委內瑞拉稠油常溫摻稀輸送工藝分析

崔秀國，張博釗，史銘磊，王玉昌

（1.國家管網(wǎng)集團北方管道科技研究中心，河北廊坊065000；2.河北安科工程技術有限公司，河北石家莊050051）

目前我國每年進口的委內瑞拉原油已達數(shù)千萬噸。委內瑞拉原油屬于重質稠油，其黏度和密度極高（5℃黏度可達6 500 mPa·s，20℃密度976.4 kg/m3）。如何對到岸的大批量委內瑞拉原油進行有效且經(jīng)濟的輸送，一直是困擾管道輸送的技術難題。雖然委內瑞拉原油凝點很低（通常在ˉ10℃以下），在輸送過程中不存在“凝管”的危險，但若不能保證稠油有效的降黏，一方面因黏度過高無法進行管輸，另一方面也存在極大的“黏管”風險。若發(fā)生“黏管”，則整條管道內的油品處理起來會異常困難。委內瑞拉稠油實現(xiàn)管輸?shù)暮诵募夹g問題就是要進行有效降黏。計算分析顯示[1]，加熱輸送方式能耗極高，經(jīng)濟性差。目前稠油降黏劑雖可以起到一定降黏作用[2]，但降黏后的稠油仍難以達到管輸?shù)囊?。實驗測試表明[3-5]，通過摻入輕質油品可有效降低稠油的黏度，從而實現(xiàn)常溫輸送。目前我國每年從中東進口的原油中多數(shù)都為品質較好的輕質原油（即稀油），采用向稠油中摻入稀油從而達到降黏，具有很強的可實施性。

國外針對重質稠油輸送工藝的研究已開展多年[6-8]，雖然有稠油摻稀輸送的工程實例[9-10]，但具體的工藝實現(xiàn)細節(jié)未見報道。而對于委內瑞拉稠油，國外通常采用簡單的裂解加工方式進行降黏處理，然后再進行輸送。國內對重質稠油輸送的研究，更多停留在國外稠油輸送技術的總結[11-15]和技術方法分析的層面[16-20]，可查到的應用實例并不多，其中鳳城稠油外輸管道采用了摻稀輸送[21-22]，但該管道長度僅有102 km，且采用的稀油為柴油，管道運行溫度高達80～90℃，這對于大批量委內瑞拉稠油的長距離輸送，顯然從經(jīng)濟上和技術上均無法接受。因此，研究委內瑞拉稠油更為經(jīng)濟且可行的安全輸送工藝方式具有重要的工程意義。

1 稠油摻稀實驗測試

準確確定摻稀后油品流動性是實施稠油摻稀輸送工藝的基礎。目前我國進口的輕質原油（即稀油）物性存在一定的差異，通過對近4年16種進口稀油物性測試數(shù)據(jù)分析可以發(fā)現(xiàn)，按照其流動性（主要是指動力黏度）的不同，進口稀油可大致分為三類，即物性非常好的原油（20℃黏度在10 mPa·s以下）、物性較好原油（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）。在實驗測試中，分別選用3種具有代表性的進口稀油（即阿聯(lián)酋Umm Shaifft原油、沙特輕質原油和科威特原油）與委內瑞拉稠油進行摻稀測試實驗。

1.1 實驗裝置

密閉罐、IKA調速攪拌器和HAAKEF8程控水浴為摻稀混油油樣的制備裝置（見圖1）。依據(jù)現(xiàn)場輸送溫度及可能采取的摻稀比例，分別進行了溫度5～30℃、摻稀比例10%～80%的油樣配置。在制備過程中，采用稱重方法量取一定量的稠油和稀油，將兩種油樣裝入3 L密閉罐中，利用程控水浴進行不少于10 min的設定溫度控溫，然后放入攪拌槳，啟動攪拌器進行充分攪拌（攪拌轉速100 r/min，攪拌時間5 min），將混油油樣取出，從而完成一定摻稀比例和溫度下的混油樣制備。

圖1 混油制備裝置Fig.1 Diluted heavy crude oil sample pr epar ation device

根據(jù)油品物性各參數(shù)對摻稀輸送的影響程度，確定的主要物性測試指標為摻稀后油品的黏溫關系、密度和凝點。測量采用的儀器為流變儀（型號MRC500）、密度計和凝點儀。

