油气管道输送技术 3
2原油管道输送技术
2.1 原油管道输送基础
2.1.1 长距离原油管道的组成
长距离原油管道由输油站与线路两大部分组成（见图2-1）
图2-1长距离原油管道
输油站按其所处的位置分为首站、中间站和末站，中间站还可按照其所担负的任务不同，分为加热站（只提供热能）、加压站（只提供压能）及热泵站（既提供热能，又提供压能）[3]。
首站是输油管道的起点输油站。其任务是接收原油（计量、储存），经加压或加温后输向下一站。原油沿管道不断向前流动，压力不断下降，就需在沿途设置中间输油站，继续向管中原油提供所需能量。末站是输油管道的终点，末站的任务是接收来油和把油品输给用油单位，或以其他运输方式转运给客户。由于来油与转运的不平衡（例如用户用油量变化，海运遇台风停运等），末站也需要设有较大容量的储油罐和相应的计量、化验及转运设施。 2.1.2 原油管道输送工艺
原油管道输送工艺根据输送过程中油品是否需要加热，分为常温输送和加热输送。 原油的凝点（及反常点）是衡量可否常温输送的依据。因此也可用与蜡含量有关的指标作为等温输送的依据。在等温输送时管道埋深处土壤的月平均温度应高于原油的凝点。易凝高黏油品当其凝点高于管道周围环境温度，或在环境温度下油流黏度很高，不能直接输送，必须采用措施降黏，降凝。加热输送是目前最常用的方法。
我国生产的原油绝大部分为高凝点、高黏度和高含蜡原油（俗称―三高‖原油），因此，国内原油管道大都是热油管道。
2.2 等温输油管道工艺计算
管内原油与周围介质的温差很小，热交换可以忽略的管路，成为等温输油管，原油沿等温管路流动时，所消耗的能量主要是压力能。
油气管道输送技术 4
管路输油过程中压力能的消耗包括两部分：一是用于克服地形高差所需的位能，对特定管路，它是不随输量变化的固定值；二是克服原油沿管路流动过程中的摩擦阻力，通常称为摩阻损失，它随流量及原油物理性质等因素而变化[4]。
2.2.1 摩阻损失
原油管路的摩阻损失包括两部分，即：原油通过直管段所产生的沿程摩阻损失和通过各种阀件、管件所产生的局部摩阻损失。
管路的沿程摩阻损失hl可按列宾宗公式计算： Q2?m?mhl??L（2-1）
d5?m式中
??8A4m?2?mg
（2-2）
各流态区的A、m、?值及沿程摩阻计算式可查阅相关表格。 局部摩阻可按下式计算：
w2LDw2 或h???h???2gd2g（2-3）
LD??d?（2-4）
式中?——局部摩阻系数；
LD——管件或阀件的当量长度。
管件或阀件的当量长度系指与之同径的直管段长度，流体通过该管件或阀件所产生的摩阻损失或当量直管段长度相同。各种管件或阀件的当量长度值可查阅有关手册。 2.2.2简单管
管路的压力能耗由三部分组成，即：用于克服地形高差所需的位能、管路的沿程和局部摩阻损失。
H?hl?h??(ZZ?ZQ)（2-5）
式（2-5）表示原油以某一输量Q，沿内径d、管长L、高差△Z表示的某管路输送时，管路起点到终点的压降，可用于简单输油管的水力计算。 2.2.3 复杂管
在油田集输管路中，常遇到等径分配管汇和异径集油管汇两种复杂管，应用上述水力计算基本公式可求得这两种复杂管的压降计算式。
等径分配管汇计算式为：
q12?m1?m1l1i?n2?m1p?pn??g[??i??Z]（2-6）
d5?m1i?1
油气管道输送技术 5
异径集油管汇计算式为：
j?i?1m1i?ni?1(Q?p?pn??g[????q)jj?05?m1i2?m1
dli??Z]（2-7）
2.3 热油管道的输送
易凝、高黏油品当其凝点高于管道周围环境温度，或在环境温度下油流黏度很高，不能直接输送，必须采用措施降黏、降凝。加热输送是目前最常用的方法，即将原油加使管内最低油温维持在凝点以上，保证安全输送。 2.3.1热油管道的热力计算
管道考虑摩阻损失的热效应， 温降按下式计算：
igqm?K?DLt1?t0?K?D?eCqm?2-8
（）
igqm?t2?t0?K?D式中：
t1——管道起点原油温度，℃； t2——管道终点原油温度，℃；
t0——管道中心处最冷月平均地温，℃；
L——管道长度，m；
i——流量为qm时的水力坡降，m/m;
2
g——重力加速度，9.81m/s;
C——输油平均温度下原油的比热容，J/（kg·K）;
2
K）; K——总传热系数，W/（m·
D——管道的外径，m; ?——原油的密度，kg/m3; qm——原油流量，m3/s。
2.3.2热油管道的水力计算
