西部原油管道冬季安全输送工艺研究

吕 政，吴海辰，邓忠华，林永刚，薛延军，于 阳，马 涛

中国石油北京油气调控中心，北京 100007

1 西部原油管道运行概况

西部原油管道于2007年7月投产，是我国西部地区重要的长输原油管道，采用常温输送方式，具有注入原油品类多、物性复杂等特点。该管道乌鄯段西起乌鲁木齐首站，终至鄯善末站，全长297.3 km，顺序输送哈萨克斯坦进口来油（以下简称“哈国油”） 和克拉玛依油田原油（以下简称“北疆油”）；鄯兰段西起鄯善首站，终至兰州末站，全长1 545 km，顺序输送哈国油、北疆油、塔里木油田原油（以下简称“塔里木油”）、吐哈油田原油（以下简称“吐哈油”） 与其他按不同比例掺混的混合原油[1]。同时，鄯兰段还在四堡站和30#阀室分别设有三塘湖原油注入支线和酒东原油注入支线，其具体流程如图1所示。由于上游来油物性改善且物性较差的北疆油不再外输，以及多油品掺混后凝点大幅降低等有利因素的影响，有效降低了启炉概率。自2014年起西部原油管道开始采用加热炉热备运行常温输送方式，凝点异常时可以首站紧急启炉。但受上下游吞吐量、多油品复杂物性特征影响，西部原油管道始终维持低输量运行。加之冬季气温骤降，管道运行存在一定风险和难点，故此开展相关研究，分析油品物性对管道输送产生的影响，以制定具体工艺技术方案，确保冬季安全、平稳运行。

2 输送油品物性分析

2.1 单一油品物性分析

从近几年冬季乌鲁木齐站、鄯善站单一油品凝点检测结果可以看出，乌鄯段哈国油和北疆油凝点始终保持在较低的范围，均低于沿线冬季最低地温（3月初乌鲁木齐站约3.6℃）和进站油温（约6.1℃）；鄯兰段吐哈油平均凝点在-10℃左右，塔里木油凝点在-15℃左右，低于沿线冬季最低地温（3月初山丹站约2.8℃） 和进站油温（约6.5℃），具体情况如图2所示。

图1 西部原油管道流程

图2 近年各油品平均凝点检测结果

由图2可以看出，近年哈国油、北疆油、吐哈油、塔里木油凝点较为稳定，不仅降低了乌鄯段冬季运行凝油风险，同时增加了鄯兰段油品掺混的种类和灵活度，为原油常温输送提供条件。

但值得注意的是，近年来北疆油最大出站黏度达 432 mPa·s， 平均黏度为 186.5 mPa·s， 高黏度可能造成油品出站压力升高、首站给油泵过滤器压差增大等后果，限制了乌鄯段输送北疆油的最大批次量和瞬时排量。此外，虽然输油泵对原油具有提温作用，一般可使外输原油升温3～5℃，但过泵剪切作用使得原油凝点大幅上升[2-4]，应加密监测。

2.2 混合油品物性分析

根据下游管道和炼厂的需求，鄯善站目前主要采用常温顺序输送哈国油、兰成油（LC油）、混油（H油） 三种油品，通常情况LC油单批次输油 1.6×105m3，H油单批次输油 8×104m3。选取两种常输混合油品进行凝点测试，其中LC-34油（吐哈油∶哈国油=21∶79） 储罐中层测试凝点为-21℃，出站平均凝点-13℃，兰州进站平均凝点-8℃；H-97油（吐哈油∶塔里木油=5∶95）储罐中层测试凝点为-18℃，出站平均凝点-13℃，兰州进站平均凝点-7℃。分析数据发现H油和LC油空白凝点均较低，一般在-10～-20℃，远低于最低进站油温和最低地温，基本可以保证常温输送安全。常温输送条件下，鄯善站油出站凝点与其罐油取样空白凝点基本一致，没有出现明显反弹；兰州站油进站凝点有所上升，但一般仍保持在较低范围波动。

2.3 注入支线油品物性分析

酒东注入支线长度2.48 km，采用环氧煤沥青加强级防腐，保温层选用复合硅酸盐卷毡。酒东原油表现出较典型的含蜡原油特性，最大凝点可达17℃，远高于当地平均地温，且加剂改性效果不理想，凝点受温降影响反弹明显，因此未采用加剂运行，而采取管道集肤伴热提高油品温度的方式进行原油注入。酒东原油通过注入管道经由30#阀室注入鄯兰干线输送的LC油品内。酒东原油与塔里木-哈国-北疆混合油掺混实验测试结果显示，在酒东原油掺入比例小于10%的条件下，掺混后的混合油凝点在0℃以下，5℃以上的黏度＜71 mPa·s。由2019年酒东原油的注入情况可以看出，虽然酒东原油凝点高，但由于其掺混比例较小，一般不超过5%，在管输剪切作用下能够与凝点较低的LC油达到均匀混合，掺混段到达兰州站的进站凝点通常在-5℃以下，因此对原批次的物性影响较小。

