地形起伏地区原油输送管道工艺优化设计

梁志敏，金劲松，杨 毅

（1.中国石油北京油气调控中心，北京 100007，2.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100010）

地形起伏地区原油输送管道工艺优化设计

梁志敏1，金劲松2，杨 毅1

（1.中国石油北京油气调控中心，北京 100007，2.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100010）

在地形复杂地区，输油管道承受的动、静水压力较高，管道的合理设计对于保障其安全运行非常重要。三塘湖原油外输管道途经戈壁滩地区，先后翻越南北天山，途经地区地形地貌复杂，地形起伏大，最大高差接近3 000 m，同时季节输量变化大。针对这种情况，根据设计输量，经过热力、水力计算以及动静水压力校核，对三塘湖原油外输管道的线路和站场进行了设计，对提出的两种方案进行了优化，并从总投资和运行耗能方面进行了分析对比，选择出技术经济性能更加优越的方案。

原油管道；复杂地形；大高差；优化设计

0 引言

随着我国经济的发展，油气管道的建设规模及里程数量日益扩大，由于地形的限制，输油管道经常面临穿越复杂起伏地形的情况。起伏地区输油管道所承受的动、静水压力较高，管道的合理高效设计对于保障其安全运行具有重要意义。在保障任务输量的条件下，我们以能耗及工程投资较低为标准，对三塘湖油田原油外输管道进行了工艺优化设计，为该管道的工程建设奠定了坚实基础，同时也为其他地形起伏地区原油管道的工艺设计提供了参考。

1 工程背景

三塘湖油田是吐哈油田新的油气增长点，储油上产的新区快。三塘湖原油外输管道设计规模为100万t/a，全长约196 km，线路起点由三塘湖油田牛圈湖首站开始，沿戈壁滩向东南先后翻越北天山、南天山，穿过312国道、兰新铁路，至西部管道鄯—兰干线四堡泵站，实现与西部原油管道的对接，将原油输至兰州进行炼制。该管道途经地区地形地貌异常复杂，地形起伏大，最大高差接近3 000 m，同时季节输量变化大，这给管道的工艺设计带来了较大困难

线路两次翻越天山，高点1在北天山59 km处，高程2 722 m，中间为高台平地，高点2在翻越南天山116 km处，高点2 762 m，线路纵断面如图1所示。

根据线路纵断面图分析，线路0～59 km段的静高差为2 011 m；69～116 km的静高差为752 m，116～196km为翻越天山下山段，大落差为2071m。

2 工艺设计的基本思路

在上山段，输油泵扬程主要用来克服静液柱压力，根据国内、外长输油管道的设计经验，在泵站中不宜选择输油泵串联运行，输油泵应为并联方式运行；目前小流量、大扬程的输油泵国外与国内产品的最高扬程为900 m，对应管道承压7.8 MPa，据此确定管道设计压力8.0 MPa，同时确定全线泵站数量。

在下山段，由于下坡段的高差所具有的势能比正常输量下的沿程摩阻大很多，导致运行中低点处动水压力较高，停输时则静水压力超高。借鉴库—鄯管道、兰—成—渝管道的成功建设经验，应设置减压站。

初选管道直径为273.1 mm、219.1 mm，同时为热油管路；根据国内经验，1976年建成的房山—北京原油管道长71 km，用厚50 mm聚氨酯泡沫塑料作为保温层；中洛、花格原油管道也采用聚氨酯泡沫塑料作为保温层；1989年建设的阿—赛输油管道地处内蒙古锡林浩特境内，冬季严寒，冻土层厚250 cm，原油输量60万～120万t/a，平均温度下的黏度为 90～100 mPa·s，管道长度 361 km、管径273 mm、壁厚7 mm，采用厚40 mm聚氨酯泡沫塑料作为保温层，目前生产运行良好，对本工程有很大的借鉴意义，因此本工程也采用厚40 mm聚氨酯泡沫塑料作为保温层。

3 工艺方案

3.1 初选管径

根据设计输油量100万t/a，按照1～2 m/s的经济流速，初步选择两种规格的管道，一种为D 273.1 mm×5.6 mm，经济流速为1.0 m/s；另一种为D 219.1 mm×5.6 mm，经济流速为1.12 m/s。再通过水力、热力计算来确定合适的管径。

