兰成原油管道掺混长庆原油常温输送研究

梁博 张思杨

1中国石油天然气股份有限公司西南管道兰州输油气分公司

2中国石油天然气股份有限公司西南管道公司生产运行处

兰州—成都原油管道于2013年10月投产，输送不同掺混比例的哈油、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。自投产以来，哈油资源整体不足，在满足独山子石化加工和新疆油田下载哈油掺混稠油输送后，已不能满足四川石化公司的加工需求，哈油资源平衡矛盾突出。同时，受宁夏石化公司原油加工量减少和陕西延长集团比预期接油量少等因素的影响，长庆原油压库60×104t左右。

为了有效解决西部地区哈油资源不足和长庆原油资源相对富余的双重矛盾，参考了国内外多条管道掺混稠油输送的经验[1-10]，准备采取兰成原油管道掺混长庆原油的输送方式。

1 兰成原油管道现状

兰成原油管道起于兰州市兰州首站，止于成都市彭州末站，原油管道全长为862.5 km，管径为610 mm，设计压力为8～13.4 MPa，设计输量为1 000×104t/a，启输量为550×104t/a，全线输送的混合油品质量比为哈油：北疆油：塔里木油=6∶2∶2，输油方式为常温输送工艺。图1为兰州原油供需平衡示意图，兰成原油管道沿线各站场相关信息和高程图如表1和图2所示。

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

表1 兰成原油管道沿线各站场信息Tab.1 Information of stations along Lan-Cheng Crude Oil Pipeline

兰成原油管道各站场输油主泵配置如表2所示。

兰成原油管道投产以来一直采用常温输送工艺。2014年7月—9月进行了掺混试运行，鄯兰原油管道来油与长庆原油的质量比为91∶9。2015年5月—11月进行了掺混输送，掺混比例在15%～25%左右，2015年长庆油掺混输送量为96×104t。

图2 兰成原油管道高程图Fig.2 Elevation map of Lan-Cheng Crude Oil Pipeline

表2 各站场输油主泵配置Tab.2 Main pump configuration in each station

2 水力热力校核

2.1 模型验证

兰成原油管道最冷2月与最热8月现场运行数据见表3。利用SPS 软件建立仿真模型，对运行工况进行核算，调整模型的相关参数。

（1）2月份1 160 m3/h 输量下核算结果。管道全线水力坡降和沿线温度见图3和图4。

（2）8月份880 m3/h 输量下核算结果。管道全线水力坡降和沿线温度见图5和图6。

（3）通过仿真模型的核算结果显示，2月份在1 160 m3/h 输量下，陇西—小川段的油温最低，最低达到8.5 ℃；8月份在880 m3/h输量下，陇西—小川段的油温最低，最低达到16.5 ℃，核算结果与现场运行基本吻合。

表3 2月、8月份兰成原油管道运行数据Tab.3 Operation data of Lan-Cheng Crude Oil Pipeline in February and August

图3 2月1 160 m3/h输量下管道全线水力坡降Fig.3 Hydraulic gradient of whole pipeline with the throughput of 1 160 m3/h in February

图4 2月1 160 m3/h输量下管道沿线温度Fig.4 Temperature along the pipeline with the throughput of 1 160 m3/h in February

图5 8月880 m3/h输量下管道全线水力坡降Fig.5 Hydraulic gradient of whole pipeline with the throughput of 880 m3/h in August

图6 8月880 m3/h输量下管道沿线温度Fig.6 Temperature along the pipeline with the throughput of 880 m3/h in August

2.2 不同输量下的计算结果

根据西部地区整体资源安排，每年鄯兰原油管道来油到兰州为600×104～650×104t，长庆掺混原油为200×104～250×104t，掺混后兰成原油管道的年输量为800×104～900×104t。因此选取年输量为650×104、800×104、900×104、1 000×104t 四个台阶输量进行计算。表4为兰成原油管道陇西—小川段在不同输量下的沿线油温，从表4可知在940 m3/h 输量下，2月份的油温最低可达到8.0 ℃，8月份的油温最低可达到16.7 ℃；在1 160 m3/h 输量下，2月份的油温最低可达到8.5 ℃，8月份的油温最低可达到18.5 ℃；在1 305 m3/h 输量下，2月份油温最低可达到10.0 ℃，8月份的油温最低可达到19.0 ℃；在1 450 m3/h 输量下，2月份的油温最低可达到10.5 ℃，8月份的油温最低可达到19.5 ℃。

表4 兰成原油管道在不同输量下的沿线油温Tab.4 Oil temperature of Lan-Cheng Crude Oil Pipeline at different throughput

