塔-吉線順序輸送和大摻混輸送工藝優(yōu)化與對(duì)比

欒 翔，陳玉潔，王銀強(qiáng)，鄧麗媛，時(shí)彥杰，唐 杰，高 征，張 正

（新疆油田油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司，新疆 克拉瑪依 834000）

1 概況

塔-吉D426 線起點(diǎn)為塔1 站，終點(diǎn)為石化公司，途經(jīng)吉2 分輸站，全線105.55 km。其中，塔1 站-吉2 分輸站100.3 km，吉2 分輸站-石化公司5.25 km。設(shè)計(jì)輸量300×104t/a，設(shè)計(jì)壓力6.4MPa。塔1 站開泵向吉2 分輸站交替輸送AB 油（A 站油、B 站油）和CDE 油（C 站油、D 站油、E 站油），并在吉2 分輸站以測密度的方式在線計(jì)量，密度小于846 kg/m3時(shí)為輕質(zhì)油，高于此密度為中質(zhì)油。隨著近年油性的變化（特別是密度），吉2 分輸站測得的輕質(zhì)油量偏小，中質(zhì)1 類油量偏大。密度大的油品到達(dá)管線后段時(shí)，設(shè)備負(fù)荷增大，能耗增大。對(duì)于輸量降低的油品，冬季運(yùn)行時(shí)其凝管風(fēng)險(xiǎn)增加。由于采取順序輸送、分儲(chǔ)分輸?shù)哪Ｊ?，倒罐、切換油品、倒流程、調(diào)整運(yùn)行參數(shù)等勞動(dòng)強(qiáng)度大，流程切換繁瑣，同時(shí)切換輸送不同油品的油罐出口閥門均為手動(dòng)閘板閥，閥門行程長，操作費(fèi)時(shí)費(fèi)力，增大了不同油品在交替輸送時(shí)的初始混油量。此外，塔1 站3#罐由于工藝問題，不能單進(jìn)AB 油，只能通過儲(chǔ)輸AB 油的1#、2# 罐壓油來實(shí)現(xiàn)3# 罐AB 油儲(chǔ)輸。因此，塔1 站3#罐不能作為獨(dú)立儲(chǔ)罐使用。

2 混油長度的計(jì)算

兩種油品在管內(nèi)交替時(shí)，產(chǎn)生混油的因素主要有兩個(gè)，一是管道橫截面沿徑向流速不均勻，使得后行油品呈楔形進(jìn)入前行油品中。二是管內(nèi)流體沿管道徑向、軸向造成的紊流擴(kuò)散作用。影響混油的因素主要包括油品性質(zhì)、流態(tài)（流速）、輸送距離、輸送次序、初始混油量、密度、沿程溫度變化等方面[1-6]。

2.1 臨界雷諾數(shù)

塔吉線兩種油品運(yùn)行時(shí)混油臨界雷諾數(shù)Rej[Austin-Palfrey 經(jīng)驗(yàn)公式見式（1）]：

由混油的平均黏度（見表1、表2）及雷諾數(shù)公式計(jì)算的雷諾數(shù)（4.9×104）小于臨界雷諾數(shù)（5.7×104）。

表1 CD 油黏溫參數(shù)

表2 ABE 混油黏溫參數(shù)

2.2 混油長度

由于運(yùn)行雷諾數(shù)小于臨界雷諾數(shù)，并考慮到落差的影響，采用陡斜區(qū)計(jì)算公式（2）：

經(jīng)計(jì)算，混油長度約為8 620 m。

2.3 銷售損失

在交替輸送過程中，塔吉線下游輕質(zhì)油損失較大。從近3 年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來看，塔1 站AB 油占其輸油總量的比例依次為71%、66%、58%；吉2 分輸站接收的AB 油占其接收總量的比例依次為62%、56%、45%；AB 油銷量占總銷量的比例依次為63%、56%、53%。可以看出，AB 油占總量的比例不斷下降，當(dāng)塔1站外輸AB 油量占塔1 站輸油總量的58%時(shí)，吉2 分輸站接收的AB 油量只占總接收量的45%，AB 油損失占比高達(dá)13%。

