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摘 要：受国际石油供求关系紧张及国内油田老化的影响，国内原油管道面临低输量运行的问题。原油低输量输送存在很大的安全隐患，必须改变以往的输送方式，才能确保管道安全运行。本文结合马惠宁原油管道改性输送以及西部原油管道混合间歇输送的方式，对比各种输送方式的优缺点，提出原油低输量条件下优化方式的建议。
关键词：长输 原油管道低输量 优化 实践
一、引言
受国际石油供求关系紧张以及国内油田老化的影响，长输原油管道正面临低输量运行问题的困扰。所谓低输量，就是管道输量低于设计允许的最低输量，与正常输量的管道相比，其运行中有输量不均匀、沿线温降加快、油温低、结蜡层厚和设备负荷大等特点。低输量运行可使管道陷入输量愈小、摩阻愈大的恶性循环，最终导致凝管停输。如何保证长输原油管道低输量的经济、平稳和安全运行，是亟待研究解决的课题。
二、低输量运行的不稳定性
低输量运行不稳定的因素很多，甚至某些因素在输量减少时使摩阻急剧增大并超过了输量减少对摩阻的影响，这些因素的影响程度与泵站间热力条件和水力条件有关。在两座泵站间，油温沿管道逐渐降低，降温规律由苏霍夫公式[1]描述。
式中：、T0、TR—距出站口L处油温、地温及出站端油温；
K—总传热系数；
D—管道外径；
L—距加热站出口的距离；
Q—原油体积流量；
ρ—原油密度；
C—原油比热容。
在加热站出口附近，油温高、粘度低，油流通常处于紊流光滑区。随着油温降低及粘度增大，雷诺数减小，当油温降低（或粘度增大）到流态转换温度（或粘度）时，紊流转变成层流。输量越小，原油流动越慢，油温下降越快，层流管段越长（见图1）。
热油管道全线摩阻等于所有站间摩阻之和，而站间摩阻一般由紊流段摩阻和层流段摩阻组成（见式（2））。
由式（1）、式（2）、图1及原油粘温特性可知，在高输量（Q>Q2）时，油温较高、粘度较低，而且油流处于紊流光滑区，摩阻仅与粘度的0.25次方成比例，粘度变化对摩阻的影响较小，摩阻随输量的减小而单调下降[2]。
三、低输量输送方式比较及应用
对于低输量问题，目前有两种解决途径：一是原油改性输送，这是改善原油低温流变性若干方法的统称；二是间歇输送[3]。
1.改性输送，是利用物理化学的方法改变原油中蜡晶的结构，从而改善待输原油低温流变性的输送方式。改性处理包括热处理、化学剂处理、振动处理、磁处理及压力处理等方法。其中，原油热处理和添加降凝剂处理较为成熟，是这一工艺中的主流。
热处理原油改性的机理是，在降温过程中石蜡重结晶成团状树枝形大块蜡晶，不仅自身结构强度低，而且晶体相距较远，不易交联成能够包围住稀油的网络。在加入降凝剂后，降凝剂分子吸附在蜡晶表面，使蜡晶更不容易聚集交联，其原油改性效果更加稳定。
马惠宁原油管道实际输量不到设计输量的一半，采用热处理输油工艺后，每年可实现8个月的常温输送。后期又进行了降凝剂处理，实现了全年常温输送。
2.间歇输送方式的比较
原油间歇输送是以：顺序连续、混合连续，顺序间歇、混合间歇四种方式组合的输送。输送方式的选择，需充分考虑输送设备、工艺流程、运行风险、管道维护等多种因素。
由上表可知，顺序间歇方案在低输量下不能达到外输要求，以西部原油管道为例，对三种可行工艺方案主要改造工程量及发生费用进行比较，见表2。
四、西部原油管道的低输量输送方案
