采用低黏油和稠油交替輸送實現稠油管道安全檢測

董玉潔，王銀強，侯儀楠，劉霞，文松青，馮晶

中國石油新疆油田 油氣儲運分公司（新疆 昌吉831100）

0 引言

管道完整性管理在中國應用10余年，為能源供應的可持續發展提供了理論和技術支撐，完整性檢測是必不可少的一個環節[1-3]，需要按期進行。風城稠油D457管道于2012年11月28日投產運行，采用摻柴降黏高溫輸送工藝。克拉瑪依石化公司主要生產低凝柴油、潤滑油等石油化工產品，風城稠油摻入柴油后不會影響克拉瑪依石化公司的產品加工，其降黏效果好，來源可靠（克拉瑪依石化公司現有加工油品），與稠油分離工藝簡單，可利用現有煉化工藝和裝置進行加工，循環利用難度小，回收成本低。此外，風城稠油中的柴油初餾點較高，在200°C左右運行不易揮發，且其與風城稠油的互容性較強，不會影響油品的質量及終端產品的性質。

該管線周圍環境復雜，管道受諸多不確定因素影響，不僅有油氣介質帶來的內腐蝕，還有土壤、雜散電流、施工等造成的外腐蝕，特別是高、低溫下碳鋼脆性裂紋帶來的潛在風險[4]。這些因素造成的管道缺陷如果不及時維護，會導致管道失效，造成人身、環境和財產的損失[5-7]。內檢測是規避油氣管道缺陷帶來的潛在事故隱患最有效的檢測方式，管道運營商可通過內檢測的結果對缺陷處進行有針對性的維護[8-13]。隨著后期風城稠油上產及區塊開發，原油黏度的逐漸增加（預計50°C稠油黏度最高達到16×104mPa·s），管道運行壓力也會逐漸增大。因此，急需對該管道進行內檢測，并根據檢測結果進行完整性評價及實施風險控制措施，以確保管道安全運行，從而避免泄漏事故影響環境。

1 風克稠油管道內檢測問題分析

風城油田所產原油屬于環烷基重質原油，原油中蠟含量較低（典型值為小于1.6%），原油及餾分油的低溫性能優良，為充分優化利用優質稠油資源，新疆油田建成中國第一條超稠油高溫輸送管道，即風城至克拉瑪依石化公司的D457管道[14-18]。風克管道采用雙線、摻混并行輸送方式，主管輸送的是風城處理站摻了柴油的超稠油：設計輸量500×104t/a，設計壓力8 MPa，采用D457×7.1/L450直縫高頻焊鋼管，全長約102 km。支管線輸送的是柴油：設計輸量100×104t/a，設計壓力8 MPa，采用D219×5.2/L290直縫高頻焊鋼管。兩條管道同溝敷設，采用三層PE防腐，及聯合陰極保護。風城稠油外輸管道采用稀釋輸送工藝，稀釋劑為克拉瑪依石化公司柴油餾分。全線共設有首、末站各1座，首站位于風城1號超稠油處理站，末站位于克拉瑪依石化公司交油點。

對該管道實施漏磁檢測主要面臨兩個問題：一是管輸溫度超過漏磁檢測器本體耐溫。風城稠油屬于高黏度、低凝固點的特稠油和超稠油（凝固點24°C，摻柴比為20%時凝點為4°C），需高溫輸送運行，目前管輸原油首站出站溫度85～92°C，管輸溫度在63～88°C，但漏磁檢測器最高耐溫55°C，油流溫度超過檢測器工作溫度，檢測器無法在此溫度下正常運行。二是管輸距離長，降溫輸送易導致稠油黏度增大而使管道出現超壓的可能性。若參考以往短距離稠油管道降溫輸送進行內檢測的經驗，風城稠油管道需降溫至30°C進行輸送，一方面，需要靜置降溫的時間長，另一方面，溫度降低導致黏度過大，引起管道輸送壓力增高，無法滿足實際輸送。因此，為實現管道內檢測需要選擇新的方法。

2 風克稠油管道檢測方法

考慮風克線現用低溫燃料油進行摻混，若能充分利用燃料油這一資源，通過燃料油、稠油交替輸送工藝的控制，將檢測器放入燃料油段進行輸送，理論上可以使檢測器周邊溫度滿足要求，且能稀釋稠油降低其黏度從而有利于管輸（圖1）。但低溫燃料油與稠油的兩個摻混界面會拉低稠油的溫度，引起稠油黏度上升，造成管輸壓力升高。交替輸送工藝是否可行，還需核實現場工藝情況，模擬計算管道沿線溫度、壓力變化情況[19]。