3 兰成原油管道掺混长庆原油研究

兰成原油管道掺混长庆原油后，混合油的物性会发生变化，为保证安全稳定输送，结合试验报告和兰成原油管道现有的工艺设备，主要对常温输送模型进行分析。

3.1 掺混原油物性

2014年11月，分别在兰州站、鄯善站对石兰线、鄯兰线等管道进行取样。鄯兰原油管道来油用于兰成原油管道输送的油品批次为LC10，其自身也是混合原油，掺混比例为哈油∶塔里木油∶吐哈油=5∶3∶2。同时采集鄯兰线单一油样HT73，掺混比例为哈油∶吐哈油=7∶3。

全年不同季节，鄯兰管道与石兰线来油掺混基本工况见表5。

表5 全年不同季节鄯兰管道与石兰线来油掺混工况Tab.5 Oil mix conditions of Shan-Lan and Shi-Lan Pipeline in different seasons during the whole year

LC10、HT73、LC7三种鄯兰管道原油与长庆原油掺混的类型见表6。

表6 鄯兰管道原油与长庆原油掺混的类型Tab.6 Mixed types of Lan-Shan Pipeline crude oil and Changqing crude oil

LC10、HT73、LC7三种油品与长庆原油掺混凝点数据如表7～表9所示。

表7 LC10与长庆原油掺混凝点数据Tab.7 Condensation point data of LC10 mixed with Changqing curde oil ℃

表7～表9分别展示了不同批次西部原油LC10、HT73、LC7与长庆原油掺混的结果，可以看出不同原油掺混的效果差别很大，HT73与长庆油掺混的效果最好，LC10其次，LC7最差。

HT73掺混的春秋季长庆原油为热处理的原油，春秋季长庆原油凝点较低（13 ℃）；LC10掺混的长庆原油为春秋季热处理的原油，春秋季长庆原油凝点较低（13 ℃）；LC7掺混的长庆原油为夏季常温输送，夏季长庆原油凝点较高（20 ℃），因此长庆原油本身的物性决定了掺混的物性。HT73为未掺混塔里木原油的兰成原油，因此可以看出塔里木原油对掺混后的原油性质有一定影响。

表8 HT73与长庆原油掺混凝点数据Tab.8 Condensation point dat of HT73 mixed with Changqing crude oil

表9 LC7与长庆原油掺混凝点数据Tab.9 Condensation point data of LC7 mixed with Changqing trude oil

兰成原油管道所输原油是鄯兰线所输送的哈油、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断变化；另一方面所占比例最大的哈油的自身物性也随境外开采区块及处理工艺的变化而波动，加之其他未知因素的共同作用，使得投产以来兰成原油凝点始终大幅波动，极不稳定。

分别对春秋季、夏季、冬季进行了动态降温模拟，结果显示，石兰线冬季综合热处理长庆原油到兰州后与鄯兰管道原油（LC10）混合的效果最好，表10为LC10与不同季节的长庆原油掺混后的凝点数据。

3.2 常温输送

GB50253—2014《输油管道工程设计规范》规定，采用加热输送时，管道沿线各点原油的输送温度宜高于原油凝点3～5 ℃。根据第2部分的计算结果，在不同输量下的混合原油凝点控制范围如表11所示。

表10 LC10与不同季节的长庆原油掺混后的凝点数据Tab.10 Condensation point data of LC10 mixed with Changqing Crude oil in different seasons

表11 管道沿线最低输送温度和混合原油凝点控制范围Tab.11 Lowest transportation temperature and mixed crude oil condensation point along pipeline

以HT73、LC7和LC10为例分别进行分析，将全年分成两个阶段进行说明。

3.2.1 常温输送LC10与长庆原油掺混油

常温输送LC10与长庆油掺混油时，根据上述分析可知，LC10与长庆原油掺混油（LC10∶长庆原油=95∶5、90∶10、85∶15、80∶20、70∶30）凝点较低，不同输量下LC10与长庆原油按照不同比例掺混后的情况见表12。

由表12可以看出，LC10∶长庆原油=70∶30时，理论上能满足全年掺混200×104～250×104t 长庆原油的要求。

3.2.2 常温输送HT73与长庆原油掺混油

常温输送HT73与长庆原油掺混油时，HT73与长庆原油掺混油（HT73∶长庆原油=90∶10、80∶20、70∶30）凝点较低，不同输量下HT73与长庆油按照不同比例掺混后情况见表13。

