摘 要 根據(jù)油品物性，對(duì)高凝原油1#原油進(jìn)行降凝劑試驗(yàn)，通過軟件模擬分析差溫順序輸送高凝原油過程中的流動(dòng)特性和傳熱特性。結(jié)果表明：差溫順序輸送1#高凝原油時(shí)應(yīng)采用加降凝劑輸送工藝，當(dāng)降凝劑濃度為800ppm時(shí)，1#原油凝點(diǎn)可降至36 ℃；差溫順序輸送兩種油品時(shí)，末站進(jìn)站溫度應(yīng)高于41 ℃；投產(chǎn)期間，一個(gè)輸送批次時(shí)間為3.5 d，順序輸送1#原油初期需采用加降凝劑輸送工藝；設(shè)計(jì)流量下，一個(gè)輸送批次時(shí)間為3.0 d，順序輸送1#原油是否采用加降凝劑輸送工藝的臨界地溫為12 ℃。

關(guān)鍵詞 高凝原油 差溫順序輸送 降凝劑 輸送批次 臨界地溫

中圖分類號(hào) TQ050.4+2 " 文獻(xiàn)標(biāo)志碼 A " 文章編號(hào) 0254?6094（2024）04?0619?08

高凝原油由于凝點(diǎn)比較高，在輸送過程中能耗較大，導(dǎo)致其管輸工藝復(fù)雜。為實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗、降本增效、安全運(yùn)行的目的，近年來，國內(nèi)專家學(xué)者們對(duì)高凝原油輸送工藝進(jìn)行了大量的研究，如添加降凝劑、摻稀油及超聲波處理等［1］。目前，通過向原油中添加降凝劑的技術(shù)成熟，并且在管道輸送中應(yīng)用廣泛［2，3］。然而，影響降凝劑作用效果的因素眾多［4～6］，如原油組成及物性、含蠟量、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量、降凝劑結(jié)構(gòu)、熱處理溫度、冷卻速度及剪切速率等。為此，亟需研究一種適用于高凝原油的輸送工藝，保證管道運(yùn)輸?shù)陌踩煽窟\(yùn)行。

內(nèi)蒙古自治區(qū)某地區(qū)建設(shè)有兩個(gè)油田，分別標(biāo)記為1#油田、2#油田，對(duì)應(yīng)原油分別標(biāo)記為1#原油、2#原油。1#原油和2#原油油品的凝點(diǎn)差距較大，1#原油凝點(diǎn)高達(dá)48 ℃，為高凝點(diǎn)原油，2#原油凝點(diǎn)僅為15 ℃。兩種原油密度相差不大，但含蠟量均高于10%，為高含蠟原油。筆者根據(jù)這兩種原油的物性特點(diǎn)，對(duì)高凝原油1#原油進(jìn)行降凝劑試驗(yàn)，通過SPS軟件模擬研究差溫順序輸送1#原油與2#原油在管輸過程中的傳熱和流動(dòng)特性，進(jìn)而優(yōu)化管輸運(yùn)輸方案，該研究可為其他油田高凝原油輸送工程提供重要的參考意義。

1 管道輸送基礎(chǔ)參數(shù)

管道所處內(nèi)蒙古自治區(qū)某市，屬于典型的中溫帶大陸性季風(fēng)氣候。管道設(shè)計(jì)輸量為200×104 t/a，全線設(shè)置一座首站和一座末站。管道全長約21.5 km，沿線所處平原地帶，地勢(shì)平緩無高差。管道管頂最小埋深為1.4 m，管中心埋深約1.6 m。全年沿線地溫?cái)?shù)據(jù)見表1。

油品輸送溫度主要依靠儲(chǔ)罐維溫，儲(chǔ)存1#原油的儲(chǔ)罐維溫溫度為60 ℃，儲(chǔ)存2#原油的儲(chǔ)罐維溫溫度為55 ℃。全線按保溫設(shè)計(jì)，保溫層厚度50 mm?？紤]沿線地下水位較高，DN 250管線埋地總傳熱系數(shù)K取0.85 W/（m2·℃）。得到1#原油、2#原油在不同剪切速率下的黏度值見表2、3。

