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user: 2. 投产前准备 管道投产技术对于保障管道安全高效运行非常重要，目前国内缺少专门针对管道投产的技术标准，普遍的做法是各管道企业按照体系文件和以往工程实践经验，成立投产领导小组，制定管道投产技术方案等 [ 1 ] 。西部原油管道酒东注入支线的投产根据现场管道的实际条件，结合西部原油管道的投产经验，制定了投产方案。 2.1. 酒东原油物性分析 西部原油管道主要输送由北疆原油、吐哈原油、哈国原油、塔里木原油4种油品按不同比例掺混的混合原油，酒东原油注入西部管道干线将直接影响注入段油品的质量，因此研究这5种油品及其掺混后的物性变化是酒东注入支线建设投产中的关键环节。 2.1.1. 单一油品物性分析 5种单一油品的物性测试结果如表1所示。可以看出，在测试的5种油品中酒东原油的析蜡点、含蜡量、凝点最高，是典型高含蜡原油。 北疆原油黏度较大，反常点为13℃，低于13℃的温度测试范围内，北疆原油表现为非牛顿流体。哈国原油含蜡量最低，黏度最小，反常点最低，低于5℃时，哈国原油为非牛顿流体。吐哈原油和塔里木原油凝点较低，流动性较好。酒东原油含蜡量最高，析蜡点很高，直接装样凝点最高为15℃，反常点为30℃。 由表2中酒东原油的流动行为指数及黏温关系可以看出，低于30℃时，酒东原油为非牛顿流体，剪切黏度随温度的下降明显上升，非牛顿性流体特性明显；低于16℃时，黏度急剧增大，凝点附近的原油流动性显著恶化。 2.1.2. 酒东原油与LC油掺混后的物性 酒东原油具有易凝高黏的特性，采用掺混后输送的方式能较好地改善其物性，降低管输风险。酒东原油通过30 # 阀室注入干线，与干线输送的油品实现掺混并向下游输送。LC油是鄯善首站将北疆原油、吐哈原油、哈国原油、塔里木原油4种油品按一定比例掺混而成的混合原油中的一种，由于下游炼厂对所接收油品的不同要求，酒东原油只能注入到鄯兰干线输送的LC油的批次中。 根据表3中酒东原油与LC油按不同比例掺混后的凝点测试结果可以发现，在酒东原油掺入体积比不超过25%的条件下，掺混后的混合油凝点在2℃以下；在酒东原油掺入体积比不超过15%的条件下，掺混后的混合油凝点在1℃以下；在酒东原油掺入体积比小于10%的条件下，掺混后的混合油凝点在0℃以下。由表4中不同掺混比例下(LC-酒东混合油品)的黏温关系可以看出，油温5℃以上，酒东原油掺入体积比不超过20%时，混合油品黏度小于100 mPa∙s；当酒东原油掺入体积比不超过10%时，对混合油品的黏度影响较小。 冬季运行时，酒东地温常常低于酒东原油凝点，酒东支线存在凝管风险，因此进行了酒东原油的降凝剂改性试验。试验结果显示其改性效果不理想，加降凝剂50 mg/L、55℃处理后凝点为5℃。此外，热处理后的加降凝剂油在进入干线时温降过大还可能发生流动性恶化，因此酒东注入不采用降凝剂改性输送，而采用集肤效应伴热管线的加热保温功能使得支线油温高于凝点。实验室测得酒东原油的凝点为15℃左右，一般设置管线保温在20℃左右，具有较好的改善流动性的效果。 Table 1 The test results of properties of five crude oil 油样名称 20℃密度/(kg∙m −3 ) 直接装样凝点/℃ 黏度/(mPa∙s) 反常点/℃ 析蜡点/℃ 含蜡量/% 北疆原油 905.1 −11 838.60 13 20.0 4.40 吐哈原油 871.4 −6 104.80 7 23.0 6.86 哈国原油 833.7 −8 14.17 5 26.0 5.62 塔里木原油 860.3 −9 20.89 10 23.0 4.77 酒东原油 835.9 15 19 33.2 10.63 表1. 5种原油物性测试结果 注：黏度测试条件为温度为10℃，剪切速率为20 s −1 。 Table 2 The rheologic parameters of Jiudong crude oi 温度/℃ 稠度系数/(mPa∙s n ) 流动行为指数n 不同剪切速率下的黏度/(mPa∙s) 20 s −1 50 s −1 100 s −1 8 7148.11 0.4114 1225.76 714.79 475.33 10 2769.02 0.5040 626.64 397.77 282.05 12 1255.12 0.5812 357.94 243.87 182.43 14 746.54 0.6211 239.93 169.56 130.39 16 410.98 0.6866 160.72 120.60 97.06 18 265.24 0.7222 115.40 89.47 73.80 20 158.47 0.7723 80.11 65.03 55.53 25 75.49 0.8298 45.33 38.79 34.47 30 33.54 0.9162 26.09 24.16 22.80 35 15.78 1 - 15.78 - 40 13.55 1 - 13.55 - 45 11.67 1 - 11.67 - 50 10.18 1 - 10.18 - 表2. 