蘭成原油管道摻混長(zhǎng)慶原油常溫輸送研究

梁博 張思楊

1中國(guó)石油天然氣股份有限公司西南管道蘭州輸油氣分公司

2中國(guó)石油天然氣股份有限公司西南管道公司生產(chǎn)運(yùn)行處

蘭州—成都原油管道于2013年10月投產(chǎn)，輸送不同摻混比例的哈油、塔里木油、吐哈油、北疆油的混合原油，其中哈油所占比例最高，一般在50%以上。自投產(chǎn)以來(lái)，哈油資源整體不足，在滿足獨(dú)山子石化加工和新疆油田下載哈油摻混稠油輸送后，已不能滿足四川石化公司的加工需求，哈油資源平衡矛盾突出。同時(shí)，受寧夏石化公司原油加工量減少和陜西延長(zhǎng)集團(tuán)比預(yù)期接油量少等因素的影響，長(zhǎng)慶原油壓庫(kù)60×104t左右。

為了有效解決西部地區(qū)哈油資源不足和長(zhǎng)慶原油資源相對(duì)富余的雙重矛盾，參考了國(guó)內(nèi)外多條管道摻混稠油輸送的經(jīng)驗(yàn)[1-10]，準(zhǔn)備采取蘭成原油管道摻混長(zhǎng)慶原油的輸送方式。

1 蘭成原油管道現(xiàn)狀

蘭成原油管道起于蘭州市蘭州首站，止于成都市彭州末站，原油管道全長(zhǎng)為862.5 km，管徑為610 mm，設(shè)計(jì)壓力為8～13.4 MPa，設(shè)計(jì)輸量為1 000×104t/a，啟輸量為550×104t/a，全線輸送的混合油品質(zhì)量比為哈油：北疆油：塔里木油=6∶2∶2，輸油方式為常溫輸送工藝。圖1為蘭州原油供需平衡示意圖，蘭成原油管道沿線各站場(chǎng)相關(guān)信息和高程圖如表1和圖2所示。

圖1 蘭州原油供需平衡示意圖Fig.1 Schematic diagram of supply and demand balance for the crude oil in Lanzhou

表1 蘭成原油管道沿線各站場(chǎng)信息Tab.1 Information of stations along Lan-Cheng Crude Oil Pipeline

蘭成原油管道各站場(chǎng)輸油主泵配置如表2所示。

蘭成原油管道投產(chǎn)以來(lái)一直采用常溫輸送工藝。2014年7月—9月進(jìn)行了摻混試運(yùn)行，鄯蘭原油管道來(lái)油與長(zhǎng)慶原油的質(zhì)量比為91∶9。2015年5月—11月進(jìn)行了摻混輸送，摻混比例在15%～25%左右，2015年長(zhǎng)慶油摻混輸送量為96×104t。

圖2 蘭成原油管道高程圖Fig.2 Elevation map of Lan-Cheng Crude Oil Pipeline

表2 各站場(chǎng)輸油主泵配置Tab.2 Main pump configuration in each station

2 水力熱力校核

2.1 模型驗(yàn)證

蘭成原油管道最冷2月與最熱8月現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。利用SPS 軟件建立仿真模型，對(duì)運(yùn)行工況進(jìn)行核算，調(diào)整模型的相關(guān)參數(shù)。

（1）2月份1 160 m3/h 輸量下核算結(jié)果。管道全線水力坡降和沿線溫度見(jiàn)圖3和圖4。

（2）8月份880 m3/h 輸量下核算結(jié)果。管道全線水力坡降和沿線溫度見(jiàn)圖5和圖6。

（3）通過(guò)仿真模型的核算結(jié)果顯示，2月份在1 160 m3/h 輸量下，隴西—小川段的油溫最低，最低達(dá)到8.5 ℃；8月份在880 m3/h輸量下，隴西—小川段的油溫最低，最低達(dá)到16.5 ℃，核算結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行基本吻合。

表3 2月、8月份蘭成原油管道運(yùn)行數(shù)據(jù)Tab.3 Operation data of Lan-Cheng Crude Oil Pipeline in February and August

圖3 2月1 160 m3/h輸量下管道全線水力坡降Fig.3 Hydraulic gradient of whole pipeline with the throughput of 1 160 m3/h in February

圖4 2月1 160 m3/h輸量下管道沿線溫度Fig.4 Temperature along the pipeline with the throughput of 1 160 m3/h in February

圖5 8月880 m3/h輸量下管道全線水力坡降Fig.5 Hydraulic gradient of whole pipeline with the throughput of 880 m3/h in August

圖6 8月880 m3/h輸量下管道沿線溫度Fig.6 Temperature along the pipeline with the throughput of 880 m3/h in August

