站(PS1-PS6),其中:PS1為接轉(zhuǎn)站,PS2為中心處理站,PS6位于蘇丹港。整個(gè)管道系統(tǒng)可以分成兩個(gè)水力系統(tǒng):從PS1到PS2是一個(gè)密閉的水力系統(tǒng);從PS2到PS6是另一個(gè)密閉的水力系統(tǒng)(圖1)。冬季PS4、PS5和PS6站3臺(tái)加熱爐在線,夏季PS4和PS6站2臺(tái)加熱爐在線,終點(diǎn)溫度約為50℃。冬季持續(xù)4個(gè)月,港口原油儲(chǔ)罐升溫約7℃并維持溫度基本恒定;管道全年運(yùn)行10臺(tái)外輸泵,采用原油直拖,加熱爐燃料為原油,10臺(tái)外輸泵和加熱爐年耗原油共計(jì)82782t,年總能耗費(fèi)用約3500×104美元。2停輸再啟動(dòng)界限蘇丹3/7區(qū)原油外輸管道,PS4-PS5站間距離最長(zhǎng),傳熱系數(shù)較高,較易發(fā)生凝管現(xiàn)象,停輸再啟動(dòng)相對(duì)困難,為此,選擇該管段進(jìn)行停輸再啟動(dòng)界限研究。2.1停輸時(shí)間的確定蘇丹一年有兩季,夏季平均氣溫30℃,持續(xù)8個(gè)月,管道中心平均地溫取34℃;冬季平均氣溫18℃,持續(xù)4個(gè)月,管道埋地中心平均地溫取22℃。模擬該管段冬季添加降凝劑前后運(yùn)行工況下的停輸再啟動(dòng)過(guò)程。蘇丹管道事故搶修時(shí)間一般需要48h,因此,模擬計(jì)算時(shí),起點(diǎn)停輸時(shí)間取50h。首先模擬停輸50h的再啟動(dòng)過(guò)程,如果管道能夠順利再啟動(dòng),則依次將停輸時(shí)間增加3h,重新模擬,直至管道恰好能夠順利再啟動(dòng),最后一次模擬計(jì)算的停輸時(shí)間即為管道的允許停輸時(shí)間;如果停輸50h管道不能順利再啟動(dòng),則依次將停輸時(shí)間縮短3h,重新模擬,直至管道能夠順利再啟動(dòng),最后一次模擬計(jì)算的停輸時(shí)間即為管道的允許停輸時(shí)間。2.2道的總傳熱系數(shù)k采用停輸溫降近似計(jì)算方法對(duì)停輸再啟動(dòng)過(guò)程進(jìn)行計(jì)算。由于土壤蓄熱和熱阻很大,埋地管道停輸后溫降緩慢,因此,可以將管內(nèi)原油的冷卻過(guò)程近似為一系列準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)狀態(tài)。式中:K為管道的總傳熱系數(shù),W/(m2·℃);D、D1、D2分別為管道平均直徑、內(nèi)徑、外徑,m;T為距管道出站位置為l、停輸時(shí)間為τ的管內(nèi)油溫,℃;T0為管道埋深處的土壤溫度,℃;cy為原油比熱容,J/(kg·℃);ρy為原油密度,kg/m3;cg為管道鋼材的比熱容,J/(kg·℃);ρg為管道鋼材的密度,kg/m3;τ為停輸時(shí)間,h。則推導(dǎo)出:式中:TR為管道的出站油溫,℃;G為原油流量,m3/d;c為原油比熱容,J/(kg·℃);為15℃油品的相對(duì)密度;ρ為原油密度,kg/m3;l為管道長(zhǎng)度,m。2.3管道總傳熱系數(shù)k由于測(cè)定管道全線的總傳熱系數(shù)比較困難,因此根據(jù)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù),利用軸向溫降公式(式(5))計(jì)算管道的總傳熱系數(shù)。