2 油品降凝試驗(yàn)

通過對(duì)1#原油進(jìn)行降凝劑篩選試驗(yàn)，確定降凝劑的類型為BEM?5P。然后進(jìn)行降凝劑濃度試驗(yàn)，得到混合原油不同加藥量下的降凝試驗(yàn)數(shù)據(jù)見表4。由表中數(shù)據(jù)可以看出，當(dāng)降凝劑濃度為800ppm（1ppm=0.001‰）時(shí)，1#原油的凝點(diǎn)可降至36 ℃，是一個(gè)較理想的狀態(tài)。表5是降凝劑濃度為800ppm時(shí)不同剪切速率下的1#原油黏度值。

設(shè)計(jì)輸量下油品剪切速率約44 s-1，因此選取與設(shè)計(jì)值接近的48.6 s-1作為實(shí)際剪切速率，得到添加降凝劑前后1#原油黏度變化如圖1所示?？梢钥闯觯?4 ℃為分界點(diǎn)，當(dāng)溫度低于54 ℃時(shí)，添加降凝劑后1#原油黏度得到了有效降低，尤其當(dāng)溫度低于50 ℃時(shí)1#原油黏度大幅下降，當(dāng)溫度高于50 ℃后，黏度下降較??；當(dāng)溫度高于54 ℃后，添加降凝劑的1#原油黏度反而略微上升，這表明在較低溫度下降凝劑對(duì)1#原油的降凝效果較好。

3 差溫順序輸送工藝

3.1 順序輸送溫度要求

根據(jù)GB 50253—2014《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》的要求：原油的輸送溫度宜高于原油凝點(diǎn)3～5 ℃。考慮到添加降凝劑后1#原油的凝點(diǎn)降至36 ℃，因此在順序輸送1#原油、2#原油時(shí)，末站進(jìn)站溫度不1#原油黏度變化應(yīng)低于41 ℃。

3.2 順序輸送工藝計(jì)算

3.2.1 穩(wěn)態(tài)

3.2.1.1 冬季

設(shè)計(jì)流量和最小流量下輸送1#原油、2#原油的冬季穩(wěn)態(tài)計(jì)算結(jié)果見表6、7。

3.2.1.2 夏季

夏季環(huán)境溫度較高，此時(shí)，設(shè)計(jì)流量和最小流量下輸送1#原油、2#原油的夏季穩(wěn)態(tài)計(jì)算結(jié)果見表8、9。

3.2.2 差溫順序輸送分析

3.2.2.1 投產(chǎn)期間

投產(chǎn)期間，順序輸送1#原油、2#原油的穩(wěn)態(tài)計(jì)算結(jié)果見表10。

裝置于9月投產(chǎn)，此時(shí)地溫為19.5 ℃，流量為182 m3/h，根據(jù)兩種油品產(chǎn)量（1#原油產(chǎn)量為2 759 t/d，2#原油產(chǎn)量為1 079 t/d），計(jì)算得到一個(gè)輸送批次的用時(shí)為3.5 d（其中輸送1#原油用時(shí)2.5 d，輸送2#原油用時(shí)1.0 d）。采用SPS軟件模擬仿真得到一種原油切換至另一種原油1.0 h后管道沿線水力坡降如圖2、3所示?？梢钥闯觯捎趦煞N油品密度相差不大，輸送條件下黏度相近，因此，當(dāng)由一種油品切換為另一種油品時(shí)，管道沿線的水力坡降變化不大。

圖4是1#原油切換為2#原油后，管道首站出站溫度與末站進(jìn)站溫度在一個(gè)輸送批次內(nèi)（其中，輸送1#原油2.5 d，輸送2#原油1.0 d）的變化。由圖中曲線可以看出，管道末站進(jìn)站溫度最低為51.9 ℃，高于單獨(dú)輸送2#原油時(shí)的進(jìn)站溫度，但卻低于53 ℃（即不加降凝劑1#原油凝點(diǎn)之上5 ℃）。因此，當(dāng)由2#原油切換為1#原油初期需要添加降凝劑，若管道末站進(jìn)站溫度高于53 ℃（此時(shí)距離切換1#原油時(shí)間約11.5 h），則首站停止加降凝劑。

