中缅原油管道（国内段）投产过程技术分析

李洪伟 蔡 宇 张 帆 田志强 郝元放 吴 烨 高经华 李青翠

1.中国石油管道局工程有限公司东北石油管道公司；2.国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心；3.北京桦盛恒利工程设计有限公司

中缅原油管道工程（国内段）是我国实施能源战略的重点项目之一，是我国四大能源进口通道的重要组成部分。管道起自缅甸西海岸马德岛，从云南瑞丽市进入中国境内。中缅原油管道工程（国内段）一期工程瑞丽- 禄丰段线路长度为605.9km，管径D813mm，设计压力4.9M ～15.0MPa；安宁支线长度为42.8km，管径D610mm，设计压力9.0M～10.5MPa，一期工程设计输量为1300 万t/ a。管道主要输送沙特、科威特和伊朗原油，采用常温密闭输送工艺，接收中缅原油管道（境外段）来油。

中缅原油管道工程（国内段）沿线地质条件复杂，多次穿、跨越国际性河流，管道落差大、压力高、U 形弯多。其中澜沧江跨越落差达到1200m，怒江跨越落差达到1500m，管道最大落差梯度达到了0.2。可以说，中缅原油管道工程（国内段）是国内最复杂的一条液体管道。图1 为管道跨越澜沧江。

图1 管道跨越澜沧江

不仅管道沿线地形复杂，中缅原油管道还采用了国外段、国内段同步投产的方式。这种方式不仅增加了投产调度指挥的难度，也使得管道在流程切换、充水排气等方面面临挑战。

1 管道投产过程

因管道投产用水使用国外段管道投产用水，其水质与水量均受国外段的节制。鉴于以上原因，管道投产并未采用原定方案进行全线水联运，而是采用了部分管段充水、以油顶水的方式进行[1-3]。全部投产过程主要由四部分组成。

（1）第一阶段——充水排气：0 时刻，瑞丽首站启动604# 给油泵，国内段投产工作正式开始；446h，首站水位库存最低，输水工作完成；498h，水头到达安宁末站。

（2）第二阶段——停输保压：因国外段提供水量不足，无法实现全线注水，国内段实际充水距离约610km。现场投产指挥部决定，对原检漏方式进行变更，由全线整体检漏变更为以弥渡站为分界点的上下游2 段进行管道检漏。停输时各高点均保持正压，停输后关闭各阀室，每隔1h 记录压力。经过8h 监测，根据压力变化情况和现场巡线，检查全线是否存在漏点，以及管线和各受压设备是否运转正常。

（3）第三阶段——油水置换：492h，中缅原油管道境内段正式进行油水置换，瑞丽首站开始外输原油；816h，油头到达安宁末站，全部过程需用原油308921m3。

（4）第四阶段——72h 联运：油头到达安宁末站后，管道分别在1400m3/ h 和1800m3/ h 两个输量下试运24h和48h。

2 投产过程遇到的问题及对策

2.1 境内外同步投产所带来的影响

由于本次投产用水为境外段投产来水，且境内段与境外段同步投产，此种投产方式为管道投产先后带来诸多问题。

2.1.1 境外段水中含有大量气体

境外来水含气量过大，瑞丽首站在切换发水罐过程中由于收水与发水流程瞬间连通，境外含气水流进入给油泵，出现了三次输油泵吸入大量气体导致甩泵的现象。

对策：首先对管线进行停输并进行站场排气；其次，首站采取来水与发水单罐进- 单罐出的方式运行；同时优化切罐开阀方式，延长开阀行程时间，保证给油泵入口压力。

2.1.2 境外段油中含水

因境外段投产时产生大量油水混合物（油头提前水头约60km 进入罐区），一方面造成国内段投产用水不能充满全管线，停输试漏被迫分为两段进行。另一方面，因油水混合物进入罐区，境内段输油时夹杂小批次水段，对油顶水阶段压力持续上升造成叠加影响。

对策：在首站出站侧上传超声波声速值[4-5]，跟踪小批次水的界面位置，提前采取措施防止管线超压；采用大罐沉降方式沉降游离水，加密上罐检尺频次和罐底排水频次，尽可能外输纯油。

2.1.3 境外来油中含有大量气体

瑞丽首站收境外油过程中，油品中夹杂着大量气体导致罐顶透光孔无法关闭，原油中气泡进罐释放过程中喷溅到浮罐顶罐浮盘表面，造成油气浓度超高。

对策：协调国外段停输，暂停收油，防止油气浓度进一步加大；加工类似呼吸阀的装置（图2），安装在透光孔上，防止油品外溅，起到一定的阻燃作用，同时不影响气体排出。

图2 收油罐透光孔临时呼吸阀

2.2 管线内气阻

中缅原油管道沿线地势起伏大，U 形弯多，投产前设置的临时排气点不足。投产过程中，根据实际情况又新增5 处排气点，但管线中仍存在气体，在芒市出站后形成较大气阻，压力明显异常。油头在翻越芒市出站后的怒江U型弯时，芒市- 2# 高点气阻影响较大，加之油顶水时U型弯两侧油、水密度差产生的静压差较大，在芒市出站压力达到最大设计运行值时，仍无法翻越U 型弯右侧高点。