西部原油管道全长1541km，设计压力8.0MPa，管径为813mm，设计输量为2 000xl04 t/a，最小优先工作输量为1 000 m3/h，输油主泵的额定排量为1 600 m3/h。主要输送任务是将新疆境内开采的塔里木油、北疆油、吐哈油以及来自哈萨克斯坦的哈国油输送至下游兰州炼厂和玉门炼厂〔4〕。西部原油管道根据北疆油、塔里木油、哈国油及吐哈油的油品性质，将输送油品确定为三种原油（北疆油、塔里木油、哈国油）按一定比例掺混后的混合油，通过“混油不定期间歇输送”的输送方式解决了长期以来的低输量运行问题。
目前西部原油管道冬季运行最低地温约为3 ℃（新堡站3 月份），冬季只需首站一站启炉，对于个别物性较差的原油，中间站启保运炉；当冬季面临超低输量间歇输送时，需在首站加剂25 mg/kg，以保证油品凝点及物性稳定，满足西部原油管道冬季运行安全[5]。2010-2011年冬季，西部原油管道全线启炉天数不到160 天（主要为鄯善站），燃油年消耗量减少约5×104 t，经济效益显著。
五、低输量输送需要考虑的因素
1.由于在规化设计时未考虑低输量的影响，西部原油管道沿线均采用了高压大排量的输油设备，并以顺序、连续的输送方式进行输油作业。低输量运行必须考虑输油设备的适应性。输油场站沿线泵站使用的加热炉、电机、泵等设备对于已建成的管道不能再改变，只能通过改造泵站的输油设备，使其达到低输量下管内流体能量消耗和能量供应的平衡。以外输泵为例，西部原油管道均采用德国鲁尔泵，在采用小叶轮的情况下，给油泵的优先工作区为770～1320 m3/h，主泵的优先工作区为1000～2100 m3/h，低输量条件下外输量需控制在700 m3/h左右，输油泵将远离高效工作区，对泵体损害较大。
2.运行风险及应急预案。除鄯善罐区操作以站控控制为主外，西部管道全线控制方式为调控中心集中控制，执行《西部原油管道工艺原理》确定的运行规则。为防止凝管事故发生，必须加强上游来油、发油及外输过程中下游场站油品的物性监测，制定可操性强的凝管事故应急救援处置预案，发生问题及时采取应对措施。
密切监测吐哈油库高凝点油品的外输。掺混不均或罐底沉积物抽出都会导致外输油品凝点异常。投产以来鄯善罐区内没有清罐作业，各罐罐底存在部分高凝点油品，每批次油品在外输时有可能有高凝点油品同时外输。应急措施是：在鄯善站对外输油品物性进行监测，及时发现物性异常。当出现物性异常时，应立即切换其它掺混油罐外输，若其它掺混罐尚未完成掺混作业，则切换塔里木油外输。若上述条件都不具备，管线停输，待准备好掺混罐后再外输。
对已经进入管线的高凝油品，关注运行压力及流量变化，沿途对物性加强监测；若压力流量出现异常则立即采取加大排量、适当提高外输温度；必要时，协调上下游在玉门分输此部分油品。
六、结论
长输原油管道低输量运行，不管是改性输送，还是间歇输送，只要未实现常温输送，就说明长输管道低输量运行还存在不稳定性。混合间歇输送实现全线一站启炉的输送方式，但仍涉及掺混、管理、操作复杂，不能实现优质优价。对于热处理温度较高的油品，可利用商业储备库储存，夏季外输，以减小高温对管材的危害。常温下的输送方式则管理、操作简单，降低能耗费用，且能实现管输油品的优质优价，有利于长输原油管道的安全、平稳运行。
参考文献：
〔1〕严大凡等；输油管道设计与管理，石油工业出版社（北京），1986
〔2〕张秀杰，热油管道低输量的安全运行[J] .油气储运，2003，22（4）8-13
〔3〕杜文友，鄯-兰管道原油低输量输送方案研究〔J〕，天然气与石油，2009，27（5）：18-20
