委内瑞拉稠油常温掺稀输送工艺分析

崔秀国，张博钊，史铭磊，王玉昌

（1.国家管网集团北方管道科技研究中心，河北廊坊065000；2.河北安科工程技术有限公司，河北石家庄050051）

目前我国每年进口的委内瑞拉原油已达数千万吨。委内瑞拉原油属于重质稠油，其黏度和密度极高（5℃黏度可达6 500 mPa·s，20℃密度976.4 kg/m3）。如何对到岸的大批量委内瑞拉原油进行有效且经济的输送，一直是困扰管道输送的技术难题。虽然委内瑞拉原油凝点很低（通常在ˉ10℃以下），在输送过程中不存在“凝管”的危险，但若不能保证稠油有效的降黏，一方面因黏度过高无法进行管输，另一方面也存在极大的“黏管”风险。若发生“黏管”，则整条管道内的油品处理起来会异常困难。委内瑞拉稠油实现管输的核心技术问题就是要进行有效降黏。计算分析显示[1]，加热输送方式能耗极高，经济性差。目前稠油降黏剂虽可以起到一定降黏作用[2]，但降黏后的稠油仍难以达到管输的要求。实验测试表明[3-5]，通过掺入轻质油品可有效降低稠油的黏度，从而实现常温输送。目前我国每年从中东进口的原油中多数都为品质较好的轻质原油（即稀油），采用向稠油中掺入稀油从而达到降黏，具有很强的可实施性。

国外针对重质稠油输送工艺的研究已开展多年[6-8]，虽然有稠油掺稀输送的工程实例[9-10]，但具体的工艺实现细节未见报道。而对于委内瑞拉稠油，国外通常采用简单的裂解加工方式进行降黏处理，然后再进行输送。国内对重质稠油输送的研究，更多停留在国外稠油输送技术的总结[11-15]和技术方法分析的层面[16-20]，可查到的应用实例并不多，其中凤城稠油外输管道采用了掺稀输送[21-22]，但该管道长度仅有102 km，且采用的稀油为柴油，管道运行温度高达80～90℃，这对于大批量委内瑞拉稠油的长距离输送，显然从经济上和技术上均无法接受。因此，研究委内瑞拉稠油更为经济且可行的安全输送工艺方式具有重要的工程意义。

1 稠油掺稀实验测试

准确确定掺稀后油品流动性是实施稠油掺稀输送工艺的基础。目前我国进口的轻质原油（即稀油）物性存在一定的差异，通过对近4年16种进口稀油物性测试数据分析可以发现，按照其流动性（主要是指动力黏度）的不同，进口稀油可大致分为三类，即物性非常好的原油（20℃黏度在10 mPa·s以下）、物性较好原油（20℃黏度在10～20 mPa·s）以及物性不太好的原油（20℃黏度在20 mPa·s以上）。在实验测试中，分别选用3种具有代表性的进口稀油（即阿联酋Umm Shaifft原油、沙特轻质原油和科威特原油）与委内瑞拉稠油进行掺稀测试实验。

1.1 实验装置

密闭罐、IKA调速搅拌器和HAAKEF8程控水浴为掺稀混油油样的制备装置（见图1）。依据现场输送温度及可能采取的掺稀比例，分别进行了温度5～30℃、掺稀比例10%～80%的油样配置。在制备过程中，采用称重方法量取一定量的稠油和稀油，将两种油样装入3 L密闭罐中，利用程控水浴进行不少于10 min的设定温度控温，然后放入搅拌桨，启动搅拌器进行充分搅拌（搅拌转速100 r/min，搅拌时间5 min），将混油油样取出，从而完成一定掺稀比例和温度下的混油样制备。

