呂 政，吳海辰，鄧忠華，林永剛，薛延軍，于 陽，馬 濤

中國石油北京油氣調控中心，北京 100007

1 西部原油管道運行概況

西部原油管道于2007年7月投產，是我國西部地區(qū)重要的長輸原油管道，采用常溫輸送方式，具有注入原油品類多、物性復雜等特點。該管道烏鄯段西起烏魯木齊首站，終至鄯善末站，全長297.3 km，順序輸送哈薩克斯坦進口來油（以下簡稱“哈國油”） 和克拉瑪依油田原油（以下簡稱“北疆油”）；鄯蘭段西起鄯善首站，終至蘭州末站，全長1 545 km，順序輸送哈國油、北疆油、塔里木油田原油（以下簡稱“塔里木油”）、吐哈油田原油（以下簡稱“吐哈油”） 與其他按不同比例摻混的混合原油[1]。同時，鄯蘭段還在四堡站和30#閥室分別設有三塘湖原油注入支線和酒東原油注入支線，其具體流程如圖1所示。由于上游來油物性改善且物性較差的北疆油不再外輸，以及多油品摻混后凝點大幅降低等有利因素的影響，有效降低了啟爐概率。自2014年起西部原油管道開始采用加熱爐熱備運行常溫輸送方式，凝點異常時可以首站緊急啟爐。但受上下游吞吐量、多油品復雜物性特征影響，西部原油管道始終維持低輸量運行。加之冬季氣溫驟降，管道運行存在一定風險和難點，故此開展相關研究，分析油品物性對管道輸送產生的影響，以制定具體工藝技術方案，確保冬季安全、平穩(wěn)運行。

2 輸送油品物性分析

2.1 單一油品物性分析

從近幾年冬季烏魯木齊站、鄯善站單一油品凝點檢測結果可以看出，烏鄯段哈國油和北疆油凝點始終保持在較低的范圍，均低于沿線冬季最低地溫（3月初烏魯木齊站約3.6℃）和進站油溫（約6.1℃）；鄯蘭段吐哈油平均凝點在-10℃左右，塔里木油凝點在-15℃左右，低于沿線冬季最低地溫（3月初山丹站約2.8℃） 和進站油溫（約6.5℃），具體情況如圖2所示。

圖1 西部原油管道流程

圖2 近年各油品平均凝點檢測結果

由圖2可以看出，近年哈國油、北疆油、吐哈油、塔里木油凝點較為穩(wěn)定，不僅降低了烏鄯段冬季運行凝油風險，同時增加了鄯蘭段油品摻混的種類和靈活度，為原油常溫輸送提供條件。

但值得注意的是，近年來北疆油最大出站黏度達 432 mPa·s， 平均黏度為 186.5 mPa·s， 高黏度可能造成油品出站壓力升高、首站給油泵過濾器壓差增大等后果，限制了烏鄯段輸送北疆油的最大批次量和瞬時排量。此外，雖然輸油泵對原油具有提溫作用，一般可使外輸原油升溫3～5℃，但過泵剪切作用使得原油凝點大幅上升[2-4]，應加密監(jiān)測。

2.2 混合油品物性分析

根據(jù)下游管道和煉廠的需求，鄯善站目前主要采用常溫順序輸送哈國油、蘭成油（LC油）、混油（H油） 三種油品，通常情況LC油單批次輸油 1.6×105m3，H油單批次輸油 8×104m3。選取兩種常輸混合油品進行凝點測試，其中LC-34油（吐哈油∶哈國油=21∶79） 儲罐中層測試凝點為-21℃，出站平均凝點-13℃，蘭州進站平均凝點-8℃；H-97油（吐哈油∶塔里木油=5∶95）儲罐中層測試凝點為-18℃，出站平均凝點-13℃，蘭州進站平均凝點-7℃。分析數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)H油和LC油空白凝點均較低，一般在-10～-20℃，遠低于最低進站油溫和最低地溫，基本可以保證常溫輸送安全。常溫輸送條件下，鄯善站油出站凝點與其罐油取樣空白凝點基本一致，沒有出現(xiàn)明顯反彈；蘭州站油進站凝點有所上升，但一般仍保持在較低范圍波動。

