加降凝剂对原油管道停输再启动的影响

加降凝剂对原油管道停输再启动的影响

为了降低采用加热工艺带来的高运营能耗，采用了减少回收和再处理的综合加热工艺。为了实现苏丹3/7区高含蜡原油的正常安全输送,研制了与其相适应的降凝剂,在一定的处理条件下,可使凝点降低8℃,降低了管道的输油温度,因而大幅度减少了沿线加热量。但是,输油温度的降低,也导致管道运行的安全裕量下降。该管道输送距离长,沿线地形、地质情况复杂,有必要对加剂管道进行安全经济评价,确定管道的经济运行方案,为苏丹3/7区原油长输管道加剂运行提供技术支撑。1凝点及管道系统苏丹3/7区原油外输管道总长1370km,管径为812mm,壁厚15mm;最大管输能力为5×104m3/d,目前输量为4×104m3/d,原油流速为0.96m/s;管输原油密度为0.899g/cm3,凝点一般为39℃,最高为42℃,管道设计最低运行温度控制在50℃左右;管输原油在50℃时的粘度为250mPa·s。管道全线共设6个站(PS1-PS6),其中:PS1为接转站,PS2为中心处理站,PS6位于苏丹港。整个管道系统可以分成两个水力系统:从PS1到PS2是一个密闭的水力系统;从PS2到PS6是另一个密闭的水力系统(图1)。冬季PS4、PS5和PS6站3台加热炉在线,夏季PS4和PS6站2台加热炉在线,终点温度约为50℃。冬季持续4个月,港口原油储罐升温约7℃并维持温度基本恒定;管道全年运行10台外输泵,采用原油直拖,加热炉燃料为原油,10台外输泵和加热炉年耗原油共计82782t,年总能耗费用约3500×104美元。2停输再启动界限苏丹3/7区原油外输管道,PS4-PS5站间距离最长,传热系数较高,较易发生凝管现象,停输再启动相对困难,为此,选择该管段进行停输再启动界限研究。2.1停输时间的确定苏丹一年有两季,夏季平均气温30℃,持续8个月,管道中心平均地温取34℃;冬季平均气温18℃,持续4个月,管道埋地中心平均地温取22℃。模拟该管段冬季添加降凝剂前后运行工况下的停输再启动过程。苏丹管道事故抢修时间一般需要48h,因此,模拟计算时,起点停输时间取50h。首先模拟停输50h的再启动过程,如果管道能够顺利再启动,则依次将停输时间增加3h,重新模拟,直至管道恰好能够顺利再启动,最后一次模拟计算的停输时间即为管道的允许停输时间;如果停输50h管道不能顺利再启动,则依次将停输时间缩短3h,重新模拟,直至管道能够顺利再启动,最后一次模拟计算的停输时间即为管道的允许停输时间。2.2道的总传热系数k采用停输温降近似计算方法对停输再启动过程进行计算。由于土壤蓄热和热阻很大,埋地管道停输后温降缓慢,因此,可以将管内原油的冷却过程近似为一系列准稳态状态。式中:K为管道的总传热系数,W/(m2·℃);D、D1、D2分别为管道平均直径、内径、外径,m;T为距管道出站位置为l、停输时间为τ的管内油温,℃;T0为管道埋深处的土壤温度,℃;cy为原油比热容,J/(kg·℃);ρy为原油密度,kg/m3;cg为管道钢材的比热容,J/(kg·℃);ρg为管道钢材的密度,kg/m3;τ为停输时间,h。则推导出:式中:TR为管道的出站油温,℃;G为原油流量,m3/d;c为原油比热容,J/(kg·℃);为15℃油品的相对密度;ρ为原油密度,kg/m3;l为管道长度,m。2.3管道总传热系数k由于测定管道全线的总传热系数比较困难,因此根据实际运行数据,利用轴向温降公式(式(5))计算管道的总传热系数。依据计算结果,取总传热系数值为0.4W/(m2·℃)。式中:TZ为管道终点油温,℃。2.4ps-ps5段冬季停输时间分别对PS4-PS5管段加降凝剂前后停输50h的停输温降过程进行模拟计算。加降凝剂前,取PS4出站油温为62℃,PS5终点进站油温为50℃,求得PS4-PS5管段冬季最大允许停输时间为69h(2.8d),此时管内平均油温为50℃。加降凝剂后,取PS4出站油温为50℃,PS5终点进站油温为40℃,求得PS4-PS5段冬季最大允许停输时间为84h(3.5d),此时管内平均油温为40℃(图2)。计算结果表明:PS4-PS5管段冬季停输50h,加剂前后沿线平均油温均高于原油凝点即加剂前停输51h,平均油温为51.39℃;加剂后停输51h,平均油温为41.88℃。加降凝剂后,PS4-PS5站间管段在事故状态下冬季最大允许停输时间由目前的2.8d增加到3.5d,提高了管道运行的安全性。3苏-苏3/7区外输管道ps3/d后的加热炉及低热费用放空量夏季PS4站和PS6站两台加热炉在线,冬季PS4站、PS5站和PS6站3台加热炉在线,终端温度均为50℃左右。在管道输量为4×104m3/d、50℃原油粘度为250mPa·s、加降凝剂条件下,对PS2-PS6管段停输温降过程的工艺参数进行模拟计算(表2),得到苏丹原油外输管道加剂后加热炉的运行方案:夏季沿线不开加热炉,只在港口开1台加热炉,终点原油温度为42℃;冬季分别在PS5站和港口开2台加热炉,终点油温分别为42℃和44℃。加剂前后,港口原油储罐均升温7℃左右并维温,因此港口在线加热炉不变。对3×104m3/d、3.5×104m3/d、4.5×104m3/d输量条件下的PS2-PS6管段停输温降过程的工艺参数进行模拟计算,结果表明:全线夏季只在港口开1台加热炉,冬季分别在PS5和港口开2台加热炉,即可保证终点油温满足原油装船外运要求;对3.5×104m3/d、4.5×104m3/d和4×104m3/d输量条件下的计算结果基本相同,仅加热炉升温量不同。经计算,苏丹3/7区原油外输管道加降凝剂后可实现全年减少2台加热炉运行,夏季可实现全线不加热输送,按照每台加热炉日耗原油30m3计,单台加热炉年耗原油9904t,当原油价格为13155美元/m3时,2台加热炉年节约燃油费用1244×104美元。综上所述,对苏丹3/7区外输管道PS4-PS5管段加剂后停输50h的停输再启动温降过程进行模拟计算,结果表明:冬季停输50h,沿线平均油温高于原油凝点;PS4-PS5站间冬季最大允许停输时间由目前的2.8d增加到3.5d,在降低能耗的同时提高了