三塘湖原油管道大落差工艺设计

三塘湖原油外输管道大落差工艺设计摘要在三塘湖原油外输管道的设计中，考虑高点与末点2062m的高差，采取了设置减压站和变径管的工艺设计减少末站动静压，降低管材承压等级，既保证了管道运行安全，又节约了钢材用量，同时充分利用了高点位能，从高点至末站86.9km未设增压站，同时变径还减少了散热损失并将更多的位能转换为摩擦热，减少了加热炉的负荷，输油管道系统更经济环保和节能。

关键词管道工艺设计大落差减压站变径
1 概况
三塘湖油田盆地石油总资源量5.7亿吨，可探明石油地质储量2.5亿吨。

原油汽车运输距离约490km，全程运费为254.8元/t；管道输送至西部管道的距离约205km，全线管输费约为132.8元/t。

由于汽车拉运油气损耗大，并受自然条件制约，管理难度较大，安全可靠性差。

由此造成原油生产成本上升，严重制约了油田的持续发展。

采用管道输送原油方式，能够大幅度降低原油生产成本和输油损耗，有利于环境保护。

因此，经中国石油天然气股份有限公司批准建设100×104t/a规模的三塘湖原油外输管道工程。

管道总体呈南北走向，起始于巴里坤自治县，经伊吾县至哈密市西部原油管道四堡泵站。

线路沿途穿越三塘湖盆地、巴-伊盆地、哈密盆地，两次翻越天山，高点1位于管线里程57.2km处的北天山，高程2764m；中间为盆地，盆地最低点里程68.4km，高程1998m，高点2在翻越南天山118.1km处，高程2767m，末点高程为706m，详见线路纵断面示意图1。

图1 管线纵断面示意图
管线所经过的地区主要为盆地和山地。

盆地地表层以砾质戈壁为主，表层覆盖碎屑物质，成分以全风化～强风化的基岩碎块为主。

山地，地势变化较大，地表多为洪冲积块石或泥石流携带物，成分以中等风化基岩碎块为主。

输油管道线路全长205km，管线采用D273、D219 二种管径规格，材质L390，全线采用光纤通信方式和SCADA系统进行仪表自控，输油生产调度中心设在哈密石油基地。

管道设
计输量100×104t/a，最小启输量为59×104t/a，最大输量为113×104t/a。

全线设有9座工艺站场，分别为牛圈湖首站（热泵站）、1＃泵站、2＃泵站、3＃热站、4＃减压站、哈密末站，2个RTU高点检测，1个RTU截断阀室。

由于站场多，天山地形复杂，气候恶劣，洪水频发，受条件限制站场位置调整的空间小，站场布置见表1。

表1 站场设置
2输油工艺研究
2.1原油物性
原油物性数据见表2。

表2 原油性质参数表
2.2相关计算参数
管道任务输量100×104t/a，管道计算年工作天数350天。

管线采用40mm聚氨酯泡沫塑料保温层，传热系数按油气集输设计规范（GB50350-2005）稍湿土壤选取，D273.1、D219.1管线总传热系数分别取0.89、0.95w/（m2.℃），其中南天山部分管段会经过积水地区，传热系数根据实际情况局部调整为1.1、1.15 w/（m2.℃）。

管道埋深处地温根据通过的不同地段根据气候条件分别取值，见表3。

表3 管线不同埋深地温取值表
2.3管径方案比选
不同管径方案的水力计算结果见表4。

表4 水力计算结果
从表4的水力计算结果可以看出，管道采用前段管径D273.1，后段变径为D219.1的方案，沿程水力损失适中，与全线D273.1相比下坡段既能利用高点位能不用再设置增压站，同时能降低末站进站压力，还能降低4#减压站到末站的热损失，更好的利用摩擦热，显著降低加热炉负荷，更环保节能。

选择在4#站变径目的是可以将清管站与减压站合建，避免操作人员在天山恶劣的自然环境下进行清管操作。

若全线采用D219，则摩阻显著增加，需要将3#热站建成热泵站，同时首站、1#泵站输油主泵扬程超过1100m，要求的管线承压能力更高，见规模输量下的水力坡降示意图1。