2.2 不同輸量下的計(jì)算結(jié)果

根據(jù)西部地區(qū)整體資源安排，每年鄯蘭原油管道來(lái)油到蘭州為600×104～650×104t，長(zhǎng)慶摻混原油為200×104～250×104t，摻混后蘭成原油管道的年輸量為800×104～900×104t。因此選取年輸量為650×104、800×104、900×104、1 000×104t 四個(gè)臺(tái)階輸量進(jìn)行計(jì)算。表4為蘭成原油管道隴西—小川段在不同輸量下的沿線油溫，從表4可知在940 m3/h 輸量下，2月份的油溫最低可達(dá)到8.0 ℃，8月份的油溫最低可達(dá)到16.7 ℃；在1 160 m3/h 輸量下，2月份的油溫最低可達(dá)到8.5 ℃，8月份的油溫最低可達(dá)到18.5 ℃；在1 305 m3/h 輸量下，2月份油溫最低可達(dá)到10.0 ℃，8月份的油溫最低可達(dá)到19.0 ℃；在1 450 m3/h 輸量下，2月份的油溫最低可達(dá)到10.5 ℃，8月份的油溫最低可達(dá)到19.5 ℃。

表4 蘭成原油管道在不同輸量下的沿線油溫Tab.4 Oil temperature of Lan-Cheng Crude Oil Pipeline at different throughput

3 蘭成原油管道摻混長(zhǎng)慶原油研究

蘭成原油管道摻混長(zhǎng)慶原油后，混合油的物性會(huì)發(fā)生變化，為保證安全穩(wěn)定輸送，結(jié)合試驗(yàn)報(bào)告和蘭成原油管道現(xiàn)有的工藝設(shè)備，主要對(duì)常溫輸送模型進(jìn)行分析。

3.1 摻混原油物性

2014年11月，分別在蘭州站、鄯善站對(duì)石蘭線、鄯蘭線等管道進(jìn)行取樣。鄯蘭原油管道來(lái)油用于蘭成原油管道輸送的油品批次為L(zhǎng)C10，其自身也是混合原油，摻混比例為哈油∶塔里木油∶吐哈油=5∶3∶2。同時(shí)采集鄯蘭線單一油樣HT73，摻混比例為哈油∶吐哈油=7∶3。

全年不同季節(jié)，鄯蘭管道與石蘭線來(lái)油摻混基本工況見(jiàn)表5。

表5 全年不同季節(jié)鄯蘭管道與石蘭線來(lái)油摻混工況Tab.5 Oil mix conditions of Shan-Lan and Shi-Lan Pipeline in different seasons during the whole year

LC10、HT73、LC7三種鄯蘭管道原油與長(zhǎng)慶原油摻混的類型見(jiàn)表6。

表6 鄯蘭管道原油與長(zhǎng)慶原油摻混的類型Tab.6 Mixed types of Lan-Shan Pipeline crude oil and Changqing crude oil

LC10、HT73、LC7三種油品與長(zhǎng)慶原油摻混凝點(diǎn)數(shù)據(jù)如表7～表9所示。

表7 LC10與長(zhǎng)慶原油摻混凝點(diǎn)數(shù)據(jù)Tab.7 Condensation point data of LC10 mixed with Changqing curde oil ℃

表7～表9分別展示了不同批次西部原油LC10、HT73、LC7與長(zhǎng)慶原油摻混的結(jié)果，可以看出不同原油摻混的效果差別很大，HT73與長(zhǎng)慶油摻混的效果最好，LC10其次，LC7最差。

HT73摻混的春秋季長(zhǎng)慶原油為熱處理的原油，春秋季長(zhǎng)慶原油凝點(diǎn)較低（13 ℃）；LC10摻混的長(zhǎng)慶原油為春秋季熱處理的原油，春秋季長(zhǎng)慶原油凝點(diǎn)較低（13 ℃）；LC7摻混的長(zhǎng)慶原油為夏季常溫輸送，夏季長(zhǎng)慶原油凝點(diǎn)較高（20 ℃），因此長(zhǎng)慶原油本身的物性決定了摻混的物性。HT73為未摻混塔里木原油的蘭成原油，因此可以看出塔里木原油對(duì)摻混后的原油性質(zhì)有一定影響。

表8 HT73與長(zhǎng)慶原油摻混凝點(diǎn)數(shù)據(jù)Tab.8 Condensation point dat of HT73 mixed with Changqing crude oil

表9 LC7與長(zhǎng)慶原油摻混凝點(diǎn)數(shù)據(jù)Tab.9 Condensation point data of LC7 mixed with Changqing trude oil