管道内沿程水力摩阻按以下公式计算：
LV2h???（2-9）
d2gB?4QV（2-10） ?d2式中：
h——管道内沿程水力摩阻损失，m;
?——摩阻系数；
油气管道输送技术 6
L——管道长度，m;
d——输油管道的内直径，m; V——原油在管道内的平均流速，m/s;
3
g——重力加速度，9.81m/s;
QV——平均温度下的原油流量，m3/s。 2.3.3 加热站、泵站的确定和布置
热油管道工艺设计过程是首先进行热力计算，得出全线所需加热站数。再按加热站间管道进行水力计算，根据全线所需压头计算所需泵站数和泵的功率。为了便于生产管理，应尽可能使加热站与泵站合并。若管道初期的输量较低时，所需加热站数多，泵站数少。待后期任务输量增大时，所需加热站数减少，泵站数增多。设计时应考虑到不同时期不同输量的特点，按低输量作热力计算，布置加热站，待输量增大后改为热泵站。
并非所有情况下泵站、加热站均能合并。在地形起伏大的山区，上坡段泵站间距可能小于加热站的间距，需设单独泵站；在下坡段，泵站间距可能大于加热站间距，需设单独加热站。
2.4 含蜡原油管道输送工艺
含蜡原油的输送工艺，随着其产量的不断增大，越来越受到重视。虽然经过了较长时间的发展，输送工艺进展不大。但是储运工作者仍然在不断努力，对各种输送工艺进行不断完善和改进。 2.4.1 加热输送
加热输送是根据含蜡原油黏度随温度的升高显著降低的特性来实现的。利用沿管道设置的加热装置提高原油的温度，降低管道摩阻损失，是应用最早的含蜡原油的输送方式。
这种工艺根据加热方式可以分为点加热和线加热。点加热即沿线逐站加热，线加热即热载体加热。点加热应用范围广，是热油输送管道主要的加热方式，又分为直接和间接加热两种类型。我国绝大多数管线采用点加热。线加热以电伴热为主，同时外加高效保温层[5]。
加热输送理论和实践研究得比较深入，输送工艺比较成熟，目前研究的重点是节能降耗，采取措施实现综合能耗最小。 2.4.2 添加降凝剂输送
降凝剂是高分子聚合物，其分子由极性部分和非极性的烷烃链组成。降凝剂通过共晶和吸附作用，改变蜡晶的形态和结构，从而改善原油的流动性。降凝剂处理前蜡晶细小、量多，遍布于原油中；改性后，蜡晶颗粒增大并聚集成团，原油中未被蜡晶占据的
油气管道输送技术 7
空间显著增大[6]。
降凝剂20世纪70年代初开始试用于原油管道。我国在70年代末开始了相关研究。目前对胜利、中原、新疆、长庆等原油已开发出具有良好改性效果的降凝剂，已有10多条管道采用降凝剂改性输送技术。该技术在低输量管道安全运行、节能降耗中发挥了极为重要的作用，例如从山东临邑至南京的鲁宁输油管道在应用降凝剂技术的第一年就获得1 000万元的经济效益。国产降凝剂还成功地通过国际招标应用于苏丹长距离输油管道。 2.4.3 天然气饱和输送
天然气饱和输送就是油田在较高压力下，将一部分天然气溶解在原油中，从而降低原油的黏度和凝点。输送过程中，为防止天然气和原油分离，输送压力必须要高于油气分离压力。当管道处于沼泽或多年冻土层地段时，为保护环境不能对原油加热，采用这一方法比较合适[7]。 2.4.4 水悬浮输送
水悬浮输送就是在管道的流动温度下，把呈固态的高凝原油分散在水中，形成油颗粒悬浮液，进行原油输送工艺。据观测，油颗粒集中在管道轴线处，而与管壁接触的液体实际上是纯水，所以阻力很小，这种悬浮液呈触变-假塑性。在管内的流动状态取决于―水套‖的滑脱、剪切速率、剪切期限以及流动温度。这种输油工艺1962年首次在印度尼西亚原油输送中得到应用。
目前该技术仍然处于试验研究阶段。我国也曾进行过水悬浮输送的试验，但都没有达到满意的结果。 2.4.5 液体弹性波输送
这种工艺的出现得益于医学研究。液体的振荡效应具有剪切处理的特性，结合流体管道中可以产生独立的水锤效应，当两种效应的叠加在工业管道中应用时，将能够产生高速远距离传播的震荡压力波，这种波不但能作用于整条管道，而且还具有强剪切的特点，从而达到使流体管道自身清洗蜡垢、进而防止原油凝管和堵塞的问题，有望实现在线自动清洗，自动疏通，最终达到提高输油效果、安全输油的目的。该工艺属于物理处理输送工艺，具有剪切处理和压力处理的工艺技术特点。
2.5 输油管道工况的调节
在输油管上实行调节的目的是使泵站特性和管路特性之间建立良好的协调性，并在给定条件下安全经济地完成输送任务。采取的措施有两个:改变泵站的工作特性和改变管路工作特性。
2.5.1 泵站工作特性的改变