推荐的变径方案能减少泵站数，节约投资，运行的稳定性和安全性更高，规模输量下的水力坡降示意图见图2。

图1 全线D219水力坡降示意图
图2 D273变径D219水力坡降示意图
2.4推荐管径的站场设置方案
三塘湖原油外输管道所经地区气候恶劣，冬季最低气温达零下30多度，冻土层最大到250cm。

所经地区地形复杂多变，包括戈壁，山地，草原，河流，沼泽等；地形起伏巨大，全线有两处大落差，首站与1#高点高程差达2076m，2#高点与末点落差达2062m。

受以上条件制约，在站场设置中必须考虑几种站场，即泵站、热站、减压站、清管站。

在布站中遵循下述原则进行：（1）泵站的布置主要考虑上坡段高差和沿程摩阻（2）热站主要考虑距离（3）减压站主要考虑下坡段高程及地形（4）清管站主要考虑管径变化和清管距离（5）尽量将不同功能的站场合建，减少站场数量。

按照以上原则站场布置方案见表5、表6
表5 线路站场设置方案一
表6 线路站场设置方案二
注：在两个站场布置方案中牛圈湖首站均为热泵站
上述表中的站场布置中可以看出，站场位置及数量均一致，只有3#站功能不同；站场设置明显偏密，这主要是受地形地势限制决定的。

具体理由有（1）三塘湖原油外输管道的牛圈湖首站需和三塘湖油田的牛圈湖联合站合建以利用联合站内已建设施。

（2）受高差限制，首站到高点在设置三个泵站的情况下规模输量时泵扬程已经达到或接近1000m，若减少泵站设置，则泵扬程及管道设计压力均有明显上升，影响管道的经济性运行的安全性，同时受地形限制，2#泵站附近没有合适的建站场地，可挪动范围小。

（3）3#站主要是受热站距离限制，达到热站之间的最小启输量平衡。

（4）4#减压站设置主要是降低末站的压力，节约钢材用量，而4#减压站从工艺上减少进站压力特别是水击时进站压力考虑，4#站高程应该再略微上移，但是受地形限制，4#减压站上移无合适的建站位置，若上移需要的工程量大且易受洪水破坏。

（5）3#RTU阀室设置的主要目的是防止管道泄露时在静压的作用下发生大量的漏油，因此它的设置主要按管道容量分，及按站间里程设置。

通过将3#热泵站改成热站，实行更好的利用了高点位能，
2.5推荐方案的最小启输量计算
三塘湖油田部分区块的原油初馏点为常压下63℃。

经输油工艺计算全线运行压力最低为0.2MPa，根据压力对初馏点的影响，在0.2MPa下计算初馏点为75℃，各站的出站温度按照不高于70℃考虑。

各中间站的原油进站温度均高于牛圈湖（J2X）原油的凝点3～5℃以上，考虑原油凝固点试验时正、负2℃的误差值，进站温度不低于12℃。

根据以上条件，经计算在首站、3#热站出站温度为 70℃时，管道最小输油量为59×104t/a。

管道最小输量下的水力、热力坡降线见图3和图4。

图3 最小启输量下的水力坡降图
图4 最小启输量下的轴向温降图
2.3.3推荐方案的安全停输时间的计算
管线经过的天山山区在冬季时气候寒冷，积雪覆盖，维抢修人员到达事故地点的道路不易行走，为防止出现凝管恶性事故，计算安全停输时间，可以为维抢修的人员和设备的准备提供依据，计算结果见表5。

表7 安全停输时间计算结果表
由以上计算结果可以看出，安全停输时间最短处为冬季最小输量运行时3#热站进口段管道，计算的安全停输时间为28.7h。

3 结束语
在大落差管道的工艺设计中，需要解决主要是降低由于高差产生的巨大静水压力和更好的利用高点位能达到经济输油的目的。

在三塘湖的设计中通过设置减压站、采用变径管和压力越站的工艺措施成功的解决了上述问题，并且通过对最小启输量和安全停输时间的计算对管道的安全运行和管理提供了数据参考和技术保证。