投油初期，芒市至龙陵站间摩阻变化平稳，但明显高于理论计算值，实际摩阻约为理论值的8 倍左右。当油头到达怒江低点处，该段压力降急剧增大到约为6MPa/ 100km，是理论计算值10 倍。详见图3。

图3 芒市出站管段摩阻变化趋势图

由于芒市出站压力已达到其运行压力最高值，管线被迫全线停输。投产指挥部经过模拟仿真、水力分析后迅速做出决策：

（1）管线进行临时开孔，在线路理论高程点增加了X1、X2、X3 等5 个排气点，增加管线排气；

（2）提高芒市站出站压力运行限值，将出站压力保护值临时改为15MPa，并将出站泄压阀的压力泄放设定值由13.2MPa 提升到14.5MPa；

（3）在芒市出站压力提高到设计最高压力后，管线仍然无法运行，采取措施在U 型弯右侧临时排水进行泄压，怒江段油水置换顺利完成。

图4 为芒市出站压力变化趋势图。

图4 芒市出站压力变化趋势图

2.3 油水置换过程中摩阻异常分析

管道在投产过程中芒市出站管段摩阻值异常高，指挥部经分析后认为主要是以下原因造成的。

2.3.1 管道含有气体

在芒市- 保山段，除大型U 型弯外，还有很多锯齿状的地形起伏段，此类高程差20～50m 的小U 型弯在投水阶段残留了部分气泡，在油水置换阶段逐渐聚合，导致投水阶段已经基本排除的气阻重新出现[6]。

2.3.2 大落差管道投产时形成段塞流弥合水锤

中缅管道特点决定了其在投产阶段易形成段塞流，特别是在起伏较大的怒江段，段塞流中的较大气囊重新聚集时形成的弥合水锤升压较快；加之中缅投产充水速度慢，高速排气点少，气囊不易被带走，造成管道存气过多，压力参数异常[7]。

2.3.3 部分管段可能形成油包水乳状液

落差管道沿线经过剧烈搅拌、起伏管段的扩散、调节阀门的剪切，以及管道建设遗留的泥沙（天然的乳化剂），使油与水形成稳定的乳状液。随着油头逐渐向下游移动，乳状液与水中残留气体接触，相间摩擦力迅速增大，气泡破碎速度、液体携气能力随之增大，沿线含气率增大，导致管段的附加压力损失增大。

2.3.4 清管器投放位置不佳可能封闭大段气体

为避免清管器在自身重力及清管器后水柱压力作用下高速撞击管道低点，怒江段清管器在芒市水头出站50km 后投放，导致清管器前水头过长，水段内封闭了大量气体，造成充水阶段排气效果不理想。

3 结论

3.1 大落差多U形弯管道设置高点排气阀室

中缅原油管道最大落差达1500m，最大落差梯度1∶5，管线起伏多，投产时排气较关键。但在初设中未设置高点排气阀室。投产前和投产过程中设置了10 处临时排气点，但管线仍有大量气体形成较大气阻，给投产工作增加了难度。原因为高点开孔位置和数量不当，因管道施工完毕管线已回填，选取的开孔点为理论高程点，影响了管线排气。

类似中缅原油管道（国内段）情况，应在初设阶段设置好高点排气阀室，并保证位置的准确性，以及排气点数量满足排气要求。

3.2 大落差山区管道综合考虑投产水量

山区管道起伏落差大，管线内气体不容易排出。通过适当增加投产水量，可以有效增加水联运时间，增加排气时间，有效调试设备、检验设备的可靠性，降低运行风险。但投产水量过多，会造成管线压力持续处于较高状态，从而增加运行风险。

在环保和安全的前提下，应综合考虑投产水量，既能延长设备水联运时间，又能保证管线顺利排气，降低安全风险。

3.3 投产时加强清管器耐磨性与投放位置研究

由于投产时管线中介质是水，润滑性差，加之管线不满流、清管间距偏长等，都加剧了清管器皮碗的磨损。本次投产因清管器皮碗耐磨性较差，造成保山- 弥渡、弥渡- 禄丰第一个清管器均停留在了管线中，未正常收到，直接影响了管线的排气。清管器投放位置应尽量在水头端，如在水段中则排气效果较差。