蘭成原油管道所輸原油是鄯蘭線所輸送的哈油、吐哈油和塔里木油三者的混合原油。一方面哈油、吐哈油、塔里木油三者比例不斷變化；另一方面所占比例最大的哈油的自身物性也隨境外開(kāi)采區(qū)塊及處理工藝的變化而波動(dòng)，加之其他未知因素的共同作用，使得投產(chǎn)以來(lái)蘭成原油凝點(diǎn)始終大幅波動(dòng)，極不穩(wěn)定。

分別對(duì)春秋季、夏季、冬季進(jìn)行了動(dòng)態(tài)降溫模擬，結(jié)果顯示，石蘭線冬季綜合熱處理長(zhǎng)慶原油到蘭州后與鄯蘭管道原油（LC10）混合的效果最好，表10為L(zhǎng)C10與不同季節(jié)的長(zhǎng)慶原油摻混后的凝點(diǎn)數(shù)據(jù)。

3.2 常溫輸送

GB50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》規(guī)定，采用加熱輸送時(shí)，管道沿線各點(diǎn)原油的輸送溫度宜高于原油凝點(diǎn)3～5 ℃。根據(jù)第2部分的計(jì)算結(jié)果，在不同輸量下的混合原油凝點(diǎn)控制范圍如表11所示。

表10 LC10與不同季節(jié)的長(zhǎng)慶原油摻混后的凝點(diǎn)數(shù)據(jù)Tab.10 Condensation point data of LC10 mixed with Changqing Crude oil in different seasons

表11 管道沿線最低輸送溫度和混合原油凝點(diǎn)控制范圍Tab.11 Lowest transportation temperature and mixed crude oil condensation point along pipeline

以HT73、LC7和LC10為例分別進(jìn)行分析，將全年分成兩個(gè)階段進(jìn)行說(shuō)明。

3.2.1 常溫輸送LC10與長(zhǎng)慶原油摻混油

常溫輸送LC10與長(zhǎng)慶油摻混油時(shí)，根據(jù)上述分析可知，LC10與長(zhǎng)慶原油摻混油（LC10∶長(zhǎng)慶原油=95∶5、90∶10、85∶15、80∶20、70∶30）凝點(diǎn)較低，不同輸量下LC10與長(zhǎng)慶原油按照不同比例摻混后的情況見(jiàn)表12。

由表12可以看出，LC10∶長(zhǎng)慶原油=70∶30時(shí)，理論上能滿足全年摻混200×104～250×104t 長(zhǎng)慶原油的要求。

3.2.2 常溫輸送HT73與長(zhǎng)慶原油摻混油

常溫輸送HT73與長(zhǎng)慶原油摻混油時(shí)，HT73與長(zhǎng)慶原油摻混油（HT73∶長(zhǎng)慶原油=90∶10、80∶20、70∶30）凝點(diǎn)較低，不同輸量下HT73與長(zhǎng)慶油按照不同比例摻混后情況見(jiàn)表13。

由表13可以看出，HT73∶長(zhǎng)慶原油=70∶30時(shí)，理論上能滿足全年摻混200×104～250×104t 長(zhǎng)慶原油的要求。

3.2.3 常溫輸送LC7與長(zhǎng)慶原油摻混油

常溫輸送LC7與長(zhǎng)慶原油摻混油時(shí)，LC7與長(zhǎng)慶原油摻混油（LC7∶長(zhǎng)慶原油=95∶5、90∶10、85∶15、80∶20、70∶30）凝點(diǎn)較差，不同輸量下LC7與長(zhǎng)慶原油按照不同比例摻混后的情況見(jiàn)表14。

由表14可以看出，LC7不能滿足全年摻混200×104～250×104t長(zhǎng)慶原油的要求。

長(zhǎng)期以來(lái)，蘭成原油管道全年不可能只輸一種單純的油品，且蘭成原油自身凝點(diǎn)呈現(xiàn)大幅、頻繁、無(wú)規(guī)律的波動(dòng)，對(duì)于蘭成—長(zhǎng)慶混合原油很難給出確定的、可重復(fù)的混油凝點(diǎn)與摻混比例的對(duì)應(yīng)關(guān)系。因此，不宜機(jī)械、固定地確定摻混比例，而應(yīng)“因油、因時(shí)”地開(kāi)展摻混工作。

