董一凡 吴烨 沈亮 郭晔

（中国石油北京油气调控中心）

1 管道概况

石空—兰州原油管道（简称石-兰线）主要输送高含蜡、高凝点的长庆油田原油，密度847.8kg/m3，析蜡点36.4℃，反常点25℃，凝点18℃。石-兰线全长约 332km，管道设计输送能力 500×104t/a，最大输送能力 555×104t/a，设计压力 8.0MPa（局部10.0MPa），采用常温、加热、热处理和综合热处理相结合的密闭输送工艺。管线自2010年10月投产运行至2014年12月底，平均输量为412.3×104t/a，管线运行负荷率约为75%。随着油气资源的调配，下游炼油厂原油需求量的不断增大，未来几年管线输量可能达到最大设计输送能力。因管线长年输送高含蜡原油，管壁存在严重结蜡问题，且沿线地温、总传热系数等参数与设计值偏差较大，对此需根据管线实际运行数据及输送特点，研究探讨石-兰线满负荷运行可行性，提供合理增输措施，保证管道安全、平稳运行。

2 运行数据分析

通过SCADA系统采集管道沿线地温、油温、压力及流量等实际运行数据，结合运行方式，从压力控制、油温控制、总传热系数、百公里摩阻等方面进行分析，为制定安全、高效的增输方案提供理论依据［1-3］。

2.1 压力控制

石-兰线全线共有6座工艺站场，其中首、末站各1座，3座热泵站，1座热站。由于管线水力特性，在高输量运行中易出现各站场进站压力较低和出站压力过高的情况，一般要求中间站进站压力不低于0.6MPa、出站压力余量不低于0.5MPa，同时需保证高点压力大于0.2MPa。

2.2 油温控制

2014年管道沿线地温数据趋势见图1，管道全线各管段温降趋势见图2。

图1 石-兰线全年各管段地温数据

图2 石-兰线全年管段温降数据

原油管道在加热输送运行过程中，由于油品温度高于管道周围的环境温度，油流携带的热量将不断向管外散失，引起油流在输送过程中不断降温。考虑到管道运行及停输再启动等安全性问题，一般要求最低进站油温高于油品凝点3℃以上。

分析全年地温、油温数据可知，1～3月期间石-兰线沿线地温较低，在5～9℃之间，期间石-兰线平均输量为500m3/h。为保证管输油品安全性，冬季采取加剂综合热处理输送工艺，降低凝点，提高油品温度。各加热站出站油品温度较高，在52～56℃之间，与石-兰线沿线地温温差大，沿线热损失较大。以出站油温与地温相差最为明显的景泰站—四墩站间管段为例，站间平均油温温降为26℃。而相比同年11～12月，在石-兰线沿线地温较低，同样采用加剂综合热处理工艺运行方式，管道平均输量提高至650m3/h（464×104t/a）工况下，景泰站—四墩站间管段平均油温温降只有15℃。7～9月石-兰线沿线地温较高，管道采用常温输送油品，在输量高、油温与地温温差较小的情况下，各站间温降小且较为平稳。

石-兰线运行高输量、低温差有利于保证输送油品的温度。相比石-兰线长期维持在较低输量运行的工况下，高输量运行不仅明显减少管道沿线热损失，还可建立稳定温度场，有利于管道增输降耗运行。

2.3 总传热系数

根据石-兰线实际参数结合2014年全年地温、油温数据，利用轴向温降公式（1）［4、5］反算各管段总传热系数K值见表 1，全年运行中冬季管道沿线地温低，温降幅度大，采用综合热处理输送工艺，首站石空站和中间站景泰站加热炉运行，保证各站进站油温不低于22℃。为实现满负荷750m3/h（540×104t/a）运行，通过计算得出对加热站出站温度的控制标准。以石-兰线运行地温低且总传热系数较高的 12月作为探讨依据，管道输量 650m3/h（464×104t/a），首站出站油温为64℃，景泰站出站46℃，保证最低进站油温不低于23℃；管道输量增加到满负荷 750m3/h（540×104t/a），同等条件下首站出站油温仅需55℃，景泰站出站为43℃。由于满负荷运行时，油品与管壁摩阻增大，更多的动能转化为热能使沿线油温升高，同时流速增大油品与管壁接触时间减少，导热及换热时间变小。从整体上分析，全线热损减少，若保证下游进站油温不变，可降低石空首站及景泰站出站油温，减少热能损耗；同时满负荷运行沿线油品高速剪切管壁，可有效减小管道沿线结蜡层，增加流通截面积，减少管线摩阻，有利于管道安全运行。

