凝（粘）原油长距离单输的安全对策

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  凝（粘）原油长距离单输的安全对策

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   作者：陆伟群

   　　茂名石化公司原油进厂管线有湛茂和北茂两条原油管线。轻质原油几乎全部经北茂原油管线输送，而湛茂原油线基本只是输送高凝高粘原油。

   　　湛茂线建成于1979年，1980年10月正式投产，管线设计最大操作压力为5.0MPa，设计输油能力1 000×104 t/a（以大庆油、胜利油为设计依据）。管线全程105 km，管径为φ529 mm，管线中心线平均埋深1.5 m。首站为湛江输油站，末站为茂名站，中间有廉江、化州两站。

   　　当前，湛茂原油线采用间歇方式输送高凝高粘原油，成本高而且容易发生各类事故，湛茂原油线的技术改造迫在眉睫。

   　　1 工艺技术改造背景

   　　湛茂原油线首站主要储设施有20 000 m3外浮顶油罐8座，50 000 m3外浮顶油罐2座，共有罐容260 000 m3，站内配置两台10 t/h的锅炉。原油储罐内设置加热盘管，用于高凝原油加热，但由于储罐外侧没有保温设施，散热量大，原油加热效果差。一台10 t/h锅炉最多也只能同时给两个罐加热，为了保证出站温度达到50℃，需要提前3天对油罐进行加热。

   　　湛茂原油线输油量大约维持在250×104 t/a的水平，由于输油量得不到保障，只能采用间断输油的方式。由于停输时间长，为了使停输期间管线不凝管，湛茂线每次正向输油结束后，需要及时从茂名末站反输低凝点的轻质油来置换长输管内高凝点原油，用轻质原油护管。同时还要从茂名末站反输一定量的轻质原油，用于下次输送高凝点原油之前的管线预热。

   　　番禺、西江等原油是一种高含蜡原油，其凝固点33～35.7℃，流动性差。因受湛江站加热条件制约，原油在湛江站的出站温度一般只能达到45～50℃，中间站又无加热设施，到达茂名油温只有28～30℃，远低于高凝原油的凝固点，因此，在现有的条件下无法安全进行高凝高粘原油单油种输送。为确保原油输送的安全，目前只能将阿曼油与番禺原油按2:8的比例混合后输送。然而，混输影响油品炼制质量。炼制高等级润滑油的低硫石蜡基原油与高硫轻质原油混合后，带来润滑油基础油品质下降、装置腐蚀等问题，造成较大的经济损失，寻找高凝高粘原油安全单独输送工艺变得越来越迫切。

   　　2 高凝原油输送工艺路线分析

   　　2.1 高凝原油主输泵入口加注降凝剂工艺

   　　输油管道中添加原油流动性改进剂（降凝剂）并在一定温度下处理后，原油中的蜡晶会溶解于油中。随着原油逐渐降温，受降凝剂的晶核、吸附和共晶作用，改变了蜡晶的发育历程，分散了蜡的晶体，阻碍蜡形成网状结构，从而降低了原油的凝点和粘度，改善了原油的低温流动性。这样既可以降低原油出站温度和平均运行油温，减缓管道的腐蚀，延长管道的使用寿命，又可以降低管道的启输量和管道运行压力，避免反输，便于停输检修及延长事故处理时间，有效地提高了低输量或超低输量管道运行的安全性和灵活性。

   　　含蜡原油降凝技术是国内外研究的热门课题，亦有很多应用。如中洛线输送中原原油，添加50×10-6降凝剂，使凝点从33℃降为18℃，实现了降温、减量输送；苏丹1 500 km管线，添加降凝剂，实现了首站加热，一站到底，中间不再加热的输送。

   　　番禺原油析蜡点为46℃，蜡熔点为72℃，析蜡高峰区为46～53℃之间，析蜡高峰区加入降凝剂无法打破该原油的蜡晶结构，而且该原油的蜡晶状况紧密，呈环状结构，十分牢固，所以必须将原油温度升至蜡熔点附近，降凝剂才有可能起到明显作用。

