我国第一条长距离输送高凝原油的沈牛输油管线, 全长51.4km，全线设首站、热泵站和末站8个泵站，该管线于1986年9月中旬正式投产，一次成功。投产运行以来，经受了严冬的考验，实践证明该项设计是成功的。不仅解决了沈阳油田当前急需解决的高凝原油输送难题, 并节省了大量汽车运输费用, 而且为我国开发高凝原油提供科学依据，并为高凝油品的输送积累了可靠的设计和实践经验。

一.   工程概况

1   管线沿途地貌

沈牛输油管线横过8个县，穿过两大河流, 穿越水利干渠5条, 跨越水利干渠3条, 穿越黑色路面9条。沿途水田、旱田各占一半。土壤为粘土和沙土。

2   设计参数

首站进油温度56℃，输出原油温度70℃~85℃热泵站和末站进油温度大于56℃, 平均输油温度65.7℃管线输油压力5 MPa, 管线设计压力6 MPa。

3   管线沿途地带气象条件

年平均气温8 ℃~8.8℃；年最高温度35℃~38.3 ℃；月平均最低温度―17.3℃(1月份)；极限最低气温-30.6 ℃；最大冰冻深度-1.48 m；冰冻期10月上旬至次年4月下旬；年均降水量734.5mm；月最大降水量215.5mm；全年主导风向为西南风，冬季为北风。

二.   设计特点

1   保证高凝原油输送的热力条件

高凝原油吴有特殊的流变性。当原油在析蜡温度以上时，粘度很小; 低于析蜡温度时，原油髫赝塑性流体，在接近凝固点和凝固点以下有一定屈服性，原油属屈服赝塑性流体。高疑油在低予凝固点以下的温度输送时，其动剪切应力急剧上升，动力消耗骤增。为此，高凝原油的输送温度必须高于凝固点。

经过全面的技术经济论证，认为热力输送方式具有较成熟的现实条件。因此，本设计采用加热法输送高凝原油。为保证高凝原油输送的热力条件，采取以下的热力措施:

(1) 各站设置水套加热炉  使管线输送温度在到达末站时能高于凝固点(51℃)的5 ℃~10℃，保证油品流态为牛顿流体。

(2) 提高管线保温措施  全线管道用硬聚氨酯泡沫塑料40mm厚外加黄夹克，使K值达到1.047W /(m²·K)即〔0.9kcal /(m²·h· ℃)〕, 管道埋深在土壤冰冻线以下。

(3) 集油系统的热力条件  采用高压热稀油循坏的方式来达到。总循环热油量按站外油量规模确定为90m³/h时，出站压力4 MPa。循环热油出站后，经各计量站加热后送至各单位井，然后再循环返回首站。

(4) 高凝油卸车、储罐温度  高凝油卸车温度保持65℃以上，卸到零位罐后，由高凝油卸车泵打到加热炉升温至70℃。罐内储存高凝油维持在70℃。

(5) 油气集输系统的热力条件  油气混输进站为56℃，经加热炉升温到70℃后，进入油气分离器，再进入储油罐。

2   中温中压长输管道的热强度

为了维持高凝原油所要求的较高热力条件，相应地提高了对管道本体的特殊要求。根据管道的水力计算，要求管道工作压力能达到6 MPa。同时为了保证高凝油输送的热力条件，管道最高工作温度能达到85℃。

为了保证该长输管道在中温中压下的热强度，主要采取了如下的具体措施:

(1) 选用较高强度管材  选用日本工字焊直缝钢管（JISG 3454-1978，SJPG42)，其中5.5km采用SJPG38钢管，管道最大工作压力为6.4MPa。

(2) 对管道的强度、热应力以及稳定性进行核算校验  通过稳定性核算，要求对于个别受地貌条件限制的管段，最小埋深不得小于0.8m，并采取适当稳管措施。在施工中严格检查埋设质量，埋深小于0.8m的管段要求返工，防止管道因热膨胀拱出地面。

通过埋地管道弹性敷设应力的校核，提出管道弹性敷设的最小曲率半径为250m, 对于因为施工受地形限制而使曲率半径ρ=100~150m的个别管段, 采用加地下锚固墩办法改善弯头的受力状况。

通过弯头受力分析和校核，在热油输送条件下，同时考虑到通球清管的要求:

弯头的弯曲半径为12倍管径; 管线转角大于80°，采用90°直角弯头; 管线转角小于25°，全部弹性敷设; 管线转角在25°~80°之间的尽可能弹性敷设，若受地形限制必须设弯头时，弯头两侧设锚固墩。

(3) 穿跨河流、公路要求  在所有出玊端以及穿跨河流、公路时，设置立体膨胀弯，单向胀力腿长度大于10m。穿河流采用复嬖管结构，在河床下采用弹性敷设，穿公路时加设保护套管。

3   站内维持高凝原油正常生产的安全技术措施

在特殊的热力条件下，与之相适应的各项配套措施。一是高凝原油在站内流动运行过程中各阶段的防凝固和停运再启动; 二是各种机泵设备的防凝固。

(1) 站内油管线的安装设计，完全避免“死油段”，全部高凝油管段及管件、阀门以及泵体，均采用美国瑞侃自限式电热带包缠，外包泡沫塑料保温壳，保证全部高凝油管线系统的介质温度能够维持在65℃以上。