〔4〕尚义，西部原油管道低輸量连续运行研究〔J〕，天然气与石油，2011，29（4）：16-19
〔5〕于涛，油品混合输送在西部原油管道的应用[J] .油气储运，2013，32（2）162-165
关键词：长输 原油管道低输量 优化 实践
一、引言
受国际石油供求关系紧张以及国内油田老化的影响，长输原油管道正面临低输量运行问题的困扰。所谓低输量，就是管道输量低于设计允许的最低输量，与正常输量的管道相比，其运行中有输量不均匀、沿线温降加快、油温低、结蜡层厚和设备负荷大等特点。低输量运行可使管道陷入输量愈小、摩阻愈大的恶性循环，最终导致凝管停输。如何保证长输原油管道低输量的经济、平稳和安全运行，是亟待研究解决的课题。
二、低输量运行的不稳定性
低输量运行不稳定的因素很多，甚至某些因素在输量减少时使摩阻急剧增大并超过了输量减少对摩阻的影响，这些因素的影响程度与泵站间热力条件和水力条件有关。在两座泵站间，油温沿管道逐渐降低，降温规律由苏霍夫公式[1]描述。
式中：、T0、TR—距出站口L处油温、地温及出站端油温；
K—总传热系数；
D—管道外径；
L—距加热站出口的距离；
Q—原油体积流量；
ρ—原油密度；
C—原油比热容。
在加热站出口附近，油温高、粘度低，油流通常处于紊流光滑区。随着油温降低及粘度增大，雷诺数减小，当油温降低（或粘度增大）到流态转换温度（或粘度）时，紊流转变成层流。输量越小，原油流动越慢，油温下降越快，层流管段越长（见图1）。
热油管道全线摩阻等于所有站间摩阻之和，而站间摩阻一般由紊流段摩阻和层流段摩阻组成（见式（2））。
由式（1）、式（2）、图1及原油粘温特性可知，在高输量（Q>Q2）时，油温较高、粘度较低，而且油流处于紊流光滑区，摩阻仅与粘度的0.25次方成比例，粘度变化对摩阻的影响较小，摩阻随输量的减小而单调下降[2]。
三、低输量输送方式比较及应用
对于低输量问题，目前有两种解决途径：一是原油改性输送，这是改善原油低温流变性若干方法的统称；二是间歇输送[3]。
1.改性输送，是利用物理化学的方法改变原油中蜡晶的结构，从而改善待输原油低温流变性的输送方式。改性处理包括热处理、化学剂处理、振动处理、磁处理及压力处理等方法。其中，原油热处理和添加降凝剂处理较为成熟，是这一工艺中的主流。
热处理原油改性的机理是，在降温过程中石蜡重结晶成团状树枝形大块蜡晶，不仅自身结构强度低，而且晶体相距较远，不易交联成能够包围住稀油的网络。在加入降凝剂后，降凝剂分子吸附在蜡晶表面，使蜡晶更不容易聚集交联，其原油改性效果更加稳定。
马惠宁原油管道实际输量不到设计输量的一半，采用热处理输油工艺后，每年可实现8个月的常温输送。后期又进行了降凝剂处理，实现了全年常温输送。
2.间歇输送方式的比较
原油间歇输送是以：顺序连续、混合连续，顺序间歇、混合间歇四种方式组合的输送。输送方式的选择，需充分考虑输送设备、工艺流程、运行风险、管道维护等多种因素。
由上表可知，顺序间歇方案在低输量下不能达到外输要求，以西部原油管道为例，对三种可行工艺方案主要改造工程量及发生费用进行比较，见表2。
四、西部原油管道的低输量输送方案
西部原油管道全长1541km，设计压力8.0MPa，管径为813mm，设计输量为2 000xl04 t/a，最小优先工作输量为1 000 m3/h，输油主泵的额定排量为1 600 m3/h。主要输送任务是将新疆境内开采的塔里木油、北疆油、吐哈油以及来自哈萨克斯坦的哈国油输送至下游兰州炼厂和玉门炼厂〔4〕。西部原油管道根据北疆油、塔里木油、哈国油及吐哈油的油品性质，将输送油品确定为三种原油（北疆油、塔里木油、哈国油）按一定比例掺混后的混合油，通过“混油不定期间歇输送”的输送方式解决了长期以来的低输量运行问题。
