大落差管道改性输送工艺研究

王成林 梁 明 李凤绪 尚增辉 李宪昭

（中国石油工程建设有限公司华北分公司）

三塘湖油田原油外输管道位于新疆哈密地区， 起于牛圈湖联合站， 止于鄯-兰干线四堡泵站，管道全长193.5 km，管道规格为D273.1 mm×6.4 mm （7.1 mm）/D219.1 mm×5.2 mm， 管道材料L390，设计压力8.5～12.0 MPa，管道埋深1.5 ～2.5 m，全线采用埋地保温敷设方式。 管道设计输量1 Mt/a，最小启输量为390 kt/a，最大输量为1 150 kt/a。 全线设有首站、1#泵站、2#热泵站、3#热站、4#减压站和末站6 座工艺站场。

三塘湖原油外输管道翻越南、北天山，管道沿线呈马鞍形：1#RTU（远程终端单元）位于北天山管道里程57.2 km 处，高程2 764 m；中间为盆地，盆地最低点管道里程68.4 km，高程1 998 m；2#RTU 在翻越南天山118.1 km 处，高程2 767 m；下坡段设置4#减压站和末站， 低点高程706 m。该管线落差（2 061 m）大，且沿线地温低（2#热泵站与4#减压站之间冬季最低地温-4.5 ℃）。 2018年三塘湖采油厂原油产量为545 kt/a （超过管道最小启输量），达到管道投运条件，为确保三塘湖原油外输管道的安全投产与运行，对三塘湖原油管道改性输送的工艺条件进行研究分析。

1 三塘湖原油物性现状及输送条件

三塘湖油田原油的基本物性数据与原设计时期（2008 年）对应的数据见表1。 由表1 可以看出，三塘湖油田原油的物性与原设计时期油田原油的物性相比发生了较大的变化。 其中，密度、黏度、凝点和蜡含量均增加，而沥青+胶质含量和析蜡点均降低。

三塘湖原油黏温曲线如图1 所示。 由图1 可见，三塘湖原油黏度与原设计时期的相比，相同温度下增大近一倍；温度低于25 ℃时油品为非牛顿流体、高于25 ℃时为牛顿流体。 根据三塘湖管道输油泵厂家建议， 泵在油品黏度100 mPa·s 以上的小范围内仍有较高的运行效率，故输送三塘湖原油时，泵入口温度应高于30 ℃。因此，1#泵站进站温度不低于30 ℃，其余各站进站温度高于凝点3 ℃以上（凝点为12 ℃）；鉴于三塘湖原油初馏点为72 ℃，各站出站最高温度不应超过67 ℃。

图1 三塘湖原油黏温曲线

三塘湖原油外输管道的输送工艺计算采用DNV-GL 公司的SPS （Synergi Pipeline Simulator）软件来完成。 该软件能够完成长输管线的离线实时模拟计算， 是全世界公认的用于长距离输油（气）管道设计、计算和全线自动化控制模拟的高精度软件［1，2］。 按最小启输量（390 kt/a）输送油品时管道的工艺计算结果见表2。由表2 可知：在最小启输量390 kt/a 下，各站加热系统均需工作，2#热泵站出站温度达到最高出站温度（67 ℃）时，3#热站进站温度为15.4 ℃（高于凝点3.4 ℃）；此工况下各站出站温度均较高，能耗较大。 经模拟计算， 安全停输时间最短处为3#热站进站管道，其安全停输时间为14.3 h（原设计安全停输时间为28.7 h）。

表2 最小启输量时工艺计算结果（冬季输送）

考虑到三塘湖管道沿线具有地温较低、高落差等特点，若不采取措施，则无法保障管道的安全运行。 为确保三塘湖原油外输管道安全投产和运行，有必要进行改性输送工艺的试验研究。

2 降凝试验

降凝剂是一种化学合成的聚合物或缩聚物，其分子中一般含有极性基因（或芳香核）和与石蜡基相类似的烷基链。 通常在含蜡原油中添加少许降凝剂就可以大幅降低原油的凝点（SP）、表观黏度和屈服值，以达到改善原油在较低温度下流动性的目的，又被称为低温流动改进剂［3］。降凝剂的降凝机理涉及理论众多［4～8］，影响降凝作用的因素繁杂［9～13］。 目前，向原油中添加降凝剂工艺比较成熟，已应用于长呼原油管道、魏荆输油管道等［14，15］。 基于三塘湖原油的基础物性和流变性质测试结果， 其凝点较高且20 ℃以下的黏度较大，需添加降凝剂进行改性处理。

2.1 试验方法与条件

降凝剂改性效果的评价试验参照SY/T 5767—2016《原油管道添加降凝剂输送技术规范》进行。鉴于三塘湖原油初馏点为72 ℃，根据加药温度不能高于原油初馏点的原则，对降凝剂进行筛选试验。

试验条件如下：

待选药剂 CE、EVA、EP-B1、EP-B3、GY-2、

BEM-3、BEM-5P、BEM-6N、BEM-Q、

DPD-1、DPD-2、DPD-3、DPD8861

加药温度 55、60 ℃

加药量 50、100 mg/kg

搅拌转速 180 r/min

测试温度 5 ℃

2.2 试验结果

降凝剂筛选试验数据见表3。由表3 可知，加入降凝剂后， 在终冷温度下三塘湖原油的黏度、凝点和屈服值均有所降低，凝点最大下降6 ℃，达不到SY/T 5767—2016 《原油管道添加降凝剂输送技术规范》的要求——经降凝剂改性处理后凝点至少要有8 ℃的降幅。