图1 混油制备装置Fig.1 Diluted heavy crude oil sample pr epar ation device

根据油品物性各参数对掺稀输送的影响程度，确定的主要物性测试指标为掺稀后油品的黏温关系、密度和凝点。测量采用的仪器为流变仪（型号MRC500）、密度计和凝点仪。

1.2 委内瑞拉稠油与进口稀油基本物性测试

在实验测试中，依据SY/T 0520ˉ2008《原油黏度测定法》、GB/T 2013ˉ2010《液体石油化工产品密度测定法》和SY/T 0541ˉ2009《原油凝点测定法》，分别对委内瑞拉稠油和3种典型的进口稀油（阿联酋Umm Shaifft原油、沙特轻质原油和科威特原油）进行油品黏度、密度以及凝点等物性指标测试，结果见表1。需要指出的是，在原油黏度的测试中，稀油属于牛顿流体，故仅需对剪切速率20 sˉ1下不同温度的原油黏度进行测定即可，其测试过程与SY/T 0520ˉ2008的规定一致。同时，当改变测试温度时，也无需再更换油样。

由表1数据可见，与国产高黏易凝的含蜡原油不同，委内瑞拉稠油凝点在ˉ12℃以下，但其在20℃时黏度已达到1 500 mPa·s以上，因此委内瑞拉稠油是一种高黏而不易凝的原油。在对其进行输送时，应重点关注降黏问题而不是凝点的变化以防“黏管”事故的发生。3种稀油流动性均很好，黏度非常低，即便是物性较差的科威特原油，其在20℃时的黏度也仅有21.6 mPa·s。

表1 委内瑞拉稠油与3种进口稀油基本物性测试数据Table 1 Basic physical proper ty test data of Venezuela heavy oil and thr ee kinds of impor ted light crude oils

1.3 掺混油品黏度速查表的建立

基于3种典型进口稀油与委内瑞拉稠油掺混测试数据，建立了稀油与稠油掺混后油品动力黏度查询表，结果如表2所示，即稀油20℃动力黏度分别为5、10、20 mPa·s的查询表。当得到港口到岸原油商检报告后，依据该种稀油20℃的动力黏度，参照3个掺混油黏度查询表，通过对比查找或内外插值的方法，无需再进行掺混实验测试，就可迅速得到不同掺稀比例、不同温度条件下的掺混油品黏度。

表2 稀油掺混后黏度查询Table 2 Diluted heavy oil viscosity reference

为验证表2数据的准确性，分别开展了伊拉克巴士拉原油、阿曼原油与委内瑞拉稠油掺混实验，并将实测数据与表2的插值计算数据进行对比。巴士拉原油与委内瑞拉稠油掺混实验部分数据的对比见表3。由表3数据对比显示，实验测试数据与查询表计算数据间的相对偏差在8%以内，这表明表2中的数据具有较好的准确度，用于工程计算是可以接受的。

表3 巴士拉原油掺混实验数据与计算数据对比Table 3 Comparison of experimental data and calculated data of Basra crude oil blending

2 掺稀混油稳定性实验评价

对于稠油掺稀输送，确保掺稀后混油的稳定性以及均一性是实现安全输送的重要前提。在实验中，采用静置法对混油的稳定性进行评价。具体的实施过程为：分别从静置不同时间后盛有混油样的容器中的上、中、下部取样，进行相同条件下的黏度测量，通过对测试数据的对比分析，模拟经不同停输时间后，混油在管道内的稳定性和均一性。

在实验中，分别对委内瑞拉稠油与3种典型稀油配置的混油样进行了3～15 d的静置实验。表4给出的是掺入比例40%稀油后，混油经过10、15 d静置后取样的黏度测试结果。

由表4可见，以掺入阿联酋原油为例，混油静置10 d后从容器上、中、下部取样测试，其黏度变化不大；静置15 d后，容器不同部位取样测试的黏度会有明显区别，如在15℃时，上部油样黏度为85.4 mPa·s，而下部油样黏度则增大到101.0 mPa·s。据此可知，静置10 d的混油稳定性和均一性仍很好，但静置时间达到15 d时，混油已出现分层现象。同时，分别掺入沙特轻质原油和科威特原油的测试数据也反映了同样的结果。此外，由表4的数据还可看出，虽然油样相同，但静置15 d测试的黏度要略高于10 d的测试结果，这主要是由于油样长期静置，混油中轻组分挥发所致。