2.3 注入支線油品物性分析

酒東注入支線長度2.48 km，采用環(huán)氧煤瀝青加強級防腐，保溫層選用復合硅酸鹽卷氈。酒東原油表現(xiàn)出較典型的含蠟原油特性，最大凝點可達17℃，遠高于當?shù)仄骄販?，且加劑改性效果不理想，凝點受溫降影響反彈明顯，因此未采用加劑運行，而采取管道集膚伴熱提高油品溫度的方式進行原油注入。酒東原油通過注入管道經由30#閥室注入鄯蘭干線輸送的LC油品內。酒東原油與塔里木-哈國-北疆混合油摻混實驗測試結果顯示，在酒東原油摻入比例小于10%的條件下，摻混后的混合油凝點在0℃以下，5℃以上的黏度＜71 mPa·s。由2019年酒東原油的注入情況可以看出，雖然酒東原油凝點高，但由于其摻混比例較小，一般不超過5%，在管輸剪切作用下能夠與凝點較低的LC油達到均勻混合，摻混段到達蘭州站的進站凝點通常在-5℃以下，因此對原批次的物性影響較小。

三塘湖注入支線長度294 m，注入原油最大凝點可達10℃，遠高于四堡平均地溫，由于加劑改性效果不理想，因此采用集膚伴熱。三塘湖原油通過注入管道經四堡站注入鄯蘭干線輸送的LC油品內。三塘湖原油與吐哈-哈國-北疆混合油摻混實驗測試結果顯示，在三塘湖原油摻入比例小于30%時，混油凝點均在-10℃以下，摻入比例上升至40%時，凝點升至-8℃左右。根據(jù)三塘湖原油與LC原油摻混后的密度結果，可以得出三塘湖油樣的密度和LC油的密度相當，和LC油摻混后，密度變化不顯著。從整體看，向LC油中摻入不超過40%的三塘湖油樣，在2～50℃的范圍內，均表現(xiàn)出牛頓流體的特征，且黏度小于60 mPa·s，對西部管道的安全運行無威脅。截至2019年末，三塘湖支線累計注入8批次，單次平均注入量為12 904 m3，與LC油批次平均摻混比例為7.5%。經化驗得到四堡站出站混合油樣平均凝點為-14.6℃，蘭州進站平均凝點為-9.3℃，基本可以確保管道正常輸油。

3 冬季輸送工藝

3.1 干線輸送工藝

按照以往經驗，原油外輸時空白或出站凝點應低于管道沿線當月最低地溫3℃，且黏度不高于400 mPa·s。根據(jù)首站及中間站場油品凝點監(jiān)測情況，確定冬季運行期間首站是否熱處理輸送。具體情況如表1所示。

表1 各管段工藝運行方式選擇

哈國油、北疆油在烏鄯段切換外輸時，應密切關注北疆油外輸溫度以及給油泵過濾器壓差，提前0.5 h全線降量運行，待平穩(wěn)后再提至目標排量。

烏鄯段最小輸量為400 m3/h，外輸北疆油時北疆油批次量不應大于2×104m3。為進一步降低北疆油外輸風險，考慮在北疆油批次中按一定比例摻入哈國油。當采用此方法時，可適當增大北疆油外輸批次量。鄯蘭段最小輸量為1 000 m3/h，H油單批次輸油不應超過8×104m3，保證LC油與H油交替輸送。

加熱時，熱處理溫度不宜低于50℃；采用預熱回收系統(tǒng)時，熱處理溫度不宜低于60℃。為了控制加劑原油凝點反彈，一般情況中間站不啟用保安爐。中間站場是否重復熱處理，應根據(jù)測得油品的物性決定，重復加熱的溫度應達到40～55℃，防止油品物性惡化。此外，冷備站場需保證具備72 h內點爐能力。

