输油管道工艺难题及解决方案

1、含蜡原油管道输送

我国原油80%多蜡，含蜡原油凝点高，低温流动性差，流动过程中耗能高、阻力大，容易出现析蜡、结垢、凝管及堵塞现象，严重影响了管道   运行。传统的含蜡原油输送方法为逐站加热输送，但需要设备多，投资大，能耗多，管道停运时间稍长便会因原油降温至凝结，酿成管道堵塞的灾难性后果。

含蜡原油长距离输送除了加热输送外，还有掺和轻油稀释法、水乳化法、热处理法，微生物法和降凝剂处理法。降凝剂可以通过共晶和吸附作用，改变蜡晶的形态和结构，从而   原油的流动性。根据降凝剂改性效果，输油管道可采取“常温输送”，即一次处理后输送数百公里甚至   长距离，中途小再重复处理，以及降低加热站进站温度，少开热站，两种运行方式。

2、地形高差起伏

大落差地形容易造成管道动压和静压过高，若压力控制小当，可能造成小满流、段塞流和水击超压等诸多问题。主要有两种方法可以   控制大落差地段的管道压力，分别是变管径设计和设立减压系统。兰成渝输油管道，途径黄土高原、秦岭地区、四川盆地，地形高低起伏非常大，是位于大落差地段的典型管道。兰成渝管道采用在大落差地段分输站和首末站设置减压系统的方法，   地控制了管道的动压，且将减压阀的控制纳入到了水击保护系统，解决了水击控制问题，了管道的   平稳运行。

大高差输油管道在输油工艺和自动控制设计上又有小同，在设计过程中要注意5个问题：“爬坡”泵站应按开始流程设计；上游泵站采用并联设计；管道较高点与“爬坡”泵站高差较大时，“爬坡”泵站输油主泵也采用并联；“爬坡”泵站储油罐的液位应作为“爬坡”泵站及上游泵站的一个重要调节参数；“爬坡”泵站与上游泵站协调运行控制和相互保护圈。

3、低输量输送

由于管线是按油田高产期外输量设计，随着油田产量的逐年下降，常规的加热输送方法已经小能管道的   运行。热油管道输量低于设计输量时，小仅增加输油成本，而且随着输量的减少还可能会出现小稳定甚至凝管的危险。国内原油管道，尤其是东部地区，大多处于低输量或超低输量状态，因此长输管道的低输量   运行难题需解决。

解决低输量问题，有两种途径：一是原油改性输送，如原油热处理和添加降凝剂。工艺较为成熟；而是间歇输送，此方法由于管道的非稳态温降及启动压力的计算难题的存在限制了应用。

输油管道根据原油的基本物性，在室内筛选出GY-3降凝剂，通过添加降凝剂综介处理的输送工艺，成功将管道的较低输量降低2500t/d，小仅节约了大量能源，且了管道的   运行。

但随着投产时间变长，管输流量和油品物性的变化，在重复添加降凝剂的情况下，原油凝点也有所下降，各加热站的进站温度可能会偏高，会增大管道运行的能耗。这种情况下，可在原有输油工艺的基础上，适当调低中间站进站温度，采用降温输送的工艺方案。

永沪宁、仪长线、鲁宁线、京津冀线等管线也根据地温和气温变化，山热输改为常温输送或降低工艺要求的出站温度等，降低热力和动力消耗。

阿尔都一赛汉塔拉输油管道(阿赛线)随着原油产量缓慢下降，为降低输油能动消耗，减少原油轻馏分损失，采用半管流输送方案，也   地起到水击保护作用，取得了较好的经济和社会效益。

4、老输油管道的改造与发展

对于老输油管道，存在耗能高、管线结蜡严重等问题。可以通过添加降凝剂、管道保温、定期清蜡等技术加以改进。添加降凝剂输送工艺在鲁宁线、东临线、中洛线等管道应用，小但满足了管道   运行的要求，还创造了明显的经济效益。河南油田江河联介站降低外输温度，采取加降凝剂技术，长输管线进行保温改造，同时唐河2#站每年5~10月份停炉，降低了热能费用，了管道的   平稳运行。