3.3 停輸安全性分析

通過(guò)振蕩剪切試驗(yàn)，獲得油樣靜置（停輸）過(guò)程中的儲(chǔ)能模量G′和耗能模量G″。儲(chǔ)能模量G′表征的是原油結(jié)構(gòu)的彈性特征，即固體特性；耗能模量G″表征的是原油結(jié)構(gòu)的黏性特征，即流體特性。因此，若G′=G″，表明該條件下原油無(wú)膠凝結(jié)構(gòu)，完全呈現(xiàn)流體特性；若G′＞G″，表明該條件下原油內(nèi)已形成膠凝結(jié)構(gòu)，具有一定的屈服強(qiáng)度；若G′?G″，表明此時(shí)原油膠凝結(jié)構(gòu)極強(qiáng)，固體特性顯著，屈服應(yīng)力較大，將導(dǎo)致管道停輸再啟動(dòng)壓力較高，啟動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)較大。表15給出了LC10在不同摻混比例下油樣結(jié)構(gòu)強(qiáng)度風(fēng)險(xiǎn)矩陣。

表12 不同輸量下LC10與長(zhǎng)慶原油摻混油情況Tab.12 Conditions of LC10 mixed with Changqing curde oil under different throughput

表13 不同輸量下HT73與長(zhǎng)慶原油摻混油情況Tab.13 Conditions of HT73 mixed with Changqing crude oil under different throughput

表14 不同輸量下LC7與長(zhǎng)慶原油摻混油情況Tab.14 Conditions LC7 mixed with Changqing crude oil under different throughput

首先，油溫越高、長(zhǎng)慶原油摻混比例越小，則混油膠凝結(jié)構(gòu)越弱，管道停輸越安全；其次，相比于長(zhǎng)慶原油摻混比例的減小，提升油溫對(duì)降低混油結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的作用更突出；此外，為確保管道順利啟動(dòng)，95∶5、90∶10、85∶15、80∶20四種摻混比例下“停輸終了時(shí)刻的油溫”分別要求不低于6、8、8、10 ℃。

表15 不同油溫和摻混比例下油樣結(jié)構(gòu)強(qiáng)度風(fēng)險(xiǎn)矩陣Tab.15 Structural strength risk matrix for oil samples under different temperature and blending proportion

根據(jù)上述計(jì)算結(jié)果，在800×104t/a 輸量情況下，冬季最冷月LC10摻入長(zhǎng)慶油的比例不超過(guò)10%，900×104t/a 輸量情況下，冬季最冷月LC10摻入長(zhǎng)慶原油的比例不超過(guò)20%。

表16 在不同輸量下各月LC10摻入長(zhǎng)慶原油的摻混比例及摻混量Tal.16 Blending proportion and volume of LC10 mixed with Changqing crude oil under different thronghput in each month

綜合第2部分計(jì)算結(jié)果和停輸安全性分析，LC10在年平均輸量為900×104t/a、800×104t/a 的情況下滿足全年摻混200×104～250×104t 長(zhǎng)慶原油的要求。各月長(zhǎng)慶原油摻混比例的粗略估計(jì)見(jiàn)表16。

4 結(jié)束語(yǔ)

（1）鄯蘭原油管道來(lái)油為摻混原油，物性經(jīng)常變化，石蘭管道來(lái)油在不同季節(jié)進(jìn)行不同的處理，物性隨季節(jié)性變化，造成兩種原油摻混的物性多種多樣，三種原油LC10、HT73、LC7代表不同時(shí)期鄯蘭原油管道來(lái)油，與之摻混的長(zhǎng)慶原油分別為熱處理原油、不處理原油、綜合熱處理原油，全年不可能單一輸送某種原油，因此在不同的月份應(yīng)考慮不同的摻混比例。

（2）蘭成原油管道全線冬季最低地溫為3.5 ℃左右，管道停輸后，如不盡快啟輸，摻混原油溫度將低于地溫，存在凝管風(fēng)險(xiǎn)。如LC7與長(zhǎng)慶原油摻混，LC10∶長(zhǎng)慶原油=70∶30。

（3）不同月份摻混輸送時(shí)應(yīng)考慮凝點(diǎn)控制的范圍與停輸安全性的摻混比例。

（4）凝點(diǎn)控制的范圍為理想條件下的參數(shù)，摻混油在蘭成原油管道輸送過(guò)程中經(jīng)泵升壓、調(diào)節(jié)閥減壓后的物性變化應(yīng)進(jìn)一步研究。

（5）目前蘭成原油管道在5—11月份進(jìn)行摻混輸送長(zhǎng)慶原油，采用常溫輸送，摻混比例控制在15%～25%左右，2015年長(zhǎng)慶原油摻混輸送量為96×104t。常溫輸送方案是否能滿足年摻混200×104～250×104t 長(zhǎng)慶原油的需求，建議可在每年運(yùn)行條件的基礎(chǔ)上，根據(jù)原油物性的實(shí)際情況逐漸提高年輸送摻混時(shí)間，逐漸提高全年的平均摻混量。