目前西部原油管道冬季运行最低地温约为3 ℃（新堡站3 月份），冬季只需首站一站启炉，对于个别物性较差的原油，中间站启保运炉；当冬季面临超低输量间歇输送时，需在首站加剂25 mg/kg，以保证油品凝点及物性稳定，满足西部原油管道冬季运行安全[5]。2010-2011年冬季，西部原油管道全线启炉天数不到160 天（主要为鄯善站），燃油年消耗量减少约5×104 t，经济效益显著。
五、低输量输送需要考虑的因素
1.由于在规化设计时未考虑低输量的影响，西部原油管道沿线均采用了高压大排量的输油设备，并以顺序、连续的输送方式进行输油作业。低输量运行必须考虑输油设备的适应性。输油场站沿线泵站使用的加热炉、电机、泵等设备对于已建成的管道不能再改变，只能通过改造泵站的输油设备，使其达到低输量下管内流体能量消耗和能量供应的平衡。以外输泵为例，西部原油管道均采用德国鲁尔泵，在采用小叶轮的情况下，给油泵的优先工作区为770～1320 m3/h，主泵的优先工作区为1000～2100 m3/h，低输量条件下外输量需控制在700 m3/h左右，输油泵将远离高效工作区，对泵体损害较大。
2.运行风险及应急预案。除鄯善罐区操作以站控控制为主外，西部管道全线控制方式为调控中心集中控制，执行《西部原油管道工艺原理》确定的运行规则。为防止凝管事故发生，必须加强上游来油、发油及外输过程中下游场站油品的物性监测，制定可操性强的凝管事故应急救援处置预案，发生问题及时采取应对措施。
密切监测吐哈油库高凝点油品的外输。掺混不均或罐底沉积物抽出都会导致外输油品凝点异常。投产以来鄯善罐区内没有清罐作业，各罐罐底存在部分高凝点油品，每批次油品在外输时有可能有高凝点油品同时外输。应急措施是：在鄯善站对外输油品物性进行监测，及时发现物性异常。当出现物性异常时，应立即切换其它掺混油罐外输，若其它掺混罐尚未完成掺混作业，则切换塔里木油外输。若上述条件都不具备，管线停输，待准备好掺混罐后再外输。
对已经进入管线的高凝油品，关注运行压力及流量变化，沿途对物性加强监测；若压力流量出现异常则立即采取加大排量、适当提高外输温度；必要时，协调上下游在玉门分输此部分油品。
六、结论
长输原油管道低输量运行，不管是改性输送，还是间歇输送，只要未实现常温输送，就说明长输管道低输量运行还存在不稳定性。混合间歇输送实现全线一站启炉的输送方式，但仍涉及掺混、管理、操作复杂，不能实现优质优价。对于热处理温度较高的油品，可利用商业储备库储存，夏季外输，以减小高温对管材的危害。常温下的输送方式则管理、操作简单，降低能耗费用，且能实现管输油品的优质优价，有利于长输原油管道的安全、平稳运行。
参考文献：
〔1〕严大凡等；输油管道设计与管理，石油工业出版社（北京），1986
〔2〕张秀杰，热油管道低输量的安全运行[J] .油气储运，2003，22（4）8-13
〔3〕杜文友，鄯-兰管道原油低输量输送方案研究〔J〕，天然气与石油，2009，27（5）：18-20
〔4〕尚义，西部原油管道低輸量连续运行研究〔J〕，天然气与石油，2011，29（4）：16-19
〔5〕于涛，油品混合输送在西部原油管道的应用[J] .油气储运，2013，32（2）162-165