3.2.2.2 設(shè)計(jì)流量下

根據(jù)兩個(gè)油田的產(chǎn)量進(jìn)行預(yù)測，到2025年，1#原油產(chǎn)量穩(wěn)步上升，2#原油產(chǎn)量穩(wěn)定，總產(chǎn)量可達(dá)2×106 t/a，達(dá)到管道設(shè)計(jì)流量；2025年至2040年期間，總產(chǎn)量可維持在2×106 t/a。

當(dāng)?shù)?月份地溫僅2.5 ℃，流量為260 m3/h，根據(jù)兩種油品產(chǎn)量，設(shè)定一個(gè)輸送批次時(shí)間為3.0 d（其中，輸送1#原油2.28 d，輸送2#原油0.72 d）。兩種油品在一個(gè)輸送批次內(nèi)油品切換1.0 h后沿線水力坡降如圖5、6所示，首站出站溫度、末站進(jìn)站溫度如圖7所示。

由圖5、6可以看出，由于兩種油品密度相差不大，輸送條件下黏度相近，設(shè)計(jì)流量下當(dāng)由一種油品切換為另一種油品時(shí)，管道沿線的水力坡降變化不大。由圖7可以看出，在一個(gè)輸送批次內(nèi)，末站進(jìn)站溫度最低為52.2 ℃，高于單獨(dú)輸送2#原油時(shí)的進(jìn)站溫度，但卻低于53 ℃（不加降凝劑1#原油凝點(diǎn)之上5 ℃）。因此，在2#原油切換為1#原油初期需要添加降凝劑，當(dāng)末站進(jìn)站溫度高于53 ℃時(shí)（此時(shí)距離切換1#原油時(shí)間約7.7 h），首站停止加降凝劑。

3.3 地溫對(duì)差溫順序輸送工藝的影響

當(dāng)投產(chǎn)地溫為12 ℃，流量為260 m3/h時(shí)，根據(jù)兩種油品產(chǎn)量，設(shè)定一個(gè)輸送批次時(shí)間為3.0 d（其中，輸送1#原油2.28 d，輸送2#原油0.72 d）。一個(gè)輸送批次內(nèi)首站出站溫度、末站進(jìn)站溫度如圖8所示?？梢钥闯觯?dāng)?shù)販貫?2 ℃時(shí)，在一個(gè)輸送批次內(nèi)，末站進(jìn)站溫度最低為53 ℃，滿足不加降凝劑時(shí)1#原油凝點(diǎn)之上5 ℃的輸送要求。因此，設(shè)計(jì)流量下，當(dāng)管道沿線地溫高于12 ℃時(shí)，輸送1#原油時(shí)可以不添加降凝劑；當(dāng)管道沿線地溫低于12 ℃時(shí)，輸送1#原油初期需采用添加降凝劑的輸送方式。

4 結(jié)論

4.1 順序輸送高凝原油1#原油時(shí)要采取加降凝劑的輸送工藝；當(dāng)降凝劑濃度為800ppm時(shí)，1#原油凝點(diǎn)可降至36 ℃。

4.2 差溫順序輸送過程中，為避免油品切換導(dǎo)致沿線溫度場變化引起高凝原油凝結(jié)，末站進(jìn)站溫度需高于41 ℃，即加劑后溫度處于1#原油凝點(diǎn)之上5 ℃。

4.3 投產(chǎn)期間，當(dāng)?shù)販貫?9.5 ℃，輸送流量達(dá)到182 m3/h時(shí)，一個(gè)輸送批次時(shí)間為3.5 d（其中，輸送1#原油2.5 d，輸送2#原油1.0 d）。兩種油品切換時(shí)，管道沿線水力坡降變化不大。在2#原油切換為1#原油初期需采用加降凝劑輸送方式，當(dāng)末站進(jìn)站溫度高于53 ℃時(shí)（此時(shí)距離切換1#原油時(shí)間約11.5 h），首站停止加降凝劑。