3.2 方案一 （全线采用D 219.1 mm管道）

根据设计输量，经过热力、水力计算以及动静水压力校核，进行了线路站场设计，共设置站场7座，分别为首站、1＃泵站、2＃泵站、3＃热泵站、4＃热泵站、5＃热站 （减压站）、 末站 （减压站），各站之间距离分别为：20 km、15 km、17 km、56km、29km、59km；各站高程为：711m、1210m、1 788 m、2 324 m、2 109 m、1 480 m、691 m。冬季（地温3.5℃）不同输量条件下工况计算结果见表1；其中输量1为100万t/a，输量2为40万t/a；输量100万t/a时的水力坡降见图2；输量40万t/a时的轴向温降见图3。

表1 方案一水力、热力计算结果

3.3 方案二 （全线采用D 273.1 mm管道）

根据设计输量，经热力、水力计算以及动静水压力校核，站场设置为：首站、1＃泵站、2＃热泵站、3＃热泵站、4＃热站 （减压站）、哈密末站（减压站），其站间距分别为：24km、18km、50km、45km、59km，各站高程分别为：711m、1415m、2093m、2 083 m、1 480 m、691m。冬季 （地温3.5℃）不同输量条件下工况计算结果见表2；其中输量1为100万t/a，输量2为40万t/a；输量100万t/a时的水力坡降见图4；输量40万t/a时的轴向温降见图5。

3.4 减压措施

南天山高点2高程从2 762 m降至691 m，高差2 071 m。管道承受的最大静水压力为17.85 MPa。

表2 方案二水力、热力计算结果

采用D 219 mm的管道至哈密末站，管道承受的最大动水压力为14.85 MPa，采用D 273 mm的管道至哈密末站，管道承受的最大动水压力为16.7 MPa，远远超过管道设定的工作压力8.0 MPa，经过计算，需从三个方面解决线路动、静水压力超高的问题。

（1）改变管径：将方案二翻越高点2后的线路管径由D 273 mm变为D 219 mm，直至哈密末站。

（2）设置减压站：在南天山下山段合适位置、末站建设减压站减压。

（3）采用厚壁管：对南天山下山段管道局部提高设计压力，增大壁厚以保证安全。

考虑线路动、静水压力超高的问题，在采取减压措施后，两个方案的线路管径见表3。

3.5 技术经济对比

经优化设计后，方案一全线采用D 219.1 mm管径，方案二在首站至高点2处采用D 273.1 mm管径，之后直至末站采用D 219.1 mm管径。方案一与方案二输油量范围分别为40万～105万t/a、40万～120万t/a；工程总投资方案一约5.5亿元，方案二约为4.8亿元，由此可见方案二可节省投资15%；运行能耗两方案分别为 2.2×107kW·h/a、1.4×107kW·h/a，方案二比方案一年节省能耗35%以上。经过全面对比，方案二的技术经济性能远优于方案一，故推荐方案二作为最终工程方案。

Optimum Process Design of Crude Oil Transmission Pipeline in Area with Large Topographic
Relief

LIANG Zhi-min（CNPC Beijing Oil and Gas Dispatch and Control Center,Beijing 100007,China）,JIN Jing-song,YANG Yi

Dynamic and static hydraulic pressures born by an oil pipeline in the area with large topographic relief are relatively high,and rational pipeline design is very important to safe pipeline operation.Santanghu crude oil pipeline passes through Gobi and Tianshan Mountain characterized by complex and varied terrains and landforms and large height difference （the maximal height difference is about 3 000 m）,season output of the pipeline also changes greatly.Based on the above-mentioned situation,the route and station design of Santanghu crude oil pipeline is carried out according to its design output capability,thermal and hydraulic calculations as well as dynamic and static hydraulic pressure checkups.Two design schemes are optimized and compared in total investment and energy consumption,the scheme with better technical and economic performances is selected.

crude oil pipeline;complex terrain;large height difference;optimum design

TE973.1

B

1001－2206（2011）05－0016－03

表3 优化后两个方案的线路管径

梁志敏 （1975-），男，北京人，工程师，1999年毕业于中国石油大学 （华东）油气储运工程专业，主要从事油气管道设计与调度运行管理工作。

2010-10-14；

2011-07-18）