1.2 委內瑞拉稠油與進口稀油基本物性測試

在實驗測試中，依據(jù)SY/T 0520ˉ2008《原油黏度測定法》、GB/T 2013ˉ2010《液體石油化工產品密度測定法》和SY/T 0541ˉ2009《原油凝點測定法》，分別對委內瑞拉稠油和3種典型的進口稀油（阿聯(lián)酋Umm Shaifft原油、沙特輕質原油和科威特原油）進行油品黏度、密度以及凝點等物性指標測試，結果見表1。需要指出的是，在原油黏度的測試中，稀油屬于牛頓流體，故僅需對剪切速率20 sˉ1下不同溫度的原油黏度進行測定即可，其測試過程與SY/T 0520ˉ2008的規(guī)定一致。同時，當改變測試溫度時，也無需再更換油樣。

由表1數(shù)據(jù)可見，與國產高黏易凝的含蠟原油不同，委內瑞拉稠油凝點在ˉ12℃以下，但其在20℃時黏度已達到1 500 mPa·s以上，因此委內瑞拉稠油是一種高黏而不易凝的原油。在對其進行輸送時，應重點關注降黏問題而不是凝點的變化以防“黏管”事故的發(fā)生。3種稀油流動性均很好，黏度非常低，即便是物性較差的科威特原油，其在20℃時的黏度也僅有21.6 mPa·s。

表1 委內瑞拉稠油與3種進口稀油基本物性測試數(shù)據(jù)Table 1 Basic physical proper ty test data of Venezuela heavy oil and thr ee kinds of impor ted light crude oils

1.3 摻混油品黏度速查表的建立

基于3種典型進口稀油與委內瑞拉稠油摻混測試數(shù)據(jù)，建立了稀油與稠油摻混后油品動力黏度查詢表，結果如表2所示，即稀油20℃動力黏度分別為5、10、20 mPa·s的查詢表。當?shù)玫礁劭诘桨对蜕虣z報告后，依據(jù)該種稀油20℃的動力黏度，參照3個摻混油黏度查詢表，通過對比查找或內外插值的方法，無需再進行摻混實驗測試，就可迅速得到不同摻稀比例、不同溫度條件下的摻混油品黏度。

表2 稀油摻混后黏度查詢Table 2 Diluted heavy oil viscosity reference

為驗證表2數(shù)據(jù)的準確性，分別開展了伊拉克巴士拉原油、阿曼原油與委內瑞拉稠油摻混實驗，并將實測數(shù)據(jù)與表2的插值計算數(shù)據(jù)進行對比。巴士拉原油與委內瑞拉稠油摻混實驗部分數(shù)據(jù)的對比見表3。由表3數(shù)據(jù)對比顯示，實驗測試數(shù)據(jù)與查詢表計算數(shù)據(jù)間的相對偏差在8%以內，這表明表2中的數(shù)據(jù)具有較好的準確度，用于工程計算是可以接受的。

表3 巴士拉原油摻混實驗數(shù)據(jù)與計算數(shù)據(jù)對比Table 3 Comparison of experimental data and calculated data of Basra crude oil blending

2 摻稀混油穩(wěn)定性實驗評價

對于稠油摻稀輸送，確保摻稀后混油的穩(wěn)定性以及均一性是實現(xiàn)安全輸送的重要前提。在實驗中，采用靜置法對混油的穩(wěn)定性進行評價。具體的實施過程為：分別從靜置不同時間后盛有混油樣的容器中的上、中、下部取樣，進行相同條件下的黏度測量，通過對測試數(shù)據(jù)的對比分析，模擬經(jīng)不同停輸時間后，混油在管道內的穩(wěn)定性和均一性。

在實驗中，分別對委內瑞拉稠油與3種典型稀油配置的混油樣進行了3～15 d的靜置實驗。表4給出的是摻入比例40%稀油后，混油經(jīng)過10、15 d靜置后取樣的黏度測試結果。

由表4可見，以摻入阿聯(lián)酋原油為例，混油靜置10 d后從容器上、中、下部取樣測試，其黏度變化不大；靜置15 d后，容器不同部位取樣測試的黏度會有明顯區(qū)別，如在15℃時，上部油樣黏度為85.4 mPa·s，而下部油樣黏度則增大到101.0 mPa·s。據(jù)此可知，靜置10 d的混油穩(wěn)定性和均一性仍很好，但靜置時間達到15 d時，混油已出現(xiàn)分層現(xiàn)象。同時，分別摻入沙特輕質原油和科威特原油的測試數(shù)據(jù)也反映了同樣的結果。此外，由表4的數(shù)據(jù)還可看出，雖然油樣相同，但靜置15 d測試的黏度要略高于10 d的測試結果，這主要是由于油樣長期靜置，混油中輕組分揮發(fā)所致。