4.4 全年最冷月地溫為2.5 ℃，當(dāng)設(shè)計(jì)流量達(dá)到260 m3/h時(shí)，一個(gè)輸送批次時(shí)間為3.0 d（其中，輸送1#原油2.28 d，輸送2#原油0.72 d）。兩種油品切換時(shí)，管道沿線水力坡降變化不大。在2#原油切換為1#原油初期需采用加降凝劑輸送方式，當(dāng)末站進(jìn)站溫度高于53 ℃時(shí)（此時(shí)距離切換1#原油時(shí)間約7.7 h），首站停止加降凝劑。

4.5 當(dāng)設(shè)計(jì)流量為260 m3/h時(shí)，一個(gè)輸送批次時(shí)間為3.0 d（其中，輸送1#原油2.28 d，輸送2#原油0.72 d）。兩種油品切換時(shí)，輸送1#原油是否采用降凝劑輸送工藝時(shí)的臨界地溫為12 ℃。當(dāng)?shù)販馗哂?2 ℃時(shí)，輸送1#原油時(shí)采用不加劑輸送工藝；當(dāng)?shù)販氐陀?2 ℃時(shí)，輸送1#原油需采用加劑輸送工藝。

參 考 文 獻(xiàn)

［1］ 徐亮，艾月喬，李海娜，等.日東原油管道高黏油摻混輸送工藝［J］.油氣儲(chǔ)運(yùn)，2019，38（9）：1009-1014.

［2］ 于濤，殷炳綱，林永剛，等.長呼原油管道優(yōu)化運(yùn)行分析［J］.油氣儲(chǔ)運(yùn)，2014，33（6）：665-668.

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［4］ 吳本芳，吳一昊，方波，等.高凝原油用聚合物型降凝劑的制備及其降凝機(jī)理［J］.精細(xì)石油化工，2017，34（6）：45-50.

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（收稿日期：2023-09-14，修回日期：2024-07-08）

Design of Differential Temperature Sequential Transportation

Technology for the Crude Oil with High Pour Point

WANG Cheng?lin1， YU Peng2， LIU Miao?ting1， CAI Lei1

（1. CPECC North China Company； 2. Shandong Zhenhua Oil Energy Reserve Co.， Ltd.）

Abstract " Considering the physical properties of oil， the pour?point reducer test of 1# high pour?point crude oil was carried out， including making use of the software simulate both flow characteristics and heat transfer characteristics of the high pour?point crude oil in its differential temperature sequential transportation. The results show that， the pour?point depressant?added delivery process for the 1# high pour?point crude oil should be adopted in the differential temperature sequential transportation. When the concentration of pour?point depression agent stays at 800ppm， the 1# crude oil’s freezing point can be reduced to 36 ℃； when two kinds of oils are transported in differential temperature sequence， the inlet temperature at the end station should be higher than 41 ℃； during the production， the delivery time of a transportation batch asks for 3.5 days and the pour?point depressant has to be added for the delivery process in the initial stage. Under the design flow rate， the delivery time of a transportation batch is 3.0 days， and the critical ground temperature for the sequential delivery of the 1# crude oil is 12 ℃.

Key words " "high pour?point crude oil， differential temperature sequential transportation， pour?point depressant， transportation batch， critical ground temperature

基金項(xiàng)目：中國石油工程建設(shè)有限公司華北分公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目（批準(zhǔn)號(hào)：2022HBKJ01）資助的課題。

作者簡介：王成林（1984-），工程師，從事油田地面及儲(chǔ)運(yùn)方向的設(shè)計(jì)研究工作，383169746@qq.com。

引用本文：王成林，于朋，劉淼亭，等.差溫順序輸送高凝原油輸送工藝設(shè)計(jì)［J］.化工機(jī)械，2024，51（4）：619-625；654.