表3 降凝剂筛选试验数据

经筛选试验，13 种降凝剂中BEM-Q 的降凝效果最好，因此选取BEM-Q 进行流变性质测定。降凝前后三塘湖原油黏温曲线如图2 所示。 由图2 可见，加入50 mg/kg BEM-Q 后，三塘湖原油在不同温度下降黏率相差并不大，低温时降黏率略高，高温时降黏率略低，总体降黏效果有限。

图2 降凝前后三塘湖原油黏温曲线

3 掺混试验

掺混输送主要用于含蜡高凝原油或稠油的输送［16，17］，且掺混输送比化学降黏、稠油改质降黏等方式更具经济性和可行性［18］，已在国内得到应用，如日东原油管道、中洛线及乌鄯原油管道等［19～21］。

对高凝、高黏且降凝剂作用不明显的三塘湖原油进行掺混试验，掺混所需的稀油选取吐哈油田内部的红台原油和塔里木原油。

3.1 三塘湖原油-红台原油的混合

三塘湖原油和红台原油在不同掺混比例下的物性测试结果见表4。由表4 可知，随着红台原油掺入比例的增加，混合油的密度下降趋势较为明显，而凝点降幅有限。

表4 不同比例的三塘湖-红台混合油物性测试结果

该混合油品黏温曲线如图3 所示。 由图3 可见，掺混红台原油后，可显著降低25 ℃以下的混合油黏度， 与三塘湖原油的黏度相比，20 ℃的混合油黏度降低了58.6%，但25 ℃以上的混合油黏度降幅较小。

图3 三塘湖∶红台=10∶1 掺混后油品黏温曲线

3.2 三塘湖原油-塔里木原油的混合

三塘湖原油和塔里木原油在不同掺混比例条件下的物性测试结果见表5。由表5 可知：要使混合油的密度降至870 kg/m3以下， 需掺入近30%的塔里木原油； 要使混合油的凝点降至0 ℃以下，则塔里木原油的掺入比例不能低于50%。

表5 不同比例的三塘湖-塔里木混合油的物性测试结果

3.3 三塘湖原油-红台原油-塔里木原油的混合

由前两节测试结果可知，红台原油的降密效果较好，而塔里木原油的降凝效果较好。 综合考虑降密和降凝的需求，将三塘湖原油、红台原油和塔里木原油进行混合，鉴于三塘湖原油和红台原油的产量比为10∶1，故固定其比例为10∶1。

三塘湖原油、红台原油和塔里木原油在不同掺混比例条件下的物性测试结果见表6。 由表6可知：当塔里木原油的掺入量达到15%时，混合油的密度可降至870 kg/m3以下； 当塔里木油的掺入量超过20%时，可使混合油的凝点降至4 ℃以下，凝点降幅可达8 ℃。

表6 不同比例的三塘湖-红台-塔里木混合油的物性测试结果

掺混稀油前后三塘湖原油黏温曲线如图4所示。由图4 可见，随着向三塘湖∶红台=10∶1 的混合油品中添加的塔里木油量增加，混油的黏度逐渐降低。

图4 掺混稀油前后三塘湖原油黏温曲线

对（三塘湖∶红台=10∶1）∶塔里木=8∶2 的混合油品进行流变性质的测定，结果如图5 所示。由图5可见，当油品按（三塘湖∶红台=10∶1）∶塔里木=8∶2混合时，温度高于14 ℃呈牛顿流体，此时黏度为123.5 mPa·s， 与三塘湖原油黏度相比降低了88.2%，降黏效果显著。

图5 （三塘湖∶红台=10∶1）∶塔里木=8∶2混合油品的黏温曲线

3.4 掺混输送工艺计算

从掺混塔里木原油拉运输送的经济性角度出发，并综合考虑降凝和降黏因素，选取（三塘湖∶红台=10∶1）∶塔里木=8∶2 的混合油，再结合输油泵效率这一因素，设定1#泵站进站温度不低于14 ℃，其余各站进站温度不低于7 ℃（凝点4 ℃）。输送该油品时，管道最小启输量可降至290 kt/a，其工艺计算结果见表7。由表7 可知，牛圈湖首站和4#减压站可实现热力越站， 仅有2#热泵站和3#热站的加热系统工作，能耗较低。 经模拟计算，安全停输时间最短处仍为3#热站进站管道，但其安全停输时间延长至43.7 h。

表7 最小启输量时工艺计算结果（冬季输送）

4 结论

4.1 从2008 年到2018 年，三塘湖原油物性变化较大，黏度、凝点和含蜡量均增大，经工艺核算，宜采取降凝降黏输送工艺。

4.2 三塘湖原油对降凝剂的感受性不强，降凝剂的加入对降低三塘湖原油的凝点和黏度均有限。

4.3 红台原油对降低三塘湖原油密度效果明显，且能显著降低25 ℃以下的三塘湖原油黏度，但降低其凝点有限。

4.4 塔里木原油对降低三塘湖原油凝点和黏度效果明显，但降低其密度有限。

4.5 当输送（三塘湖∶红台=10∶1）∶塔里木=8∶2 的混合油时，管道的最小启输量可降至290 kt/a，此工况下，管道的安全停输时间可延长至43.7 h。