三塘湖注入支线长度294 m，注入原油最大凝点可达10℃，远高于四堡平均地温，由于加剂改性效果不理想，因此采用集肤伴热。三塘湖原油通过注入管道经四堡站注入鄯兰干线输送的LC油品内。三塘湖原油与吐哈-哈国-北疆混合油掺混实验测试结果显示，在三塘湖原油掺入比例小于30%时，混油凝点均在-10℃以下，掺入比例上升至40%时，凝点升至-8℃左右。根据三塘湖原油与LC原油掺混后的密度结果，可以得出三塘湖油样的密度和LC油的密度相当，和LC油掺混后，密度变化不显著。从整体看，向LC油中掺入不超过40%的三塘湖油样，在2～50℃的范围内，均表现出牛顿流体的特征，且黏度小于60 mPa·s，对西部管道的安全运行无威胁。截至2019年末，三塘湖支线累计注入8批次，单次平均注入量为12 904 m3，与LC油批次平均掺混比例为7.5%。经化验得到四堡站出站混合油样平均凝点为-14.6℃，兰州进站平均凝点为-9.3℃，基本可以确保管道正常输油。

3 冬季输送工艺

3.1 干线输送工艺

按照以往经验，原油外输时空白或出站凝点应低于管道沿线当月最低地温3℃，且黏度不高于400 mPa·s。根据首站及中间站场油品凝点监测情况，确定冬季运行期间首站是否热处理输送。具体情况如表1所示。

表1 各管段工艺运行方式选择

哈国油、北疆油在乌鄯段切换外输时，应密切关注北疆油外输温度以及给油泵过滤器压差，提前0.5 h全线降量运行，待平稳后再提至目标排量。

乌鄯段最小输量为400 m3/h，外输北疆油时北疆油批次量不应大于2×104m3。为进一步降低北疆油外输风险，考虑在北疆油批次中按一定比例掺入哈国油。当采用此方法时，可适当增大北疆油外输批次量。鄯兰段最小输量为1 000 m3/h，H油单批次输油不应超过8×104m3，保证LC油与H油交替输送。

加热时，热处理温度不宜低于50℃；采用预热回收系统时，热处理温度不宜低于60℃。为了控制加剂原油凝点反弹，一般情况中间站不启用保安炉。中间站场是否重复热处理，应根据测得油品的物性决定，重复加热的温度应达到40～55℃，防止油品物性恶化。此外，冷备站场需保证具备72 h内点炉能力。

乌鲁木齐站及鄯善站原油外输前取样测试罐底、罐中、罐顶油样的凝点、黏度和密度。外输原油时，需测试油品油头、油尾油样凝点各3次。油样正常后每天各取样1次，若油样不稳定，2 h取样测试1次。

3.2 支线输送工艺

根据油品物性、进出站油温、沿线地温等参数变化，冬季酒东及三塘湖注入支线采取罐内蒸汽盘管加热及管道集肤伴热的方式输送原油。支线首站应保证原油注入管道温度达到外输要求。发现物性较差、凝点过高的油品，应及时降低注入比例或停止注入。注入时，支线首站应保证设备运行稳定、注入排量均匀，避免外输压力发生大的波动。当集肤伴热发生故障异常时，应及时采取应急措施。

为确保管道的安全运行，应首先在鄯善站控制好出站LC油的物性。通过罐油取样空白凝点的监测，若发现掺混不均匀，油品凝点高于-8℃时，则应加强对该批次LC油到达注入点上站时的凝点监测；若凝点高于-5℃，则需调整注入比例或不进行注入。同时，加强支线原油与鄯兰干线管输LC油掺混后的凝点监测，并保持对干线内掺混段油品位置的跟踪，监测注入段的兰州进站凝点。

3.3 冬季允许停输时间

冬季鄯兰段管道内含顺序输送的吐哈-哈国油批次时，停输时间不大于30 h，每批次吐哈-哈国油在管道内停输次数不大于1次；当管道内全部为混合油时，停输时间不大于48 h，两次停输时间间隔大于4 d；含酒东及三塘湖注入原油的批次未出干线时，停输时间不大于12 h。乌鄯段11～12月管道计划停输时间不大于30 h，1～5月管道计划停输时间不大于24 h。具体情况如表2所示。

表2 西部原油管道冬季最大允许停输时间/h

3.4 应急措施

在首站做好物性控制，当罐油取样物性发现分层时，取消该罐油品的外输计划，进行罐内循环维温。若首站外输油品凝点大幅上升，需立即停止该油品的外输，更换新的批次油品外输，并对恶化油品进行跟踪；在该批次到达玉门站时，将该批次油品全部分输；输送过程中不安排计划停输。

冬季低输量运行，如果全线压力异常升高，说明管道局部结蜡严重或原油流变性恶化。一旦管道发生初凝现象，根据实际情况，采取加量提温顶挤凝油措施。如因计划或者异常停输，停输时间应限定在允许的时间内。停输期间关注管道沿线压力变化，启输过程中注意管道运行情况，防止再启动压力过高[5]。观察流量、压力的变化是否符合该排量下的经验值，直至管道启输正常。一般情况启输后2～3 h沿线各点流量、压力即可达到平稳[6]。

4 结论

目前，多种油品输送给西部原油管道冬季运行带来一定风险。分析认为，无论是单一油品还是掺混油品，其物性差异对管道常温输送影响不大，但应关注高黏度北疆油以及泵剪切作用造成的油品凝点升高现象。同时，应确保注入支线油品物性指标合格，并严格控制注入量。通过采取合理的冬季输油工艺，不仅可以实现西部原油管道冬季安全平稳运行，也可为同类高纬度地区原油管道输送提供借鉴。