表4 不同取樣位置處的測量數(shù)據(jù)Table 4 Measurement data at different sampling positions

上面的分析可知，在摻稀稠油工藝運行中，一次連續(xù)停輸時間不能達到15 d，否則混油會在管道中分層且油品中的重組分可能會在管內沉積。

3 日東管道摻稀輸送方案分析

以日東管道開展委內瑞拉重質稠油與沙特輕質原油（20℃時黏度10 mPa·s）摻稀常溫輸送為例，說明摻稀輸送方案及確定安全摻混比例的方法。

3.1 管道概況

日東管道承擔著將山東日照港到岸的委內瑞拉原油輸送至山東東明石化的任務。管道全長446 km，設計輸量1 000×104t/h，設計壓力8.0 MPa。日東管道共設3座工藝站場，依次分別為日照首站、兗州中間站、東明末站。日照首站ˉ兗州中間站段管徑為Φ711 mm，兗州中間站ˉ東明末站段管徑為Φ610 mm。

3.2 管道運行方案需考慮的約束條件

參照日東管道的設計及運行數(shù)據(jù)，在進行日東原油管道摻稀輸送工況計算時，應充分考慮如下要求：

（1）管道最大出站壓力要小于8.0 MPa。

（2）進站壓力應不低于0.4 MPa。

（3）按照日東管道配泵情況，其運行最小流量不應低于600 m3/h，額定流量為1 050 m3/h。

3.3 管道水力熱力計算模型

3.3.1 管道熱力計算公式

式中，tL為距起點L處油溫，℃；t0為管道埋深處地溫，℃；tR為管道起點油溫，℃；K為管道總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；D為管道外徑，m；L為管道長度，m；i為油流水力坡降，m/m；G為油品質量流量，kg/s；c為油品比熱容，J/(kg·℃)；b為參數(shù)，b＝。

3.3.2 管道水力計算公式

其中，β＝

式中,ΔH為管道輸送壓頭，m；Q為油品體積流量，m3/s；ν為油品運動黏度，m2/s；d為管道內徑，m；ZL為距起點L處高程，m；Z0為管道起點高程，m；A、m為與流體流態(tài)相關的系數(shù)，取值見文獻[23]。

3.3.3 求解過程 按每段1 km的長度將管道劃分為若干管段，首先在不考慮摩擦生熱的條件下，利用式（1）計算管段內的油溫，然后根據(jù)油溫計算結果，利用式（2）計算管段壓降，在得到管段壓降數(shù)據(jù)的基礎上，重新利用式（1）、（2）進行溫度及壓降的計算，從而得到在考慮摩擦生熱條件下，該管段的溫度和壓降數(shù)據(jù)，依此類推，最終可得管道沿線各管段壓力、溫度分布及沿線各站的進出站溫度和壓力。

3.4 日東管道摻稀輸送工況計算分析

根據(jù)委內瑞拉稠油和進口稀油摻混實驗的結果，并結合日東管道的基礎數(shù)據(jù)，對日東管道冬季、春秋季和夏季的摻稀輸送水力狀況進行計算分析（見表5）。

3.4.1 冬季摻稀輸送工況計算 參照相關氣象資料，冬季地溫取8.0℃，分別對于20%、30%和40%摻稀比例下管道的輸送能力進行核算。由表5可以看出，冬季管道在20%摻稀比例下輸送時，其最大輸量為568 m3/h。該流量仍低于日東管道泵組最低允許輸量600 m3/h，且過泵原油的黏度也很大，為保證管道的平穩(wěn)、安全運行，不宜在冬季進行20%摻混比例下委內瑞拉稠油輸送。冬季管道在30%摻稀比例下輸送時，其最大輸量為660 m3/h，該流量與管道泵組最低允許輸量相差不大，管道運行時的可調節(jié)范圍有限，故不推薦在冬季進行30%摻混比例下委內瑞拉稠油輸送。冬季管道在40%摻稀比例下輸送時，其最大輸量為1 090 m3/h，而過泵的原油黏度不高，且最大出站壓力未超過8.0 MPa約束條件，因而在現(xiàn)有的設備條件下，通過摻入40%的沙特輕質原油，可在冬季實現(xiàn)委內瑞拉稠油安全平穩(wěn)的摻稀輸送。