酒东原油的流变参数 Table 3 The properties of the Jiudong mixed oil at different mixing ratio LC油:酒东油(体积比) 20℃密度/(kg∙m − ³) 凝点/℃ 100:0 860.2 −2 95:05 859.2 −1 90:10 858.2 0 85:15 857.1 1 80:20 856.1 2 75:25 855.1 2 70:30 854.1 3 65:35 853.1 3 60:40 852.0 4 50:50 850.0 5 表3. 不同比例LC-酒东油掺混后的物性 Table 4 The viscosity-temperature relation of the Jiudong mixed oil at different mixing ratio 温度/℃ 不同掺混体积比(LC油:酒东油)下的黏度/(mPa∙s) 100:0 90:10 80:20 70:30 60:40 50:50 5 56.12 71.08 90.17 115.76 151.03 200.92 10 30.00 37.50 46.92 59.38 76.30 99.88 15 24.71 29.06 34.15 40.39 48.19 58.12 20 18.83 21.23 23.93 27.06 30.76 35.18 25 16.32 17.83 19.48 21.32 23.40 25.77 30 14.63 15.35 16.07 16.84 17.68 18.62 35 13.72 13.73 13.67 13.63 13.63 13.69 40 11.74 11.92 12.10 12.27 12.45 12.63 表4. 不同比例LC-酒东油掺混后的黏温关系 2.2. 注入体积比要求 酒东原油与鄯兰干线管输的LC油掺混后，在酒东原油掺入体积比不超过15%时，酒东-LC混合油凝点在1℃以下，15℃以上的黏度在29.06 mPa∙s以下。在冬季，鄯兰干线玉门–兰州管段沿线最低地温约为2℃，为确保管道的安全运行，允许的最低输油温度控制为凝点以上3℃，管输原油的凝点应控制在−1℃以下。根据酒东原油与鄯兰干线管输的LC油按不同体积比掺混后的物性测试结果得到，酒东原油的掺入比例应控制在5%左右。注入酒东原油前，鄯兰干线上游来油的输量为1000~2100 m 3 /h，据此可得到不同干线输量下，相应的酒东原油注入的最大输量为50~105 m 3 /h。 由于鄯兰干线管输原油的来源广、物性波动较大，酒东原油物性在开发、生产过程中也会发生一定变化，为确保管道的安全运行，酒东原油的注入比例一般控制在5%以下。 2.3. 建立水击保护系统 西部原油管道是一条长距离大落差管道，采用密闭输送方式，全线处于一个水力系统中，任何一点的压力或流量变化都可能引起管道运行状态的改变，严重时会产生水击，造成管道破裂、设备损坏等后果。构建一套安全程度高、防御能力强的管道压力保护系统对保证输油管道的安全平稳运行具有重要意义 [ 2 ] 。酒东注入支线通过30 # 阀室阀门的导通与西部原油管道成为连续的水力系统。酒东注入支线的投产运行能够直接影响干线的压力流量，因此投产前必须对西部原油管道现有的水击保护系统进行更新和完善，建立安全有效的全线水击保护系统，在保障干线平稳运行的同时，保证站场的安全。 2.4. 投油方案比选 国际上管道的投产方式多种多样，根据所输介质和管道条件的不同采取相应的投产方案，主要有“全线或部分管段充水后投油”、“油头前加氮气保护，油头和氮气间加球隔离，油顶气直至末站”、“空管投油”3种方式 [ 3 ] 。空管投油是指管道建成后直接进行投油试运的一种试运投产方式。美国阿拉斯加原油管道、加拿大穿山管道、欧洲原油管道、科洛尼尔成品油管道系统部分管段等均采用空管投油的投产方式。空管投油已成为发达国家管道投产方式的主流。 酒东注入支线投产采用空管投油的方式，采用氮气隔离油层和空气。在试压、扫线后采用“油推气”方案，在注氮结束后投酒东原油。