浅谈原料渣油长输管道低流量输送的流动保障

李向成，樊泽辉，邢亚宝，杨伟(陕西延长中煤榆林能源化工有限公司，陕西 榆林 718500)

0 引言

“流动保障(Flow Assurance)”的概念是1991年国外的石油开发团队在解决墨西哥湾深海油气田开发中遇到的流动障碍的技术问题时提出，该团队由一些石油生产和服务公司组成。油气管道中的水合物、蜡质和沥青质、段塞流在特定条件下会造成管道的流动特性变差甚至发生凝管等严重后果，需要采取疏通甚至更换管道的办法才能恢复生产，一旦发生凝管事故，处理的费用也是相当高的。正因为如此，研究管路流动保障问题逐渐成为管道研究的重点，对油气管道采取的相关的技术手段、保障措施以及与此相关的问题都可归纳到“流动保障”的范畴[1]。

流动保障实现的目标主要有两个：一是确保管道无堵塞 ，主要控制水合物、蜡 、沥青质、矿物垢等的沉积；二是控制油气管道输送工况，优化流动行为。

1 国内外研究现状

(1)中国科技人员将传统的“流动保障”技术从深海油气管道拓展到陆上油气管道，包括天然气、原油、成品油甚至渣油管道的流动保障。

(2)流动保障措施主要针对影响油品流动安全性的两大因素展开，两大因素主要是油品的流变性和管道的结蜡。改善流动性的办法主要有稀释法、改变组成法(轻度裂化)、改善保温状况等。当然，有些流动保障措施本身就成了一种流动保障工艺。龙大平，于 达等人将流动保障技术总结归纳为模拟技术、防止管道堵塞技术、流动恢复技术等[2]。

(3)模拟技术通过对流体管道的水力和热力工况进行分析，建立水力、热力数学模型，分析各种约束条件，确定数值算法，得出管道温降随着输送距离变化的规律。

2 防止管道堵塞技术主要是保温技术和清管技术

保温技术分为无源保温技术有源保温技术。无源保温技术即管道保温方法，增加保温绝热层的方法降低油品管输过程中的热量损失，保障油品的流动性。

保温绝热技术的发展比较快，主要有三种保温结构形式：管中管结构、单壁管结构和集束管结构。其中：

(1)管中管保温结构由内层输油管、保温层和外层钢管组成。

(2)单壁管结构由内层输油管、防腐保护层、保温层、防护层和混凝土配重层。

(3)集束管保温结构是将两根或者以上输油管道或者其他性质的管道汇集到一起的管道束。胡晓峰、刘书等人将三种保温结构形式优缺点及应用情况进行了比较[3]。

(4)有源保温技术主要是管道集肤效应伴热技术，是近代出现的一种金属管道加热法，是用于石化行业热输管道加热伴热、保温的新工艺、新技术。集肤效应电伴热技术属于广泛应用于管道流体运输行业，它利用交流电通过铁磁性材料时，导体横截面上的电流分布不同，在接近导体曲表面部分电流较集中，导体在电磁场作用下的集肤效应，产生热量，达到伴热的目的，集肤效应伴热主要用于小管径管道。

(5)针对单层配重保温管工艺效率低、泡沫保温层分布不均匀的缺点，丹麦某公司研发出一种FBE+聚氨酯发泡在线喷涂+聚烯烃防水层在线挤出聚氨酯泡沫保温层，保温效果更好[4]。

(6)流动恢复技术，即为解决管道堵塞的极端情况而提出。满足水力、热力条件是管道正常运行的前提条件，一旦水力条件或者热力条件不满足，会出现管道堵塞的情况。

2017年宋永臣、周航等人发明了一种可以循环的适用于多种流体的海底油气运输管道水合物堵塞检测与解堵装置，包括加热系统，定位系统，检测系统，配重系统和壳体。当遇到水合物开始沉积聚集并堵塞管道时，本装置会发出堵塞位置信息，会加热分解水合物，进而疏通管道。该装置可以保证流体无障碍流入和流出装置,不会堵塞油气管道[5]。

在实践运行中，只有对管输流量、出站温度等影响流动安全性的几个因素采取协同控制的保障措施，才能达到预期效果。

3 流动保障措施实际应用的案例

某化工厂原料渣油长输管道长度15 km，公称直径为Φ273，设计压力等级为4.0 MPa，用于接收上游炼油厂常减压渣油。该管道有保温无伴热，采用热油输送工艺。该管道属于埋地管道，沿途经过沙漠、山沟、河流等特殊地貌。

由于2021年该厂计划停车，需要检修，检修周期65天，首站炼油厂正常生产，持续产出常减压渣油需要外送。在末站50 000 m3剩余库容的情况下，既要保证首末站储罐不憋库，还要保障唯一的原料渣油长输管道正常输送，需要综合考虑多方面因素包括检修消缺不能按计划启动开车的特殊情况。

3.1 方案比选

起初提出了两种输送方案：一种是较大流量下间断输送，停输4小时再启动；第二种是根据末站有效库容，核算连续输送的最低流量。长输管线频繁停输再启动有流动性逐渐变差，停输风险。综合考虑渣油介质特性(如表1所示)。输送渣油热量损失，首站较末站有70 m地理高差优势，管道的自流可以挽回因首站、末站阀门节流造成的能量损失，经过核算，将管输量降至40 t/h的流量连续输送可以保证不憋库。

表1 原料渣油的一般性质(来源于操作规程)

3.2 流动保障措施

在本次管输过程措施是管理措施和流动保障措施协同控制，流动保障措施从影响管道流动安全性的几个因素提出：

(1)考虑到渣油出装置的温度、渣油粘度、管材强度等综合因素，分三个阶段将管输量降至40 t/h ，第一阶段将管输量由105 t/h降至90 t/h，第二阶段降至60 t/h，最后降至40 t/h。

(2)提高渣油出站温度不低于80℃。

(3)完善渣油管道的保温等措施。

(4)每天检测进站渣油凝点、析蜡点等影响流动性指标，控制进站渣油温度不低于实际凝点+5℃。

4 结语

(1)按照低流量连续输送方案，采取了提高出站温度和完善保温措施，在为期65天的检修时间里，实现了渣油低流量连续输送，达到了预期目的。(2)首站温度维持到80℃以上时，末站进站温度可以维持到58℃，高于渣油的凝点和析蜡点，且沿程温降最大24.2℃，最小温降17.9℃。(3)管输量和首站出站温度直接影响末站进站温度，管输流量越大，沿程温降越小，末站进站温度越高，在必须控制输量的前提下，就需要依靠提高首站出站温度来实现流动保障(如表2所示)。

表2 管输渣油首站流量、温度变化对末站进站渣油温度的影响