   　　加注降凝剂单输工艺流程：油罐——降凝剂注入设施——输油泵——换热器——茂名末站。

   　　徐州华冠石油化工有限公司利用其研制的BEM-9M降凝剂对番禺和涠洲原油进行测试，结果如表1、表2和表3：

   　　表1 番禺油添加50×10-6降凝剂的测试结果

   　　见表

   　　表2 涠洲油添加50×10-6降凝剂的测试结果

   　　见表

   　　表3 加剂涠洲油静态稳定性试验的测试结果

   　　见表

   　　以上数据表明，加剂后的番禺油对降凝剂感受性不明显，但对于热处理温度十分敏感，随着热处理温度（一般不低于60℃）的升高，其改性效果愈加明显。涠洲油对降凝剂的感受性较明显，不同热处理温度均具有较好的改性效果。静态稳定性试验表明，采用加剂涠洲油置换输送的高凝油护管，在停输一个星期后油品的物性变化较小，仍然维持较低的凝点；停输后再恢复输油时，尽管初始阶段原油温度将迅速下降，但快速降温对于加剂涠洲油影响较小，再启动应该会较顺利，采用加剂涠洲油代替低凝点进口油护管应该是可行的。

   　　由于管道停输期间的析蜡情况难以模拟，管道的结蜡厚度、结蜡强度和当量管径难以预测，因此应该进行现场试验来确定不同季节允许的停输时间。

   　　2.2 高凝原油高温输送工艺

   　　高凝固点原油输送过程中管线温度比原油凝固点高即可以避免凝管造成的重大生产事故。因此，除了通过加注降凝剂降低原油凝固点外，还可以通过加热提高管线温度来实现，其输送工艺流程为：

   　　油罐——输油泵——换热器——化州站加热炉——茂名末站。

   　　a)在湛江站输油泵后增加一套浮头式换热器，利用锅炉蒸汽将番禺原油出站油温加热到50℃左右直接输送。根据计算，到达化州站的油温将达到31～35℃左右。

   　　b)在化州站增设加热设施，功率大约5 000 kW，对番禺原油进行中间加热，可使输油的出站温度上升9～10℃左右，确保到达茂名站后油温保持在凝固点以上。

   　　3 高凝原油单输工艺改造的安全可靠性

   　　3.1 主输泵入口加注降凝剂工艺

   　　涠洲油在50℃的条件下添加降凝剂50×10-6，其凝固点下降到23℃（见表2），比茂名站温度28℃低5℃，而且在168 h，内，其凝固点温度不变（见表3），因此，停输后不用返输轻质油进行反冲，工艺安全可靠。

   　　3.2 高温输送工艺

   　　高凝原油在首站加热到50℃后直接输送，到化州站温度下降到35℃，仍大于高凝原油的凝固点（如果输送原油凝固点超过35℃，可以再适当提高首站出口温度），经化州站加热，出站温度达到45℃，达到茂名站后，温度仍高于原油凝固点，工艺控制能确保高凝原油单输安全操作。高温输送工艺最大的特点是可以根据不同的原油凝固点，通过调整原油输送温度的手段确保输送操作的安全。

   　　湛茂原油线停输时间一般是4～5天，采用高温输送工艺操作时，高凝固点原油输送结束后，必须进行反输通管，将高凝原油置换，以避免凝管事故。

   　　4 高凝原油单输工艺改造的经济性分析

   　　4.1 主输泵入口加注降凝剂工艺

   　　需要在湛江站增加1台换热器和1套加注降凝剂系统，投资100×104元。

   　　高凝原油年输量为200×104t，加剂量为50×10-6，加剂处理温度由40℃加热到65℃，每年加注降凝剂单输的总费用为800×104元。

   　　4.2 高温输送工艺

   　　需要在湛江站增加1台换热器，化州站增加1台热媒炉，投资450×104元。

   　　高凝原油先由湛江站泵出口换热器由40℃加热到50℃后出站，到达化州站后再由加热炉加热，使油温上升9～10℃，油温约40～45℃后出站。此外，还需在停输期间反输通管。

   　　经计算，每年加热单输的总费用为681×104元。

   　　由以上分析：只考虑运行费用，加注降凝剂单输比加热单输每年的成本要高出119×104元。

   　　5 结论

   　　a)从安全可靠性来分析，加注降凝剂工艺和高温工艺均能满足要求。

   　　b)按照200×104t/a的输送量，加注降凝剂工艺操作成本比高温单输工艺操作每年要高119×104元，吨油输送增加费用0.59元。

   　　c)高温输送工艺改造投资比加注降凝剂工艺改造多350×104元，另外，在化州站增加加热炉，管理难度大幅度增加：为了返输轻油，湛江站和炼油厂区需要备用轻油和罐容，给炼油生产调度带来较大的问题，考虑化州站加热炉系统维护管理费用，两种工艺技术操作成本相差不大。

   　　d)综合权衡各种因素，加注降凝剂输送工艺是解决湛茂原油管线高凝原油安全单输的较好对策。