表5 不同季節(jié)和摻稀比例下的輸送計算結果Table 5 Calculation results of tr anspor t in differ ent season and blending proportion

3.4.2 春秋季摻稀輸送工況計算 參照相關氣象資料，春秋季地溫取15℃，按照上述的計算方法，通過計算校核可知，當摻混比例為10%時，在現(xiàn)有的設備條件，春秋季無法進行10%摻混比例下的混輸。由表5可以看出，春秋季管道進行30%摻稀比例下輸送時，其最大輸量可達1 050 m3/h，且最大出站壓力未超過8.0 MPa約束條件。因此推薦的春秋季管道摻稀比例不應低于30%。

3.4.3 夏季摻稀輸送工況計算 參照相關氣象資料，夏季地溫取21℃，按照上述的計算方法，通過計算校核可知，當摻混比例為10%時，管道最大輸送能力與泵組最低輸量600 m3/h較為接近，可調節(jié)的余地不大，不建議在夏季進行10%摻混比例下的混輸。由表5可以看出，夏季管道進行20%摻稀比例下輸送時，其最大輸量可達860 m3/h。由此可見，在夏季摻入20%沙特輕質原油后，可以實現(xiàn)安全輸送，但輸送量的可調節(jié)范圍不大。夏季管道進行30%摻稀比例下輸送時，其最大輸量可達1 100 m3/h，而最大出站壓力僅有7.63 MPa，要小于8.03 MPa的壓力約束條件。由此可見，在現(xiàn)有的設備條件下，通過摻混30%的沙特輕質原油，可在夏季實現(xiàn)安全輸送。

3.5 不同季節(jié)安全摻稀比例范圍的確定

通過對上節(jié)計算內容的分析和總結，可得到日東管道不同季節(jié)委內瑞拉稠油與沙特輕質原油摻稀輸送的可行工況計算結果（見表6）。

表6 委內瑞拉稠油與沙特輕質原油摻稀輸送工況Table 6 Transportation conditions of Venezuela heavy oil blending with Saudi light crude oil

從日東管道配泵情況及管道實際運行安全余量考慮，按照日東管道1 050 m3/h額定輸量及運行壓力不超過8.0 MPa的約束要求，利用表6數(shù)據(jù)進行插值分析，可確定不同季節(jié)安全摻稀比例范圍，即冬季安全摻稀比例不應小于39%，春秋季不應小于30%，夏季不應小于28%。

4 結 論

（1）油品基本物性的測試顯示，委內瑞拉稠油屬于高黏而不易凝的原油，與含蠟原油管道不同，稠油管道不會發(fā)生凝管事故，但因黏度過高而難以進行管輸，若黏度控制不好，則存在很大“黏管”風險。

（2）基于摻稀實驗，建立了摻稀混油黏度速查表，只需查閱到岸進口稀油物性商檢報告，即可根據(jù)稀油20℃的動力黏度，利用黏度速查表，通過對比查找或內外插值的方法，快速確定不同摻混比例不同溫度條件下?lián)交煊推返酿ざ取?/p>

（3）混油穩(wěn)定性的靜置評價實驗顯示，摻稀后混油經(jīng)過10 d靜置仍能保持很好的穩(wěn)定性和均一性；靜置時間達到15 d時，混油的均一性會發(fā)生變化。由此可知，即便連續(xù)停輸達10 d，管道內的混油也不會出現(xiàn)明顯的分層和沉積。

（4）稀油種類不同、季節(jié)不同，則管道輸送的安全摻混比例以及運行工況也會發(fā)生變化。不同摻稀比例下管道運行壓力及流量的分析，可最終確定可行的稠油摻稀輸送方案及安全輸送的摻稀比例范圍。以日東管道為例，當以沙特輕質原油（20℃時黏度10 mPa·s）為摻稀介質時，冬季管道輸送時安全摻稀比例不應小于39%，春秋季時摻稀比例不小于30%，而夏季時安全摻稀比例則可進一步降低至不小于28%。