式（1）中：K——管道稳定状态下总传热系数，W/（m2·℃）；TL——下站进站温度，℃；T0——管道沿线地温，℃；TR——上站出站温度，℃；Q——输油量，m3/h；C——原油比热容，J/（kg·℃）；D——管道内径，m；L——管道长度，m。

2.4 百公里摩阻

原油管道运行期间，油品温度接近析蜡点温度，析出蜡晶，随油品流动沉积并附着在管壁，形成蜡质层，增加管线摩阻，不利于管线的高效运行，同时也是影响管线实现满负荷运行的制约因素。因管道各站间距不同，管道输量不断变化，为便于精准对比各管段结蜡程度，将各站间管段沿线摩阻按照每百公里压降、标准输量进行统一换算。图3为按照平均输量650m3/h（464×104t/a）进行换算的管道沿线各管段间百公里摩阻。

石-兰线处于加热输送时，石空站、景泰站运行加热炉，红湾站—景泰站间、四墩站—兰州站间摩阻较高，平均百公里摩阻分别为3.6MPa、4.1MPa，主要因为该段油品温度沿线降低到20～34℃，处于析蜡高峰区，管壁存在结蜡现象明显。而下半年管线进行清管作业，且平均输量增大，各管段摩阻相比年初有明显下降趋势。仅结蜡严重的红湾站—景泰站间、四墩站—兰州站间百公里摩阻就分别下降到2.4MPa、2.8MPa。

表1 石-兰管道各管段总传热系数K反算结果

图3 石-兰线各管段百公里摩阻

石-兰线夏季常温运行时，景泰站—四墩站间、四墩站—兰州站间摩阻较高，平均百公里摩阻分别为3.2MPa、3.0MPa，因该阶段油品温度在24～28℃，管壁易结蜡。

石-兰线原油管道摩阻在管线地温、输量、工艺运行方式等变化因素的影响下，高摩阻管段不同。尤其在冬季加热输送期间，管道沿线摩阻较大且上升趋势明显。因此，为实现管道满负荷运行，必要时应对易结蜡的管段：红湾站—景泰站、四墩站—兰州站管段进行启炉热洗，可有效减少高摩阻产生的压能消耗，实现满负荷输送要求。

3 满负荷运行保障措施

3.1 管道热洗

原油管道运行中，管道摩阻大小受管线油品温度、地温、管线输量等因素影响，尤其在冬季加热输送期间，由于油品温降大，管道沿线摩阻不断增大。另外当提高输送油品温度时，管内油温升高，结合满负荷运行对管壁结蜡层的高速剪切，减小管壁结蜡层厚度，增强管道流通性，可有效降低沿线摩阻。

2014年 3月上旬石-兰线启运红湾站、四墩站加热炉对管线进行热洗，出站油温控制在50℃，平均温升18℃。由图3可见，在输量不变的条件下，红湾站—景泰站间、四墩站—兰州站间管段摩阻有明显下降趋势，分别降低了 0.72MPa和 0.75MPa，而景泰站进站压力由热洗前的 0.75MPa提升至1.4MPa，热洗效果明显。同时因原油黏度会随温度升高而降低，根据首站检测的长庆原油黏度数据，当油品温度由 32℃升高至 50℃时，原油黏度由26mPa·s降低至 16.5mPa·s。假设忽略油温升高导致管壁结蜡厚度减少的因素，在稳定的流量、相同的管径条件下，红湾站—景泰站间因油品黏度降低导致沿线摩阻减少仅为 0.22MPa，四墩站—兰州站间管段摩阻减少仅为0.2 MPa［3］，见表2。可见，对关键管段实施升温热洗过程中，热油冲洗管壁结蜡，为降低沿线摩阻的主要因素，且效果明显。