依據(jù)計(jì)算結(jié)果,取總傳熱系數(shù)值為0.4W/(m2·℃)。式中:TZ為管道終點(diǎn)油溫,℃。2.4ps-ps5段冬季停輸時(shí)間分別對(duì)PS4-PS5管段加降凝劑前后停輸50h的停輸溫降過(guò)程進(jìn)行模擬計(jì)算。加降凝劑前,取PS4出站油溫為62℃,PS5終點(diǎn)進(jìn)站油溫為50℃,求得PS4-PS5管段冬季最大允許停輸時(shí)間為69h(2.8d),此時(shí)管內(nèi)平均油溫為50℃。加降凝劑后,取PS4出站油溫為50℃,PS5終點(diǎn)進(jìn)站油溫為40℃,求得PS4-PS5段冬季最大允許停輸時(shí)間為84h(3.5d),此時(shí)管內(nèi)平均油溫為40℃(圖2)。計(jì)算結(jié)果表明:PS4-PS5管段冬季停輸50h,加劑前后沿線平均油溫均高于原油凝點(diǎn)即加劑前停輸51h,平均油溫為51.39℃;加劑后停輸51h,平均油溫為41.88℃。加降凝劑后,PS4-PS5站間管段在事故狀態(tài)下冬季最大允許停輸時(shí)間由目前的2.8d增加到3.5d,提高了管道運(yùn)行的安全性。3蘇-蘇3/7區(qū)外輸管道ps3/d后的加熱爐及低熱費(fèi)用放空量夏季PS4站和PS6站兩臺(tái)加熱爐在線,冬季PS4站、PS5站和PS6站3臺(tái)加熱爐在線,終端溫度均為50℃左右。在管道輸量為4×104m3/d、50℃原油粘度為250mPa·s、加降凝劑條件下,對(duì)PS2-PS6管段停輸溫降過(guò)程的工藝參數(shù)進(jìn)行模擬計(jì)算(表2),得到蘇丹原油外輸管道加劑后加熱爐的運(yùn)行方案:夏季沿線不開加熱爐,只在港口開1臺(tái)加熱爐,終點(diǎn)原油溫度為42℃;冬季分別在PS5站和港口開2臺(tái)加熱爐,終點(diǎn)油溫分別為42℃和44℃。加劑前后,港口原油儲(chǔ)罐均升溫7℃左右并維溫,因此港口在線加熱爐不變。對(duì)3×104m3/d、3.5×104m3/d、4.5×104m3/d輸量條件下的PS2-PS6管段停輸溫降過(guò)程的工藝參數(shù)進(jìn)行模擬計(jì)算,結(jié)果表明:全線夏季只在港口開1臺(tái)加熱爐,冬季分別在PS5和港口開2臺(tái)加熱爐,即可保證終點(diǎn)油溫滿足原油裝船外運(yùn)要求;對(duì)3.5×104m3/d、4.5×104m3/d和4×104m3/d輸量條件下的計(jì)算結(jié)果基本相同,僅加熱爐升溫量不同。經(jīng)計(jì)算,蘇丹3/7區(qū)原油外輸管道加降凝劑后可實(shí)現(xiàn)全年減少2臺(tái)加熱爐運(yùn)行,夏季可實(shí)現(xiàn)全線不加熱輸送,按照每臺(tái)加熱爐日耗原油30m3計(jì),單臺(tái)加熱爐年耗原油9904t,當(dāng)原油價(jià)格為13155美元/m3時(shí),2臺(tái)加熱爐年節(jié)約燃油費(fèi)用1244×104美元。綜上所述,對(duì)蘇丹3/7區(qū)外輸管道PS4-PS5管段加劑后停輸50h的停輸再啟動(dòng)溫降過(guò)程進(jìn)行模擬計(jì)算,結(jié)果表明:冬季停輸50h,沿線平均油溫高于原油凝點(diǎn);PS4-PS5站間冬季最大允許停輸時(shí)間由目前的2.8d增加到3.5d,在降低能耗的同時(shí)提高了