委内瑞拉重油管道输送工艺优化的经济性分析

张秀玲，吴浩，马华伟，吴梁红，沈珏新( 中国石油天然气股份有限公司规划总院 )

委内瑞拉重油管道输送工艺优化的经济性分析

张秀玲，吴浩，马华伟，吴梁红，沈珏新
( 中国石油天然气股份有限公司规划总院 )

中国石油在委内瑞拉拥有大量的重油资源，目前已经投入大量资金进行开发，需要修建大口径、长距离的重油管道进行外输。对委内瑞拉重油管道采用加热、加降黏剂、掺稀释剂等不同减阻工艺方案的经济性进行综合分析，可以看出，降黏剂价格较高导致加降黏剂输送方案经济性较差；掺入5%稀释剂的管输方案经济性略优，但是稀释剂的采购存在不确定性，其运输和掺入会大大增加管道运行操作的复杂性。综合考虑工艺简单，操作便利，运行成本低，可实施性好等因素，对于委内瑞拉Merey16重油输送管道推荐管径1067毫米、设计压强8兆帕、首站出站温度为50℃，且沿线无需加热、不加降黏剂、不掺稀释剂的工艺方案。

委内瑞拉；重油管道；加热输送；掺降黏剂输送；掺稀释剂输送；经济性；方案优化

中国石油天然气集团公司在委内瑞拉拥有大量的重油资源，目前已经投入大量资金进行开发。其中在委内瑞拉拥有MPE3、胡宁4和胡宁10等区块的重油资源，规划重油产量约5000万吨/年。这些区块位于委内瑞拉内陆地区，与沿海港口距离较远，原油需要依靠管道进行外输。为解决奥里诺科重油出口的问题，2013年委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）与中国石油天然气勘探开发公司组成课题组，开展了委内瑞拉－哥伦比亚西太平洋重油管道（简称委内瑞拉重油管道）规划研究工作。

委内瑞拉重油管道起自委内瑞拉奥里诺科重油带，向西到达委内瑞拉边境的瓜费塔，管道向南穿越界河进入哥伦比亚境内阿劳卡市，向西南沿安第斯山脉东麓敷设，到达奥里托后向西翻越海拔超过3000米的安第斯山脉，到达位于太平洋沿岸图马科港的管道末站，管道全长为2436千米。

由于委内瑞拉重油属于高黏低凝重油，外输管道运输量大，距离长，输送过程中可能要采取掺稀、加热、加降黏剂等不同减阻措施，因此需要对这些管道输送工艺方案进行综合对比后才能确定最优方案。

1 委内瑞拉重油的物性分析

课题项目组对近期最新的委内瑞拉Merey16重油油样的基础物性进行实验测定，物性测试结果见表1，黏温曲线见图1。从测试结果可以看出，Merey16重油含蜡量低，但胶质、沥青质含量高，导致其凝点低、密度高、黏度大。在2℃～70℃的测试温度范围内，委内瑞拉重油表现为牛顿流体。在委内瑞拉当地地温（27℃）条件下，Merey16重油黏度达到802.5毫帕·秒（mPa·s），采用常温输送比较困难，需要采用一定的工艺措施增加Merey16重油的流动性。目前常用的重油管道输送措施有加热输送、加降黏剂输送[1-3]和掺稀释剂输送[4-6]。

2 重油管道输送工艺优化方案经济性评价方法

为了便于对加热输送、掺稀释剂、加降黏剂工艺方案的经济性进行综合分析和评价，首先必须统一各种方案的评价基础，即无论采用何种工艺手段，都是在8兆帕（MPa）的设计压强下，以最低的输送成本将100万桶/日的Merey16重油从首站运输到末站。通过经济性比选，确定加热输送、不同降黏剂加入量、不同稀释剂掺入量条件下的最优输送方案。7种管输方案主要输送工艺参数见表2。