(2) 选用了高凝油管段的置换流程，采用稀油或热水经外输泵打入站内各管段。

(3) 首站、中间站及末站设置清管器发收装置，以便定期通管清蜡。

(4) 在站内和管线各分管段上，设置加压解堵吹扫的预留接头。

(5) 压力表接管装设隔离液，流量计采用普通腰轮流量计外缠电热带保温。

(6) 油罐内采用立式加热器，防止油面表层的结蜡所形成“蜡盖”积累。

(7) 压力安全报警大于6 MPa，温度安全报警大于85℃。

(8) 将临时变电所建成简易变电所，对各站执行双回路电源供电。使供电等级成为一级负荷，保证事故状态下有1台外输泵工作，保证站内瑞侃电缆能连续长期运行。

(9) 输油泵的轴承温度因输送介质温度高而易于超过标准, 采用水冷方式来降温。

(10) 输油泵的轴承密封液封源另接管线，引用较低温度的介质作液封。

(11) 站内管线全部低架空敷设，便于维护。同时，在适当管段设置膨胀弯。

4   严格的投产措施和投油条件

(1) 施工技术要求  除了对管道的焊接、保温、防腐、消管及试压提出完整的技术要求外，还针对管道的特点提出以下措施:

a.为缩小敷管安装温度与投产后操作温度之间的温度差，改善工作条件，要求管道在回填土时，必须在上午11时至下午3时之间进行（施工期是3、4、5月份)。

b.为了增加土壤对管道的约束力，减少热变形，要求在回填土过程中，拖拉机碾压不少于8次。当管道出现向上凸起的弹性敷设时，其上凸点距地坪面应大于2m。

(2) 清管预热措施  在全管道进行整体试漏、试压合格后，用清水大排量方法冲洗管道，直到末端出水不含泥沙为止。管内干净后，通橡胶球进行清管。清管合格后，并用热水进行预热暖管。预热最高温度为85℃，略高于正常工作温度。宋站出水温度不低于56℃，全线预热10天，采用正、反输交替方式，每小时平均升温1℃~2℃。

(3) 投油情况  经9天时间的通热水暖管，测算K值为1.163w/(m²·K)。起点最高温度80℃, 末点温度为56℃。先用稀油输送, 继输高凝原油与稀油的混合油3小时，最后转入全部输送高凝原油。起输温度75℃, 末站进油温度58℃。经过15天投油运行后，经测定得知，沿线初步形成了一个半径约1 m的土壤温度场。

三.   投产运行简况

正常输油时，起点温度75℃~77℃，末站进油温度57℃~60℃。当中间站只进行加热作业时，首站输油压力4.7MPa。随着油田产量的增加, 为了提高输油管线的输送量，中间站需启动输油泵。

投产运行后，经检查管道热变形在允许范围之内，全线各种设施包括阀室、穿跨越、鸾头、锚固墩等均未发生异常现象，基本达到设计要求，运行正常。输油过程中，曾出现过停输45分钟再启动时, 未采取其他特殊措施，启动运行是正常的。

站内置换流程，较为可靠。瑞侃自限式电热带运转正常，站内管道未发生堵塞现象，基本保证了站内管线各系统的正常运行。停泵4小时后，站内再启动正常。

压力表隔离液是可靠的。从投产运行情况看来，室内压力表接线不设隔离罐，只设ϕ形减震圈，内装清水即可维持正常。

腰轮流量计在高凝油上使用是可行的。表前过滤器应设置备用的，便于及时清洗。在析蜡温度以下运行中，原油中有一种“蜡皮”，不易咨化，易堵塞过滤器，清洗的周期比一般稀原油要短。

四.   小结

总结起来，这次高凝原油长输管线的设计是成功的。设计所采取的技术措施得当，施工达到了设计标准，投产运行正常，达到了预期效果。设计技术突破了高凝油输送的技术难关，取得了较高的经济效益。

1.我国首次进行了高凝原油的长距离输送，取得了新课题的实践成果。凝固点越高，原油输送温度也高。

2.引进了先进的美国瑞侃公司的自限式电热带，它的使用不仅为输油站内管线解决了保温问题，并且为我国发展自限式电热带生产提供了实践依据。

3.采用了高强度管材，提高了输送压力，节省了钢材和设备，并减少泵站。

4.在输送高凝原油的困难条件下，设计了稀油或清水对高凝油的置换流程，流程设计上有创新。

5.采用加热方案输送高凝原油是可行的方法，它比其它方法投资少、见效快、容易实施。培训操作人员方便，迅速取得经济效果。

本工程的经济效益是十分明显的。原油田生产的高凝原油全靠汽车罐车拉运，每天运费达3.34万元。沈牛输油管线投产后，每天输油费用1.08万元，扣除各种消耗费用，每年可净节省553万元(按350天计)。并为生产稳定增长创造了良好条件，也为今后大规模开发高凝原油提供了实践依据。