3 輸送優(yōu)化

通過上述分析，以減小混油損耗、降低管輸單耗、保障管道安全運(yùn)行為優(yōu)化目標(biāo)，提出三種思路：

1）保持現(xiàn)有輸送模式，精細(xì)化操作管理。

2）保持現(xiàn)有輸送模式，改造站場工藝。

3）改變輸送模式和結(jié)算方式。

3.1 精細(xì)化操作管理

3.1.1 優(yōu)化最大輸量

在順序輸送模式下，為了減小混油，盡可能提高每批次油品輸量，減少油品切換頻次，降低混油[7-13]。

由于增大批量受制于原油產(chǎn)量和塔1 站的儲(chǔ)油能力，經(jīng)計(jì)算，AB 油和CDE 油的最大批量為：AB 油16 700 t+CDE 油8 000 t。

3.1.2 優(yōu)化混油長度

由于相鄰排列的兩種油品的物理化學(xué)性質(zhì)相差越大，混油量越大，處理費(fèi)用也越高，故應(yīng)將密度相近的油品相鄰排列?？紤]采用C 站油將CDE 油和AB油隔開，計(jì)算C 站油和AB 油相鄰輸送的混油長度為5 285.5 m。故將C 站油作為隔離液可以有效地減少混油長度。

3.2 改造站場工藝

通過罐區(qū)工藝改造，實(shí)現(xiàn)AB 油、CDE 油、D 油的分儲(chǔ)分輸。在順序輸送時(shí)，使油品排列更為科學(xué)，混油界面得到控制。

在交替輸送AB 油和CDE 油的基礎(chǔ)上，將其優(yōu)化為AB 油-CDE 油+D 油+CDE 油。改進(jìn)后CDE 油的密度、黏度均小于原CDE 油，從而有效降低了混油界面密度差，減少了混油長度和輕質(zhì)油損失。

3.3 大摻混運(yùn)行模式

由于塔-吉線所輸油品為原油，且石化站接收不同油品后不再區(qū)分，統(tǒng)一煉化，故可以考慮塔-吉線不再采取順序輸送AB 油和CDE 油的輸送模式，代之以大摻混方式輸送，即直接輸送AB 油、C 油、D 油、E 油的混合油。管輸費(fèi)用結(jié)算采用終端密度結(jié)算方式，實(shí)現(xiàn)管輸效益最大化。

3.3.1 操作簡單，運(yùn)行平穩(wěn)，能耗低

大摻混輸送時(shí)，不需頻繁進(jìn)行工藝流程切換，操作簡單。塔1 站儲(chǔ)罐利用率提升，變頻泵即可平穩(wěn)運(yùn)行，完成管輸任務(wù)。通過SPS 模擬（見圖2）大摻混和順序輸送數(shù)據(jù)運(yùn)行，得出大摻混輸送與順序輸送下出站壓力、溫度情況如下：

設(shè)定相同的初始條件，最冷月地溫2 ℃，取吉2分輸站最低允許進(jìn)溫高于原油凝點(diǎn)3 ℃：

大摻混輸送出站壓力2.5 MPa，出站溫度55 ℃；

順序輸送出站壓力2.9 MPa，出站溫度58 ℃。

可以看出，大摻混輸送模式可有效降低出站壓力和溫度，實(shí)現(xiàn)能耗最低。

圖1 塔吉線SPS 模型

3.3.2 減少添加降凝劑的時(shí)間及濃度

由表3 可以看出，同溫時(shí)D 油的黏度最大，A 油最小。在管道輸送過程中，油品隨著黏度的增加流動(dòng)性變差，從而對(duì)設(shè)備（如泵）等造成影響。泵效下降,電機(jī)無功損耗增加。此外，高黏原油在管道內(nèi)的摩阻也會(huì)增大，對(duì)管道輸送工藝要求增高。

表3 塔吉線各油品黏溫參數(shù) mPa·s

根據(jù)AB 油和CDE 的產(chǎn)量比，利用雙對(duì)數(shù)模型（見表4）計(jì)算不同摻混比例的混油黏度，計(jì)算結(jié)果見表5：