表1 委内瑞拉Merey16原油物性

图1 委内瑞拉重油的黏温曲线

重油管输方案经济评价方法及参数设定如下。

表2 Merey16重油7种不同管输工艺方案参数

1）测算各方案的采购成本。采购成本与进入管道首站的原油成本，以及降黏方案和掺稀方案在管道首站注入的药剂成本有关。为了便于比较，将药剂成本折算到管道实际输量下的单桶成本。计算公式如下：

2）测算各方案在实际输量下的管输费。管输费测算模型采用中委双方联合工作组完成规划设计时的测算模型。

3）测算各方案原油到达管道末站的终端成本。管道末站的原油终端成本=采购成本+管输费。

4）根据原油掺稀释剂、加降黏剂后的API度和含硫量的变化，测算各方案管道末站的原油销售价格，销售价格越高带来的收益越多。原油在掺稀释剂、加降黏剂后的API度增大，含硫量降低，会提升原油销售价格。原油价格变化与API度、含硫量的变化之间存在如下关系[7]：

从式（2）、（3）可以看出，原油价格随其API度的增大而增加，随其含硫量的增大而减小。原油在掺稀释剂、加降黏剂后的API度增大，含硫量降低，这会稍提升原油销售价格。

5）确定输送总成本。输送总成本为管道末站原油终端成本扣除加剂后原油提升价值的成本值。

输送总成本越低的方案其经济性越好。综合经济性分析流程如图2所示。

图2 管输成本的综合经济性分析流程

6）Merey16重油价格选取。根据委内瑞拉国家石油公司公布的2015年下半年的委内瑞拉一揽子油价，确定Merey16重油价格为40美元/桶。考虑到国际油价最近几年可能继续下跌或反弹，本报告还对Merey16重油价格为30美元/桶、50美元/桶的情况进行了分析。

7）稀释剂价格确定。本研究采用石脑油为稀释剂。石脑油作为一种国际市场常见的油品，其价格与WTI原油价格存在一定的关系。根据普氏价格的统计数据，石脑油一般与原油存在10美元/桶的价差。当Merey16重油价格为30美元/桶、40美元/桶、50美元/桶时，稀释剂价格按40美元/桶、50美元/桶、60美元/桶计算。

8）降黏剂价格确定。适用于委内瑞拉重油的SDY-3型油溶性降黏剂在中国国内的价格一般为1.5万元/吨，考虑运输到委内瑞拉奥里诺科重油带的费用，本文按350美元/桶测算。

3 重油管道输送工艺优化方案综合经济性评价结果

根据上述经济评价参数，测算委内瑞拉重油管道采用不同输送工艺方案时，在管道起点的采购成本（包括100万桶/日的Merey16重油的采购成本和加入的药剂的采购成本），将Merey16重油或者掺稀释剂、加降黏剂后的混合重油输送到终点后的管输费与终端成本，以及Merey16重油加入降黏剂、稀释剂之后自身价值发生的改变，结果如表3所示。

从上述测算结果可以看出：

1）降黏剂的采购价格明显高于稀释剂的采购价格，导致加降黏剂的重油采购成本远高于掺稀释剂的重油采购成本。例如在油价40美元/桶时，降黏剂加入量为5%时（降黏方案3）的采购成本比掺稀释剂5%时（掺稀方案1）的采购价格高14.9美元/桶，甚至比掺稀释剂20%时的采购价格仍高13.18美元/桶。

2）随着降黏剂和稀释剂加入量的增加，管道实际输量增大，每桶原油的管输费降低，无论是加降黏剂还是掺稀释剂后的管输费均小于加热方案。此外，对比油价为30、40、50美元/桶时的管输费，各方案在3个油价下的管输费差别很小，最大差距不足0.5美元/桶，可见油价变化对管输费的影响较小。

3）各方案的终端成本以掺稀方案1最低，加热方案次之，且只比掺稀方案1高0.01美元/桶。掺稀方案2、3的终端成本仅比加热方案稍高，差别在1美元/桶左右。对于加降黏剂方案，由于降黏剂采购成本较高，其终端成本均明显高于掺稀方案和加热方案，当油价40美元/桶、降黏剂加入量达到5%时，终端成本比加热方案高15.13美元/桶，比掺稀5%的方案高15.14美元/桶。