圖1 檢測器在管道中運行示意圖

3 風克線交替輸送工藝可行性分析

3.1 風克線輸送工藝分析

由于風城首站具備事故處理流程，即發生事故時，可啟動5#離心泵將燃料油注入到干線中。因此，本次檢測啟用該流程，將一段低溫燃料油（25°C）注入到管道中，工藝運行調整如圖2所示。

圖2 風城稠油站事故工藝流程示意圖

3.2 SPS模擬分析

1）油品物性見表1和表2。

表1 風城摻柴稠油油性（密度945 kg/m3）

表2 2#燃料油油性（密度882 kg/m3）

2）參數設置。模擬設置中，狀態方程選用SCL方程，傳熱模型選用瞬態傳熱模型，摩阻系數公式選用Colebrook公式[20]。地溫參數按風克稠油管道沿線實際平均地溫10°C設置，鋼管粗糙度取0.025 mm，土壤導熱系數取1.26 W/（m2·°C）。模型中管道的節點間距為0.1 km。閥門參數及油品參數根據管道的實際情況設置。

3）仿真模型。基于仿真計算簡化原則，得到風克線SPS計算模型，如圖3所示。

圖3 輸油模型

4）模擬計算結果具體見表3。利用SPS軟件模擬稠油輸量分別為200 m3/h、300 m3/h、400 m3/h、500 m3/h，柴油摻入量分別為200 m3/h和300 m3/h，交替輸送時間按600 min和1 200 min考慮（其中，N2節點壓力為風城首站出站壓力，N4為百克站3#閥池節點，N5是分輸閥室節點，N7為克拉瑪依石化公司進站節點）。模擬結果顯示：隨著稠油輸量的增加，最高輸送壓力逐漸增大；在相同的輸量下，交替輸送時間越長，溫降越大（檢測器周圍溫度越低），最高輸送壓力增大。由于風城超稠油就是采用摻柴油降黏輸送工藝，其與稠油分離工藝簡單，循環利用難度小，回收成本低。因此，模擬過程中未考慮短時間內交替輸送量和間隔時間對輸送成本的影響。此外，結合實際運行并考慮管床溫度和前段高溫稠油在輸送過程中會對后段低溫柴油有傳熱升溫的影響及計算誤差，優先推薦采用稠油輸量為200 m3/h、柴油輸量為200 m3/h，輸送時間為1 200 min的輸送模式。

表3 不同流量、時間下的節點溫度及壓力SPS模擬結果

4 現場檢測運行方式及結果

實際檢測時，風城稠油排量穩定在180～210 t/h。燃料油按5#泵的最大排量（約186 t/h）進行輸送。運行方式為：5#泵輸送2#燃料油11 h后發送檢測器，然后繼續輸送燃料油11 h后，開啟稠油外輸泵并逐步提高至大排量（400 t/h），運行穩定后，關閉5#泵。2019年9月16日17:46，檢測器從風城首站發出，9月18日15:20，檢測器到達克拉瑪依石化公司交油點。由原油首站出站端和末站進站端的壓力及溫度監測結果可以看出，起點輸送壓力在0.78～2.91 MPa變化，末點壓力在0.33～0.74 MPa變化，檢測器端溫度在55°C以內，檢測器在管道中運行安全，檢測順利（圖4、圖5）。

圖4 首站原油出站端壓力及溫度變化趨勢

圖5 末站原油進站端壓力及溫度變化趨勢

根據漏磁內檢測的結果看，在整個檢測過程中，檢測器的平均速度為0.612 m/s，速度運行平穩，檢測結果有效。此次，共計檢測里程102.26 km，發現該段管線存在缺陷異常點共計346處，其中外部金屬損失點243處，內部金屬損失點103處，缺陷數量統計結果見表4。

表4 金屬損失深度統計

5 誤差分析

1）利用SPS軟件可有效模擬順序輸送不同油品交替輸送時的油溫變化，但與實際結果有所偏差。考慮到SPS模擬計算時，稠油與柴油輸量為恒定值，而在實際生產過程中，其輸量在恒定值上下有一定的波動，從而產生一定的誤差。

2）管道在運行過程中，會有蠟析出，這對管道壁厚的具體數值有一定影響，而在軟件建模時，管壁厚度全部為7 mm，因此計算結果與實際運行也存在一定的誤差。

3）土壤導熱系數對所建模型的分析結果影響很大，土壤導熱系數越接近真實值，模擬結果越接近實際情況。因站間距較長，所求土壤導熱系數必然與實際站間的導熱系數有一定誤差。

6 結論

1）高溫超稠油輸送管道采用稠稀油交替輸送工藝，替代傳統的降溫輸送方式，可解決常規檢測中檢測器周圍溫度過高的難題，確保漏磁檢測數據有效，從而實現高溫超稠油輸送管道安全檢測。

2）采用SPS仿真模擬分析高溫超稠油管道運行工況，可有效指導管道內檢測工作的實施。