表4 不同取样位置处的测量数据Table 4 Measurement data at different sampling positions

上面的分析可知，在掺稀稠油工艺运行中，一次连续停输时间不能达到15 d，否则混油会在管道中分层且油品中的重组分可能会在管内沉积。

3 日东管道掺稀输送方案分析

以日东管道开展委内瑞拉重质稠油与沙特轻质原油（20℃时黏度10 mPa·s）掺稀常温输送为例，说明掺稀输送方案及确定安全掺混比例的方法。

3.1 管道概况

日东管道承担着将山东日照港到岸的委内瑞拉原油输送至山东东明石化的任务。管道全长446 km，设计输量1 000×104t/h，设计压力8.0 MPa。日东管道共设3座工艺站场，依次分别为日照首站、兖州中间站、东明末站。日照首站ˉ兖州中间站段管径为Φ711 mm，兖州中间站ˉ东明末站段管径为Φ610 mm。

3.2 管道运行方案需考虑的约束条件

参照日东管道的设计及运行数据，在进行日东原油管道掺稀输送工况计算时，应充分考虑如下要求：

（1）管道最大出站压力要小于8.0 MPa。

（2）进站压力应不低于0.4 MPa。

（3）按照日东管道配泵情况，其运行最小流量不应低于600 m3/h，额定流量为1 050 m3/h。

3.3 管道水力热力计算模型

3.3.1 管道热力计算公式

式中，tL为距起点L处油温，℃；t0为管道埋深处地温，℃；tR为管道起点油温，℃；K为管道总传热系数，W/(m2·℃)；D为管道外径，m；L为管道长度，m；i为油流水力坡降，m/m；G为油品质量流量，kg/s；c为油品比热容，J/(kg·℃)；b为参数，b＝。

3.3.2 管道水力计算公式

其中，β＝

式中,ΔH为管道输送压头，m；Q为油品体积流量，m3/s；ν为油品运动黏度，m2/s；d为管道内径，m；ZL为距起点L处高程，m；Z0为管道起点高程，m；A、m为与流体流态相关的系数，取值见文献[23]。

3.3.3 求解过程 按每段1 km的长度将管道划分为若干管段，首先在不考虑摩擦生热的条件下，利用式（1）计算管段内的油温，然后根据油温计算结果，利用式（2）计算管段压降，在得到管段压降数据的基础上，重新利用式（1）、（2）进行温度及压降的计算，从而得到在考虑摩擦生热条件下，该管段的温度和压降数据，依此类推，最终可得管道沿线各管段压力、温度分布及沿线各站的进出站温度和压力。

3.4 日东管道掺稀输送工况计算分析

根据委内瑞拉稠油和进口稀油掺混实验的结果，并结合日东管道的基础数据，对日东管道冬季、春秋季和夏季的掺稀输送水力状况进行计算分析（见表5）。

3.4.1 冬季掺稀输送工况计算 参照相关气象资料，冬季地温取8.0℃，分别对于20%、30%和40%掺稀比例下管道的输送能力进行核算。由表5可以看出，冬季管道在20%掺稀比例下输送时，其最大输量为568 m3/h。该流量仍低于日东管道泵组最低允许输量600 m3/h，且过泵原油的黏度也很大，为保证管道的平稳、安全运行，不宜在冬季进行20%掺混比例下委内瑞拉稠油输送。冬季管道在30%掺稀比例下输送时，其最大输量为660 m3/h，该流量与管道泵组最低允许输量相差不大，管道运行时的可调节范围有限，故不推荐在冬季进行30%掺混比例下委内瑞拉稠油输送。冬季管道在40%掺稀比例下输送时，其最大输量为1 090 m3/h，而过泵的原油黏度不高，且最大出站压力未超过8.0 MPa约束条件，因而在现有的设备条件下，通过掺入40%的沙特轻质原油，可在冬季实现委内瑞拉稠油安全平稳的掺稀输送。