4）Merey16重油在加降黏剂、掺稀后原油含硫量、API度发生改变，导致原油价值有了一定的提升。降黏剂加入后主要是降低了原油的含硫量，对原油价值影响很小。稀释剂加入后不但降低了原油的含硫量，还提高了原油的API度，而且稀释剂掺入量越大，对原油价值的影响越大。

综合上述分析，掺稀输送方案经济性明显优于加降黏剂输送方案，与加热方案相比则基本相当。综合考虑稀释剂来源的不确定性，需要将稀释剂运输到管道首站并精准掺入，以及掺稀提升重油品质后价值实现的难度等因素，实施方案时仍然推荐加热方案，即采用1067毫米管径，管道设计压强为8兆帕，首站加热温度50℃，中间站不加热的全线密闭输送工艺方案。

4 结论

通过对加热方案、不同的加降黏剂量、不同掺稀量的管输工艺方案进行综合经济性分析，可以看出，由于降黏剂价格较高，加降黏剂输送方案的经济性较差。

表3 加热输送/加降黏剂/掺稀释剂不同方案经济评价结果单位：美元/桶

采用掺入5%稀释剂的输送方案的经济性明显优于加降黏剂输送的方案。在油价40美元/桶时，掺入5%稀释剂的管输方案与加热方案相比，其管道终端成本低于加热方案终端成本0.01美元/桶，其经济性略优，但鉴于稀释剂的采购存在不确定性，运输和掺入也会大大增加管道运行操作的复杂性。

综合考虑工艺简单，操作便利，运行成本低，可实施性好等因素，对于委内瑞拉Merey16重油输送管道推荐不加降黏剂、不掺稀释剂、管径1067毫米、设计压强8兆帕、首站出站温度为50℃的加热工艺方案。

[1] 杨筱蘅，张劲军，李传宪. 单家寺稠油输送方式研究[J]. 石油大学学报（自然科学版），1990 (2): 40-47.

[2] 吴本芳，郭金波. 稠油油溶性降粘剂研究进展概况[J]. 油气储运，2003 (2): 1-6.

[3] 孙盛，王勇军，张洪，等. 委内瑞拉奥里诺科稠油降粘研究[J].油气储运，2007 (7): 37-39.

[4] 郭继香，张江伟. 稠油掺稀降粘技术研究进展[J]. 科学技术与工程，2014 (36): 124-132.

[5] 刘宗贤. 高升油田稠油掺稀油降粘输送方法[J]. 油田地面工程，1987 (3): 6-9.

[6] 刘建华，许福东. 吐哈油田稠油开采掺稀泵泵压与掺稀比关系研究[J]. 石油天然气学报，2005 (S6): 968-969.

[7] 曾惠珠. 不同种类国际油价之发展趋势[D]. 成都：西南财经大学，2008: 93-106.

编 辑：庞孟昌

编 审：张一驰

Economic analysis on transportation process optimization of Venezuelan heavy-oil pipeline

ZHANG Xiuling, WU Hao, MA Huawei, WU Lianghong, SHEN Juexin
(PetroChina Planning and Engineering Institute)

CNPC, with a lot of heavy oil resources and a large amount of investment in development, needs large-diameter and long-distance heavy-oil pipelines to outer transportation in Venezuela. According to comprehensive analysis on the economy of heavy-oil pipeline with different reducing measures such as heating, adding viscosity reducer and adding diluent, it shows that high price viscosity reduction leads the poor economy. The process of adding 5% diluent is slightly more economical, but the uncertainty exists in procurement of diluents and transportation and incorporation of diluent greatly increase the complexity of pipeline operation. The paper recommends adopting the process scheme with Φ1067mm pipe diameter without additives and dilution, 8.0MPa for design pressure, 50℃ heating temperature at initial station and no-heating along the pipeline for Venezuela Merey16 heavy oil pipeline by considering factors such as difficulty, operation convenience, lower OPEX and better practicability.

Venezuela; heavy-oil pipeline; heating transportation; viscosity reduction transportation; diluent transportation; economy; process optimization

2016-12-01