由表13可以看出，HT73∶长庆原油=70∶30时，理论上能满足全年掺混200×104～250×104t 长庆原油的要求。

3.2.3 常温输送LC7与长庆原油掺混油

常温输送LC7与长庆原油掺混油时，LC7与长庆原油掺混油（LC7∶长庆原油=95∶5、90∶10、85∶15、80∶20、70∶30）凝点较差，不同输量下LC7与长庆原油按照不同比例掺混后的情况见表14。

由表14可以看出，LC7不能满足全年掺混200×104～250×104t长庆原油的要求。

长期以来，兰成原油管道全年不可能只输一种单纯的油品，且兰成原油自身凝点呈现大幅、频繁、无规律的波动，对于兰成—长庆混合原油很难给出确定的、可重复的混油凝点与掺混比例的对应关系。因此，不宜机械、固定地确定掺混比例，而应“因油、因时”地开展掺混工作。

3.3 停输安全性分析

通过振荡剪切试验，获得油样静置（停输）过程中的储能模量G′和耗能模量G″。储能模量G′表征的是原油结构的弹性特征，即固体特性；耗能模量G″表征的是原油结构的黏性特征，即流体特性。因此，若G′=G″，表明该条件下原油无胶凝结构，完全呈现流体特性；若G′＞G″，表明该条件下原油内已形成胶凝结构，具有一定的屈服强度；若G′≫G″，表明此时原油胶凝结构极强，固体特性显著，屈服应力较大，将导致管道停输再启动压力较高，启动风险较大。表15给出了LC10在不同掺混比例下油样结构强度风险矩阵。

表12 不同输量下LC10与长庆原油掺混油情况Tab.12 Conditions of LC10 mixed with Changqing curde oil under different throughput

表13 不同输量下HT73与长庆原油掺混油情况Tab.13 Conditions of HT73 mixed with Changqing crude oil under different throughput

表14 不同输量下LC7与长庆原油掺混油情况Tab.14 Conditions LC7 mixed with Changqing crude oil under different throughput

首先，油温越高、长庆原油掺混比例越小，则混油胶凝结构越弱，管道停输越安全；其次，相比于长庆原油掺混比例的减小，提升油温对降低混油结构强度的作用更突出；此外，为确保管道顺利启动，95∶5、90∶10、85∶15、80∶20四种掺混比例下“停输终了时刻的油温”分别要求不低于6、8、8、10 ℃。

表15 不同油温和掺混比例下油样结构强度风险矩阵Tab.15 Structural strength risk matrix for oil samples under different temperature and blending proportion

根据上述计算结果，在800×104t/a 输量情况下，冬季最冷月LC10掺入长庆油的比例不超过10%，900×104t/a 输量情况下，冬季最冷月LC10掺入长庆原油的比例不超过20%。

表16 在不同输量下各月LC10掺入长庆原油的掺混比例及掺混量Tal.16 Blending proportion and volume of LC10 mixed with Changqing crude oil under different thronghput in each month

综合第2部分计算结果和停输安全性分析，LC10在年平均输量为900×104t/a、800×104t/a 的情况下满足全年掺混200×104～250×104t 长庆原油的要求。各月长庆原油掺混比例的粗略估计见表16。

4 结束语

（1）鄯兰原油管道来油为掺混原油，物性经常变化，石兰管道来油在不同季节进行不同的处理，物性随季节性变化，造成两种原油掺混的物性多种多样，三种原油LC10、HT73、LC7代表不同时期鄯兰原油管道来油，与之掺混的长庆原油分别为热处理原油、不处理原油、综合热处理原油，全年不可能单一输送某种原油，因此在不同的月份应考虑不同的掺混比例。

（2）兰成原油管道全线冬季最低地温为3.5 ℃左右，管道停输后，如不尽快启输，掺混原油温度将低于地温，存在凝管风险。如LC7与长庆原油掺混，LC10∶长庆原油=70∶30。

（3）不同月份掺混输送时应考虑凝点控制的范围与停输安全性的掺混比例。

（4）凝点控制的范围为理想条件下的参数，掺混油在兰成原油管道输送过程中经泵升压、调节阀减压后的物性变化应进一步研究。

（5）目前兰成原油管道在5—11月份进行掺混输送长庆原油，采用常温输送，掺混比例控制在15%～25%左右，2015年长庆原油掺混输送量为96×104t。常温输送方案是否能满足年掺混200×104～250×104t 长庆原油的需求，建议可在每年运行条件的基础上，根据原油物性的实际情况逐渐提高年输送掺混时间，逐渐提高全年的平均掺混量。