表5 不同季节和掺稀比例下的输送计算结果Table 5 Calculation results of tr anspor t in differ ent season and blending proportion

3.4.2 春秋季掺稀输送工况计算 参照相关气象资料，春秋季地温取15℃，按照上述的计算方法，通过计算校核可知，当掺混比例为10%时，在现有的设备条件，春秋季无法进行10%掺混比例下的混输。由表5可以看出，春秋季管道进行30%掺稀比例下输送时，其最大输量可达1 050 m3/h，且最大出站压力未超过8.0 MPa约束条件。因此推荐的春秋季管道掺稀比例不应低于30%。

3.4.3 夏季掺稀输送工况计算 参照相关气象资料，夏季地温取21℃，按照上述的计算方法，通过计算校核可知，当掺混比例为10%时，管道最大输送能力与泵组最低输量600 m3/h较为接近，可调节的余地不大，不建议在夏季进行10%掺混比例下的混输。由表5可以看出，夏季管道进行20%掺稀比例下输送时，其最大输量可达860 m3/h。由此可见，在夏季掺入20%沙特轻质原油后，可以实现安全输送，但输送量的可调节范围不大。夏季管道进行30%掺稀比例下输送时，其最大输量可达1 100 m3/h，而最大出站压力仅有7.63 MPa，要小于8.03 MPa的压力约束条件。由此可见，在现有的设备条件下，通过掺混30%的沙特轻质原油，可在夏季实现安全输送。

3.5 不同季节安全掺稀比例范围的确定

通过对上节计算内容的分析和总结，可得到日东管道不同季节委内瑞拉稠油与沙特轻质原油掺稀输送的可行工况计算结果（见表6）。

表6 委内瑞拉稠油与沙特轻质原油掺稀输送工况Table 6 Transportation conditions of Venezuela heavy oil blending with Saudi light crude oil

从日东管道配泵情况及管道实际运行安全余量考虑，按照日东管道1 050 m3/h额定输量及运行压力不超过8.0 MPa的约束要求，利用表6数据进行插值分析，可确定不同季节安全掺稀比例范围，即冬季安全掺稀比例不应小于39%，春秋季不应小于30%，夏季不应小于28%。

4 结 论

（1）油品基本物性的测试显示，委内瑞拉稠油属于高黏而不易凝的原油，与含蜡原油管道不同，稠油管道不会发生凝管事故，但因黏度过高而难以进行管输，若黏度控制不好，则存在很大“黏管”风险。

（2）基于掺稀实验，建立了掺稀混油黏度速查表，只需查阅到岸进口稀油物性商检报告，即可根据稀油20℃的动力黏度，利用黏度速查表，通过对比查找或内外插值的方法，快速确定不同掺混比例不同温度条件下掺混油品的黏度。

（3）混油稳定性的静置评价实验显示，掺稀后混油经过10 d静置仍能保持很好的稳定性和均一性；静置时间达到15 d时，混油的均一性会发生变化。由此可知，即便连续停输达10 d，管道内的混油也不会出现明显的分层和沉积。

（4）稀油种类不同、季节不同，则管道输送的安全掺混比例以及运行工况也会发生变化。不同掺稀比例下管道运行压力及流量的分析，可最终确定可行的稠油掺稀输送方案及安全输送的掺稀比例范围。以日东管道为例，当以沙特轻质原油（20℃时黏度10 mPa·s）为掺稀介质时，冬季管道输送时安全掺稀比例不应小于39%，春秋季时掺稀比例不小于30%，而夏季时安全掺稀比例则可进一步降低至不小于28%。