表4 黏度模型

表5 不同摻混比下油品的黏度 mPa·s

大摻混后，油性發(fā)生改變，不同油品的摻混中和了高黏、高凝點(diǎn)和高密度油的不良物性。隨著AB 油混入量的減少，黏度不斷增大，且隨著AB 油比重的減小，黏度增長速度增大。見表6。

表6 塔吉線各油品的凝點(diǎn)

新疆混合原油凝點(diǎn)計(jì)算修正模型[式（3）]：

式中：Tgm為混合原油凝點(diǎn)，℃；Tgi為第i 種組分原油的凝點(diǎn)，℃；Xi為第i 種組分原油的質(zhì)量或體積分?jǐn)?shù)，為分別為第j、k 兩種組分原油中高凝點(diǎn)、低凝點(diǎn)組分原油的質(zhì)量或體積分?jǐn)?shù)；Tgj、Tgk為第j、k 兩種組分原油的凝點(diǎn)，℃，其中，Tgj＞Tgk；Cjk為對(duì)于新疆混合原油，Cjk=0.290 4（Tgj-Tgk）1.349。

根據(jù)上述公式，計(jì)算各摻混比時(shí)的混油凝點(diǎn)見表7。

表7 不同摻混比時(shí)的凝點(diǎn)

冬季最冷月時(shí)，塔吉線地溫基本維持在2 ℃～6 ℃。由于冬季管床溫度低，導(dǎo)致熱油管道沿線溫降較大，而所輸油品凝固點(diǎn)較高，因此需要通過熱力計(jì)算確定不同月份時(shí)所輸油品的進(jìn)站溫度，并與其凝固點(diǎn)對(duì)比，以便判斷是否需要加劑運(yùn)行。

通過已有運(yùn)行數(shù)據(jù)反推塔吉線冬季總傳熱系數(shù)K=1.43W/（m2·℃），由TL=T0+（TR-T0）e-aL，a=KπD/Gc計(jì)算不同地溫下的進(jìn)站溫度見表8。

表8 不同地溫時(shí)的進(jìn)站溫度 ℃

由此可知，油品摻混后，凝點(diǎn)有所降低，且低于進(jìn)站溫度。AB 油凝點(diǎn)18 ℃，CDE 油凝點(diǎn)10 ℃，大摻混后，混油凝點(diǎn)12 ℃。

由表9 可以看出，降凝劑對(duì)大摻混油品降凝效果顯著。AB 油加劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)45×10-6，CDE 油加劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)15×10-6，兩種油品不同輸量加權(quán)平均的總加劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為37.5×10-6。大摻混后，降凝劑用量可降至32.5×10-6，有效節(jié)約了降凝劑的用量。

表9 大摻混油品室內(nèi)配比實(shí)驗(yàn)

根據(jù)上文對(duì)塔吉線地溫的統(tǒng)計(jì)可以看出，采用大摻混模式后，在每個(gè)加劑周期內(nèi)可有效減少1 個(gè)月的加劑時(shí)間。

當(dāng)?shù)販氐陀? ℃時(shí)，順序輸送的最小輸量已低于最低任務(wù)輸量（見表11），管道運(yùn)行安全無法保證。大摻混輸送在最冷月的最小輸量（3 900 t/d）基本與任務(wù)輸量（3 948 t/d）持平，能夠保證管道安全運(yùn)行。

表10 大摻混輸送與順序輸送的最小輸量

表11 塔吉線任務(wù)輸量 t/d

4 結(jié)論

1）塔吉線相關(guān)區(qū)塊產(chǎn)量下降，密度逐漸增大，順序輸送模式很難以測密度的方式切換出輕質(zhì)油，故在結(jié)算時(shí)造成了結(jié)算損失。

2）大摻混輸送模式，無論從投資成本、節(jié)能效果、降凝劑用量、管道最低允許輸量、運(yùn)行安全等方面均具有一定優(yōu)勢。

3）大摻混方式運(yùn)行能夠適應(yīng)目前各區(qū)塊產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)能耗最低，安全最有保障。