烏魯木齊站及鄯善站原油外輸前取樣測試罐底、罐中、罐頂油樣的凝點、黏度和密度。外輸原油時，需測試油品油頭、油尾油樣凝點各3次。油樣正常后每天各取樣1次，若油樣不穩(wěn)定，2 h取樣測試1次。

3.2 支線輸送工藝

根據(jù)油品物性、進出站油溫、沿線地溫等參數(shù)變化，冬季酒東及三塘湖注入支線采取罐內蒸汽盤管加熱及管道集膚伴熱的方式輸送原油。支線首站應保證原油注入管道溫度達到外輸要求。發(fā)現(xiàn)物性較差、凝點過高的油品，應及時降低注入比例或停止注入。注入時，支線首站應保證設備運行穩(wěn)定、注入排量均勻，避免外輸壓力發(fā)生大的波動。當集膚伴熱發(fā)生故障異常時，應及時采取應急措施。

為確保管道的安全運行，應首先在鄯善站控制好出站LC油的物性。通過罐油取樣空白凝點的監(jiān)測，若發(fā)現(xiàn)摻混不均勻，油品凝點高于-8℃時，則應加強對該批次LC油到達注入點上站時的凝點監(jiān)測；若凝點高于-5℃，則需調整注入比例或不進行注入。同時，加強支線原油與鄯蘭干線管輸LC油摻混后的凝點監(jiān)測，并保持對干線內摻混段油品位置的跟蹤，監(jiān)測注入段的蘭州進站凝點。

3.3 冬季允許停輸時間

冬季鄯蘭段管道內含順序輸送的吐哈-哈國油批次時，停輸時間不大于30 h，每批次吐哈-哈國油在管道內停輸次數(shù)不大于1次；當管道內全部為混合油時，停輸時間不大于48 h，兩次停輸時間間隔大于4 d；含酒東及三塘湖注入原油的批次未出干線時，停輸時間不大于12 h。烏鄯段11～12月管道計劃停輸時間不大于30 h，1～5月管道計劃停輸時間不大于24 h。具體情況如表2所示。

表2 西部原油管道冬季最大允許停輸時間/h

3.4 應急措施

在首站做好物性控制，當罐油取樣物性發(fā)現(xiàn)分層時，取消該罐油品的外輸計劃，進行罐內循環(huán)維溫。若首站外輸油品凝點大幅上升，需立即停止該油品的外輸，更換新的批次油品外輸，并對惡化油品進行跟蹤；在該批次到達玉門站時，將該批次油品全部分輸；輸送過程中不安排計劃停輸。

冬季低輸量運行，如果全線壓力異常升高，說明管道局部結蠟嚴重或原油流變性惡化。一旦管道發(fā)生初凝現(xiàn)象，根據(jù)實際情況，采取加量提溫頂擠凝油措施。如因計劃或者異常停輸，停輸時間應限定在允許的時間內。停輸期間關注管道沿線壓力變化，啟輸過程中注意管道運行情況，防止再啟動壓力過高[5]。觀察流量、壓力的變化是否符合該排量下的經驗值，直至管道啟輸正常。一般情況啟輸后2～3 h沿線各點流量、壓力即可達到平穩(wěn)[6]。

4 結論

目前，多種油品輸送給西部原油管道冬季運行帶來一定風險。分析認為，無論是單一油品還是摻混油品，其物性差異對管道常溫輸送影響不大，但應關注高黏度北疆油以及泵剪切作用造成的油品凝點升高現(xiàn)象。同時，應確保注入支線油品物性指標合格，并嚴格控制注入量。通過采取合理的冬季輸油工藝，不僅可以實現(xiàn)西部原油管道冬季安全平穩(wěn)運行，也可為同類高緯度地區(qū)原油管道輸送提供借鑒。