原油储运系统适应性分析及优化调整

刘芳（大庆油田储运销售分公司）

1 原油储运系统适应性分析

原油储运系统是连接原油生产和炼化加工的纽带，承担油田生产原油的存储和外输的任务。原油储运系统多建成于油田高产稳产阶段，系统建设规模与油田产能相匹配，系统能够很好的满足油田开发和炼化企业的生产需求，并且以安全、经济的最佳状态运行，但随油田开发程度的不断深入，原油产量递减，原油储运系统的适应性逐步下降，油田进入开发后期，系统将面临低输量、低库存的运行风险，输储油的安全性和经济性都将显著降低[1-2]。

大庆油田原油储运系统大部分输油管网均建设于油田5 000×104t 原油稳产阶段，随着油田产量的递减，目前一部分输油管道均维持在低输量水平运行，管道流动安全性下降，管道运行风险升高，同时，由于输量降低，为了保证管道的安全运行管道运行温度不断提高，增加了运行能耗。2017 年，大庆油田储运系统输油单耗为1.54 kg/t（标煤），与2015 年同期相比上升4.05%。油田开发后期，随着油田产量的递减，原油储运系统的适应性将不断下降，准确分析原油储运系统的运行状态，有针对性的实施优化调整措施，提高系统运行负荷率，对于系统实现节能降耗、提质增效，提高系统运行的可靠性具有重要意义。

2 原油储运系统优化调整

大庆油田原油储运系统主要承担着大庆原油的储存和外输任务，主要由4 座大型原油储库和输油管道构成（表1）。近年来，随着大庆油田减产，其储运系统面临的主要问题是系统逐步处于低负荷运行状态，系统运行的安全性和经济性显著下降。根据大庆油田开发后期产能部署和产量预测，2017 年大庆油田南一油库外输管道预计将低于管道最小输量8 277 t/d 运行，2023 年管道运行或将面临停运局面，下游炼化企业的原油需求也将无法满足。大庆油田原油储运系统适应性水平的下降，在一定程度上影响了油田整体生产的安全性和经济性。通过分析大庆油田储运系统存在的问题及适应性，以保障储运系统正常生产及下游炼化企业的能源需求为前提，以生产调节灵活、节能高效运行为原则，对储运系统采取油库间协同调度、合并外输的优化调整措施，提高原油储运系统的适应性水平[3-6]。

表1 大庆油田原油储运系统建设现状

2.1 优化调整原则

优化调整方案应结合油田原油开发规划产量进行预测；优先确保下游石油炼化企业能源需求；系统优化调整工程建设适应年限按5～10 年来考虑，充分考虑下游石油炼化企业检修期间对系统运行能力的影响，合理确定优化调整方案；充分利用当前系统建设，生产调度灵活，节约投资。

2.2 优化调整措施

大庆油田南一油库上游周边暂无采油厂新油源可规划进入，南一油库与北油库外输管道同路由，外输终点都为末站，且南一油库位于北油库和末站之间。在现有储运系统设备设施建设基础上，在北油库外输管道与南一油库外输管道“交汇”处新建7.3 km 输油管道，将原北油库周转原油调入南一油库作为南一油库外输补充油源，解决南一油库外输管道低输量问题，同时满足下游炼化企业原油需求，储运输油系统调整前后布局见图1。对原油储运系统进行结构性优化调整可实现油库间周转量灵活调度，提高储运系统负荷率[7-10]。

图1 储运输油系统调整前后布局

2.3 储运系统运行能力核算

2.3.1 运行能力计算

1）储运系统水力计算如下：

式中：h为管道内沿程水力摩阻损失，m；λ为摩阻系数；L为管道长度，m；d为输油管道的内直径，m；V为原油在管道内的平均流速，m/s；g 为重力加速度，m/s2；qv为平均温度下的原油流量，m3/s。

2）储运系统热力计算如下：

式中：tR为管道起点原油温度，℃；tZ为管道终点原油温度，℃；t0为管道中心处最冷月份平均地温，℃；C为输油平均温度下原油的比热容，J/(kg·℃)；K为总传热系数，W/(m2·℃) ，管道的总传热系数可基于管道实际运行数据采用反算方法；D为管道的外直径，m；qm为管道原油质量流量，kg/s。

2.3.2 系统能力核实

1）正常运行期间。2017—2025 年北油库调入南一油库原油量预计为24 558～16 862 t/d，北油库原油调入后南一油外输量预计为34 172～12 124 t/d，南一油库外输管道输送能力为43 000～8 277 t/d能够满足油库外输需求。依据上述公式对正常运行期间北油库和南一油库外输管道进行水力、热力计算，经核实2 座油库现有输油设备能够满足系统运行参数要求，油库输油管道运行能力计算见表2，北油库、南一油库正常输送期间适应性分析见表3。

表2 油库输油管道运行能力计算

2）下游炼化企业检修期间，北油库原油调入后南一油库外输原油量预计最高可达45 693 t/d ，初期将超过管道最大输送能力43 000 t/d，为保证管道安全外输，检修期间南一油库采取升库存以平衡输量，油库规划储油量5 000 t/d，根据以往经验检修时间按45 天计算，预计增加库存22.5×104m3，南一油库现有库容60×104m3能够满足检修期间储备需求，炼化企业检修期间系统能够保证稳定运行。

2.4 效果评价

1）储运系统优化调整措施实施后，南一油库平均日输油量增加2.35×104t，增幅达214%，管道输量大幅增加，运行热能消耗下降37.18%，年节约天然气158×104m3。

2）油库间协同调度储运系统运行效率提升了13.66%，输油耗电量下降4.07%，年节约输油用电53.72×104kWh，优化调整前后系统运行能耗对比见表4。

3）储运系统输油单耗下降37.77%，系统运行的安全性和经济性取得了的显著提高，系统适应性水平得到明显提升。

表4 优化调整前后系统运行能耗对比

3 结论

1）原油储运系统优化调整措施的实施，将北油库原油调入南一油库作为南一油库外输的补充油源，既提高系统运行的安全性又实现了系统运行的经济性，实现年节约天然气158×104m3，年节电53.72×104kWh。

2）该方案的实施，不仅提高了储运系统的适应性水平，同时保障下游炼化企业预计10 年的稳定能源供应，满足能源需求。