因此，为实现管道满负荷运行，避免中间站场进站压力过低，同时保证高点压力在0.2MPa以上，必要时采用对结蜡严重、摩阻损失较大的管段上游站场启用加热炉热洗的方式，控制出站油温，待热油到下游站场且稳定运行24小时后停炉，可有效降低摩阻，实现增输目标。启炉热洗前后管段摩阻对比见表2。

表2 启炉热洗前后管段摩阻对比

3.2 清管作业

原油管道清管作业可有效清除各站间管壁结蜡，降低沿线摩阻，增加管道流通性。石-兰线自投产至2014年4月未进行清管，2014年5月～7月间首次进行管道清管作业，对比清管前后各站间管段，以效果最为明显的四墩站—兰州站、红湾站—景泰站为例。其中5月9日～21日进行四墩站—兰州站间管道清管作业，增启四墩站加热炉，控制出站油温 50℃，此管段共进行 8次清管，清出油质蜡等228.5kg，将清管前 2014年 5月上旬摩阻数据与清管后2014年5月下旬摩阻数据进行对比，清管前后管段摩阻最大相差0.9MPa，由表3看出该时期摩阻降低幅度较大，清管效果明显。通过清管作业可有效减少管道内蜡层厚度，降低管道沿线摩阻。然而因清管后管道内壁蜡质减少，反而影响了管道的保温效果，总传热系数增大，沿线温降增加。对应3个管段清管完成后的总传热系数平均值为 2.98W/（m2·℃），而清管作业前3个管段总传热系数平均值为 2.01W/（m2·℃），见表 4。在管道具有相同的输量、地温条件下，清管作业后需相应提高四墩站出站温度，才能够保证与清管作业前相同的末站进站温度要求。

表3 2014年四墩站—兰州站间管段摩阻

表4 清管作业前后总传热系数对比

清管作业虽可以有效清除管壁中的结蜡，增加管道流通性，降低沿线摩阻，但是，清管作业后蜡质层的减少会影响管道保温作用，为保证下游进站油温，管道的安全运行则需要增加热力消耗，因此，不宜在冬季进行清管作业。在制定石-兰原油管道满负荷运行方案时，采用清管作业是达到增输目标的有效方式，同时可减少管道摩阻损耗，降低动力消耗。在选用清管作业方式之前，应充分考虑清管对管道运行的经济性影响［6］，制定合理运行方案。

4 结论

（1）石-兰线满负荷输量 750m3/h（540×104t/a）运行时，必须保证进站压力不低于0.6MPa，出站压力余量不低于0.5MPa，高点压力不低于0.2MPa。

（2）原油管道高输量运行有利于维持输送油品的温度。相比管道低输量运行，高输量可明显减少管道沿线热损失，并建立稳定温度场，降低沿线摩阻，有利于管道增输降耗运行。

（3）石-兰管道全年运行中，在夏季常温输送工况下，景泰站—四墩站、四墩站—兰州末站间管段油品温度接近析蜡点，容易结蜡；而在冬季加热输送的运行方式下，红湾站—景泰站、四墩站—兰州末站间管段易产生结蜡，将影响全线满负荷输量运行。为实现管道增输至最大量，可采用启用上游站场加热炉，对管道进行热洗，降低沿线摩阻，同时保证各站进站压力满足安全运行要求，提高全线输量。

（4）管道定期的清管作业能有效减少管壁蜡质层，降低沿线摩阻，提高进站压力，是实现管道满负荷运行的有效措施。但是，清管后蜡质层的减少同时降低了管道对油品温度的保温效果，降低管输动力费用的同时大大提高了热力费用，增加了运行成本。应以合理的清管周期为前提，避免冬季清管作业，并需密切关注各站进站油温的变化，保证管道安全、稳定、高效的运行。

[1] 于涛，邓中华，郭晔，等.石空-兰州含蜡原油管道运行方案优化[J].油气储运，2014，33(3)： 332-334.

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[5] 李文彩，王凤军，李艳梅，等.长输管道总传热系数分析及评价[J].油气田地面工程，2006，25(10)：20-21.

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